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Hintergrund: Netzqualitätsmessungen können Betriebskosten senken

Messungen der Netzqualität an Motoren und Antrieben können die Effizienz elektrischer Systeme verbessern und die Kosten niedrig halten. Es gibt aber eine Reihe versteckter Probleme im Zusammenhang mit der Energienutzung in Anlagen. Diese können erhebliche zusätzliche Kosten und möglicherweise Schäden an den Geräten und störungsbedingte Ausfallzeiten verursachen.

Werden die folgenden sechs spezifischen Bereiche der Stromqualitätsmessung beachtet, lassen sich diese versteckten Probleme aufdecken, Kosten senken und gleichzeitig die Gesamtleistung der Anlage verbessern.

1. Asymmetrie

Bei einem symmetrischen 3-Phasen-System müssen die Phasenspannungen und -ströme hinsichtlich Amplitude und Phase entweder gleich oder sehr ähnlich sein. Jede Asymmetrie kann dabei zu verminderter Leistung oder sogar zu einem vorzeitigen Ausfall führen. Anti-Drehmoment führt zu einer schlechten Motorleistung und Asymmetrie verursacht übermäßige Erwärmung der Wicklungsdrähte und damit einen vorzeitigen Motorausfall.

Der Austausch von Motoren und Einnahmeausfälle aufgrund von ausgelösten Schutzschaltungen sowie die damit verbundenen Ausfallzeiten und Arbeitskosten zur Behebung des Problems sind die größten Kosten, die entstehen können. Asymmetrien wirken sich aber auch auf die Energiekosten aus, da sie die Motorleistung verringern.

Eine der besten Möglichkeiten, um Probleme durch Spannungsasymmetrie vorausschauend zu erkennen, ist das Messen der Spannung am Netzeingang (öffentliches Stromnetz). Nach der Netzqualitätsnorm EN50160 darf die Spannungsasymmetrie als Verhältnis von negativen zu positiven Spannungsanteilen am Punkt der gemeinsamen Kopplung höchstens 2 % betragen. Ist die Spannung am Netzeingang nicht symmetrisch, führt dies zu einer Asymmetrie in der gesamten Anlage, die vom Netzbetreiber so schnell wie möglich behoben werden muss.

Asymmetrien können an einer einzelnen Last oder an einem Zweig der internen elektrischen Infrastruktur auftreten, z. B. an einem Elektromotor oder sogar an einer Reihe von Motoren. Es empfiehlt sich daher, Eingangsspannung und Eingangsstrom zu überprüfen, mit der Maßgabe, dass die Asymmetrie dieser beiden Parameter 2 bzw. 6 % nicht überschreiten sollte. Stromasymmetrie ist eine direkte Folge von Spannungsasymmetrie. Ist die Spannung symmetrisch, wird die Stromasymmetrie durch asymmetrische Lasten verursacht.

2. Klirrfaktor

Die Messung des Klirrfaktors (THD; Total Harmonic Distortion) zeigt auf, wie viel von der Spannungs- oder Stromverzerrung auf Oberwellen im Signal zurückzuführen ist. Ein gewisses Maß an Stromverzerrung ist zwar normal, doch bei einem Wert von mehr als 5 % auf einer Phase sind weitere Untersuchungen erforderlich. Wird diese Verzerrung nicht behoben, kann sie zu folgenden Problemen führen: hohe Ströme in Nullleitern, heiß laufende Motoren und Transformatoren (was die Lebensdauer der Isolierung verkürzt), schlechter Transformator-Wirkungsgrad (oder der Notwendigkeit, einen größeren Transformator zu verwenden, um die Oberschwingungen zu berücksichtigen), hörbares Brummen und Vibrationen aufgrund der Sättigung des Transformatorkerns (Brummen und Vibrationen bedeuten Energieverschwendung).

Die kürzere Lebensdauer von Motoren und Transformatoren zählt zu den größten durch THD verursachten Kosten. Sind die betroffenen Geräte Teil eines Fertigungssystems, kann dies auch dort zu Ertragseinbußen führen, da Oberschwingungen die Effizienz und Leistung von Motoren und Transformatoren verringern.

Die beste Möglichkeit, solche Probleme zu erkennen, ist die Durchführung von Messungen im Vergleich zum Normalwert – und zwar für die Motoren, Transformatoren und Nullleiter, die die elektronischen Lasten versorgen. Dabei sind die Stromwerte und Temperaturen in den Transformatoren zu überwachen, denn nur so lässt sich sicherstellen, dass sie nicht überlastet werden und dass der Nullleiterstrom nie die Belastbarkeit des Nullleiters übersteigt.

Oberwellen werden oft durch bestimmte Maschinen oder elektrische Anlagen verursacht. Sie treten nur auf, wenn diese Anlagen eingeschaltet sind. Es ist daher sinnvoll, Messungen mit einem Zeitstempel zu protokollieren, damit sich das zeitweilige Auftreten von Oberwellen direkt mit bestimmten Vorgängen in Verbindung bringen lässt.

Die bisher besprochenen Oberwellen reichen bis zur 50. Oberwelle. Sie alle sind abgeleitet von der 50-Hz-Grundfrequenz der Netzspannung. Mit zunehmendem Einsatz von Leistungselektronik wie Frequenzumrichtern und Wandlern können höhere Oberwellenanteile das Netz belasten. Diese Anteile stehen in keinem Zusammenhang zur Grundleistung und entstehen durch die oben erwähnten Schaltvorgänge. Diese sogenannten „Supra-Oberwellen“ stören die Anlagen für die Prozesssteuerung und können diese sogar zum Stillstand bringen.

3. Spannungsspitzen

Elektronische Geräte sind auch anfällig für Transienten. Dabei handelt es sich um äußerst kurze Spannungsimpulse (<10 ms), die aber sehr hohe Spannungen (bis zu 6 kV) aufweisen können. Ursache dieser Transienten können das Schalten schwerer Lasten, das Entladen von Kondensatoren oder sogar Blitzeinschläge sein. Beim Auftreten von Transienten können sich elektronische Geräte abschalten oder die Prozesse, für die sie programmiert sind, unterbrechen.

Um sicher zu sein, dass die Probleme durch Transienten bedingt sind, ist ein Messgerät erforderlich, das diese Ereignisse erfasst und eine ausreichend hohe Abtastrate bietet. Vor allem muss ein solches Gerät eine Masseverbindung haben, und es muss das erfasste Ereignis so anzeigen, dass man auf den Ursprung des Spannungspulses schließen kann.

Der einzige Weg, diese Systeme nach einem solchen Ereignis wieder in Betrieb zu bringen, besteht in einem manuellen Reset, d.h. die Produktionsabläufe müssen gestoppt werden. Außerdem sollte man die Qualität aller seit der Störung hergestellten Produkte überprüfen. Zum Schutz der Geräte vor Transienten könnte man Überspannungsableiter installieren, die den Spannungsimpuls gegen Masse ableiten, bevor er auf die elektronischen Systeme trifft.

4. Spannungseinbrüche

Ein Spannungseinbruch ist eine vorübergehende Verringerung des Spannungspegels, die durch zusätzliche Lasten verursacht werden kann, ohne dass der Betreiber dies bemerkt. Solche Lasten können bei hohen Einschaltströmen die Systemspannung für einen kurzen Moment absenken. Dies kann zum Rücksetzen von elektronischen Geräten oder zum Auslösen von Überstrom-Schutzeinrichtungen führen. Einbrüche auf einer oder zwei Phasen von 3-phasigen Lasten können dazu führen, dass die andere(n) Phase(n) zum Ausgleich mehr Strom aufnehmen.

Spannungseinbrüche können Einnahmeausfälle verursachen, z. B. wenn sich Rechner selbst oder Steuersysteme zurücksetzen, Frequenzumrichter auslösen und die Lebensdauer von unterbrechungsfreien Stromversorgungen (USV) durch häufige Ladezyklen verkürzen. Alle vorbeugenden Wartungsmaßnahmen müssen Messungen an Motoren, USV, Frequenzumrichtern und Verteilerkästen umfassen, die industrielle Steuerungen oder Rechneranlagen mit Strom versorgen. Die logische Folge einer solchen Maßnahme sind minimale Ausfallzeiten und Kosten.

Zur Beurteilung der Schwere eines Spannungseinbruchs ist es wichtig, die „Tiefe“ des Einbruchs (in Prozent der Nennspannung) und seine Dauer (in Millisekunden) zu messen. Diese beiden Werte ermöglichen einen Vergleich mit den Grenzwerten des Information Technology Industry Council (ITIC). Elektronische Geräte können Einbrüche verkraften, solange sie sich innerhalb dieser Grenzwerte bewegen. Ist dies nicht der Fall, sind Maßnahmen zur Eindämmung dieser Einbrüche erforderlich. Problematisch an Spannungseinbrüchen ist ihr oft intermittierendes Auftreten, was ein automatisiertes Auslösen von Messungen zu deren Erfassung erfordert. Beim Überschreiten eines zuvor festgelegten Schwellenwerts sollten die Messgeräte mit der Aufzeichnung des Ereignisses beginnen.

5. Nachfragespitzen

Die Energieversorger industrieller und gewerblicher Anlagen überwachen den Stromverbrauch mehrmals pro Stunde zur Ermittlung des durchschnittlichen Energiebedarfs. Beim Anfahren verbrauchen Produktionsanlagen meist sehr viel Energie. Dies kann sich darauf auswirken, wie die Versorgungsunternehmen ihre Gebühren auf der Grundlage des Spitzenbedarfs (des höchsten durchschnittlichen Bedarfs während aller Intervalle eines Abrechnungszyklus) berechnen.

Um Kosten zu minimieren, lassen sich die Lastzyklen staffeln, um so die Belastung zu dämpfen und den Gesamtenergieverbrauch zu jedem Zeitpunkt zu minimieren. Daher sollte das vom Versorgungsunternehmen verwendete Bedarfsintervall bekannt sein, um den Energiebedarf über die Zeit mit einem Netzqualitätslogger an der Einspeisung zu messen. Außerdem sollte man ermitteln, ob wichtige Lasten gleichzeitig in Betrieb sind. Anhand von Bedarfsmessungen lassen sich die Messwerte für die einzelnen Lasten überprüfen.

Überschreiten die Anlagen vertraglich vereinbarte Bedarfsspitzen, können die Versorger erhebliche Mehrkosten verhängen. Die Vermeidung von Mehrausgaben und die Steuerung der Energiekosten sind daher entscheidend für den Schutz der Einnahmen und die Kosteneffizienz.

6.  Leistungsfaktor

Nur ein Teil der erzeugten und zum Endverbraucher übertragenen Energie wird effizient genutzt. Der Kunde zahlt für die Wirkleistung (gemessen in kW). Die Blindleistung bildet auch einen Teil der über die Infrastruktur transportierten Energie. Diese wird nicht genutzt und dem Endverbraucher nicht in Rechnung gestellt, und gilt daher als Verschwendung. Infrastrukturen wie Kabel, Schalter und Transformatoren sind aber dementsprechend zu dimensionieren, so dass die gesamte Energiemenge übertragen werden kann, obwohl nur ein Teil dieser Infrastruktur effizient genutzt wird. Diese Gesamtleistung bezeichnet man als Scheinleistung (gemessen in kVA).

Das Verhältnis von Wirk- zu Scheinleistung ist ein Indikator für die Effizienz der Energienutzung. Liegt dieses Verhältnis bei 1, wird die gesamte Scheinleistung genutzt und in Rechnung gestellt – je niedriger dieser Wert, umso weniger effizient ist die Nutzung der Scheinleistung. Da die Energieversorger dem Endverbraucher keine Blindleistung in Rechnung stellen können, enthält der Liefervertrag einen Grenzwert. Bei Überschreitung dieses Grenzwerts drohen erhebliche Mehrkosten. Das Verhältnis von Wirk- zu Scheinleistung bezeichnet man als „Cosinus Phi“ oder „Blindleistungsfaktor“. Im Idealfall sollte der Wert nie unter 0,95 liegen.

Abgesehen von Mehrkosten kann eine Überhitzung der Infrastruktur ein weiterer negativer Effekt eines schlechten Blindleistungsfaktors sein. Zur Vermeidung dieses Problems müssen Betriebe Kondensatorbatterien in der Nähe schwerer Lasten wie Motoren mit einer Leistung von mehr als 50 kW oder zentral nahe der Hauptverteilung installieren.

Oberwellen können den Leistungsfaktor ebenfalls beeinträchtigen. Im Falle von Oberwellen ist eine Kompensation durch Kondensatoren allein nicht ausreichend, so dass Filter erforderlich sind, um die negativen Effekte von Oberwellen zu reduzieren.

Wer sich mit diesen sechs versteckten Problemen der Energienutzung befasst, kann unnötige Kosten, Ausfallzeiten und Schäden an den Anlagen minimieren und gleichzeitig die Produktivität und Effizienz maximieren.

Mit einem Netzqualitätsanalyzer wie dem Fluke 1777 Power Quality Analyzer lassen sich Energieversorgungsprobleme erkennen, bevor sie zu einem Problem werden. Netzqualitätslogger wie der Fluke 1736 Power Quality Logger können dagegen intermittierende Probleme erkennen und Informationen für die Berechnung von Spitzenbedarf und Leistungsfaktor sammeln.

Autor: Markus Bakker, Fluke Corporation

www.fluke.com/