Grundlagen zur Auslegung von Antrieben

Teil 1: Auswahl der richtigen Antriebstechnik

Auf einen Blick Netzform Die Netzform des Versorgungsnetzes hat einen erheblichen Einfluss auf das EMV-Verhalten

Netzersatzanlagen Bei Netzersatzschaltung mittels Generator ist die Netzimpedanz meist höher als bei einem Betrieb am öffentlichen Netz, was zu ansteigenden Oberschwingungsgehalten führt
Bei der Projektierung drehzahlgeregelter Antriebe treten häufig Fragen auf, die nicht unmittelbar mit den eigentlichen ­Aufgaben eines Frequenzumrichters zu tun haben. Vielmehr betreffen sie die Einbindung dieser Geräte in das Antriebssystem und die Gesamtanlage. Der Projektierung und Auslegung drehzahlgeregelter Antriebssysteme fällt eine entscheidende Bedeutung zu. Der Planer stellt genau in diesem ­Stadium die Weichen für die Qualität des Antriebs­systems, für die Betriebs- und Wartungskosten sowie für den sicheren und störungsarmen Betrieb.

Ein durchdachtes Projektieren im Vorfeld hilft, unerwünschte Nebeneffekte im spä­teren Betrieb des Antriebssystems zu ver­meiden.

Die Netzform des Versorgungsnetzes

Für die Energieversorgung elektrischer Antriebe stehen unterschiedliche Netzformen zur Verfügung (Bild 1). Alle haben auf das EMV-Verhalten einer Anlage einen mehr oder weniger großen Einfluss. Bei dem 5-Leiter-Netz TN-S ergibt sich dabei die beste, beim isoliert aufgebauten IT-Netz hingegen die schlechteste Ausgangslage. Im Einzelnen sehen die Netzformen wie folgt aus:
  • TN-Netze: Innerhalb dieses Netztyps gibt es zwei Ausführungen: TN-S und TN-C.
  • TN-S: Dieses System ist ein 5-Leiter-Netz, bei dem Neutralleiter (N) und Schutzleiter (PE) getrennt ausgeführt sind. Es bietet somit die besten EMV-Eigenschaften und vermeidet Störübertragungen.
  • TN-C: Dieses System ist ein 4-Leiter-Netz, bei dem in der gesamten Anlage der Neutralleiter und der Schutzleiter zu einem Leiter zusammengefasst sind. Das TN-C-Netz bietet, durch den gemeinsamen Neutral- und Schutzleiter, keine guten EMV-Eigenschaften.
  • TT-Netze: Dieses System ist ein 4-Leiter-Netz mit geerdetem Neutralleiter und ­Einzelerdung der Antriebe. Dieses System bietet gute EMV-Eigenschaften, wenn die Erdungen sauber ausgeführt sind.
  • IT-Netze: Dieses System ist ein isoliertes 4-Leiter-Netz, bei dem der Neutralleiter entweder ungeerdet oder über eine Impedanz geerdet ist.
Bild 1: Netzformen für Stromverteilungsanlagen nach EN 50310 / HD 384.3
Bild 1: Netzformen für Stromverteilungsanlagen nach EN 50310 / HD 384.3

EMV – Grenzwerte und Ausbreitungswege

Bild 2: Elektromagnetische Störungen treten im gesamten Frequenzbereich auf. 
Allerdings unterscheiden sich Art der Ausbreitung und der Ausbreitungsweg
Bild 2: Elektromagnetische Störungen treten im gesamten Frequenzbereich auf. Allerdings unterscheiden sich Art der Ausbreitung und der Ausbreitungsweg
Jedes elektrische Gerät beeinflusst seine direkte Umwelt mehr oder weniger durch elektrische und magnetische Felder. Größe und Wirkung dieser Einflüsse hängen ab von der Leistung und Bauart des Geräts (Bild 2). In elektrischen Maschinen und Anlagen können Wechselwirkungen zwischen elektrischen oder elektronischen Baugruppen eine sichere und störungsfreie Funktion beeinträchtigen oder verhindern.

Dabei beeinflussen sich die Komponenten wechselseitig: Jedes Gerät stört nicht nur, sondern wird auch gestört. Kennzeichnend für die jeweilige Baugruppe ist daher neben Art und Umfang ihrer Störaussendung auch ihre Störfestigkeit gegen Einflüsse benachbarter Baugruppen. Zur Sicherstellung der elektromagnetischen Verträglichkeit können Betreiber oder Anlagenbauer unterschiedliche Wege beschreiten:
  • Zum einen können sie die Quelle entstören, indem sie Störaussendungen minimieren oder beseitigen.
  • Zum anderen besteht die Möglichkeit, die Störfestigkeit des gestörten Geräts oder Systems zu erhöhen, indem der Empfang von Störgrößen verhindert oder deutlich reduziert wird.

Störgrößen unterscheiden

Bild 3: Überblick über die Kopplungswege elektromagnetischer Störgrößen und 
typische Beispiele
Bild 3: Überblick über die Kopplungswege elektromagnetischer Störgrößen und typische Beispiele
Doch wie findet jetzt die Übertragung der Störenergie statt? Als elektromagnetische Aussendung kann die Übertragung grundsätzlich über Leitungen, elektrische Felder oder elektromagnetische Wellen erfolgen. Fachleute sprechen von galvanischer, kapazitiver und/oder induktiver Kopplung sowie Strahlungskopplung (Bild 3).

Am häufigsten lassen sich in Maschinen und Anlagen Netzoberschwingungen beobachten, auch als Netzrückwirkungen bzw. harmonische Oberschwingungen oder auch nur als Harmonische bekannt. Diese Verzerrung der Sinuskurvenform des Versorgungsnetzes als Folge pulsierender Stromaufnahme angeschlossener Verbraucher entsteht – außer durch Schaltnetzteile, Energiesparlampen oder andere leistungselektronische Bauteile – beispielsweise durch die Eingangsgleichrichter von Frequenzumrichtern. Bei Frequenzumrichtern in 50-Hz-Netzen betrachtet man die 3. (150 Hz), 5. (250 Hz) oder 7. (350 Hz) Oberschwingung. Die Auswirkungen sind hier am stärksten. Den Gesamtoberschwingungsgehalt gibt die THD (Total Harmonic Distortion) wieder.

Auswirkungen und Gegen­maßnahmen

Quelle. Danfoss
Quelle. Danfoss
Eine zu große Verzerrung bzw. ein zu großer Oberschwingungsgehalt kann dazu führen, dass beispielsweise empfindliche elektronische Steuerungen, Computer und Regelgeräte nicht mehr einwandfrei funktionieren oder sogar einzelne Verbraucher scheinbar ohne logische Erklärung vorzeitig ausfallen (Bild 4). Weitere mögliche Auswirkungen sind:
  • Erhöhte Belastung bis hin zur Zerstörung von Blindleistungskompensationsanlagen
  • Überdimensionierung von Netzkomponenten wie Transformator oder Leitungen erforderlich
  • Eingeschränkte Funktionssicherheit und Lebensdauer von Netzkomponenten und angeschlossenen Verbrauchern
Die Oberschwingungsbelastung des Netzes birgt somit erhebliche Nachteile für Anlage und Verbraucher. Um die Netzspannungsqualität nicht zu stark zu belasten, lassen sich für Geräte, die Oberschwingungen produzieren, verschiedene Verfahren zur Reduzierung, Vermeidung oder Kompensation einsetzen:
  • Drosselspulen am Eingang oder im Zwischenkreis von Frequenzumrichtern (Bild 5)
  • Schlanker Zwischenkreis
  • 12-, 18- oder 24-pulsige Gleichrichter
  • Passive Filter
  • Aktive Filter
  • Active Front End und Low Harmonic Drives

Anlagen zur Blindstromkompensation

Bild 5: Eingebaute Zwischenkreisdrosseln 
reduzieren die niederfrequenten Netzrück­wirkungen und erhöhen die Lebensdauer 
des Geräts
Bild 5: Eingebaute Zwischenkreisdrosseln reduzieren die niederfrequenten Netzrück­wirkungen und erhöhen die Lebensdauer des Geräts
Solche Anlagen dienen der Kompensation des Phasenverschiebungswinkels φ zwischen Spannung und Strom sowie der Verschiebung des Leistungsfaktors cos φ in Richtung 1. Dies ist erforderlich, wenn viele induktive Verbraucher (Motoren, Vorschaltgeräte für Lampen, etc.) in einem Versorgungsnetz zum Einsatz kommen.

Frequenzumrichter nehmen je nach Ausführung des Zwischenkreises keinen Blindstrom aus dem Versorgungsnetz auf und erzeugen keine Phasenverschiebung. Der cos φ ist etwa 1. Aus diesem Grunde brauchen Anwender drehzahlgeregelte Motoren bei der Dimensionierung einer eventuellen Blindstromkompensationsanlage nicht zu berücksichtigen.

Da Frequenzumrichter aber Oberschwingungen erzeugen, steigt der Aufnahmestrom der Blindstromkompensationsanlage an. Die Belastung der Kondensatoren wächst mit der Anzahl der Oberschwingungserzeuger, und sie erwärmen sich stärker. Aus diesem Grunde muss der Betreiber seine Blindstromkompensationsanlagen verdrosselt ausführen. Zudem verhindert die Verdrosselung, dass Resonanzen zwischen den Induktivitäten der Verbraucher und der Kapazität der Kompensationsanlage entstehen. Ebenso erfordern Umrichter mit cos φ < 1 eine Verdrosselung der Kompensationsanlage. Zusätzlich muss der Anwender den höheren Blindstrom bei der Kabelauslegung beachten.

Netztransienten

Transienten sind kurzzeitige Überspannungsspitzen im Bereich von einigen 1000 V. Auftreten können sie in allen Versorgungsnetzen. Eine häufige Ursache von Transienten sind Blitzeinschläge. Sie entstehen aber auch dadurch, dass große Verbraucher im Versorgungsnetz ein- und ausgeschaltet werden oder z. B. Blindstromkompensationsanlagen schalten. Kurzschlüsse, das Auslösen von Sicherungen in Versorgungsnetzen und magnetisch induktive Kopplung in parallel verlaufenden Kabeln können ebenfalls Transienten verursachen.

Ihre schädigenden Auswirkungen lassen sich mit verschiedenen Methoden begrenzen. Für energiereiche Transienten kommen als Grobschutz Gasableiter oder Funkenstrecken zum Einsatz. Elektronische Geräte nutzen zur Bedämpfung als Feinschutz meist spannungsabhängige Widerstände (Varistoren). Frequenzumrichter greifen ebenso auf diese Lösung zurück.

Trafoauslastung – Wieviel Frequenzumrichter verträgt ein Trafo?

Betreiber können in Niederspannungsnetzen (400 V, 500 V, 690 V) drehzahlgeregelte Antriebe bis ca. 1 MW einsetzen. Die notwendige Spannung setzt ein Transformator aus dem Mittelspannungsnetz um. Bei Trafos, die Frequenzumrichter mit Spannung versorgen, ist zu beachten, dass durch den Einsatz von Frequenzumrichtern und anderen Gleichrichterlasten Oberschwingungen entstehen, die den Transformator zusätzlich mit Blindleistung belasten. Daraus resultieren höhere Verluste und eine zusätzliche Erwärmung. Im schlimmsten Fall kann es zu einer Zerstörung des Transformators kommen. Intelligente Schaltgruppen (Zusammenschalten mehrerer Transformatoren) ­löschen Oberschwingungen gegebenenfalls aus.

Sonderfall Generatorbetrieb: Netzrückwirkungen wirken stärker

Bild 6: Gerade bei Notfallbetrieb mittels Generator haben die Netzrückwirkungen einen 
deutlich größeren Einfluss als im Normalbetrieb. Dies hängt mit der höheren Netzimpedanz zusammen. Aktive Filter reduzieren die Oberschwingungen und helfen damit, den Generator bestmöglich auslasten zu können
Bild 6: Gerade bei Notfallbetrieb mittels Generator haben die Netzrückwirkungen einen deutlich größeren Einfluss als im Normalbetrieb. Dies hängt mit der höheren Netzimpedanz zusammen. Aktive Filter reduzieren die Oberschwingungen und helfen damit, den Generator bestmöglich auslasten zu können
Betreiber setzen immer dann Netzersatzanlagen ein, wenn sie Verbraucher auch bei Ausfall der Netzspannung weiter betreiben müssen. Außerdem werden sie auch dann genutzt, wenn der vorhandene Netzanschluss nicht die benötigte Leistung zur Verfügung stellt. Der Betrieb parallel zum öffentlichen Netz ist ebenfalls möglich, um eine höhere Netzleistung zu erreichen.

Bei Netzersatzschaltung mittels Generator ist die Netzimpedanz meist höher als bei einem Betrieb am öffentlichen Netz. Dies führt zu ansteigenden Oberschwingungsgehalten. Bei richtiger Auslegung können Generatoren in einem Netz mit Oberschwingungserzeugern arbeiten (Bild 6). Das bedeutet für die Praxis:
  • Beim Umschalten von Netzbetrieb auf Generatorspeisung ist üblicherweise mit einem Anstieg der Oberschwingungsbelastung zu rechnen.
  • Planer und Betreiber sollten den Anstieg der Oberschwingungsbelastung berechnen oder messen, um eine vorschriftsmäßige Spannung zu garantieren und damit Störungen und Ausfällen vorzubeugen.
  • Eine unsymmetrische Belastung des Generators ist zu vermeiden, da erhöhte Verluste auftreten und der Oberschwingungsgehalt ansteigen kann.
  • Eine 5/6-Sehnung der Generatorwicklung bedämpft die 5. und 7. Oberschwingung, lässt dabei aber die 3. ansteigen. Ein 2/3-Sehnung reduziert die 3. Oberschwingung.
  • Anlagen zur Blindstromkompensation sollte der Betreiber nach Möglichkeit abschalten, da Resonanzen im Netz auftreten können.
  • Drosselspulen oder aktive Saugfilter können Oberschwingungen bedämpfen. Parallel betriebene ohmsche Verbraucher wirken ebenfalls dämpfend, während parallel betriebene Kondensatoren hingegen für eine zusätzliche Belastung durch unkalkulierbare Resonanzeffekte sorgen.
Bei Berücksichtigung dieser Verhaltensweisen kann ein Netz bei Generatorspeisung einen gewissen Anteil an Frequenzumrichtern verkraften und dennoch die vorgeschriebene Netzqualität halten.

Ausblick auf den nächsten Teil

Nachdem sich Planer und/oder Betreiber über die Art des Netzes, Vorbelastungen durch Netzrückwirkungen oder zusätzliche Maßnahmen wie Blindstromkompensation klar geworden sind, können sie sich dem nächsten Punkt widmen. Dort werden die Umgebungsbedingen wie Einbauort, Kühlung, Luft und Gase, sowie Besonderheiten wie Ex-Bereiche im Fokus stehen.

Teil 2: Umweltbedingungen bestimmen Installationsort und Gehäuseart

 

Über den Autor
Autorenbild
Christian Mieslinger

Senior Manager, Solution Center bei Danfoss GmbH, Offenbach

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