Das versteckte Problem mit sekundären Schaltkreisstörungen

Die Störung des Sekundärkreises in Mittelspannungs-Sensor-Isolatoranlagen kündigt sich nicht an. Sie lösen kein Schutzrelais aus, lassen keine Fehleranzeige aufleuchten und erzeugen keinen Alarm im Leitsystem der Umspannanlage. Sie verfälschen die Messdaten schrittweise - sie verschieben die Spannungsmesswerte um Bruchteile eines Prozents, führen zu Phasenwinkelfehlern, die sich zu Diskrepanzen bei der Energiemessung summieren, und erzeugen Teilentladung¹ Fehlalarme, die Wartungsteams dazu veranlassen, Isolierungen zu untersuchen, die sich in einwandfreiem Zustand befinden. In Anlagen für erneuerbare Energien, in denen die Sekundärkreise der Sensorisolatoren Hunderte von Metern zwischen den Gondeln der Windturbinen und den Schalträumen der Umspannwerke zurücklegen und in denen die Leistungselektronik elektromagnetische Störspektren erzeugt, die bei der konventionellen Planung von Umspannwerken nicht vorgesehen waren, sind Sekundärkreisstörungen kein gelegentliches Ärgernis. Es handelt sich um eine anhaltende, unsichtbare Genauigkeitsabgabe auf jede Messung, die das Sensor-Isolator-System erzeugt - eine Abgabe, die sich stillschweigend summiert, bis eine Fehlfunktion des Schutzes, ein Fehler bei der Ertragsmessung oder eine Wartungsentscheidung, die auf der Grundlage fehlerhafter Daten getroffen wurde, aufzeigt, wie lange das Problem schon besteht. Dieser Leitfaden identifiziert die Störungsmechanismen, die am längsten im Verborgenen bleiben, erklärt, warum Anlagen für erneuerbare Energien besonders anfällig sind, und bietet einen Rahmen für die Fehlersuche, der die Störung an der Quelle isoliert und beseitigt, anstatt ihre Symptome zu verschleiern.

Inhaltsübersicht

• Warum bleiben Störungen des Sekundärkreises in Sensorisolatorsystemen verborgen?
• Welche Störungsmechanismen gibt es bei Mittelspannungsanlagen für erneuerbare Energien?
• Wie verfälschen Störungen des Sekundärkreises die Messdaten des Sensorisolators?
• Wie können Sie systematisch Störungen im Sekundärkreislauf suchen und beseitigen?
• FAQ

Warum bleiben Störungen des Sekundärkreises in Sensorisolatorsystemen verborgen?

Störungen der Sekundärkreise in Sensor-Isolator-Systemen bleiben aus einem ganz bestimmten Grund verborgen: Die Störsignale liegen im gleichen Frequenzbereich wie die Messsignale, und zwar mit Amplituden, die in die Toleranzbereiche der zu überwachenden Genauigkeitsklasse fallen. Dies ist kein Zufall - es ist eine direkte Folge der Art und Weise, wie die Sekundärkreise von Sensorisolatoren ausgelegt sind und wie ihre Genauigkeit überprüft wird.

Der Mechanismus zur Verschleierung des Toleranzbandes

Ein Sensor-Isolator, kalibriert auf IEC 61869² Klasse 1 hat eine Verhältnisfehlertoleranz von ± 1,0%. Ein Störsignal, das einen systematischen Spannungsmesswert-Offset von 0,7% verursacht, liegt vollständig innerhalb dieses Toleranzbandes - unsichtbar für jedes Genauigkeitsüberprüfungsverfahren, das nur prüft, ob der Messwert innerhalb der Klasse liegt. Die Störung ist vorhanden, mit geeigneten Instrumenten messbar und wirkt sich auf jede nachgeschaltete Funktion aus, die den Ausgang des Sensorisolators verwendet. Aber sie erzeugt keinen Alarm, keine Markierung und keinen Hinweis darauf, dass die Messung beeinträchtigt ist.

Dieser Verschleierungsmechanismus ist bei Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien besonders schädlich:

• Die Ertragsmessung hängt von den Isolatorspannungsausgängen der Sensoren ab, die auf die Klasse 0,2S genau sind - ein Toleranzbereich von ± 0,2%, den Störsignale routinemäßig durchdringen, ohne eine automatische Erkennung auszulösen.
• Bei der Überwachung der Netzqualität werden die Isolatorausgänge der Sensoren zur Charakterisierung des Oberwellengehalts verwendet - störende Oberwellen der Leistungselektronik sind in den Messdaten nicht von echten Netzqualitätsereignissen zu unterscheiden
• Die Zustandsüberwachung stützt sich auf Teilentladungsdaten, die von den Sekundärkreisen der Sensorisolatoren abgeleitet werden - Störsignale im UHF-Bereich erzeugen falsche TE-Ereignisse, die Wartungsressourcen verbrauchen und die gesunde Isolierung untersuchen

Das Problem der Intermittenz-Verstärkung

Sekundärkreisstörungen in Anlagen für erneuerbare Energien sind typischerweise intermittierend - ihr Ausmaß variiert mit der Windgeschwindigkeit, der Sonneneinstrahlung, der Wechselrichterbelastung und der Schaltfrequenzmodulation. Diese Intermittenz erschwert die Erkennung von Störungen im Vergleich zu stationären Fehlern, da:

• Regelmäßige Kalibrierungsprüfungen, die während eines Wartungsfensters durchgeführt werden, wenn die Anlage möglicherweise nur teilweise ausgelastet ist, erfassen einen anderen Störpegel als den Betriebszustand.
• Trending-Systeme, die anhaltende Messanomalien anzeigen, lösen nicht bei Störungen aus, die mit den Produktionszyklen auftauchen und wieder verschwinden.
• Wartungspersonal, das inkonsistente Messwerte beobachtet, führt diese auf echte Netzereignisse zurück, anstatt den Sekundärkreislauf zu untersuchen

Das Ergebnis ist ein Interferenzproblem, das seit der Inbetriebnahme besteht, wiederholt als “unerklärliche Messwertschwankungen” beobachtet wurde und nie untersucht wurde, weil keine einzelne Beobachtung anomal genug war, um ein Eingreifen zur Fehlerbehebung zu rechtfertigen.

Störcharakteristik	Warum es verborgen bleibt	Erkennungsanforderung
Amplitude innerhalb der Toleranz der Genauigkeitsklasse	Kein Genauigkeitsalarm erzeugt	Gleichzeitiger Referenzvergleich
Intermittierend mit dem Produktionszyklus	Regelmäßige Kalibrierung verpasst Störspitzen	Kontinuierliche Überwachung bei Volllast
Gleiche Frequenz wie das Messsignal	Nicht von einer echten Signalvariation zu unterscheiden	Spektralanalyse des Sekundärkreises
Kumulativer Phasenfehler	Erscheint als Veränderung des Leistungsfaktors	Präzise Phasenwinkelmessung
Falsche PD-Ereignisse	Behandlung als Verschlechterung der Isolierung	Identifizierung von UHF-Spektrumquellen

Welche Störungsmechanismen gibt es bei Mittelspannungsanlagen für erneuerbare Energien?

Bei Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien sind die Sekundärkreise von Sensorisolatoren Störungsmechanismen ausgesetzt, die in konventionellen Umspannwerken nicht vorkommen. Das Verständnis dieser Mechanismen ist die Voraussetzung für die Behebung von Störungen, die mit herkömmlichen Diagnoseverfahren nicht erkannt werden können.

Leistungselektronik Schaltharmonische

Die Leistungselektronik von Windturbinen und Solarwechselrichtern arbeitet mit Schaltfrequenzen von 2 kHz bis 20 kHz und erzeugt Oberschwingungsstrom- und -spannungsspektren, die sich über das Mittelspannungsnetz ausbreiten und über drei Pfade gleichzeitig in die Sekundärkreise der Sensorisolatoren einkoppeln:

• Konduktive Kopplung - Oberschwingungen beim Schalten breiten sich im Mittelspannungskabelnetz aus und erscheinen als Spannungsverzerrung auf den von den Sensorisolatoren überwachten Leitern; der Sensorisolator gibt diese Verzerrung in seinem Sekundärausgang originalgetreu wieder, wo sie von echten Netzqualitätsereignissen nicht zu unterscheiden ist
• Kapazitive Kopplung³ - Sekundärsignalkabel, die in der Nähe von Mittelspannungsstromkabeln in Kabeltrassen von Windkraftanlagen verlegt sind, akkumulieren kapazitiv gekoppelte Schaltharmonische; bei Schaltfrequenzen von 5 kHz bis 20 kHz sinkt die kapazitive Kopplungsimpedanz zwischen benachbarten Kabeln auf 10 kΩ bis 100 kΩ - niedrig genug, um Störungsamplituden von 50 mV bis 500 mV in Sekundärstromkreise mit Signalpegeln von 1 V bis 10 V einzukoppeln
• Magnetische Kopplung - die hochfrequenten Stromoberschwingungen in Mittelspannungskabeln erzeugen Magnetfelder, die Spannungen in den Sekundärkreisen induzieren; bei 10 kHz ist die induzierte Spannung pro Schleifeneinheit bei gleichem Kabelabstand 10- bis 100-mal höher als bei 50 Hz

Frequenzumrichter Erdungsstromeinspeisung

Die Hilfssysteme der Windturbinen - Kühlgebläse, Pitch-Steuerungsmotoren, Gierantriebe - arbeiten durch Antriebe mit variabler Frequenz⁴ (VFDs), die hochfrequente Gleichtakt-Erdströme in das Erdungssystem der Turbinenstruktur einspeisen. Diese Erdströme fließen durch die Erdungsleiter zwischen dem VFD-System und den Erdungspunkten des Sekundärkreises des Sensorisolators und erzeugen Erdpotentialdifferenzen, die als Gleichtaktstörungen in den Sekundärkreisen auftreten.

Der Mechanismus der Erdstromeinspeisung ist besonders heimtückisch, weil:

• Es arbeitet bei VFD-Schaltfrequenzen (4 kHz bis 16 kHz), die außerhalb des Durchlassbereichs herkömmlicher Netzqualitätsanalysatoren liegen, die für die Fehlersuche im Sekundärkreis verwendet werden.
• Die Amplitude variiert mit der VFD-Belastung - am höchsten bei Windgeschwindigkeitsrampen, wenn alle Hilfssysteme gleichzeitig aktiv sind.
• Sie erscheint an den Sekundärkreisanschlüssen des Sensorisolators als Gleichtaktspannung, die von Single-Ended-Messsystemen direkt in einen Differenzmessfehler umgewandelt wird

Resonanz bei langen Kabelstrecken in Sammelnetzen

In Offshore- und großen Onshore-Windparks werden Mittelspannungskabel mit Längen von 5 km bis 30 km zwischen den Turbinensträngen und dem Umspannwerk verwendet. Diese Kabel bilden verteilte LC-Kreise mit Resonanzfrequenzen, die in den Bereich von 200 Hz bis 2.000 Hz fallen - und sich damit direkt mit dem Oberschwingungsmessbereich von Netzqualitätsüberwachungssystemen überschneiden, die an die Ausgänge von Sensorisolatoren angeschlossen sind.

Wenn Oberschwingungen beim Umschalten von Wechselrichtern diese Kabelresonanzen anregen, führen die daraus resultierenden Stehwellen-Spannungsverteilungen zu Anomalien bei der Messung von Sensorisolatoren, die mit der Position entlang der Sammelzuführung variieren - Turbinen in der elektrischen Mitte eines resonanten Kabelabschnitts zeigen dramatisch andere Oberschwingungsspannungsamplituden als Turbinen an den Enden der Zuführung, was zu Messungsinkonsistenzen führt, die eher auf Probleme mit der Genauigkeit der Sensorisolatoren als auf Netzresonanzphänomene hinzuweisen scheinen.

Solarpark DC-Erdschlussleckage

In Solarfarmen fließen Gleichstrom-Erdschlussleckströme, die durch die Verschlechterung der Isolierung von Photovoltaikanlagen entstehen, durch das Erdungssystem des Wechselstromsammelnetzes. Diese Leckströme - typischerweise Gleichstrom bis 300 Hz - werden in die Erdungsleiter des Sekundärkreises des Sensors eingespeist und erzeugen niederfrequente Störungen, die die Grundfrequenzspannungsmessungen durch Intermodulation mit der 50-Hz-Systemfrequenz verfälschen.

Der DC-Leckage-Mechanismus erzeugt eine charakteristische asymmetrische Verzerrung der Ausgangswellenform des Sensorisolators - positive und negative Halbwellen mit unterschiedlicher Amplitude -, die sich als störende zweite harmonische Komponente bei Netzqualitätsmessungen und als systematischer Offset bei RMS-Spannungsmessungen bemerkbar macht.

Wie verfälschen Störungen des Sekundärkreises die Messdaten des Sensorisolators?

Die Korruptionsmechanismen, durch die sekundäre Schaltkreisstörungen die Messgenauigkeit von Sensorisolatoren beeinträchtigen, sind quantifizierbar. Das Verständnis der Fehlergrößen, die mit jedem Mechanismus verbunden sind, ermöglicht eine Priorisierung der Fehlersuche nach der Schwere der Auswirkungen.

Verhältnisfehler Verfälschung durch leitungsgebundene Störung

Durchgeschaltete Oberschwingungen, die dem Sekundärausgang des Sensorisolators überlagert werden, verfälschen die Effektivspannungsmessungen gemäß:

$U_{gemessen} = \sqrt{U_{fundamental}^2 + \sum_{n=2}^{N} U_n^2}$

Dabei ist $$U_n$$die Amplitude der$$n$$-ten harmonischen Störkomponente. Für einen Sensorisolator mit einer Grundschwingung von 10 V und schaltenden harmonischen Störkomponenten von insgesamt 500 mV RMS:

$U_{Messwert} = \sqrt{10^2 + 0,5^2} \ca. 10,012\ \text{V}$

Dies entspricht einem Verhältnisfehler von +0,12% allein durch Interferenzen - innerhalb der Toleranz der Klasse 1, aber über den Grenzwerten der Klasse 0.2S. Bei Anwendungen zur Ertragsmessung entspricht dieser Fehler von 0,12% bei einem 100-MW-Solarpark einer systematisch nicht gemessenen Erzeugung von 120 kW - eine Ertragsdiskrepanz von etwa $52.000 pro Jahr bei typischen Tarifen für erneuerbare Energien.

Phasenverschiebungsstörung durch Erdschleifeninterferenz

Erdschleifenströme, die durch die Leiter des Sekundärkreises fließen, erzeugen einen Spannungsabfall $U_{GL}$ die gegenüber dem Grundmesssignal phasenverschoben ist. Diese phasenverschobene Komponente addiert sich vektoriell zum echten Signal und erzeugt einen Phasenverschiebungsfehler:

$\delta_{Fehler} = \arctan\left(\frac{U_{GL} \times \sin\phi_{GL}}{U_{signal} + U_{GL} \mal \cos\phi_{GL}}} rechts)$

Für eine Masseschleifenspannung von 200 mV bei 90° Phasenverschiebung bei einem 5-V-Signal:

$\delta_{Fehler} = \arctan\links(\frac{0.2}{5}\rechts) \ca. 2.3°\ (138\ \text{Bogenminuten})$

Ein Phasenverschiebungsfehler von 138 Minuten übersteigt den Grenzwert der IEC 61869 Klasse 1 von 40 Minuten - dennoch kann der Verhältnisfehler derselben Erdungsschleife innerhalb der Toleranz der Klasse 1 bleiben, was zu einem Sensorisolator führt, der die Überprüfung des Verhältnisfehlers besteht, aber die Grenzwerte für die Phasenverschiebung um den Faktor 3 überschreitet.

Falsche Teilentladungsereignisse durch Hochfrequenz-Interferenz

UHF-Teilentladungsüberwachungssysteme, die an die Sekundärkreise von Sensorisolatoren angeschlossen sind, erfassen Signale im Frequenzbereich von 300 MHz bis 3 GHz. Oberschwingungen der Leistungselektronik und ihre Intermodulationsprodukte reichen in diesen Frequenzbereich hinein und erzeugen Störsignale, die das TE-Überwachungssystem ohne Quellenidentifikationsanalyse nicht von echten Teilentladungen unterscheiden kann.

In Anlagen für erneuerbare Energien, in denen UHF-Störungen durch Wechselrichterschaltungen auftreten, werden routinemäßig falsche TE-Ereignisse von 50 bis 200 scheinbaren pC-Ereignissen pro Minute an Sensorisolatoren in perfektem dielektrischem Zustand gemessen - dies verbraucht Wartungsressourcen und führt zu Zustandsbewertungsberichten, in denen der Austausch der Isolierung für Komponenten empfohlen wird, die keine tatsächliche Verschlechterung aufweisen.

Wie können Sie systematisch Störungen im Sekundärkreislauf suchen und beseitigen?

Schritt 1 - Erstellen einer Störungs-Basislinie bei voller Produktion
Führen Sie die erste Interferenzbewertung während des vollen Produktionsbetriebs durch - bei maximaler Windgeschwindigkeit oder maximaler Sonneneinstrahlung -, wenn die Schaltaktivität der Leistungselektronik und die Erdstromeinspeisung am höchsten sind. Schließen Sie einen Spektrumanalysator an den sekundären Ausgangsanschluss des Sensorisolators an und zeichnen Sie das gesamte Frequenzspektrum von DC bis 30 MHz auf. Identifizieren Sie alle Spektralkomponenten oberhalb des Grundrauschens und klassifizieren Sie sie als Grundschwingung (50/60 Hz und Oberschwingungen), Schaltfrequenz (2-kHz- bis 20-kHz-Bänder) oder breitbandiges Rauschen.

Schritt 2 - Quantifizierung der Störungsamplitude im Verhältnis zur Genauigkeitsklasse
Berechnen Sie die gesamte harmonische Verzerrung (THD) des Sekundärkreissignals und drücken Sie sie als Prozentsatz der Grundwellenamplitude aus. Vergleichen Sie mit der Toleranz der Genauigkeitsklasse:

$\text{THD}{Auswirkung} = \frac{\sqrt{\sum{n=2}^{N} U_n^2}}{U_{fundamental}} \times 100$

Wenn die THD-Auswirkungen 50% der Fehlertoleranz der Genauigkeitsklasse überschreiten, beeinträchtigt die Störung die Messgenauigkeit und muss beseitigt werden - nicht gemildert.

Schritt 3 - Identifizierung des vorherrschenden Störungspfads
Isolieren Sie den Störungspfad durch sequenzielles Abschalten:

• Trennen Sie die sekundäre Erdung des Kabelschirms auf der Seite des Kontrollraums - wenn die Störungsamplitude um > 50% abfällt, ist der vorherrschende Pfad eine Erdschleife durch den Kabelschirm.
• Verlegen Sie vorübergehend einen kurzen Abschnitt des Sekundärkabels weg von den Mittelspannungsstromkabeln - wenn die Störung um > 30% abnimmt, ist der vorherrschende Pfad die kapazitive oder magnetische Kopplung von benachbarten Stromkabeln
• Messen Sie die Erdpotentialdifferenz zwischen der Basiserde des Sensorisolators und der Erde der Schaltwarte bei voller Produktion - Werte über 1 V bestätigen die Erdstromeinspeisung des Frequenzumrichters als bedeutende Störquelle.

Schritt 4 - Beseitigung von Erdschleifeninterferenzen
Für die in Schritt 3 bestätigte Erdschleifenstörung:

• Überprüfen Sie die Ein-Punkt-Erdung des Schirms nur auf der Seite der Schaltwarte - schließen Sie alle doppelt geerdeten Schirme an isolierte Klemmen auf der Feldseite an.
• Installieren Sie Trenntransformatoren in Sekundärkreisen, in denen die Erdpotentialdifferenzen 5 V überschreiten und nicht durch eine Änderung des Erdungssystems verringert werden können.
• Bei intelligenten Sensorisolatoren mit digitalen Ausgängen sind Glasfaser-Kommunikationsverbindungen zwischen dem elektronischen Modul des Sensorisolators und dem Kontrollraum einzurichten - Glasfaserverbindungen bieten eine vollständige galvanische Isolierung, die gleichzeitig alle Erdschleifen-Interferenzpfade eliminiert

Schritt 5 - Beseitigung von Störungen durch kapazitive und magnetische Kopplung
Bei Kopplungsstörungen, die in Schritt 3 bestätigt wurden:

• Umverlegung der Sekundärkabel zur Erreichung der Mindestabstände gemäß IEC 61000-5-2⁵ - 300 mm Mindestabstand zu 6-kV-Kabeln mit geerdeter Metallbarriere zwischen Kabeltrassen
• Ersetzen Sie ungeschirmte Sekundärkabel durch individuell geschirmte, gesamtgeschirmte (ISOS) Kabel - die individuelle Abschirmung sorgt für eine hochfrequente magnetische Kopplungsunterdrückung, die nur gesamtgeschirmte Kabel oberhalb von 1 kHz nicht erreichen können
• Installieren Sie Gleichtaktdrosseln mit Ferritkern auf den Sekundärkabeln an der Ausgangsklemme des Sensorisolators - geben Sie eine Impedanz von > 200 Ω bei 10 kHz an, um Störungen der VFD-Schaltfrequenz zu dämpfen, ohne die 50-Hz-Messsignale zu beeinflussen

Schritt 6 - Behandlung von leitungsgebundenen Oberwellenstörungen beim Schalten
Für leitungsgebundene Oberschwingungsstörungen, die nicht durch Änderungen der Kabelführung beseitigt werden können:

• Installieren Sie Tiefpassfilter am Sekundärausgang des Sensorisolators - geben Sie eine Grenzfrequenz von 500 Hz bis 1 kHz für Anwendungen zur Messung der Netzqualität an; 150 Hz für Anwendungen zur Messung der Einnahmen, bei denen kein Oberwellengehalt oberhalb der 3. Oberwelle erforderlich ist
• Stellen Sie sicher, dass der Einsatz des Filters nicht zu einer Phasenverschiebung bei 50 Hz führt - geben Sie eine maximale Phasenverschiebung von < 5 Bogenminuten bei 50 Hz für schutzwürdige Anwendungen an
• Bei intelligenten Sensor-Isolatoren konfigurieren Sie den digitalen Signalverarbeitungsfilter im Elektronikmodul so, dass er Schaltfrequenzkomponenten unterdrückt - die meisten IEC 61850-Sensor-Isolatoren bieten konfigurierbare Anti-Aliasing-Filtereinstellungen, die für das spezifische Störspektrum der Installation optimiert werden können

Schritt 7 - Validierung der Eliminierung falscher TE-Ereignisse
Nach Abschluss der Entstörungsmaßnahmen schließen Sie das UHF-Teilentladungsüberwachungssystem wieder an und messen die scheinbare TE-Ereignisrate bei voller Produktion. Vergleichen Sie mit dem Ausgangswert vor der Intervention. Eine erfolgreiche Störungsbeseitigung reduziert falsche TE-Ereignisse auf < 5 scheinbare pC-Ereignisse pro Minute - der Schwellenwert, unterhalb dessen echte Isolationsdegradationssignale zuverlässig von Reststörungen unterschieden werden können.

Schritt 8 - Genauigkeitsüberprüfung nach der Intervention
Führen Sie eine vollständige Drei-Punkt-Verhältnisfehler- und Phasenverschiebungskalibrierung gemäß IEC 61869-11 durch, nachdem alle Maßnahmen zur Störungsbeseitigung getroffen wurden, und zwar bei vollem Produktionsbetrieb. Diese Kalibrierung nach dem Eingriff ermittelt die tatsächliche Genauigkeit des Sensor-Isolatorsystems unter betrieblichen Störungsbedingungen - das einzige Kalibrierungsergebnis, das für Anlagen für erneuerbare Energien, bei denen Störungen produktionsabhängig sind, aussagekräftig ist.

Schritt 9 - Dokumentation von Störquellen und Abhilfemaßnahmen
Zeichnen Sie die vollständige Störungscharakterisierung - Ergebnisse der Spektrumanalyse, identifizierte Pfade, gemessene Amplituden und alle implementierten Entschärfungsmaßnahmen - in der Bestandsaufnahme des Sensorisolators auf. Diese Dokumentation ist wichtig für:

• Künftiges Wartungspersonal, das Messanomalien beobachtet und neue Störungen von zuvor charakterisierten und entschärften Quellen unterscheiden muss
• Antworten auf die Prüfung der Einnahmenmessung, die den Nachweis der Integrität des Messsystems unter Betriebsbedingungen erfordern
• Gewährleistungs- und Leistungsgarantieansprüche, bei denen die Messgenauigkeit eine vertraglich vereinbarte Leistung ist

Schlussfolgerung

Sekundäre Schaltkreisstörungen in Mittelspannungs-Sensor-Isolatoranlagen für erneuerbare Energien sind konstruktionsbedingt verborgen - ihre Amplitude fällt in die Toleranzbereiche der Genauigkeitsklasse, ihre Intermittenz unterläuft die periodische Kalibrierungserfassung, und ihr Frequenzinhalt überlagert die Messsignale, die sie verfälschen. Die für erneuerbare Energien typischen Störungsmechanismen - Oberschwingungen beim Schalten von Leistungselektronik, Erdstromeinspeisung von VFDs, Resonanz im Sammelnetz und DC-Streukopplung - erfordern Ansätze zur Fehlersuche, die in der herkömmlichen Diagnosepraxis von Umspannwerken nicht vorgesehen sind. Das neunstufige Protokoll dieses Leitfadens - Spektrumanalyse, Isolierung von Pfaden, Beseitigung von Erdschleifen, Entkopplung, Filterung leitungsgebundener Störungen und Überprüfung der Genauigkeit nach dem Eingriff - setzt bei jedem Mechanismus an der Quelle an, anstatt die Symptome zu verschleiern. In Anlagen für erneuerbare Energien, in denen die Messgenauigkeit gleichzeitig eine Ertrags-, Schutz- und Zuverlässigkeitsverpflichtung darstellt, ist die Beseitigung von Sekundärkreisstörungen keine optionale Wartung. Sie ist die Grundlage, von der jede datengesteuerte Entscheidung in der Anlage abhängt.

Häufig gestellte Fragen zur Störung des Sekundärkreises in Sensor-Isolator-Systemen

1. Ein örtlich begrenzter dielektrischer Durchschlag eines kleinen Teils eines festen oder flüssigen elektrischen Isolationssystems unter hoher Spannungsbelastung. ↩

2. Internationale Norm zur Festlegung der allgemeinen Anforderungen und Genauigkeitsklassen für neu hergestellte Messwandler und Sensorisolatoren. ↩

3. Die Übertragung von elektrischer Energie zwischen diskreten Netzwerken durch ein Dielektrikum aufgrund des durch wechselnde elektrische Felder induzierten Verschiebungsstroms. ↩

4. Eine Art von Motorsteuerung, die einen Elektromotor antreibt, indem sie die Frequenz und die zugeführte Spannung variiert und dabei oft hochfrequente Oberschwingungen erzeugt. ↩

5. Technischer Bericht mit Leitlinien für die Installation und Entschärfung von Erdungs- und Verkabelungssystemen zur Gewährleistung der elektromagnetischen Verträglichkeit. ↩