Netzqualität

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Netzqualität

Implementierung eines Systems zur Messung der Netzqualität
Matthias Arlt
Gliederung
Seite
0.
Inhalt
3
1.
Grundlagen und Bedeutung der Netzqualität
1.1
Grundarten von Verbrauchern
1.2
Netzrückwirkungen
1.3
Die relevanten Normen
1.4
Die zuständige Basisnorm DIN EN 50160
4
4
4
6
7
2.
Netzqualität im RBB
2.1
Der RBB im Überblick
2.2
Die spezielle Situation des RBB
2.3
Besonderheiten im RBB, die den Einsatz von Netzüberwachungsmaßnahmen erfordern
9
9
11
3.
Auswahl eines Messsystems
3.1
Für den RBB geeignete Messsysteme/Messverfahren
3.2
Der Markt der Messsysteme
3.2.1 Die Firma Power Measurement
3.2.2 Die Firma Gossen Metrawatt
3.2.3 Die Firma LEM
3.3
Optimale Variante (Abschlussbericht)
3.4
Ermittlung der benötigten Anzahl der Geräte
3.5
Ausschreibung/Auftragsvergabe/Montage
12
12
13
14
17
20
22
24
24
4.
Geräteeinsatz im RBB-Berlin
4.1
Das Erfassungsgerät Mavolog 10S und seine Komponenten
4.2
Netztechnischer Anschluss
4.2.1 Allgemeine Erklärung
4.2.2 Ort der Unterbringung
4.2.3 Art der Anschlüsse
4.3
Datentechnischer Anschluss
4.3.2 Schnittstellenspezifikationen
4.3.3 Kommunikation eines Gerätes mit dem PC
4.3.4 Kommunikation des gesamten Verbundes
24
24
26
26
28
29
30
30
30
31
32
5.
PC–Verwaltung
32
6.
Inbetriebnahme
33
Seite 1
11
7.
Matthias Arlt
Erläuterung der mitgelieferten Programme von GMC
7.1
Metrawin - das Konfigurationsprogramm
7.1.1 Bedienung des Programms
7.1.2 Beispiel der Konfiguration eines Gerätes
7.1.3 Erkennen, Zuordnen und Programmieren eines
ausgewählten Erfassungsgerätes
7.1.4 Abfrage der im Gerät aufgezeichneten Messdaten
7.1.5 Online-Messung von Augenblickswerten
7.2. PC.doc-ACCESS - das Verwaltungsprogramm
7.2.2 Zuordnung der Geräte
7.2.3 Einstellung des Schedulers
7.2.4 Erstellen von Berichten
7.2.4 Der Netzqualitätsbericht
34
34
35
36
8.
Erste Betriebserfahrungen
51
9.
Quellenangaben
52
10.
Anlagen
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40
42
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49
0.
Matthias Arlt
Inhalt
Die zunehmende Verwendung digitaler Produktionsmittel und elektronischer
Komponenten im öffentlichen wie im privaten Funk und Fernsehen in den letzten
Jahren erfordert eine gesicherte Netzqualität. Sie verursacht aber selbst Netzverunreinigungen, z. B. durch ihre Schaltnetzteile und Leistungssteller für die
Beleuchtung, die zu den Störungen hinzukommen, die von der Elektronik schon ins
öffentliche Netz abgegeben werden.
Die gestiegenen Anforderungen erfordern eine Überwachung des betrieblichen und
des öffentlichen Netzes. Im Berliner Bereich des Rundfunk Berlin-Brandenburg
(RBB) wurde daher ein System zur Überwachung des Betriebsnetzes aufgebaut, das
die Netzverhältnisse automatisch protokolliert und es ermöglicht, Angaben über Ort,
Art und Umfang der Störungen zu machen.
Mein besonderer Dank gilt Herrn Dr. Brandt, den ich als Betreuer.für diese Arbeit
gewinnen konnte, obwohl ich erst im März 2002 an die Hochschule gewechselt bin.
Auch Herrn Wallrath und Herrn Ripken vom RBB danke ich herzlich für ihre
Unterstützung von der Planung bis zum betriebsfertigen System, die beide Herren
einige Feierabende gekostet hat.
Wichtigen Anteil hatte aber auch der alte 21“-Monitor, den mir der RBB zum Preis
von 40 € erwerben konnte. Ohne ihn wären die Darstellungen kaum in der nötigen
Qualität möglich gewesen.
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1.
Grundlagen und Bedeutung der Netzqualität
1.1
Grundarten von Verbrauchern
Matthias Arlt
Es gibt zwei Grundarten von Verbrauchern, die als Belastung im Netz auftreten:
Die linearen Verbraucher:
Bei den linearen Verbrauchern handelt es sich um ohmsche, induktive und kapazitive
Verbraucher und ihre Mischformen. Ihnen ist gemeinsam, dass bei sinusförmigen
Spannungen die Ströme ebenfalls sinusförmig verlaufen – gegebenenfalls mit
Phasenverschiebung.
Die nichtlinearen Verbraucher:
Mit dem Einzug der Elektronik in Industrie und Haushalt, die nur mit Gleichstrom
betrieben werden kann, wurden überall Netzteile erforderlich, d. h. Gleichrichter mit
Glättungskondensatoren. Deren Stromaufnahme erfolgt nur im Bereich des
Spannungsmaximums, wodurch die Stromkurve einen nichtsinusförmigen Verlauf
erhält. Da das speisende Netz aber nicht starr ist, sondern eine Impedanz aufweist,
reagiert es mit einer entsprechenden Veränderung der Netzspannung (siehe unter
Oberwellen). Ähnliches gilt für Leistungssteller mit Phasenansteuerungen und
komplexen Baugruppen mit Leistungshalbleitern wie Wechselrichtern, Frequenzumformern etc. Der Anteil dieser nichtlinearen Verbraucher ist in den letzten Jahren
überproportional gestiegen.
Schon immer vorhanden waren dagegen Verbraucher mit instationärem Charakter,
wie z. B. Anläufe großer Antriebe, Schaltvorgänge von Teilen des Netzes, größeren
Transformatoren und Verbrauchern.
Alle genannten Faktoren wirken auf das speisende Netz zurück. Für die
Beschreibung der Auswirkungen hat sich in Literatur und Normen der Begriff
„Netzrückwirkungen“ durchgesetzt.
1.2
Netzrückwirkungen
Die damit gemeinten Veränderungen der Netzspannung, die besonders von nichtlinearen und instationären Verbrauchern herrühren (s.o.), werden folgendermaßen
differenziert:
•
•
•
Oberschwingungsspannungen und Spannungen von Zwischenharmonischen
Spannungsänderungen, Spannungsverläufe und Flicker
Spannungsunsymmetrien
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Nachfolgend die nähere Erläuterung entsprechend ihrer Bedeutung:
Oberschwingungsspannungen
Die meisten Netzstörungen bzw. Netzverunreinigungen sind auf Oberschwingungen
zurückzuführen. Die Abweichung der Kurvenform der Netzspannung von der Sinusform stellt mathematisch eine Summe von Oberwellen dar (Fourier-Reihen). Oberschwingungen sind höherfrequente Überlagerungen der bestehenden Netzfrequenz.
Sie sind ganzzahlige Vielfache der Netzgrundschwingung. Die Kennzeichnung erfolgt
durch die Ordnungszahl n oder ν. Bei einer Netzfrequenz von 50 Hz bedeutet z. B.
die Ordnungszahl „drei“ das ganzzahlige Vielfache, also 3 x 50 Hz = 150 Hz.
Die Oberwellen führen zu Beeinflussungen und zu Schäden an den immer
sensibleren elektronischen Geräten, zu Überlastungen (z. B. von Neutralleitern,
Wicklungen und Kondensatoren) und zu Strömen auf Schutzleitern.
Zwischenharmonische Spannungen
Zwischenharmonische sind Überlagerungsfrequenzen, die kein ganzzahliges Vielfaches der 50 Hz-Grundfrequenz sind. Sie werden in erster Linie durch Frequenzumrichter und Impulspaketsteuerung verursacht.
Spannungsänderungen, -einbrüche, -verläufe und Flicker
Durch Laständerungen werden unterschiedliche Spannungsfälle an der Netzimpedanz und entsprechende Spannungsänderungen in der Versorgungsspannung
verursacht. Sie entstehen insbesondere durch folgende Verbraucher und müssen
möglichst schon dort begrenzt werden:
•
stoßartige Belastungen (Anlauf leistungsstarker Motoren, wie z. B. Walzwerke,
Schweißmaschinen, Lichtbogenöfen, Trafoeinschaltungen (Rush-Effekt)
•
temporäre Belastungen, wie die Umsteuerung von Umrichtern, Gleichstrommotoren mit Stromrichterspeisung beim Übergang vom Motorbetrieb zur Nutzbremsung
•
Leistungssteuerungen mit Impulspaketsteuerung oder Thermostatsteuerungen für
Elektrowärmeeinrichtungen in der Industrie und im Haushalt
Als Flicker bezeichnet man eine Sonderform von Spannungs- und Beleuchtungsschwankungen, auf die das menschliche Auge sehr empfindlich reagiert. Die höchste
Empfindlichkeit liegt bei 18 Änderungen in der Sekunde, wobei bereits
Spannungsänderungen von 0,3 % zu Beschwerden führen können (hauptsächlich
bei Glühlampen).
Messverfahren:
∆U
.
U Netz
Die Flickerspannung kann aber auch mit Hilfe einer Strommessung und der
Bezugsimpedanzen errechnet werden, sofern diese bekannt sind.
Die Flickerbestimmung erfolgt durch Analyse der Spannungsschwankungen
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Spannungsunsymmetrie
In der Regel wird die Last von Wechselstromverbrauchern gleichmäßig auf die drei
Phasen des Niederspannungs-Drehstromnetzes verteilt (grundsätzliche
Anforderungen an Elektromonteure). Dennoch entstehen unsymmetrische
Belastungen - abgesehen von Netzfehlern - bei besonders großen Wechselstromverbrauchern (Beispiel Schweißmaschinen), wenn ihre Leistung an zwei Prozent der
Netz-Kurzschlussleistung heranreicht und durch Nachinstallationen. Die Folgen sind
Über- und Unterspannungen der Außenleiter und Überlastungen von Kabeln,
Transformatoren und Motoren.
Abhilfemaßnahmen
Die Abhilfemaßnahmen sind vom Einzelfall abhängig und können nur mit
eingehender Kenntnis der Anlagen konzipiert werden. Übliche Maßnahmen sind:
• Vorschalten von Netzfiltern vor störende Verbraucher
• Dynamische Blindstromkompensation
• Überprüfung der USV-Anschlüsse auf ungeeignete Geräte
• Einbeziehen der Betriebstechnischen Abteilung bei Beschaffungsmaßnahmen
von kritischen Großgeräten und leistungsstarken einphasigen Verbrauchen
1.3
Die relevanten Normen
Unter dem Begriff der Netzqualität versteht man die Qualität der Spannung.
Die geltende Basisnorm DIN EN 50160 aus dem Jahr 1994 sagt im Anhang A:
„Elektrische Energie hat an der Übergabestelle zum Kunden viele veränderliche
Merkmale, die einen Einfluss auf den Nutzen des Stroms für den Kunden haben.
Diese Norm beschreibt die Merkmale der elektrischen Energie durch Angaben über
den Verlauf der Netzwechselspannung. Im Sinne der bestmöglichen Nutzung
elektrischer Energie ist es wünschenswert, dass die Versorgungsspannung eine
Frequenz, eine perfekte Sinus–Kurvenform und eine konstante Höhe aufweist. In der
Praxis ergeben sich viele Einflüsse, die zu Abweichungen hiervon führen. Im Gegensatz zu üblichen Produkten ist dabei die Art der Nutzung einer der wesentlichsten
Einflussfaktoren auf die Merkmale der elektrischen Energie – die Nutzung verändert
also das Produkt.“
Die DIN EN 50160 setzt sich mit der Netzfrequenz, langsamen Spannungsänderungen, schnellen Spannungsänderungen, Spannungseinbrüchen und Unterbrechungen der Versorgungsspannung auseinander.
Außerdem ist die Norm DIN EN 61000 (VDE 0847) zur elektromagnetischen Verträglichkeit in den folgenden Teilen relevant:
DIN EN 61000 Teil 4 - 7: „Prüf- und Messverfahren – allgemeiner Leitfaden für
Verfahren und Geräte zur Messung von Oberschwingungen und Zwischenharmonischen in Stromversorgungsnetzen und angeschlossenen Geräten“
DIN EN 61000 Teil 4-15: „Prüf- und Messverfahren – Flickermeter – Funktionsbeschreibung und Auslegungsspezifikation.“
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Die zuständige Basisnorm DIN EN 50160
Titel: „Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen“
Gültigkeit ab 5.Juli 1994
Die DIN EN 50160 ist die Basisnorm zur Beurteilung der Netzqualität. Sie setzt sich
mit folgenden Spannungsmerkmalen auseinander:
•
•
•
•
Frequenz
Höhe
Kurvenform
Symmetrie der drei Leiterspannungen
und legt die folgenden Bedingungen und Grenzwerte fest.
Netzfrequenz:
In Verbindung zu einem Verbundnetz wird vorgegeben, dass in 95 % des Zeitraumes
einer Woche die Netzfrequenz von 50 Hz lediglich um 1 % über- bzw. unterschritten
werden darf.
Höhe der Versorgungspannung:
Die genormte Versorgungspannung für Drehstromnetze mit vier Leitern ist
Un = 230 V zwischen Außenleiter und Neutralleiter.
Langsame Spannungsänderungen:
Normale Betriebsbedingungen vorausgesetzt, werden in Wochenintervallen die
10-Minuten-Mittelwerte des Effektivwertes der Versorgungsspannung gemessen.
Diese Mittelwerte sollen im Zeitraum einer Woche im Bereich der 10-MinutenIntervalle zu 95 % bei Un =+/-10% der Versorgungsspannung liegen.
Schnelle Spannungsänderungen:
Nach der Norm ist es zulässig, dass kurzfristige Abweichungen von bis zu 10 % der
Niederspannung (4 % bei der Mittelspannung) mehrmals kurzzeitig am Tag auftreten.
Flickerstärke:
„Unter normalen Bedingungen darf die Langzeitflickerstärke aufgrund von
Spannungsänderungen den Wert von P = 1 während der 95 % eines beliebigen
Wochenzeitraums nicht überschreiten.“
Spannungseinbrüche:
Spannungseinbrüche entstehen größtenteils durch Fehler in Kundenanlagen oder im
öffentlichen Netz. Sie sind nicht vorhersehbar und meistens zufallsgeprägte
Ereignisse.
In Abhängigkeit von der Art des Verteilnetzes kann die Anzahl der Spannungseinbrüche von 10 bis zu 1.000 Ereignissen pro Jahr betragen.
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Kurze Unterbrechungen der Versorgungsspannung:
Unterbrechungen in der Stromversorgung können nicht vollständig ausgeschlossen
werden. Die Norm kann hier keine Richtwerte vorgeben.
Lange Unterbrechungen der Versorgungsspannung:
Dieser Teil der Norm sieht nur Anhaltswerte vor. Unter normalen Bedingungen
können ortsabhängig zwischen weniger als zehn bis hin zu 50 lange
Spannungsunterbrechungen bis über drei Minuten auftreten.
Für geplante Versorgungsunterbrechungen werden ebenfalls keine Anhaltswerte
gegeben, da diese im Voraus angekündigt werden.
Oberschwingungsspannung:
„Unter normalen Betriebsbedingungen dürfen 95 % der 10-Minuten-Mittelwerte des
Spannungseffektivwertes jeder einzelnen Oberschwingung innerhalb eines
beliebigen Wochenintervalls den in der nachfolgenden Tabelle genannten Wert nicht
überschreiten. Resonanzen können höhere Spannungen bei einer einzelnen Oberschwingung hervorrufen.
Darüber hinaus darf der Gesamtoberschwingungsgehalt THD der Versorgungsspannung, gebildet aus allen Oberschwingungen bis zur Ordnungszahl 40, einen
Wert von 8 % nicht überschreiten.
Anmerkung: Die Begrenzung auf Ordnungszahlen bis zur 40. Ordnung entspricht
üblicher Vereinbarung.“
Gerade
Harmonische
Ungerade Harmonische
Nichtvielfache von 3
Ordnung h µh in %
5
6
7
5
11
3,5
13
3
17
2
19
1,5
23
1,5
25
1,5
Vielfache von 3
Ordnung h µh in %
3
5
9
1,5
15
0,5
21
0,5
Ordnung h
2
4
6 bis 24
µh in %
2
1
0,5
Tabelle 1: Harmonische Oberschwingungen in Prozent der Nennspannung
Zwischenharmonische Spannungen:
„Aufgrund der Entwicklung von Frequenzumrichtern und ähnlichen Steuergeräten
steigen die Werte der Zwischenharmonischen. In Ermangelung von gesicherten
Erfahrungswerten erfolgt zurzeit keine Festlegung (Werte in Beratung).“
Die DIN EN 50160 ist die europäische Beurteilungsgrundlage für die Netzqualität.
Weltweit gibt es eine größere Zahl ähnlicher Regelungen, mit weiteren und zum Teil
auch engeren Toleranzgrenzen, wie z. B. die südafrikanische Norm, die auch für
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den europäischen Export einige Bedeutung hat. Hier erfolgt die Charakterisierung
anhand der Einteilung der Spannung in sogenannte Dips, die Art und Dauer der
Spannungseinbrüche beschreiben. Die Angaben entstammen der Norm NRS 048-2
aus dem Jahre1996.
Kategorie
Y
X
S
T
Z
Einbruchtiefe
10 % - 20 %
20 % - 60 %
20 % - 60 %
60 % - 100 %
20 % - 100 %
Zeitdauer
20 ms - 3000 ms
20 ms – 150 ms
150 ms – 600 ms
20 ms – 600 ms
600 ms – 3000 ms
Tabelle 2: Südafrikanische Norm NRS 048-2
Dabei ist ein Y-Dip eine kleine Spannungsveränderung und ein Z-Dip eine große
Spannungsänderung usw.
Bild1: Norm NRS 048-2
2.
Netzqualität im RBB
2.1.
Der RBB im Überblick
Der RBB–Berlin (Zusammenschluss der ehemaligen Rundfunkanstalten SFB und
ORB) besteht im Wesentlichen aus zwei Hauptgebäuden, dem Fernsehzentrum
(FSZ, Lageplan oben links) und dem darunter liegenden markanten Haus des
Rundfunks (HdR) schräg gegenüber dem Berliner Funkturm. Darüber hinaus sind die
zwei Übergänge zwischen den beiden Gebäuden und das neben dem HdR liegende
Parkhaus zu erkennen.
Außerdem verfügt der RBB–Berlin über zwei Außenstationen, die für die
Ausstrahlung der Radio- und Fernsehfrequenzen zuständig sind, den Standort
Scholzplatz und die Station in der Stallupöner Allee. Beide sind in einer Entfernung
von ca. drei Kilometern vom Zentralstandort gelegen.
Die zentrale Liegenschaft des RBB:
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Matthias Arlt
m
m
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Th
eo
do
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rus
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1
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Br edt sc
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2
3
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su
re
na
lle
e
150 m
125 m
100 m
75 m
50 m
25 m
0 m
Bild2: Die zentrale Liegenschaft des RBB
Der RBB–Standort Berlin verfügt über ein TN-S-Netz (3 Phasen, Neutralleiter und
PE-Leiter) und wird seitens des örtlichen EVU‘s (Bewag) über zwei Doppelsonderkabel mit Mittelspannung 10 kV versorgt.
Die Einspeisung erfolgt zentral im Bereich des HdR und wird von dort zu den
jeweiligen Mittelspannungsschaltanlagen im HdR und FSZ verteilt.
Die Leistungen im Bereich des RBB gliedern sich wie folgt auf:
Fernsehzentrum:
Hausnetz (HN):
3 Trafos mit je
Techniknetz (TN): 2 Trafos mit je
(USV:
2 Anlagen mit je
Notstromaggregat:
1250 kVA Leistung
400 kVA Leistung
400 kVA Leistung)
1000 kVA Leistung
Haus des Rundfunks:
Hausnetz (HN):
3 Trafos mit je
(USV:
2 Anlagen mit je
Notstromaggregat 10kV:
630 kVA Leistung
200 kVA Leistung)
600 kVA Leistung
Seite 10
Außenstation Scholzplatz:
Hausnetz
3 Trafos mit je
(USV:
Notstromaggregat 0,4kV:
160 kVA Leistung
10 kVA Leistung)
27 kVA Leistung
Außenstation: Stallupöner Allee
Hausnetz
3Trafos mit je
Notstromaggregat:0,4kV
160 kVA Leistung
27 kVA Leistung
2.2
Matthias Arlt
Die spezielle Situation des RBB
Mit zunehmender Digitalisierung der redaktionellen Computeranlagen für den Rundfunk- und Fernsehbetrieb steigen auch die Anforderungen an die Qualität der Starkstromversorgung. Probleme bereiten zunehmend sogenannte Netzwischer. Hierbei
handelt es sich um kurzzeitige Spannungseinbrüche im Bereich von Millisekunden.
Sie entstehen beispielsweise durch Schalthandlungen oder weiter entfernte Kurzschlüsse und überschreiten in der Regel die zulässigen Toleranzgrenzen. Die Folge
sind Ausfälle sensibler Stromverbraucher, in erster Linie von Computersystemen.
In den Liegenschaften des RBB–Berlin sind für diese sensiblen Verbraucher
besondere, gesicherte Netze installiert worden, denen unterbrechungsfreie Stromversorgungsanlagen (USV) vorgeschaltet sind. Durch ihre Schaltungsart
übernehmen sie bei Ausfällen unterbrechungsfrei die Stromversorgung und erfüllen
dabei folgende Aufgaben:
•
•
•
2.3
Sie überbrücken kleinste Netzwischer.
Sie übernehmen bei einem totalen Netzausfall für eine Zeit von mindesten 15
Minuten unterbrechungsfrei die Stromversorgung der Verbraucher des nachgeschalteten Netzes, bis die Notstromgeneratoren angelaufen sind und die
Versorgung übernehmen.
Ihre Leistungselektronik erzeugt eine saubere, nicht von anderen im Hause
befindlichen Verbrauchern beeinflusste Sinusspannung – eine gute Voraussetzung für den störungsfreien Betrieb der angeschlossenen Verbraucheranlagen, sofern die Leitungsimpedanzen klein genug sind.
Besonderheiten im RBB, die den Einsatz von Netzüberwachungsmaßnahmen erfordern
Auch USV–Anlagen, die sensible Leistungselektronik und Steuerungselektronik
enthalten, sind nicht frei von Störungen. Diese entstehen unter anderem durch Netzrückwirkungen der im Hause zunehmend eingesetzten Computer, die in ihrer Summe
für zum Teil erhebliche Oberwellen sorgen und damit die USV-Anlagen ungünstig
beeinflussen können. Daneben bewirkt der Spannungsfall auf den Leitungen
Abweichungen an den Verbrauchern, auch wenn die USV-Anlagen ordnungsgemäß
funktionieren (siehe 2.2). Verlässliche Aussagen zur Fehlerursache in den
Versorgungsnetzen bekommen für die Betriebstechnik daher immer größere
Bedeutung.
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Bisher wurde im HdR die Versorgungsspannung an vier Punkten im Bereich Hausnetz und Techniknetz sowie an zwei Batterieanlagen gemessen und in der Elektrowerkstatt angezeigt. Die Messung und Anzeige erfolgt bisher mit einem ca. 20 Jahre
alten Messgerät, dessen Bedienung sehr aufwändig ist und für das kein
Erweiterungszubehör mehr erhältlich ist.
Zur sicheren Netzqualitätsanalyse der unterschiedlichen Stromversorgungsanlagen
der Gebäude HdR, FSZ und der Sendestation am Scholzplatz wurde daher der
Einbau von zeitgemäßen Analysegeräten geplant, die in der Lage sind,
1.
2.
3.
4.
im Netz aufgetretene Störungen in allen Netzabschnitten zu erfassen,
die Relevanz dieser Störungen hinsichtlich der Überschreitung der genormten
Toleranzen nach DIN EN 50160 zu überprüfen,
Langzeiterfassungen und schnelle Störungsanalyse für alle wichtigen Messgrößen durchzuführen,
dem Betriebspersonal ein komfortables und aussagekräftiges System mit
freier Auswahl der Messgrößen für die Störungsbeseitigung zur Verfügung zu
stellen, das durch einen logischen Aufbau benutzerfreundlich ist.
3.
Auswahl eines Messsystems
3.1
Für den RBB geeignete Messsysteme/Messverfahren
Folgende Faktoren waren entscheidend für die Auswahl eines geeigneten Messsystems zum Einsatz im RBB–Berlin:
1.
2.
3.
4.
5.
Welche Messgrößen kann das Gerät erfassen?
Wie genau misst das Gerät?
Wie lange kann ein Gerät die Messdaten speichern?
Wie verständlich bzw. logisch ist die Bedienung des Gerätes?
Wie hoch ist der Preis des Gerätes?
Zu 1.
Wichtigstes Kriterium für die Auswahl eines Gerätes war die Fähigkeit, die Netzqualität nach DIN EN 50160 zu erfassen und zu verarbeiten.
Ein weiterer wichtiger Punkt war die Messung der Phasenströme (kein Bestandteil
der DIN EN 50160) und der Leistungen. Außerdem sollten auch Ströme und
Spannungen des Neutralleiters gemessen werden.
Zu 2.
Selbstgestellte Vorgabe war ein Mindestanzahl von 30 zu messenden Oberwellen
und eine hohe Abtastrate.
Zu 3.
Die Dauer der Messung war ebenfalls ein Auswahlkriterium. Das Gerät sollte
wenigstens in der Lage sein, autark über eine Mindestdauer von zwei Wochen
Messdaten zu erfassen.
Seite 12
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Zu 4.
Die Prüfkriterien hierzu waren
• deutsche Bedienungsanleitung
• Übersichtlichkeit, Vollständigkeit und Verständlichkeit der Bedienungsanleitung
• Strukturen, Übersichtlichkeit und intuitiver Zugang zum Programm (die Einarbeitungszeit für das Bedienungspersonal sollte nicht zu lange dauern und keine
wissenschaftliche Auseinandersetzung mit dem Programm erfordern).
Zu 5.
Die vorgegebene Kalkulation für das Netzqualitätssystem in der ersten und hier
behandelten Ausbaustufe sah einen ungefähren Betrag von 100.000 Euro vor. Innerhalb dieses Kostenrahmens musste nun ein System gefunden werden, das die
vorgenannten Anforderungen bestmöglich erfüllt . Eine erste Übersicht über die auf
dem Markt erhältlichen Geräte wurde durch eine Internetrecherche vorgenommen.
3.2
Der Markt der Messsysteme
Die Sichtung des Marktes für Messtechnik ergab eine größere Anzahl von Firmen,
die derartige Messgeräte herstellen, allerdings waren diese in vielen Fällen nicht
leistungsfähig genug oder überstiegen aufgrund ihres zu hohen Preises das zur
Verfügung stehende Budget.
Drei Firmen blieben nach intensiver Sichtung in der engeren Wahl:
1.
2.
3.
Firma Power Measurement (PML) mit Sitz in Forchheim (Bayern),
Firma Gossen Metrawatt Instruments (GMC) aus Nürnberg mit Außenstelle in
Potsdam,
Firma LEM mit Sitz in Nürnberg.
Es folgte nun jeweils eine über mehrere Wochen dauernde Testphase mit jedem der
Geräte, um einschätzen zu können, welches Gerät für den Einsatz im RBB-Berlin am
besten geeignet ist.
Um die positiven und negativen Eigenschaften der genannten Programme zu veranschaulichen, dienen die folgenden Erläuterungen und Screenshots.
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Matthias Arlt
3.2.1 Die Firma Power Measurement
Bild 3: Ansicht des Gerätes vom Typ 7600
Die Firma Power Measurement hat ihren Sitz in den USA und unterhält eine
Vertretung in Nürnberg.
Der erste Eindruck des Gerätes der Firma Power Measurement vermittelt eine
anspruchsvolle, aber auch komplizierte Art der Verwaltung und Auswertung der
Netzqualitätsdaten (und zwar sowohl durch die für den RBB nicht erforderliche
Messung der Spannungsoberwellen bis zur 63. Oberwelle als auch deren
Verarbeitung und die Anzeigemöglichkeiten). Ferner bietet es eine Vielzahl von
Anzeigemöglichkeiten für jeden Teil der Gesamtmessung. Somit können hier Werte
nicht nur abgelesen, sondern auch noch analysiert und umfangreich weiter
verarbeitet werden. Aber gerade diese Eigenschaften können dem Personal auch
zum Verhängnis werden. Für dieses Gerät ist die mit Abstand größte Einarbeitungszeit erforderlich, um die sehr kompliziert - nahezu wissenschaftlich - dargestellten
Bedienungsroutinen zu begreifen und umzusetzen.
Intuitiv ausgeführte Bedienungen des Gerätes gehen oft ins Leere und führen auch
nach logischen Gesichtspunkten häufig nicht zum Ziel. Der Preis des ganzen
Systems ist der höchste im Feld der getesteten Kandidaten. Von Vorteil ist hingegen,
dass der Programmstruktur ein Open–Source-Protokoll zugrunde liegt, in dem
ähnlich dem Betriebsystem Linux eine weitgehende Veränderung des Quellcodes
erlaubt ist.
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Bild 4: hier: Abfrage der Stromdaten auf einer vorher definierten Zeitachse
Die Gerätebedienung wird allerdings noch zu einem großen Teil in Englisch
beschrieben. Der Hersteller hat ein vollständiges deutsches Update in Aussicht
gestellt, jedoch leider keinen Termin dafür genannt.
Nachfolgendes Bild 1.2 stellt deutlich den Sprachenkonflikt der vorliegenden „zweisprachigen“ Programmversion dar: englische Begriffe auf der in deutsch hinterlegten
Access-Verwaltungssoftware aus dem Hause Microsoft (die übrigens allen hier
getesteten Programmen in der Datenverwaltung zugrunde liegt).
Bild 5: Sprachenkonflikt anhand der Darstellung von Leistungsmessungen
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Matthias Arlt
Zu begeistern vermag dagegen beispielsweise das Programmschaubild für die
Momentanwerte von aktuellen Kennwerten aus relevanten Bereichen.
Es ist sogar möglich, das vorhandene Schaubild auf das grafikfähige Display im
Erfassungsgerät zu transferieren. Das Fabrikat steht damit in dieser Disziplin
konkurrenzlos an der Spitze des Testfeldes.
Außerdem können die Beschriftungen auch in diesem Schaubild verändert oder
ausgetauscht werden.
Bild 6: Programmschaubild: wichtigste aktuelle Werte
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3.2.2 Die Firma Gossen Metrawatt
Bild 7: Ansicht der Komponenten Mavolog 10S
Die Firma Gossen Metrawatt hat dagegen mit ihrem Gerät Mavolog 10S einen
deutlichen Vorteil durch die leichter zu verstehende Bedienung. Es gestattet zum
Beispiel als Einziges die spontane Auslesung von aktuellen Messwerten. Man kann
u. a. das Bedienungspersonal in verschiedenen Ebenen unterweisen, und die
Abfrage der vom Programm vorkonfigurierbaren Anzeige des Erfassungsgerätes
gestaltet sich durch die Einknopfbedienung sehr einfach.
Die wöchentliche Auslesung der DIN-Kriterien nach EN 50160 kann eine in relativ
kurzer Zeit unterwiesene Person vornehmen. Für die Analyse der Daten wird dann
aber höher qualifiziertes Personal benötigt, das sich intensiv mit dem Programm
beschäftigt hat. Die Verwaltungssoftware wirft dann jedoch ebenfalls Fragen auf,
wenn man meint, intuitiv vorgehen zu können. Die Fehlersuche im Bereich der
Verwaltungssoftware erweist sich bei einigen Problemen als sehr zeitintensiv, da die
Anleitung hier, wie auch in der normalen Programmierung, erhebliche Defizite
aufweist.
Bild 8: Ansicht des Grundscreens
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Der Grundscreen beinhaltet wesentlich weniger Information als der der Firma PML,
es gibt allerdings die Auswahl von vier Anzeigeformen.
Unten abgebildet ist die Multimeterform sowohl als analoge als auch digitale Form
oder beides, wie hier gezeigt wird.
GMC hätte gut daran getan, den auf maximal vier gleichzeitig angezeigte Größen
ausgelegten Multimeterscreen so darzustellen, dass mehr Messgrößen übersichtlicher dargestellt werden können. Obgleich die Darstellung der zu messenden
Größen in Form eines Multimeters durchaus keine schlechte Idee ist.
Die angezeigten Größen des Multimeters können frei benutzerdefiniert ausgewählt
werden.
Bild 9: Auswahl der Messgrößen
Nachfolgend wurde ein Stromausfall aller drei Phasen simuliert und der Verlauf
nachträglich betrachtet. Die Ordinate (X-Achse) gibt die Höhe des Stroms an. Auf der
Abszisse (Y-Achse) ist die Zeit dargestellt. Zu erkennen sind zwei senkrechte Linien,
die auf der Y-Achse verschoben werden können. In dem Zahlenfeld unter der Grafik
wird der Wert angezeigt, auf dem man sich gerade befindet. Das dritte, ganz rechte
Zahlenfeld zeigt die Differenz der ersten beiden Werte mit den senkrechten Linien.
Die Zeitachse kann sowohl in Echtzeit als auch in Relativzeit, wie hier dargestellt,
angezeigt werden. Zusammengefasst ist dies eine einfache aber logische Art der
Darstellung.
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Bild 10: Ansicht Stromverlauf mit Netzausfall
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3.2.3 Die Firma LEM
Bild 11: Ansicht des Gerätes Qwave Power
Das Erfassungsgerät der Firma LEM hat als einziges kein Display. Somit können
weder vorgegebene Richtwerte wie Spannung, Frequenz oder dergleichen vor Ort
ausgelesen werden.
Das Verständnis der Bedienungsroutinen fällt etwas schwerer als bei GMC, jedoch
lange nicht so kompliziert wie bei PM. Durchaus von Vorteil dagegen ist die
Bestückung des Gerätes mit einer Compact Flash-Karte. Hiermit können bei
Problemen jeglicher Art die Messwerte und das Betriebssystem des Gerätes mit Hilfe
eines dafür vorgesehenen Computers sehr viel schneller als bei den Konkurrenten
ausgelesen werden. Außerdem kann die Speicherkapazität durch Einsetzen einer
größeren Karte auf praktische Weise erhöht werden.
Bild 12: Auswahl der zu betrachtenden Messgrößen
Seite 20
Matthias Arlt
Bild 13: Festlegen von Grenzwerten
Bild 14: Abgreifen von Leistungswerten mit Hilfe von 2 Cursor (siehe 2 Fadenkreuze)
Es ist leider nicht möglich, Augenblickswerte mit dem Gerät der Firma LEM online zu
betrachten. Es besteht hier, wie bei den Geräten der anderen Firmen auch, allerdings die Möglichkeit, einen Alarm über das Relais am Gerät selber weiterzugeben.
Eine schnelle, kompetente Reaktion des Betriebspersonals wird vor allen Dingen
dadurch erschwert, dass nur ein Alarm ausgegeben wird. Die anderen Geräte
ermöglichen hingegen den sofortigen Fernzugriff auf das betreffende Gerät. Hier
jedoch muss erst gespeichert werden, dann aber können die Daten genauer
abgetastet werden als bei dem Gerät der Firma GMC (Abtastrate von 10,24 kHz,
gegenüber 6,4 kHz GMC).
Seite 21
3.3
Matthias Arlt
Optimale Variante (Abschlussbericht)
Nachfolgend wird der dem RBB übergebene Abschlussbericht im Wortlaut wiedergegeben
Abschlussbericht
Im Rahmen der Aufgabe, ein System zur Netzqualitätsanalyse auszuwählen, hatte
ich nach einer Vorauswahl hauptsächlich Kontakt zu den Firmen POWER
MEASUREMENT (PML), GOSSEN METRAWATT (GMC), LEM. Die Firma SIEMENS
hat erst gegen Ende der Testphase ein evtl. geeignetes System zur Marktreife
gebracht, verfügte jedoch weder über dafür ausgebildete Mitarbeiter noch über eine
Dokumentation. Andere auf dem Markt vertretene Firmen kamen weniger in Frage,
da sie die festgelegten Mindestvoraussetzungen, wie z. B. Messung der Phasenströme, nicht erfüllen konnten.
Ich habe versucht, mich bei der Bewertung von den betrieblichen Anforderungen
leiten zu lassen, die ich durch meine Tätigkeit beim SFB/RBB in der Abteilung
Versorgungstechnik kennen gelernt habe und durch meine in jahrelanger EDV-Praxis
entstandenen Ansprüche an selbsterklärende und intuitiv bedienbare Programme.
Diese Prioritäten finden sich nach ausführlicher Erörterung mit der technischen
Leitung auch im Testbericht wieder. Damit wurden meines Erachtens die wichtigsten
Kriterien für die Beurteilung erfasst.
Jede Firma hatte mit Abstürzen oder Teilabstürzen ihres Demonstrationsrechners
Probleme. Häufig hatte man den Eindruck, die Firmen waren auf ihre Präsentation
nicht ausreichend vorbereitet und mit ihren Produkten nicht genug vertraut.
Eine gewisse Ausnahme stellte die Firma POWER MEASUREMENT dar, die jedoch
ihre Produktvorstellung berechnet hat(!). Insgesamt lässt sich auch feststellen, dass
von ihr die Preisspitze des gesamten Feldes markiert wurde. Allerdings muss auch
gesagt werden, dass das Erfassungsgerät am genauesten war und die umfangreichste Ausstattung besaß, was jedoch die Firma veranlasste, nicht nur zwischen
den Zeilen zu sagen: „Wir sind die Besten.“
Das wurde meiner Meinung nach zu oft angebracht - sogar als Rechtfertigung, wenn
etwas nicht klappte. Ein weiteres Problem stellte die zeitaufwendige Lernphase für
das Verständnis der Gesamtbedienung dar, vorgegebene, im Umfang beschränkte
Benutzerroutinen sind jedoch nicht ganz so aufwendig.
Ganz anders hier die Firma GMC: in wenigen Stunden ist die Grundstruktur des
Programms erklärt und verstanden, jedoch ist der Funktionsumfang beschränkt und
weniger analytisch ausgelegt.
Das Erfassungsgerät und die dazugehörende Software der Firma LEM stellt nicht nur
preislich das Mittelfeld dar, auch die Bedienung ist meines Erachtens schwieriger als
beim GMC-Gerät, jedoch leichter zu erlernen als bei PML. Mit dem sehr einfach
aufzurufenden Schema der Momentanerfassung der Messwerte punktet es.
Seite 22
Matthias Arlt
Jedoch führen hier die von mir favorisierten intuitiv-logischen Handlungsweisen oft
ins Leere, was sich in der Regel schon nach wenigen Tagen Unterbrechung bei den
Arbeiten am System bemerkbar macht. Außerdem wäre auch seitens der Firma
etwas mehr Vorbereitung der Präsentation angebracht gewesen. Diese Punkte
veranlassen mich, der Firma den dritten Platz zuzuweisen.
Ein wichtiger, bisher nicht erwähnter Punkt bei allen Testkandidaten ist, dass hier
jeweils nur ein Gerät getestet wurde und kein wie im RBB-Berlin angestrebter
Verbund mit mindestens 13 Geräten. Die Koordination und Abfrage einer solchen
Anzahl von Geräten ist dann sogar bei dem Programm der Firma GMC (Testsieger)
zu einem nicht einfachen Unterfangen geworden. Dabei ist die empfohlene
Rechnerleistung und Installationsgröße für dieses Programm die weitaus kleinste von
allen geprüften Erfassungssystemen. Nicht auszudenken, wie die Situation mit dem
Programm der Firma PML gewesen wäre, das allein schon den zehnfachen
Installationsumfang hat und während des Testbetriebes mit nur einem Gerät den
relativ schnellen Rechner (Pentium mit 1GHz und 128 MB Hauptspeicher fast überfordert hätte.
In der Summe der Punkte im anliegenden Test liegt das Gerät der Firma GMC knapp
vorn.
Das ändert nichts an meinem Eindruck, dass das PML Gerät wesentlich leistungsfähiger und vielseitiger ist. Es entsteht sogar eine gewisse Faszination, weil fast alles
machbar ist. Es geht jedoch damit über die Anforderungen hinaus, und die lange
Anlernphase, um das Gerät wenigstens in den Grundzügen zu verstehen, ist für die
betriebliche Praxis eindeutig zu hoch. Mindestens zwei Personen der Rundfunkanstalt müssten das Programm komplett verstanden haben und der nächste
Ansprechpartner befindet sich erst in Nürnberg.
Der Zugriff auf einen Ansprechpartner der Firma GMC ist dagegen in Potsdam
möglich.
Das empfohlene System zur Überwachung der Netzqualität der Firma GMC wurde
angenommen
Seite 23
3.4
Matthias Arlt
Ermittlung der benötigten Anzahl der Geräte
Im Bereich des Haus des Rundfunks war die Kontrolle der USV und der Niederspannungsabgänge der vier dort eingesetzten Netztrafos erforderlich, also eine
Anzahl von fünf Erfassungsgeräten.
Im FSZ dagegen war eine Anzahl von - vorerst - sechs Geräten vorgesehen: die
Kontrolle der USV (ein Gerät), zwei Geräte für die Überwachung der Techniknetzeinspeisung und drei Geräte für die Kontrolle der Hausnetztrafos. An den beiden
Außenstationen des RBB wurden weitere fünf Geräte eingeplant, davon vier Geräte
für die Überwachung der Qualität der Spannungsversorgungen im Bereich Sendeanlagen am Scholzplatz (1x USV, 3 x für die dort vorhandenen Netze) sowie ein
Gerät für die Kontrolle der Anlage in der Stallupöner Allee.
Daraufhin waren folgende, unten genauer beschriebene Geräte für die Funktionstüchtigkeit der Anlage erforderlich: PS/C-Module, Battery-Packs und Modems.
Außerdem war die Beschaffung eines leistungsfähigen Computers inklusive
dazugehöriger Peripherie wie Monitor, Drucker etc., für die Koordination und
Verarbeitung der von den Geräten empfangenen Daten unumgänglich.
3.5
Ausschreibung/Auftragsvergabe/Montage
Es folgte nun die deutschlandweite Ausschreibung über die Vergabestelle des RBB.
Als günstigster Großhändler erwies sich die Firma PK-Elektronik in Velten, die den
Auftrag zur Lieferung der GMC-Geräte erhielt.
Die Geräte wurden aufgrund meiner Vorgaben und unter meiner Anleitung durch
Elektrofachunternehmen eingebaut und in Betrieb genommen.
4.
Geräteeinsatz im RBB-Berlin
4.1
Das Erfassungsgerät Mavolog 10S und seine Komponenten
L: Erfasst nur U, kein Display
N: Erfasst nur U, mit Display
(Bild 15: Arten von Erfassungsgeräten der Firma GMC
S: Erfasst U und I, mit Display
Quelle : GMC)
Trotz der für die normgemäße Netzqualitätsmessung nicht zwingend erforderlichen
Strommessung wollte ich auf diese Möglichkeit nicht verzichten, weil sie mit
geringem Aufwand wichtige Rückschlüsse auf die Betriebssicherheit und die
Verbrauchsentwicklung zulässt.
Seite 24
Matthias Arlt
Das Erfassungssystem für Netzqualität der Firma GMC besteht aus drei Hauptbausteinen:
1.
2.
3.
dem eigentlichen Messgerät Mavolog 10S (rechts im Bild),
dem Battery-Pack BP (Bildmitte),
dem Modul für Kommunikation und Netzteil (links im Bild).
Bild 16: Detailansicht der Mavolog-Komponenten
Das Gehäuse der Serie MAVOLOG 10 ermöglicht wahlweise die Befestigung auf einer
Wandtafel oder das Aufschnappen auf einer Hutschiene.
Seite 25
4.2
Matthias Arlt
Netztechnischer Anschluss
Das Mavolog 10S hat sowohl Eingänge für die Spannungen als auch für die Ströme
der Phasen L1, L2, L3 und des Neutralleiters.
Der Anschluss der Spannungseingänge erfolgt direkt an das Niederspannungsnetz.
Das MAVOLOG besitzt Spannungsmesseingänge von 100 V oder 400 V.
Für die Stromeingänge stehen die Messbereiche 5A oder 1A zur Verfügung. Eine
Anpassung an die Messströme ist über geeignete Stromwandler mit der
x
x
oder
Kennung
und in Ausnahmefällen an Zangenstromwandler mit
5A
1A
x
Stromausgang möglich. Die Messbereiche (Spannung/Strom) werden über die
1A
Software Metrawin eingestellt, wie in Kapitel 7.1 wiedergegeben wird.
A
B
1
2
+
–
RS485 Relais UH 24V
max.50V
!
P1
18.05kW
MAVOLOG 10 S
230/400 V AC
UL1
UL2
UL3
max. 5A AC
UN
IL1
Spannungsmesseingänge
mit programmierbarem
Wandlerfaktor
IL2
IL3
Strommesseingänge mit
programmierbarem
Wandlerfaktor
Bild 17: Anschlüsse Mavolog 10 S ( Quelle: GMC)
Das PS/C-Modul des Systems ist als Schnittstellenkonverter (Erläuterung in Teil 4.3)
und für die Versorgung mit 24 Volt Betriebsspannung zuständig. Diese wird auch zu
dem Battery-Pack weiterverbunden, so dass im Normalfall der Battery-Pack geladen
wird. Bei Auftreten eines Netzausfalls übernimmt dann der Battery-Pack die
Versorgung des Gerätes.
Im Fall des RBB können - bedingt durch den schon vorher festgelegten Aufstellungsort und die sich daraus ergebenden kurzen Leitungswege zwischen den einzelnen
Geräten – PS/C-Module und Battery-Packs weggelassen werden.
Seite 26
Matthias Arlt
Die Versorgung mehrerer Geräte kann hier mit Hilfe eines PS/C-Moduls erfolgen,
solange die Spannungsversorgung nicht unter die für den Betrieb erforderliche
Grenze von 20 Volt fällt. Ähnliches ist bei der gemeinsamen Nutzung eines BatteryPacks zu beachten. In diesem Fall wird beim Betrieb mehrerer Erfassungsgeräte die
veranschlagte Netzausfallüberbrückung von vier Stunden für ein Gerät auf jeweils
zwei Stunden bei zwei Geräten usw. verkürzt.
Das Bild unten stellt den Anschlussplan der Firma GMC dar:
–
+
SYS
SH
24V DC
A
B
SYS
RS485
CLK
!
CLK
!
+
–
A
24V DC
Charge
Temp.
Active Disch.
3~
400/230V
OFF
Fault
ON
Short
+
–
18.05kW
MAVOLOG PS/C
MAVOLOG 10 S
230/400 V AC
230V/50Hz
2
!
P1
RS232
1
max.50V
RS232
MAVOLOG BP
B
RS485 Relay UH 24V
UL1
UL2
UL3
UN
IL1
max. 5A AC
IL2
IL3
RxD TxD
N
L1
L2
L3
Bild 18: Der Netzanschluss des Mavolog 10S (Quelle GMC)
Seite 27
Matthias Arlt
4.2.2 Ort der Unterbringung
Die Station des HdR liegt im Erdgeschoss im Bereich des B-Flügels.
Im Bereich des HdR wird dort die Spannung und der Strom, wie in folgender
Zeichnung dargestellt, direkt hinter den vier dort verwendeten Trafos und vor dem
Leistungsschalter des bei Netzausfall einschaltenden Notstromgenerators
gemessen.
Bild 19: Messorte im HdR
Seite 28
Matthias Arlt
Bild 20: Messorte im FSZ
4.2.3 Art der Anschlüsse
Für die Überwachung werden Wandler der Firma IME mit dem Übersetzungsverhältnis 2000 : 5 A (für die Trafos) und 1000 : 5 A (für die USV) verwendet.
Jeweils eine Phase und der Neutralleiter wird mit einem Wandler gemessen. Die
Niederspannung dagegen wird direkt an das Mavolog angeschlossen.
Seite 29
4.3
Matthias Arlt
Datentechnischer Anschluss
Bei Verwendung eines handelsüblichen Rechners ist normalerweise keine zweipolige
RS 485-Schnittstelle verfügbar. Die Verbindung zwischen den Mavolog-Erfassungsgeräten und dem Rechner wird daher über den im Lieferprogramm der Firma GMC
enthaltenen Schnittstellenkonverter MAVOLOG PS/C hergestellt. Dieser konvertiert
die serielle Art der Übertragung der Daten in eine serielle neunpolige Schnittstelle,
wie sie von jedem handelsüblichen Computer verwendet wird. Strom, Spannung und
Phasenverschiebung werden gemessen und in einem DSP (digitaler Signalprozessor) direkt verarbeitet. Die relevanten Messdaten werden im internen Speicher
abgelegt. Über die eingebaute Schnittstelle und die PC-Software Metrawin werden
die Messdaten durch den PC abgefragt (manuell oder automatisch). Ereignisse, wie
z. B. ein Stromausfall, können außerdem über den programmierbaren und als
Sammelalarm wirkenden Alarmausgang (Relaiskontakt) signalisiert werden.
4.3.2 Schnittstellenspezifikationen
Die Leitungslänge der seriellen RS 232-Schnittstelle (neunpolig auch als Mausport
bekannt) ist technisch auf ungefähr 15 Meter begrenzt. Für die Anforderungen im
Bereich des RBB ist die Nutzung der doppeladrigen Schnittstellen RS 485 zwingend
notwendig, da die Leitungswege ein Vielfaches der oben genannten Länge betragen.
Außerdem ist für Anwendungen, die mehrere Messstellen erfordern, eine Vernetzung
der Geräte über den RS 485-Feldbus in jedem Fall ratsam, weil viele über RS 232
angeschlossene Geräte auch eine entsprechende Anzahl von Schnittstellenports
benötigen (in unserem Fall kann an jede serielle Schnittstelle des Typs 232 nur ein
Gerät angeschlossen werden; ein handelsüblicher PC ist nur mit zwei seriellen
Schnittstellen ausgestattet). An eine zweiadrigen Busleitung des Typs 485 hingegen
können bis zu 32 Geräte verschiedener Typen und Konfigurationen angeschlossen
werden.
Die Erfassungsgeräte in den Außenstationen des RBB werden mit Hilfe einer Modemverbindung datentechnisch abgefragt. Dafür sind zwei analoge Modems im Bereich
des verwaltenden Computers und jeweils ein Modem in der Außenstation Scholzplatz
und in der Stallupöner Allee vorgesehen.
Seite 30
Matthias Arlt
4.3.3 Kommunikation eines Gerätes mit dem PC
Es gibt also zwei Möglichkeiten der Kommunikation mit einem oder mehreren
Erfassungsgeräten:
•
Die direkte Abfrage über die eingebaute Schnittstelle des PS/C–Moduls mit
Hilfe eines neunpoligen seriellen Datenkabels vor Ort unter Zuhilfenahme eines
tragbaren PC.
Bild 21: Direkte Abfrage eines Gerätes
•
Die zentrale Abfrage eines Gerätes über die jeweilige Busverbindung vom
Standort des Zentral PCs in der Elektrowerkstatt des HdR.
Seite 31
Matthias Arlt
4.3.4 Kommunikation des gesamten Verbundes
Die folgende Übersichtsgrafik zeigt die Anordnung der gesamten geplanten Systeme.
An der Spitze steht der Zentral-PC, über den sämtliche Systeme erfasst, kontrolliert
und ausgewertet werden.
Zentral - PC
Elektrowerkstatt
COM 1
COM 2
COM 3
COM 4
Modem
COM 1
Modem
COM 1
PS/C
Konverter
PS/C
Konverter
GSM Funkstrecke
GSM Funkstrecke
RS 485 Doppelader
HdR
GSM Modem
PS/C
Konverter
GSM Modem
PS/C
Konverter
Gerät 9
30201511
USV
Gerät: 10
30201503
Trafo: 1
Gerät 11
30201519
Trafo: 2
Gerät 3
30201517
Trafo: 1
Gerät 4
30201521
Trafo: 2
Gerät 2
30211502
Trafo: 3
FSZ
Gerät 5
30201518
Trafo: 4
Gerät 6
39912141
USV
Gerät 7
30201506
HNTrafo:1
Gerät 8
30201502
HNTrafo:2
Gerät 2
30007507
HNTrafo:3
Gerät: 3
30302512
TNTrafo:1
Gerät: 10
30302505
TNTrafo:2
Gerät: 11
30209501
USV
Gerät 13
30201512
Trafo1
Gerät 12
30201414
Trafo: 3
5.
PC–Verwaltung
Auf meine Anforderung konnte ein eigens für diesen Zweck ausgerüsteter,
leistungsfähiger PC beschafft werden, dessen Hardwareausrüstung (Komponentenauswahl) und Leistung auf hohe Zuverlässigkeit ausgerichtet sind.
Auf bestimmte, erst kürzlich erschienene und nur auf Performance ausgerichtete
Highend-Komponenten mit Beta-Treibern oder Ähnlichem wurde bewusst zu
Gunsten eines zuverlässigen Mainboards der Firma Asus (Typ: P4B266), einer
bewährten Grafikkarte (Typ: ATI Rage Fury) und eines ausgereiften Windows 2000
Professional verzichtet. Wichtigstes Ziel war es, installations- und betriebsbedingte
Abstürze zu vermeiden.
An die vier seriellen Schnittstellen dieses Computers wurden zwei Schnittstellenkonverter für die Portübersetzung auf parallelen Bus und zwei Schnittstellen direkt für
die seriellen Modemverbindungen wie folgt angeschlossen:
An jede der beiden seriellen Schnittstellen des Zentral-PC‘s, die für die Modemverbindungen zu den Außenstationen des RBB vorgesehen sind, ist ein analoges
Modem der Firma INSYS angeschlossen, welches die Nummer des jeweiligen
Modems in der Außenstation anwählt. Am Scholzplatz ist ein baugleiches Modem
der Firma INSYS und in der Stallupöner Allee ein GSM-Modem des gleichen
Herstellers geschaltet und so konfiguriert, dass es ohne äußere Hilfe des dortigen
Personals vom Zentral-PC aus abgefragt werden kann. Allerdings ist durch die
Seite 32
bauartbedingte
vorhanden.
Telefonanlagenkonstellation
nur
Matthias Arlt
eine
Festnetztelefonleitung
Die Konfiguration des von der Firma GMC empfohlenen INSYS-GSM-Modems
gestaltete sich unerwartet schwierig, da nur noch der neuere Typ der INSYS-GSMVersion 4.0 bestellt werden konnte. Die Inbetriebnahme erfolgte aufgrund der neuen
Technologie
in
zeitintensiver
telefonischer
Zusammenarbeit
mit
dem
Komponentenlieferanten. Die Konfigurierung und Verbindung des GSM-Modems
wurde somit zunächst mit dem Mavolog-System und im Anschluss über das
Funknetz erprobt. Dies geschah zuerst vor Ort und später an dem geplanten
Standort. Eine genauere Schilderung der dabei gewonnenen Erfahrungen ist im
Punkt 8 dieser Arbeit nachzulesen. Hierfür wurde erst eine bereits vorhandene GSMKarte des Anbieters Vodafone zu Testzwecken genutzt. Nach dem erfolgreichen Test
wurde nach Marktrecherche für die Datenübertragung dem RBB wiederum der
Anbieter Vodafone aufgrund seines günstigeren Angebotes empfohlen.
6.
Inbetriebnahme
Die Erfassungsgeräte wurden nun an ihrem geplanten Standort sowohl datentechnisch angeschlossen als auch mit der Stromversorgung verbunden und nach
einer Testphase in die Schaltschränke der betreffenden Anlagen (siehe Übersichtsplan) eingebaut.
Der PC wurde angeschlossen und die Programme Word, Excel und Access der
Firma Microsoft sowie die Software Metrawin und PC.doc-ACCESS der Firma GMC
installiert.
Für die softwaretechnische Inbetriebnahme des gesamten Verbunds der Geräte ist
das Programm Metrawin erforderlich. Mit diesem Konfigurationsprogramm ist die
Zuordnung, Benennung, Einrichtung und Justierung einzelner Geräte im Verbund
möglich. Die automatische Abfrage des Verbundes wird dagegen über das
Verwaltungsprogramm PC.doc-ACCESS durchgeführt.
Seite 33
7.
Erläuterung der mitgelieferten Programme des Herstellers GMC
7.1.
Metrawin – das Konfigurationsprogramm
Matthias Arlt
Wie schon erwähnt, ist das Programm Metrawin zunächst für die Konfiguration und
Abfrage der Erfassungsgeräte zuständig. Eingebunden in das unten erläuterte
Programm PC.doc-ACCESS wird das Metrawin Programm dann aber als eine Art
Werkzeug verwendet.
Der Installationsumfang ist mit 10 MB erfreulich klein, was allerdings auch nicht viel
grafische Raffinessen zulässt.
Das nur unter der Microsoft Windows zu startende Programm Metrawin präsentiert
nach dem Öffnen eine in sechs Pull-down-Menüs unterteilte Oberfläche. Die bereits
erklärten Programme sind für den erfolgreichen Betrieb des gesamten Systems
Voraussetzung.
Bild 24: Metrawin von PC.doc-ACCESS aus gestartet
Seite 34
Matthias Arlt
Die Pull-down-Menüs haben folgende, einem Windows-Benutzer teilweise bekannte,
Bedeutung:
•
Datei:
•
Bearbeiten: Typische Microsoftfunktionen, wie z. B. kopieren und bearbeiten
•
Ansicht:
Umschalten zwischen Ansichtmoden und Zeitachsen
•
Gerät:
Hier werden alle Einstellungen betreffend des Gerätes erledigt
Gerätetyp, Kommunikation, Geräteeinstellung und Speicher lesen
•
Hilfe:
Auswahl der Messdatei, starten und beenden der Onlinemessung,
mehrere Druckfunktionen
Zusammenstellung von Hilfefunktionen
Die wichtigsten Funktionen lassen sich auch direkt über die Symbole aufrufen.
Zunächst ist es erforderlich, für das Programm zu definieren, auf welches Gerät
zugegriffen werden soll. Dazu ist im Menü "Gerät" mit Hilfe der bekannten IRQAdresse ein Erfassungsgerät auszuwählen.
Die IRQ-Adresse eines jeden Gerätes wird zusammen mit der Seriennummer vom
Hersteller GMC werkseitig festgelegt, kann aber bei Bedarf, wie z. B. einem IRQ
Konflikt, durch die Vergabe von zwei gleichen Adressen innerhalb einer Busverbindung am Gerät selbst verändert werden. Die IRQ-Adresse eines jeden Gerätes
kann, die Versorgungsspannung von 24 Volt vorausgesetzt, durch einen länger als
eine Sekunde andauernden Knopfdruck auf der Frontseite des Mavolog abgefragt
werden. Auch alle weiteren Einstellungsspezifikationen können so wiedergegeben
werden.
Nun muss am Verwaltungs-PC durch vorherige Eingabe des IRQ eines Gerätes im
Menü "Geräteeinstellung" das jeweilige Gerät gesucht und erkannt werden. Ist dies
geschehen, werden die Einstellungsdaten des Gerätes eingelesen und an die
jeweiligen Anforderungen angepasst.
Die Anleitung der Firma GMC ist sehr detailreich, was einen gelegentlichen Umgang
mit dem Programm unnötig erschwert. Aus diesem Grunde wurde die anschließende
Musteranleitung für die beim RBB vorkommenden Handlungen entwickelt, was auch
dem Wunsch der technischen Leitung sehr entgegenkam.
Seite 35
Matthias Arlt
7.1.2 Beispiel der Konfiguration eines Gerätes
Erfassungsgerät für die Überwachung des 1.Trafos des HdR:
Trafo 1 HdR
IRQ-Adresse
Seriennummer:
Ort der Aufstellung im Schaltschrank:
angeschlossene Wandler mit Verhältnis:
3
30201517
=3NH001
500 : 1 A
1.Schritt: Stimmt der Gerätetyp?
Bild 25:
Der folgende Menüpunkt "Kommunikation" ist hauptsächlich für Kommunikationstestzwecke gedacht.
Hier kann bei vorgegebener Adresse, Schnittstelle und
Geschwindigkeit der Datenübertragung die Kommunikation mit einem Erfassungsgerät geprüft werden.
Auch das Testen der Funktionstüchtigkeit der Modemverbindung ist hier möglich und wegen der Einfachheit
dieses Menüs auch empfehlenswert.
Bild 26:
Seite 36
7.1.3 Erkennen, Zuordnen
Erfassungsgerätes
und
Programmieren
Matthias Arlt
eines
ausgewählten
Ein
ste
llu
ng
de
s
Dis
pla
ys
Das Erkennen, Zuordnen und Programmieren eines Gerätes in acht Schritten:
Bild 27: Geräteeinstellungen
Seite 37
Matthias Arlt
Die Werkseinstellungen eines Erfassungsgerätes können durch längeres Drücken
des einzigen Knopfes am Gerät selber abgefragt und teilweise geändert werden
(Geschwindigkeit und Adresszuordnung).
zu Punkt
und
:
Im Menüpunkt Geräteeinstellung muss zuerst die vorher abgefragte Geräteadresse
eingetragen und dann das Gerät gesucht werden.
Sobald es, funktionierende Kommunikationswege vorausgesetzt, erkannt worden ist,
folgt nun mit Schritt
das Einlesen des Gerätes. Ob dieser Schritt erfolgreich
war, kann man in der Mitte der angezeigten Einstellungsoberfläche anhand der
angezeigten Seriennummer und Firmware-Version des Gerätes und der nun in völlig
schwarz erscheinenden, beschrifteten Felder erkennen.
Schritt
und
verweisen auf die eigentliche Geräteeinstellung:
Bild 28: Eingabe der Anschlussparameter
Mit dem Schritt
wird festgelegt, welche aktuellen Daten am Erfassungsgerät per
Knopfdruck abgefragt werden können. Es können zehn verschiedene Werte abgefragt
werden. Es wurden die abzufragenden Werte vom mir vorgeschlagen und festgelegt
U1N, U2N, U3N, I1, I2, I3, P1, P2, P3 und die Uhrzeit
Mit dem Schritt
wird dann die vorgenommene Einstellung an das Gerät gesendet.
Seite 38
Matthias Arlt
Anmerkung: Es können auch die Einstellungen gespeichert und für das nächste Gerät
verwendet werden, sofern gewünscht. Dies zeigt der optionale Schritt
.
Der Speicherstatus zeigt, ob der Ereignis- und der Intervallspeicher aktiv sind. Das
Gerät enthält folgende Speicherarten:
Ereignisspeicher:
Zum Registrieren von Ereignisart, Datum, Uhrzeit, Ereignisdauer und Ereignisgröße,
wie z. B. Unterspannung, Spannungseinbrüche, harmonische Überschreitungen.
Signalspeicher:
Zum Speichern der 10 ms Effektivwerte mit Signalverlauf 1 s vor und 1 s nach
Ereignissen, wie z. B. Spannungseinbrüchen.
Intervallspeicher:
Zum Speichern von bis zu 40 auswählbaren Messwerten und Auswertegrößen am
Ende des einstellbaren Speicherintervalls.
Je nach Speichereinteilung können Schwerpunkte der Messart festgelegt werden
Über 500 Ereignisse jeweils zusammen mit
den 10ms-Effektivwerten der drei
Spannungen über ein Zeitfenster von 2 s
53.000 Ereignisse mit Datum, Zeit,
Ereignisart, Phase und Messwert
50% Intervall-Daten
50% Ereignis +Signal-D.
oder
50% Intervall-Daten
50% Ereignis-Daten
oder
100% Ereignis- + Signal-Daten
oder
100% Ereignis-Daten
oder
Zum Beispiel 83 Tage für 40 Messgrößen
im 15-Minuten-Intervall
Tagesmaxima-Daten
Zum Beispiel 27 Tage für 40 Messgrößen
im 10-Min.-Intervall und >25.000 Ereignisse
bei gewählter Speicherkonfiguration
Statistik-Daten
Aufzeichnungskapazität
Zum Beispiel 55 Tage für 20 Messgrößen im
10-Min.-Intervall und >600 Ereignisse jeweils
mit Spannungsverlauf der Ereignisphase
100% Intervall-Daten
Bild 29: Speicherkonstellationsmöglichkeiten
(Quelle GMC)
Mit dem jetzt erkannten und justierten Erfassungsgerät kann nun mit den im Punkt
4.3.3 gezeigten Arten gemessen werden (außerdem können die auf der vorigen Seite
definierten zehn Messkanäle am Gerät selber abgefragt werden).
Die zwei Arten der Messung:
Folgende Möglichkeiten stehen zur Verfügung:
1.
2.
Abfrage der im Gerät gespeicherten Messdaten
Online-Messung von Augenblickswerten
Seite 39
Matthias Arlt
7.1.4 Abfrage der im Gerät gespeicherten Messdaten
Wenn das Erfassungsgerät mit der Adresse 3, wie in den zwei vorigen Seiten gezeigt,
nun eine längere Messung nach den vorgegebenen Parametern durchführt, können
die Daten wie folgt abgerufen werden:
Im Kontextmenüfeld "Geräteeinstellung" findet sich als letztes der Punkt "Speicher
lesen":
3
Gerät 3 wurde erkannt
1
2
D
ern
ich
pe
s
n
ate
5
4
1
Das Gerät muss gesucht
werden
2
Kurze Wartezeit von bis zu 10 Sekunden
3
Blau hinterlegt:Gerät 3 wurde erkannt
4
Namen für die Messung vergeben
5
Gerät muss ausgelesen- und Meßwerte auf PC
gespeichert werden Wartezeit ist wesentlich
länger - Abhängig von Menge der Daten
6
Hiermit können die aufgenommenen Daten
gezeigt visualisiert werden
11 12 1
2
10
9
3
8
4
7 6 5
6
A
on
rt v
Sta
nze
ige
M
der
en
dat
ess
Bild 30: Gerät erkennen, Daten speichern und visualisieren
Seite 40
Matthias Arlt
Der folgende Screenshot zeigt den Stromausfall, der sich am 09.10.2003 in BerlinCharlottenburg ereignet hat.
Er wurde von allen Erfassungsgeräten mit Ausnahme der USV registriert.
Als Beispiel wird hier die Aufzeichnung des Erfassungsgerätes mit der Adresse 3 im
Haus des Rundfunks gezeigt. Das rote und grüne Feld ist nachträglich zur Verdeutlichung eingeblendet.
Die Maßstäbe und Farben jeder Graphik können verändert und angepasst werden.
Bild 31: Die genaue graphische Erfassung des Stromausfalls in Berlin-Charlottenburg am 09.10.2003 um 10:58 Uhr
Seite 41
Matthias Arlt
7.1.5 Online-Messung von Augenblickswerten
Online-Messungen können direkt oder zentral vorgenommen werden (siehe Kapitel
4.3.3). Als erstes ist es dafür notwendig, Messkanäle festzulegen. Im Menü "Extras"
muss der Punkt "Kanaleinstellung" ausgewählt werden:
Bild 32...: Kanalauswahl für Anzeigemodus
Als nächstes wird die Online-Messung über das Kontextmenu "Datei" durch den Punkt
"Online-Aufzeichnung starten" aktiviert.
Nun besteht die Möglichkeit, zwischen vier Darstellungen der Messungen zu wählen:
1.
2.
3.
4.
Anzeige der Messdaten über das bekannte Zeitdiagramm
Anzeige mit einem Mulimeter
Anzeige anhand des Datenloggers
Anzeige des XY-Schreibers
Seite 42
Matthias Arlt
Bild 33: Auswahl des Anzeigemodus
Die vierte, hier nicht gezeigte Darstellung zeigt die jeweiligen Messwerte in einer zweidimensionalen Ebene im Verhältnis zueinander. Das ist jedoch selbst nach Angaben
des Herstellers nicht sehr repräsentativ.
Nach der Entscheidung, auf welche Art die Messung dargestellt wird, kann nun die
Messung gestartet werden. Dazu muss im Menü "Datei" der Punkt "OnlineAufzeichnung starten" gewählt werden.
Anmerkung: die Darstellung kann auch während der Messung gewechselt werden.
Für das Beenden der Messung ist im Kontextmenü "Datei" der Punkt "OnlineAufzeichnung beenden" zu wählen.
Seite 43
7.2.
Matthias Arlt
PC.doc-ACCESS - das Verwaltungsprogramm
Das Programm PC.doc-ACCESS ist für die automatische Messung verantwortlich. Es
werden die einzelnen Geräte aufgerufen, die Daten automatisch abgefragt,
gespeichert und für den jeweiligen Bericht verarbeitet.
Der zusammengesetzte Name PC.doc-ACCESS ist aus den wichtigsten Eigenschaften des Programms abgeleitet: PC (Personal Computer), doc (Ausgabeform der
Berichte) und Access (zu bedienende Oberfläche).
Bild 34: Eröffnungsbildschirm PC.doc-ACCESS mit Navigationsbutton
Seite 44
Matthias Arlt
Mit Hilfe des Navigationsbuttons gelangt man zu den wichtigsten Fenstern des
Programms (siehe unten).
Ju
st
ie
ru
ng
St
at
is
tik
m
es
su
ng
Das Bild unten zeigt die wichtigsten Haupteinstellungen der Verarbeitung der gemessenen Daten:
Justierung EN50160 Messung
Ei
ns
te
llu
ng
au
to
m
at
isc
he
M
es
n
su
g
Bild 35: Hauptschritte der Programmnavigation
Die Statistikmessung (oberstes Feld) geht über die Anforderungen, ein System zur
Messung der Netzqualität zu implementieren, hinaus. Hier können die Ströme und
somit auch die Leistungen der angeschlossenen Anlage gemessen werden.
Eine kurze Erläuterung zu dieser Messung folgt im Anhang.
Seite 45
Matthias Arlt
7.2.2 Zuordnung der Geräte
Hier am Beispiel des Gerätes mit der Adresse 3.
Dem Gerät Nummer 3, welches den Trafo 1 im HdR überwacht, müssen seine Daten
im Feld "Anlage" eingegeben werden.
Bild 36: Namenszuordnung des Gerätes
In gleicher Weise müssen alle Geräte zugeordnet werden.
Nun folgt die Eingabe wichtiger Speicher und Zuordnungsdaten
Fe
s
Si
tle
ch
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e
g
Bild 37: Speicher- und Programmdaten
Seite 46
Matthias Arlt
Wichtig ist vor allen Dingen die Eingabe des Pfades, in dem die Software Metrawin
installiert ist. Das Programm versucht sonst bei Durchführung der automatischen
Messung erfolglos, Metrawin aufzurufen, was dann zu einem Abbruch der Messung
und völlig unverständlichen Fehlermeldungen führt (siehe Betriebserfahrungen Kapitel
8.).
7.2.3 Einstellung des Schedulers:
Die automatisch durchgeführte Messung aller angeschlossenen Erfassungsgeräte wird
mit Hilfe des Schedulers durchgeführt. Bei auftretenden Störungen jeglicher Art,
insbesondere der Kommunikation, werden hier auch Fehlermeldungen ausgegeben.
Diese sind, wie schon erwähnt, oft selbst für "Insider" der Firma GMC schwer zu
deuten.
Der Scheduler wird mit einem sich für alle Geräte gleichsam wiederholenden Abfragerhythmus programmiert. Dieser wird vor allen Dingen durch die eingestellte Speicherkonstellation bestimmt.
Bild 38: Einstellung der automatischen Abfrage im Scheduler
Seite 47
Matthias Arlt
7.2.4 Erstellen von Berichten
Nun kann, wie im Kapitel 7.2.1, mit Hilfe des Navigationsbuttons zum Feld "EN 50150
Intervalle", oder zum Feld "Statistik" gewechselt werden.
Durch Anklicken des Punktes "Protokoll“ kann nun jeweils zwischen dem Feldern auf
der rechten Seite gewählt werden:
en
td
ig
Ze
fo
Er
lg
rN
de
zq
et
it
ul
es
sm
ät
f
Au
Pr
an
o
ok
ot
ng
su
f
ru
ll
Bild 39: Protokollauswahl
Eine Messdatendatei kann aber auch manuell eingelesen werden, wenn z. B., wie im
Punkt 4.3.3 (die direkte Abfrage), Daten direkt ausgelesen werden sollen. Dazu ist im
Hauptfeld "EN 50160", zu dem man über den Navigationsbutton gelangt, "EN 50160"
anzuklicken und dann "Import DBF" auszuwählen. So können beliebig alte
Auslesungen der Erfassungsgeräte, die automatisch gesichert wurden, wieder
aufgerufen werden und ggf., wenn erwünscht, ein Bericht gezeigt und gedruckt
werden.
Seite 48
Matthias Arlt
7.2.5 Der Netzqualitätsbericht
Der Netzqualitätsbericht anhand des Beispielgerätes:
Auf der linken Seite ist der Qualitätsbericht vom 6. Oktober bis zum 13 Oktober 2003
und auf der rechten ist der des gleichen Verbrauchers dargestellt, jedoch eine Woche
später (13. bis zum 20. Oktober 2003). In diesem Zeitraum traten zwei kurz
hintereinander folgende Unterbrechungen der Netzspannung auf, eine von ihnen
wurde schon im Lauf dieser Arbeit erwähnt.
Auf allen drei Phasen gab
es zwei Spannungsunterbrechungen
Gesamturteil: Fehlerhaft
Eine Überschreitung der Normwerte hat
innerhalb des oben genannten Zeitraums
stattgefunden.
Gesamturteil: OK
Innerhalb des oben genannten
Zeitraumes wurde die Netzqualität
eingehalten.
Bild 40: Bericht der Netzqualität
Seite 49
8.
Matthias Arlt
Erste Betriebserfahrungen
Angesichts der geschilderten umfangreichen Vorarbeit bereitete die Identifizierung
und Kommunikation zwischen dem Verwaltungs-PC und den Geräten in der Anlage
mehr Schwierigkeiten als erwartet. Es stellte sich heraus, dass bezüglich der
Kommunikation von der Kommunikation des damaligen Testgerätes nur schwer
Rückschlüsse auf die gesamte Systems zu führen sind.
So muss beispielsweise Metrawin erst geschlossen werden, bevor die automatischen
Messung starten darf, weil durch deren Ausführung sonst Fehlermeldungen erfolgen.
Diese sind allerdings im erst kürzlich erschienenen Update verständlicher dargestellt möglicherweise durch meine Anregungen.
Verbesserungswürdige Punkte am System
Nach einer (versehentlichen) Betätigung des Buttons „Löschen“ erfolgt sofortiges
Löschen in den Einzelgeräten der Peripherie ohne Sicherheitsrückfrage.
Lö
sc
hb
ut
to
n
•
Bild 41: Löschbutton
•
•
Bei Netzausfall: werden die Mavolog-Geräte aus ihren Battery-Packs
weiterversorgt, die Messung wird also weitergeführt. Unverständlicherweise
werden aber keine Datentelegramme mehr abgegeben. Der Grund hierfür kann
eigentlich nur in der beabsichtigten Schonung der Akkus liegen – und ist für mich
nicht nachvollziehbar.
Zugriff auf Programmierung: Etwas unverständlich ist auch die DefaultEinstellung des Endstopspeichers (siehe Seite 38), mit der die Geräte
ausgeliefert werden. Dies hat zur Folge, das das Gerät nach vollem Speicher die
Messung beendet. Der Ringspeichermodus ist hier definitiv die bessere Wahl.
Seite 50
Matthias Arlt
Das Sichtfeld sämtlicher Fenster kann leider fast nie in den, unter sonstigen
Windowsanwendungen gewohnten Vollbildmodus geschaltet werden.
Bild 42: Maximieren des Bildschirms
Andererseits haben einige Systemeigenschaften aber auch positiv überrascht, wie
z.B. die geringe Datenmenge und die automatische Archivierung.
Auch die Verbesserungen der Updates sowohl der PC.doc-ACCESS als auch der
Metrawin machten einen guten Eindruck, besonders die nun wirklich
vollautomatische Messung und einfachere Programmiervorgänge.
Seite 51
Matthias Arlt
Quellenverzeichnis:
Selbst erstellte Screenshots der Programme
Internetrecherche
Normen:
DIN EN 50160
DIN EN 61000 Teil 4 –7
DIN EN 61000 Teil 4-15
Programmieranleitung der Firma GMC
VDEW Broschüre 1994 : „Grundsätze für die Beurteilung von Netzrückwirkungen"
Jürgen Schlabbach:
„Elektroenergieversorgung“
Verwendete Abkürzungen:
DSP:
Digitaler Signalprozessor
EVU:
Elektrizitätsversorgungunternehmen
PE-Leiter: Schutzleiter
THD:
Total Harmonic Distortion
USV:
Unterbrechungsfreie Stromversorgung
VBN:
Verbundnetzbetreiber
Seite 52
Matthias Arlt
Hiermit versichere ich, dass ich die vorliegende Diplomarbeit selbstständig und nur
unter Verwendung der angegebenen Quellen und Hilfsmittel verfasst habe. Die
Arbeit wurde bisher in gleicher oder ähnlicher Form keiner anderen Prüfungsbehörde
vorgelegt
Matthias Arlt
Seite 53

Netzqualität

Transcription

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