Gebrauchsanleitung Vision 8.8
August 2016
Phase to Phase BV
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Postfach 100
6800 AC Arnhem
Die Niederlande
T: +31 26 352 37 00
F: +31 26 352 37 09
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1
Inhalt
1
Einleitung
..................................................................................................................................................................................... 6
1.1
Vision: information ................................................................................................................................................ 6
1.2
Vision Neuigkeiten ................................................................................................................................................ 8
1.3
Vision: introduktion................................................................................................................................................ 19
1.4
Vision: Struktur
1.5
Menü und Mausbedienung
................................................................................................................................................ 21
1.6
Schnelltasten
2
................................................................................................................................................ 21
................................................................................................................................................ 23
Getting
started
.....................................................................................................................................................................................
25
2.1
To create a new empty
................................................................................................................................................
workspace
25
2.2
To add new nodes ................................................................................................................................................ 26
2.3
To add new connections
................................................................................................................................................ 29
2.4
To add network source
................................................................................................................................................
and loads
36
2.5
Calculation of a load
................................................................................................................................................
flow
40
2.6
Calculation of a short
................................................................................................................................................
circuit current
44
3
3.1
3.1.1
3.1.2
3.1.3
3.1.4
3.1.5
3.1.6
3.1.7
3.1.8
Benutzeroberfläche
..................................................................................................................................................................................... 48
Darstellung eines Netzes
................................................................................................................................................ 48
Netzdarstellung
....................................................................................................................................................... 48
Blatt
....................................................................................................................................................... 50
Mehrfache Objektpräsentation
....................................................................................................................................................... 52
Bild
....................................................................................................................................................... 52
Ansichtgruppen
....................................................................................................................................................... 55
Gruppe
....................................................................................................................................................... 55
Richtung ....................................................................................................................................................... 56
Gebiet
....................................................................................................................................................... 56
3.2
Objekttypen
3.2.1
Typen
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.4
3.4.1
3.4.2
3.5
3.5.1
3.5.2
3.5.3
................................................................................................................................................ 57
....................................................................................................................................................... 58
Application-Menu ................................................................................................................................................ 59
Datei-Handlungen
....................................................................................................................................................... 59
Abdrucken ....................................................................................................................................................... 60
Vorbereiten....................................................................................................................................................... 60
Objekte suchen und
................................................................................................................................................
anwählen
61
Anwählen und
.......................................................................................................................................................
suchen
61
Speicherauswahl
....................................................................................................................................................... 64
Einfügen von Komponenten
................................................................................................................................................ 64
Einfügen ....................................................................................................................................................... 64
Schneiden, .......................................................................................................................................................
kopieren und einfügen
67
Repräsentieren
....................................................................................................................................................... 68
2
3.5.4
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.6.6
3.6.7
3.6.8
3.6.9
3.6.10
3.6.11
3.6.12
3.6.13
3.6.14
3.7
3.7.1
3.7.2
3.7.3
3.7.4
3.7.5
3.8
3.8.1
3.8.2
Magazin
....................................................................................................................................................... 68
Objekte bearbeiten................................................................................................................................................ 69
Individuell bearbeiten
....................................................................................................................................................... 69
Kollektiv bearbeiten
....................................................................................................................................................... 70
Typen updaten
....................................................................................................................................................... 70
Speziell bearbeiten
.......................................................................................................................................................
Gleichzeitigkeit
70
Speziell bearbeiten
.......................................................................................................................................................
Last
71
Speziell bearbeiten
.......................................................................................................................................................
Teilnetzrand
71
Speziell bearbeiten
.......................................................................................................................................................
Revision
71
Speziell bearbeiten,
.......................................................................................................................................................
Ganglinie
72
Übernehmen
....................................................................................................................................................... 72
Aufteilen ....................................................................................................................................................... 72
Verschieben....................................................................................................................................................... 73
Zusammenfügen
....................................................................................................................................................... 74
Rückgängig.......................................................................................................................................................
machen
74
Wiederum ....................................................................................................................................................... 74
Objekte und Netzteilen
................................................................................................................................................
versetzen
74
Versetzen ....................................................................................................................................................... 74
Knicken ....................................................................................................................................................... 75
Ausrichten ....................................................................................................................................................... 75
Wiedereinsetzen
....................................................................................................................................................... 75
Skalieren ....................................................................................................................................................... 75
Objekte entfernen ................................................................................................................................................ 76
Entfernen ....................................................................................................................................................... 76
Knotenpunkt
.......................................................................................................................................................
herausnehmen
76
3.9
Variante
................................................................................................................................................ 76
3.10
Szenario
................................................................................................................................................ 81
3.11
Abdrucken und Berichten
................................................................................................................................................ 84
3.11.1
3.11.2
3.12
3.12.1
3.12.2
3.12.3
3.12.4
3.12.5
3.12.6
3.12.7
3.12.8
3.12.9
3.12.10
3.12.11
3.12.12
3.12.13
3.12.14
3.12.15
3.12.16
3.12.17
Abdrucken ....................................................................................................................................................... 84
Berichten ....................................................................................................................................................... 84
Extra
................................................................................................................................................ 85
Vergleichen.......................................................................................................................................................
Netz
85
Übernehmen
.......................................................................................................................................................
aus Netz
86
Hinzufügen.......................................................................................................................................................
einer Netz
86
Schutzen ....................................................................................................................................................... 86
Importieren....................................................................................................................................................... 86
Exportieren....................................................................................................................................................... 93
Geographie....................................................................................................................................................... 93
Excel geographische
.......................................................................................................................................................
export
94
Typ-schauer....................................................................................................................................................... 94
Ansichtgruppen
....................................................................................................................................................... 95
Berichte ....................................................................................................................................................... 95
Optionendatei
....................................................................................................................................................... 96
Optionen ....................................................................................................................................................... 97
Transformatorphasen-Sequenz
....................................................................................................................................................... 97
Kabelbelastbarkeit
....................................................................................................................................................... 97
Lichtbogen....................................................................................................................................................... 98
Freileitungen
....................................................................................................................................................... 100
3
3.12.18
3.13
3.13.1
4
Makro
....................................................................................................................................................... 103
Netzdaten aus anderen
................................................................................................................................................
Systemen übernehmen
103
Imex
....................................................................................................................................................... 103
Optionen
..................................................................................................................................................................................... 106
4.1
Optionen Editor ................................................................................................................................................ 106
4.2
Optionen Dateielokations
................................................................................................................................................ 108
4.3
Optionen Berechnungen
................................................................................................................................................ 108
4.4
Optionen Abdrucken
................................................................................................................................................ 110
4.5
Optionen Geographie
................................................................................................................................................ 111
4.6
Optionen Schlüssel................................................................................................................................................ 111
5
5.1
5.1.1
5.1.2
5.1.3
5.2
5.2.1
5.2.2
5.2.3
5.2.4
5.2.5
5.2.6
5.2.7
5.2.8
5.2.9
5.3
5.3.1
5.3.2
5.3.3
5.3.4
5.3.5
5.3.6
5.3.7
5.3.8
5.3.9
5.3.10
5.3.11
5.3.12
5.3.13
5.4
5.4.1
5.4.2
5.4.3
5.4.4
Komponenten
und Parameter
.....................................................................................................................................................................................
112
Knotenpunkt
................................................................................................................................................ 112
Knotenpunkt
....................................................................................................................................................... 112
Gleichzeitigkeit
....................................................................................................................................................... 116
Sammelschienensystem
....................................................................................................................................................... 117
Zweig
................................................................................................................................................ 118
Pi Modell ....................................................................................................................................................... 118
Verbindung....................................................................................................................................................... 119
Koppelimpedanz
....................................................................................................................................................... 121
Kurzkupplung
....................................................................................................................................................... 123
Kabel
....................................................................................................................................................... 124
Drosselspule
....................................................................................................................................................... 127
Transformator
....................................................................................................................................................... 129
Spezialtransformator
....................................................................................................................................................... 133
Dreiwicklungstransformator
....................................................................................................................................................... 137
Element
................................................................................................................................................ 143
Netzeinspeisung
....................................................................................................................................................... 143
Synchrongenerator
....................................................................................................................................................... 145
Synchronmotor
....................................................................................................................................................... 148
Asynchrongenerator
....................................................................................................................................................... 149
Asynchronmotor
....................................................................................................................................................... 151
Asynchronmotorgruppe
....................................................................................................................................................... 154
Last
....................................................................................................................................................... 156
Transformatorlast
....................................................................................................................................................... 157
Querkondensator
....................................................................................................................................................... 159
Querspule ....................................................................................................................................................... 161
Zickzackspule
....................................................................................................................................................... 162
Windturbine
....................................................................................................................................................... 163
Akku
....................................................................................................................................................... 168
Schalter und Schutz
................................................................................................................................................ 170
Lastschalter
....................................................................................................................................................... 170
Sicherung ....................................................................................................................................................... 171
Leistungsschalter
....................................................................................................................................................... 172
Überstromschutz
....................................................................................................................................................... 174
4
5.4.5
5.4.6
5.4.7
5.4.8
5.4.9
5.4.10
5.5
5.5.1
5.5.2
5.5.3
5.5.4
5.5.5
5.5.6
5.5.7
5.5.8
5.5.9
5.5.10
5.5.11
5.5.12
6
6.1
6.1.1
6.1.2
6.1.3
6.1.4
6.2
6.2.1
6.2.2
6.2.3
6.3
6.3.1
6.3.2
6.3.3
Erdfehlerschutz
....................................................................................................................................................... 178
Spannungsschutz
....................................................................................................................................................... 180
Distanzschutz
....................................................................................................................................................... 181
Differentialschutz
....................................................................................................................................................... 186
Kurzschlußanzeiger
....................................................................................................................................................... 187
Messfeld ....................................................................................................................................................... 187
Übriges
................................................................................................................................................ 188
Feld
....................................................................................................................................................... 188
Text
....................................................................................................................................................... 189
Rahmen ....................................................................................................................................................... 191
Legenda ....................................................................................................................................................... 192
Lastverhalten
....................................................................................................................................................... 193
Ganglinie ....................................................................................................................................................... 195
Externe Gangliniedatei
....................................................................................................................................................... 197
Auswahl ....................................................................................................................................................... 200
Besonderheiten
....................................................................................................................................................... 200
Notiz
....................................................................................................................................................... 201
Präsentation
.......................................................................................................................................................
Objekte
202
Eigenschaften,
.......................................................................................................................................................
Kommentar und Hyperlinks
202
Berechnungen
..................................................................................................................................................................................... 204
Lastfluss
................................................................................................................................................ 204
Allgemeines
....................................................................................................................................................... 204
Inselmodus
....................................................................................................................................................... 204
Berechnung
....................................................................................................................................................... 205
Ergebnisse....................................................................................................................................................... 208
Asymmetrische Lastfluss
................................................................................................................................................ 210
Asymmetrische
.......................................................................................................................................................
Lastfluss: Allgemeines
210
Asymmetrische
.......................................................................................................................................................
Lastfluss: Berechnung
211
Asymmetrische
.......................................................................................................................................................
Lastfluss: Ergebnisse
212
IEC 60909
................................................................................................................................................ 214
Allgemeines
....................................................................................................................................................... 214
Berechnung
....................................................................................................................................................... 220
Ergebnisse....................................................................................................................................................... 221
6.4
IEC 909
6.5
Fehler Sequentiell ................................................................................................................................................ 223
6.5.1
6.5.2
6.5.3
6.6
6.6.1
6.6.2
6.6.3
6.6.4
6.7
6.7.1
6.7.2
................................................................................................................................................ 223
Allgemeines
....................................................................................................................................................... 223
Berechnung
....................................................................................................................................................... 224
Ergebnisse....................................................................................................................................................... 225
Harmonischen
................................................................................................................................................ 226
Harmonischen:
.......................................................................................................................................................
Allgemeines
227
Harmonischen:
.......................................................................................................................................................
Modell
227
Harmonischen:
.......................................................................................................................................................
Berechnung
231
Harmonischen:
.......................................................................................................................................................
Ergebnisse
233
Kosten
................................................................................................................................................ 236
Allgemeines
....................................................................................................................................................... 236
Berechnung
....................................................................................................................................................... 238
5
6.7.3
6.8
6.8.1
6.8.2
6.8.3
6.8.4
6.8.5
6.8.6
6.8.7
6.9
6.9.1
6.9.2
6.9.3
6.9.4
6.9.5
6.10
6.10.1
6.10.2
6.10.3
Ergebnisse....................................................................................................................................................... 238
Zuverlässigkeit
................................................................................................................................................ 238
Allgemeines
....................................................................................................................................................... 238
Ausgangspunkte
....................................................................................................................................................... 238
Begriffe ....................................................................................................................................................... 239
Eingabedaten
....................................................................................................................................................... 240
Modellierung
....................................................................................................................................................... 241
Berechnung
....................................................................................................................................................... 243
Ergebnisse....................................................................................................................................................... 243
Schutz
................................................................................................................................................ 244
Allgemeines
....................................................................................................................................................... 244
Selektivitätsdiagramm
....................................................................................................................................................... 246
Berechnung
....................................................................................................................................................... 247
Ergebnisse....................................................................................................................................................... 248
Schutzanalyse
....................................................................................................................................................... 253
Spannungseinbruchsanalyse
................................................................................................................................................ 254
Allgemeines
....................................................................................................................................................... 254
Berechnung
....................................................................................................................................................... 255
Ergebnisse....................................................................................................................................................... 256
6.11
Störungsanalyse ................................................................................................................................................ 257
6.12
Trennstellenoptimierung
................................................................................................................................................ 258
6.12.1
6.12.2
6.12.3
Trennstellenoptimierung:
.......................................................................................................................................................
Allgemeines
258
Trennstellenoptimierung:
.......................................................................................................................................................
Berechnung
258
Trennstellenoptimierung:
.......................................................................................................................................................
Ergebnisse
258
7
Makros
..................................................................................................................................................................................... 259
8
Beilage
..................................................................................................................................................................................... 261
8.1
Vision: info Berechnungen
................................................................................................................................................ 261
8.2
Vision: info Komponenten
................................................................................................................................................ 261
8.3
Vision: info Benutzeroberfläche
................................................................................................................................................ 262
8.4
Vision: info Abonnements
................................................................................................................................................ 262
8.5
Software Installation
................................................................................................................................................
und Hardwareschlüssel
263
6
1
Einleitung
1.1
Vision: information
Vision ist ein Softwarepakket für die Netzanalyse. Mit Vision können Lastflussberechnungen,
Kurzschlussberechnungen und Fehleranalysen durchgeführt werden. Schon seit 1991 verwenden
Industriebetriebe und fast alle niederländischen Elektrizitätsbetriebe Vision für ihre Planungs- und
Analysearbeiten. Vision ist ein praxisorientiertes Programm; es zeichnet sich durch eine logisch aufgebaute
Benutzeroberfläche mit einem Netzschema-Editor aus.
Benutzerbequemlichkeit und praktische Anwendbarkeit von Resultaten sind immer zur Entwicklung von Vision
zentral gewesen. Updates und Upgrades werden auf der Website veröffentlicht: www.phasetophase.com. Für
Updates in dieser Version, sehen Sie: Vision Neuigkeiten 8 .
Georg Simon Ohm
Allgemeines
Der Netzschema-Editor ist so gestaltet, dass eine sehr schnelle Einarbeitung möglich ist. Der Import über
Namen und Komponentenbeständen lässt die Gefahr von Import- und Umrechnungsfehlern sehr klein werden.
Die Darstellung der Ergebnisse in Form von Text, Graphiken und Tabellen ist für den Benutzer leicht
verständlich.
Die Benutzerschnittstelle versorgt das Netzmodellieren und die Netzdarstellung. Seine Steuerung benutzt das
Hauptmenü und die Maus, sehen Menü und Mausbedienung 21 . Eine Anzahl von Steuertätigkeiten kann mit
Schnelltasten 23 stattfinden.
Vision kann sehr große Netze berechnen und kann deshalb gut an geographische Informationssysteme
angeknüpft werden. Die Abspeicherung des Netzes erfolgt im ASCII-Format.
Obwohl Vision leicht zu gebrauchen ist, ist es zur richtigen Interpretation der Ergebnisse empfehlenswert, gute
Kenntnisse der Elektrizitätsversorgung zu besitzen.
Siehe auch:
· Benutzeroberfläche 262
· Komponenten 261
· Struktur 21
Lastfluss
Die Berechnung des Lastflusses 204 erfolgt nach dem Newton-Raphson-Verfahren. Transformatoren und
Sychrongeneratoren können spannungsregelnd sein.
Außer als reine Tabellen können Ergebnisse als Text mit Angabe von Über- und Unterbelastungen, sowie von
zu hohen und zu niedrigen Spannungen ausgegeben werden. Bei den Ergebnissen anderer Berechnungen ist
ein graphischer Vergleich möglich.
7
Kurzschlussberechnungen
Die Kurzschlussberechnungen 214 erfolgen nach der internationalen Norm IEC (60)909. Diese ist größtenteils
gleichlautend mit VDE 0102. Ermittelt werden dreiphasige (symmetrische) Kurzschlussströme und ein- und
zweiphasige (Erd-)Kurzschlussströme.
Außerdem werden Stoßkurzschlussströme, subtransiente Kurzschlussströme, zulässige Kurzschlusszeiten
sowie das R/X-Verhältnnis am Fehlerort berechnet. Als Ergebnis sind Angaben zu hoher und zu niedriger
Kurzschlussleistungen, Graphiken und Tabellen vorgesehen.
Fehleranalyse
Anders als beim Verfahren nach IEC (60)909 arbeitet die Fehleranalyse 223 mit einem aktiven Netzmodell, bei
dem die Berechnung mit einem Ausgleichsverfahren erfolgt. Mit diesem Modell können Fehlerimpedanzen und
Folgefehler berechnet werden.
Neben den subtransienten Kurzschlussströmen und allen Netzströmen werden auch die Phasenspannungen
an den Knotenpunkten ausgegeben. Zu niedrige Spannungen im Netz werden angezeigt. Ein graphischer
Vergleich mit den Ergebnissen anderer Berechnungen ist möglich.
Kostenberechnung
Vision enthält ein Kostenberechnungsprogramm 236 zur wirtschaftlichen Optimierung des Netzes. Neben den
Investitionskosten können alternative Kabel- und Transformatortypen auf der Grundlage von kapitalisierten
Netzverlusten wirtschaftlich bewertet werden.
Konvertierung mit IMEX
Mit dem Programm IMEX 103 können vorhandene Netzdaten in das Format der Vision-Netzbestände konvertiert
werden. Hierdurch kann Vision mit anderen Datenbanken, wie zum Beispiel einer Betriebsmitteldatenbank,
gekoppelt werden. Fehlende graphische Daten in den Netzbeständen können auf einfache Weise ergänzt
werden.
Trotz der laufender Erweiterung von Vision ist ein in sich geschlossener Menüaufbau 48 gewährleistet.
Unabhängig von der Art der Berechnung stehen für die Darstellung der Ergebnisse und deren Export immer
dieselben Menüfelder zur Verfügung.
Abonnements
Für die Benutzer sind Abonnements erhältlich.
Siehe auch: Abonnements 262
Vision
Vision ist:
· PC- of Netzwerkschlüssel
· Sprache: NL, UK, DE
· Installation: vom Benutzer
Minimale Systemerforderungen:
· PC mit Windows 7, 8 oder 10.
Information
T: +31 26 352 37 00
F: +31 26 352 37 09
E: [email protected]
Phase to Phase BV
Postfach 100
6800 AC Arnhem
Die Niederlande
8
1.2
Vision Neuigkeiten
NEU IN VISION 8.8
Dynamic analysis
Workspace: to analyze different scenario’s or to validate simulation results with external (measurement) data,
variables can be saved or imported to the workspace. Those variables can now be used during the session to
be compared with the other workspace variables or with current simulation data.
Building-up linear electrical network: internal adjustment to speed-up the process, mainly during analysis of
large networks.
Initialization procedure: time domain initialization for determining the initial operating point.
Cable model: possibility to represent a cable by T-model or π -model consisting of one or multiple sections.
Tan(Delta) snubber resistors of cable: possibility to set snubber resistances (parallel to shunt capacitances of
a cable) based on tan(delta) value.
Power System Stabilizer (PSS) model: the function of a PSS is to damp oscillations in the network by
adjusting the excitation of the synchronous generator.
Stability Analysis
As consequence of a disturbance or a normal change of operating point in a system, the system will show a
transient response. The system is considered to be stable if oscillations in this response damp out after
certain time period of time and a new stationary state is reached. A system is unstable in case if these
oscillations do not damp out or even continue to grow with time. This can have serious consequences and, in
the end, result in a blackout. Stability Analysis module determines based on the eigenvalues whether the
system is stable or not. In literature this type of analysis is referred as ‘small-signal stability analysis’.
NEU IN VISION 8.7
IEC 61363
The calculation of short-circuit current according to IEC 61363 standard: “Electrical installations of ships and
mobile and fixed offshore units – Procedures for calculating short-circuit currents in three-phase a.c.”.
Improved inverter control at PV
The inverter at PV has and extended Q(P) control and also a Q(U) control is possible.
Dynamic Analysis
· zigzag grounding transformer;
· input form for control systems of synchronous generator;
· reactive power and power factor control (synchronous generator);
· turbine and governing system (synchronous generator);
· neutral point grounding of elements (choice between isolated, grounded and grounded via impedance neutral
point).
NEU IN VISION 8.6.3
Reliability calculation improvements
The remote control is reviewed. This leads to extra phases in the restauration process: isolate remote, switch
in remote, switch over remote.
Pseudomonitor improvements
Adding an external profile is possible. The format is the same as an external profile at the loadflow.
The correction algorithm works according to actual power instead of nominal power.
A second, extended export is generated.
Failure analysis improvements
Maze detection: Mazes are not allowed.
9
Automatic source behind subnet border: at "loose" nodes behind subnet borders an invisible source is added,
during the calculation.
Not available use: report of the power of (transformer) load that are connected to not available nodes.
Switch actions colored: when calculating for one object, the switch over branches are colored in the attention
color.
NEU IN VISION 8.6.1
More fault sorts at the same time at Protection - Selectivity
The protection selectivity calculation can calculate more fault sorts in the same run.
NEU IN VISION 8.6
Units in external profiles
The external profiles for load flow, need no longer contain only factors. Depending on the parameter, the values
can be specified ?
in V, kV, A, A, VA, kVA, MVA, W, kW, MW, var, kvar, Mvar, m/s, pu,% and ‰ percentage
points.
Sun intensity in PV replaced by scaling
The property "sun intensity" in W/m² is replaced by "scaling" in ‰.
Because both variables have a nominal value of 1000, nothing changes in the input and calculation.
Load and generation scale collective in the load flow
Through three percentage in the load flow settings, all loads, generations and PVs can be additional scaled.
Link to Gaia
From a node in Vision, a Gaia-network can be opened in Gaia. The calculated short-circuit power in Vision is
passed to the source in Gaia.
In the options, the Gaia network files folder must be specified.
Parallel processing
The load flow with n-1 / n-2 and the load flow with profiles are fitted with parallel processing.
This can optionally be disabled in the settings.
ArgDir at directional protection replaced by RCA
The to be specified direction angle is turned 90 degrees. The "relay characteric angle" is now asked. This is
the direction in which the relay "maximal" works.
RCA := ArgDir + 90 for current protections. The default RCA is 45 °.
For earth fault protections, the direction is reviewed, leading to RCA := ArgDir - 90. The default RCA is 0 °.
Snom at accumulator replaced by C-rate
The C-rate is more or less equivalent to Snom . The C-rate is the maximum rate at which the battery may be
charged and discharged.
Loss split into no-load and load losses at the cost calculation
The energy loss is splitted into no-load and load loss.
Two blocks of text at elements: at the node and at the symbol
An element now has two text blocks: one initially at the node and one initially at the symbol. In the first block/
line is only the field number. In the second block is any other text. Obviously the position can be adjusted by
dragging the cubes.
NEU IN VISION 8.5
10
Efficiency type at accumulator and PV
De effciency of the PV is taken into a efficiency type.
Also for the charge effciency and the discharge efficiency of the accumulator.
The efficiency type consists of a name with 5 input values in pu and 5 accompanying output values in %.
Date and time at PV removed
The specification of a certain time at a PV is removed.
The PV works maximal, scaled with the sun intensity.
During a loadflow with time related profiles, the time is still taken into account to calculate the radiation.
Separation at load switch
A load switch can be drawed as a load separator (load switch+separator(s)) or separator.
The new attribute "separators or separation" causes the drawing of the separator line.
If Ik,make is zero, the load switch symbol is not drawn, if separator is checked.
Year and failure frequency at sleeve
The sleeves in the cable have extra attributes: year and failure frequency.
More fault sorts at the same time at Protection - Simulation
The protection simulation can calculate more fault sorts in the same run.
Changes in Types.xls(x)
The efficiency type is added.
NEU IN VISION 8.4.1
Some small improvements
· k-factor calculation, at the harmonic loadflow.
· "Function" added to node properties.
· "Z1 -> Z0" in the transformer form.
· Short circuit power of the source also as impedance.
· Drawing transformer load as load, via the options.
NEU IN VISION 8.4
Variable objecttypes filename
The name of the objecttypes file is no more limited to Types.xslx. The name of the file, instead of the folder,
has to be specified in the options.
Transformer control at other node
A transformer control can control the voltage at another node.
Tangens delta
The diëlektrical losses in the cable can be calculated in the loadflow, because the tangens delta is added to
the characteristics of the cable type.
Generous customers
A new customer category is available at the (transformer)load.
Dynamic analysis
The dynamic analysis is available.
NEU IN VISION 8.3.3
11
Report of specifics per characteristic
Specifics get their own column per characteristic in the reports if the item "Specifics per characteristic" is
choosen in de report definition.
Scenario-items import
Scenario-items can be imported. See Importeren.
NEU IN VISION 8.3 UND 7.8
PV
A new element is added: PV, or solar panel.
A PV consists of maximal three panels and an invertor.
The current generation is calculated on the basis of the entered sunintensity and the date and time.
Solar panel tool
De proceeds of a solar panel is dependent of the placing of it and the actual sun situation. These two items
are combined in a tool that can be started with Extra | Tools | Solar panel.
Parameter calculation indication
The component parameters are used by different calculations. The labels of the parameters are marked in the
component forms by means of a blue color, when they are (optionally) used in the quick calculation.
The user is thus not busy discovering information that Vision does not require for the calculation.
This indication can be switched on or off in the options.
Subnet borders extended
The subnet borders have been extended with a recording of the two feeding sources on both sides of a border.
This is free text in the input form of a cable, link or connection, in which the name of the supplying substation
can be put, for example.
In the diagram the subnet border can be extended drawed by an attention triangle and mentioning of the
supplies. This attention triangle can be switched on or off in the options.
The semi-automatic setting of subnet borders via Edit, Special, Subnet border provides support in detecting
subnet borders and determining the feeding sources.
Potential subnet borders and associated supplies can be easily incorporated here.
Select feeding route
The shortest route (smallest number of branches) from a node or element to a source can be selecterd with
Start | Select | Feeding. Select one node or element first.
Three macro-commands
Put: with Put a series of cells from one of the two-dimensional arrays is copied to a sheet of the workbook
output.
Get: with Get a range of cells in a worksheet from one workbook is copied to an internal array.
Route: with Route all objects in a route between two nodes or elements are selected.
Reactive power limit tactic at synchronous generator
The boundaries of the reactive power of a synchronous generator can except Qmin and Qmax also be specified
more variable. For this, the reactive power limit tactic is introduced, shown as 'Qlimit' in the form. Possible
choices are: constant, automatic and own.
When selecting automatic or own an additional Control tab appears. When selecting "automatic", the curve is
automatically determined from a number of input parameters. When selecting 'own' you can specify the curve
yourself.
Current protection direction at a two phase fault improved
The determination of the current direction at a direction-sensitive current protection is improved.
Previously it was always determined per phase, based on Uf /If .
12
Now, first the fault sort is determined on the basis of a plurality of phase current and phase voltage comparison
rules. When a two-phase error is detected, the direction is determined on the basis of the voltage difference
divided by the current difference.
This works similarly to the direction determining of the distance protection. The distance protection has a fixed
direction angle of -45 °, while the direction angle of the current protection must be entered.
NEU IN VISION 8.2 UND 7.7
Reactance coil only in R, X and Inom
The type data of a reactance coil could be specified as Snom , uk , Pk or R, X, Inom . Because first mentioned set
is not usable, this possibility is extincted.
Earth response time at short circuit indicator
The earth setting of the short circuit indicator has a own response time. At protection calculation with one
fault, this setting is used. This calculation shows indicating indicators.
Text color and style
Per object presentatiion the text color and the text style can be choosen at the tab ‘Presentation’ of the input
form. For the text style all combinations of bold, italic and underlined are possible.
Note movable
The note is movable by dragging it with pressed left mouse button. The position is stored in the network file.
One and a half percent growth
A growth of 1,5 % per year is standard available.
Report to Word
A report can also be send to Word. This is more suitable for small reports, also in length as width.
NEW IN VISION 8.1.4 AND 7.6.4
Island detection changed
Parts of the network that are not connected with a source are normally "in island".
From now these parts are no longer in island if they are connected with a synchronous generator with voltage
control and frequency power control (f/P static). They automatically attend all calculations.
NEU IN VISION 8.1.3 UND 7.6.3
Magazin
Ein Fragment des Netzes kann gespeichert werden mit: Start | Magazin | Speichern. Gespeicherte
Fragmente werden wieder aus dem Magazin 68 abgerufen um zu jedem Ort im Netzwerk hinzuzufügen, mit:
Start | Magazin | Fassen. Diese Aktionen sind ähnlich zu kopieren und einfügen, aber die Objekte in der
"Magazin" sind permanent verfügbar.
Typen kontrollieren
Die verfügbaren Objekttypen können für Fehler überprüft werden. Vom Typ-Viewer
"Kontrollieren".
94
, mit Taste
Selektivitätgraphik
Der Schutzselektivität 248 eines Objekts wird in einem Graphen dargestellt. Angezeigt werden: die Selektivität
und ob ein Fehler ausgeschaltet wird oder nicht.
Makrobefehl ShowNetwork
Mit diesem Befehl wird ein Netzwerk, das durch ein Makro geändert wurde in de grafischen Editor angezeigt.
13
NEU IN VISION 8.1 UND 7.6
Kein zurücklieferung bei Synchronmotor
Es kann festgelegt werden, dass ein Synchronmotor 148 nicht zu einem Kurzschluss beiträgt. In diesem Fall
verhält sich der Motor als allgemeine Last. Dies kann auf der Registerkarte "Anschluss" angegeben werden.
Felder bei Knotenpunkt
Für Knoten 112 können Felder 188 definiert werden, indem Sie die Namen auf der Registerkarte "Specials"
eingeben. Die Reihenfolge der Feldnamen sollte die gleiche sein wie die Reihenfolge der realen Feldern.
Wenn die Feldnamen angegeben wurden, kann jeder Zweig 118 und Element 143 zu den Feldern zugeordnet
werden. Für einen Knoten mit einer vollständigen Zuordnung von Feldern, können die Ströme in der Schiene für
eine Lastfluss und einer Kurzschluss berechnet werden.
Referezerdpunkt für externe Erdung
Ein Knoten kann einen Erdungspunkt 112 enthalten, den als gemeinsame Erdungspunkt für Sternpunkte aus
mehreren Komponenten dienen kann. Mit diesem Erdungspunkt, können die Sternpunkte eines
Synchrongenerator, Synchronmotor, Kondensator, Querspule, Zick-Zack-Spule (Erdungstransformator) und
Transformator mit der gemeinsamen Erde verbunden werden.
Spannungsmeßtransformator als Typ
Die Parameter der Spannungswandler sind in einem Typ kombiniert. Die Parameter sind: Name,
Übersetzungsverhältnis, Klasse und Nennleistung.
Zweite Stufe für Differentialschutz
Der Differentialschutz 186 hat eine zweite Stufe für die Differenzstrom. Die Differentialschutz löst, wenn die
Summe der komplexen Ströme größer ist als eine Untergrenze. Eine optionale zusätzliche Bedingung ist, daß
die Summe der komplexen Ströme ein Faktor k1 größer als die Summe der absoluten Ströme ist.
Ausführliche Schutzsymbol
In dem Schaltbild wird jeder Schutzvorrichtung an einen Leistungsschalter 172 mit einem kleinen Querlinie am
Leistungsschaltersymbol dargestellt. Für direktionalsensitive Relais zeigt diese Querlinie in die entsprechende
Richtung.
Schutzblockierschaltung
Eine Schutzvorrichtung an einem Leistungsschalter 172 kann eine andere Schutzvorrichtung an einem anderen
Leistungsschalter blockieren. Am Registerkarte "Allgemein" des Leistungsschalters kann dies durch
Ankreuzen von "Blockierschaltung" definiert werden. Auf der Registerkarte "Extras" kann die Beziehung zu
den Schutzeinrichtungen am anderen Leistungsschalter definiert werden.
Reserveschalterschaltung
Wenn ein Leistungsschalter 172 nach einem Kommando nicht öffnet, kann die Schutzeinrichtung einen Befehl
zu einem anderen "Reserve" Leistungsschalter senden. Am Leistungsschalter Registerkarte "Allgemein" kann
dies durch Ankreuzen des "Reserveschaltung" definiert werden. Auf der Registerkarte "Extras" kann die
Beziehung zu den anderen Leistungsschalter definiert werden.
Richtungsempfindlichkeit von Kurzschlussanzeiger
Signalisieren eines Kurzschlußstromes durch einen Kurzschlußanzeiger 187 kann mit einem
Richtungsempfindlichkeit definiert werden. Dies wird durch die Berechnung "Schutz - ein Fehler" verwendet.
Schriftart
Für alle Objekte kann die Schriftart auf der Registerkarte "Präsentation
202
" angegeben werden.
Asymmetrische Lastfluss
Die asymmetrische Lastflussmodul 210 wurde implementiert. Das Netzwerk soll dreiphasig symmetrisch sein,
aber die Belastungen können asymmetrisch sein.
14
Änderungen in Types.xls(x)
Das Spannungsmesstransformatortyp ist hinzugefügt.
NEU IN VISION 8.0
Windows-Ribbon
Die Windows 7 Ribbon wurde implementiert. Die neue Struktur der Ribbon ist in Übereinstimmung mit den
neuen Standard für Computer-Betriebssysteme. Als Folge wird Windows XP nicht mehr unterstützt.
Grafischer Editor
Die schematische Diagramm-Editor verwendet die Direct2D-Technologie. Hiermit wird die NetzwerkVisualisierung stark verbessert. Als Folge wird Windows XP nicht mehr unterstützt.
NEU IN VISION 7.5
Lastschalter
Der Lastschalter wurde mit einem Typ vorgesehen und enthält Daten über Nennspannung und Strom.
Zusätzliche Stromwandler im Messfeld
Das Messfeld kann zwei Stromwandlern enthalten. Die Daten vom Stromwandler werden durch ein Typ
beschrieben.
Externe Erdung
Ein Knoten kann einen externen Erdungsverbindung enthalten. Dies kann als ein gemeinsamen Erdungspunkt
für die Sternpunkten von mehreren Komponenten dienen. Zum Beispiel können die Sternpunkte von
Synchrongeneratoren, Synchronmotoren, Kondensatoren, Spulen oder Transformatoren gemeinsam geerdet
werden. Dies hat Konsequenzen für die korrekte Berechnung von Kurzschlüssen mit Erdungsanschluss.
Siehe: Knotenpunkt 112 .
Asynchron Starten von Synchronmotoren
Synchronmotoren können asynchron starten. Für die Berechnung der Motorstart wurden die Parameter Ia/
Inom und der R/X-Verhältnis eingeführt. Die Kurzschlussberechnung verwendet immer noch den
subtransienten Reaktanz und den fiktiven Statorwiderstand der Synchronmaschine.
Unsymmetrische Belastung
Im Vorgriff auf die unsymmetrische Lastfließberechnung, ist die Definition der Schieflast aufgenommen.
Veränderungen in Types.xls(x)
Der Lastschaltertyp wurde zugesetzt.
Der Stromwandlertyp wurde hinzugefügt.
Der Synchronmotortyp wurde mit Ia/Inenn und R/X für den Motorstart Berechnung erweitert.
NEU IN VISION 7.4
Kontrolle
Überprüft abnormale Werte in der Netzwerk-Modell. Siehe: Vorbereiten
60 .
Items in Eingabeformulare
In den Optionen wird die Sichtbarkeit verschiedener Komponenten-Formen gesetzt. Die Sichtbarkeit kann
eingestellt werden für die Tabs: Besonderheiten, Notiz, Auswahl, Zuverlässigkeit, Variationen. Die Optionen
sind: nie, falls verwendet, immer.
15
Messfeld
Diese Attribute sind den Messfeld hinzugefügt: Inenn (Nennstrom vom Strommesstransformator), Ik,dy namisch
(Dynamische Kurzschlussstrom), Ik,thermisch (Thermische Kurzschlussstrom) und tthermisch (Dauer der
Thermische Kurzschlussstrom). Der Nennstrom der Strommesswandler wird in der Lastflussberechnung
verwendet. Den Ik,dy namisch wird überprüft in der IEC 60909 Kurzschlussberechnung. Den Ik,thermic und den
tthermic werden verwendet um den tmax in der IEC 60909 Kurzschlussberechnung zu ermitteln.
Hinweise
Für alle Parameter in den Komponentformen wird ein Hinweis angezeigt, wenn der Mauszeiger sich auf einer
Parametername befindet. Der Hinweis zeigt eine kurze Beschreibung der Parameter. Der Hinweistext ist in der
Spreadsheet-Datei VisionHintsEN.xlsx enthalten. Siehe: Objekte bearbeiten 69 .
Variante
Eine Variante 76 beschreibt Änderungen, die an einem Netzwerk-Modelldie auf bestimmten festgelegten
Terminen (in Zukunft) auftreten. Mit Varianten können alle Phasen der Inbetriebnahme und Stilllegung von
Netzwerk-Komponenten ausgewertet werden. Eine Variante ist eine Liste von Ereignissen, auf denen die
Objekte in oder außer betrieb genommen werden.
Szenarios
Ein Szenario 81 beschreibt die Einstellungen und Änderungen an den Objektparametern in dem gesamten
Netzwerk. Die Änderungen können unabhängig von Zeit, sondern auch in einer chronologischen Tabelle
definiert werden. Die manipulierbaren Parameter sind: Schaltzustand, Transformator Stufe, Wirkleistung,
Blindleistung und Scheinleistung. Mehrere Szenarien können für ein Netzwerk definiert werden. Ein Szenario
kann über die Menüfunktion Start, Ribbongruppe Variationen, Item Szenario aktiviert werden. Mit dem
gewählten Szenario und Datum werden alle Berechnungen für diesen Zustand vorgenommen.
Zustand
In früheren Versionen war der Zustand eine Reihe von Eigenschaften der ausgewählten Objekte, die im
Netzwerk gespeichert wurden. Die gespeicherten Eigenschaften sind: Gleichzeitigkeit, Schalterzustand,
Hahnwechslerposition und Last. Die gespeicherten Zustände werden ohne Datum zu einem Szenario
umgewandelt.
Zeit
Ein Netzwerk-Studie kann für einen zukünftigen Moment durchgeführt werden. Die tatsächlichen Werte der
Lasten sind abhängig von dem Lastwachstum und die verstrichene Zeit von Jahr Null. Die Last Wachstum ist
in dem Lastverhalten definiert. Das Jahr für den Lastfluss-Studie kann in der Menü Start, Ribbongruppe Zeit
eingestellt werden. Alle Lasten und Trafolasten werden entsprechend ihrem Lastwachstum eingestellt und alle
Berechnungen werden für dieses Jahr durchgeführt.
Lichtbogen (Arc flash)
Ein Lichtbogen 98 wird in der Regel mit einer großen Menge von Energie begleitet. Das Personal muss daher
gut geschützt sein. Der Lichtbogen-Funktion berechnet die Menge an Energie, die jemand ausgesetzt sein
kann. Die maximale Menge an Energie bestimmt den Schutzgrad von Schutzbekleidung.
Speziell bearbeiten, Ganglinie
Diese Operation bringt das Netzwerk in einem spezifischen Zustand für zeitunabhängige Berechnungen (mit
Ausnahme der Lastflussberechnung), die Ganglinien normalerweise nicht berücksichtigen. Siehe: Speziell
bearbeiten, Ganglinie 72 .
NEU IN VISION 7.3
16
Akku
Der Akku 168 ist als ein Element für die Speicherung von elektrischer Energie aufgenommen worden. In einer
Lastflussberechnung mit Lastprofile produziert oder speichert der Akkumulator elektrische Energie,
entsprechend das angegebenen Akku-Profil. Der Ladezustand ist abhängig von der Startwert, der
Speicherkapazität und dem Speicher-Profil. Während der Lade-und Entladevorgang, wird der Ladezustand die
physikalischen Grenzen nicht überschreiten.
Messfeld
Das Vorhandensein einer Stromwandler und einer Spannungswandler kann für informative Zwecke angegeben
werden. Ein Messfeld 187 kann in einem Knoten oder in einem Feld auf beiden Seiten einer Zweig oder um ein
Element platziert werden.
Zoom angewählt auf das nächste Blatt
Die Funktion "Zoom angewählt auf das nächste Blatt" ermöglicht dem Benutzer durch die Blätter für alle
angewählten Objekte zu durchsuchen. Mit dieser Funktion können alle Mehrfache Objektpräsentationen von
einem Objekt schnell gefunden werden. Die Funktion ist erhältlich über: Bild | Zoom angewählt | Auf das
nächste Blatt oder mit Schnelltaste 8.
Exportieren der Ergebnisse einer Selektivitätsberechnung
Die Ergebnisse einer Selektivitätsberechnung können in Excel in einem festen Format exportiert werden, mit:
Berechnung | Ergebnisse | Exportieren.
Externe Ganglinie
Die Lastflussberechnung kann mit Ganglinien ausgeführt werden, die eine Datei von zeitbezogenen Faktoren
für Verbraucher, Erzeuger und Akkumulatoren sind. Im Gegensatz zu den Ganglinien 195 haben die externen
Ganglinien 197 eine absolute Abhängigkeit von der Zeit. Die externe Ganglinien können mit Hilfe von Excel
definiert werden.
Blattnamen in den Ansichten
Die Namen aller Blätter wo Knoten eine Präsentation haben, können in die Ansichten gedruckt werden. Der
Druck kann in der Ansichrgruppen-Definitionen 55 aktiviert werden.
Kabeltyp Namen erweitert auf 40 Zeichen
Der Kabeltyp Namen sind von 30 bis 40 Zeichen erweitert.
Erdschlussstrom und Antwortzeit einer Kurzschlussanzeiger
Das Attribut 'Strom' einer Kurzschlussanzeiger 187 ist aufgeteilt worden zu "Phasestrom" und "Erdstrom".
Auch die "Responszeit" ist hinzugefügt. Die Aktionen der Kurzschlussanzeiger können mit dem
Schutzberechnung mit "Eine Fehler" berechnet werden.
NEU IN VISION 7.2.1
Aufteilen einer Transformatorlast
Ein Transformatorlast kann in einem Transformator, einem sekundären Knoten und einer Last aufgeteilt
werden. Alle Eigenschaften sind erhalten geblieben. Wählen Sie den Transformator und wählen Sie: Start |
Bearbeiten | Aufteilen.
Typen Identifizierung mit Nennspannung
Ein Komponententyp wird durch seinen Namen in Kombination mit seiner Nennspannung (Unenn) in einem
Bereich identifiziert. Infolgedessen können in Types.xls Objekttypen mit doppelte Namen existieren, wenn
ihrer Nennspannung nicht in der gleichen Größenordnung fällt. Zum Beispiel können Niederspannungskabel
und MS-Kabel mit dem gleichen Namen existieren.
17
Kabelberechnungschritte in der Nähe von Knoten
Die Anzahl der Kabelberechnungsschritte kann zum Schutzberechnungen und zur Netzwerk-AnalyseBerechnungen festgelegt werden. Eine Option wurde hinzugefügt, um Kurzschlüsse in der Nähe der Von- und
Zu-Knoten (1% und 99% der Distanz) zu simulieren.
NEU IN VISION 7.2
Fehlersuche
Nach der Definition des Kabeltyp-Attributs Pulsegeschwindigkeit kann der Abstand von einem Knoten zu
einer Kurzschlusslokation aus einer gemessenen Pulsdauer berechnet werden. Die Berechnung kann auf der
Zuverlässigkeitform des Kabels 124 vorgenommen werden.
Zusätzliche Typ-Datei
Die Basis-Objekttypen können mit einem benutzerdefinierten zusätzliche Typ-Datei 57 erweitert werden. Die
Dateilokation kann in den Optionen angegeben werden, bei Dateilokations. Wenn Typnamen mehr als
einmal verwendet sind, wird der Basistyp gebraucht.
Zweite Erdfehlerschutz
Eine zweite Erdfehlerschutz
178
ist der Leistungsschalter
172
aufgenommen worden.
Fehlerimpedanz
Die Impedanz am Fehlerort kann separat spezifiziert werden für einen Fehler zwischen Phasen (Zpp) und
einen Fehler zwischen Phasen und Erde (Zpe). Diese Fehlerimpedanzen wirden angewendet in der Fehler
Sequenziellberechnung 224 und Schutzberechnung 247 .
NEU IN VISION 7.1.1
Schutz, Eine Fehler
Der Schutzsequenz kann für einen Fehler auf einem einzigen Ort ausgewertet werden. Dies ist prinzipiell die
gleiche Berechnung wie der Schutz | Simulation Berechnung, aber immer für nur einen Fehler auf ein
bestimmtes Objekt. Mit dieser Berechnung sind detailliertere Ergebnisse in den Sequenzen der
Schutzmassnahmen zur Verfügung. Sehen Sie: Schutz, Berechnung 247 .
Hinzufügen einer Netz
Ein Netz kann hinzugefügt werden mit: Extra | Vergleichen | Hinzufügen einer Netz. Das Netz soll bereits
geöffnet sein als separates Netz. Das Netz wird hinzugefügt in separate Blätter 50 . Eventuelle identische
Objekte werden nicht hinzugefügt.
Import Funktion verschoben
Die Funktion um Objektdaten aus einer Excel-Datei zu importieren
Export
Die Netzdaten können exportiert
93
86
wird verschoben zu Extra | Daten.
werden zu Excel in einen feste Format, mit: Extra | Exportieren.
NEU IN VISION 7.1
Ganglinie Art
Die Ganglinien 195 wurden erweitert mit einem zeitbezogene Art. Dies bedeutet, dass Werte bezogen werden
können zu Monaten, Wochen, Tage, Stunden oder Viertelstunden. Die Ganglinien werden von den
Lastflussberechnung verwendet.
18
Notiz
Fast alle Objekte können eine benutzerdefinierte Notiz 201 bekommen, um auf besondere Umstände zu
hinweisen. Diese Notiz wird in einem gelben Rahmen in der Nähe des betreffenden Objektes präsentiert. Der
Rahmen kann nicht verschoben werden und seine Größe ist fest, so dass es immer sichtbar ist.
Parallele Kabel
Jede Kabel-Verbindung 124 kann von Parallelgeschaltete Kabel gemacht werden. Eingabe von der Anzahl der
parallele Kabel ersetzt die Notwendigkeit, jede Kabel explizit zu modellieren. Der Vorteil ist, dass parallele
Kabel die gemeinsam geschützt sein, keine extra Dummy-Knoten und eine Kurzkupplung benötigen. Darüber
hinaus wird die Darstellung im Netzdiagramm einfacher sein.
Elektrischen Eigenschaften einer Kurzkupplung
Die elektrischen Eigenschaften einer Kurzkupplung 123 sind fest. Allerdings kann ab dieser Version der
Nennstrom Inenn und der maximale Kurzschlussstrom Ik (1s) angegeben werden. Wenn angegeben, wird die
Belastung in die Ergebnisse präsentiert. Wenn nicht angegeben, wird die Verbindung unendlich stark
angenommen und wird seine Belastung nicht dargestellt.
Tonfrequenzberechnung
Der Tonfrequenzberechnung 231 wertet die Ausbreitung den Rundsteuersignalen im Netz. Ein oder mehrere
Rundsteuersender mit unterschiedlichen Frequenzen können modelliert werden. Die Berechnung ist auch
verfügbar im Makro.
Typ für harmonische Norm
Die Ergebnisse vom harmonische Lastfluss können zu einer Norm validiert werden. Die maximalen Werte für
jede Frequenz ist definiert in der Types.xls. Beim anruf der harmonischen Lastfluss wählt der Benutzer die
gewünschte Norm.
NEU IN VISION 7.0
Ribbon
Die Vision Hauptmenü wurde durch eine "Ribbon" ersetzt. Microsoft hat die Ribbons in Office 2007 und in
Windows 7 und Office 2010 eingeführt. Viele Programme adaptieren die neue Struktur.
Lastverhalten und Zuwachs
Das Lastverhalten wurde in Lastverhalten und Lastwachstum aufgeteilt. Das Lastverhalten definiert die
Spannungabhängigkeit der Last. Lastwachstum definiert das prozentuale Wachstum und Skalierungsfaktoren.
Letztere wurde mit einem 30 Jahre Definition erweitert. Beim Öffnen einer Netzdatei einer früheren Version,
wird das Lastverhalten automatisch in die neue Definition aufgeteilt.
Sechs feste Wachstumsszenarien sind programmiert worden: Kein Wachstum, 1%, 2%, 3%, 4% und 5% pro
Jahr exponentiell. Daneben kann eine benutzerdefinierte Wachstumsszenario ausgewählt werden.
Standard berechnet der Lastfluss die Belastungssituation am Ende des angegebenen Zeitraums (in Jahren).
Ab dieser Version berechnet die Lastfluss auch die Belastung während des angegebenen Zeitraums. Jedes
Jahr wird gesondert berechnet und die Ergebnisse können grafisch als Funktion der Zeit untersucht werden.
Motoranlauf im Bild
In den Ansichten Definition kann der Benutzer entweder für die Darstellung der Ergebnisse vor, während und
nach der Wahl den Motor zu starten oder für die Präsentation der nur die Ergebnisse in den Motor zu starten.
Nullimpedanz der Transformatoren
Die Werte von R0 und Z0 der Standardtransformatoren in Types.xls sind specifiziert für MS/NS
Transformatoren.
Tonfrequenz-Rundsteuerung
Die Funktion für Berechnung der Rundsteuerung ist im Harmonischenmodul
227
eingebaut.
19
1.3
Vision: introduktion
Vision ist ein hochwertiges Hilfsmittel für Netzanalyse. Mit Vision können Lastflussberechnungen,
Kurzschlussberechnungen, Fehleranalysen und Zuverlässigkeitsanalysen durchgeführt werden. Daneben kann
mit Vision die Wirkung des Schutzes simuliert und analysiert werden. Vision wird eingesetzt für Planung,
Entwurf und Betriebsführung von Netzen für Elektrizitätstransport, Elektrizitätsverteilung und von
Industrienetzen.
Einführung
Vision wird für sowohl täglichen als auch vereinzelten Gebrauch verwendet. Zur Einfachheit sind beim Input
soviel wie möglich die Windowsfunktionen gebraucht. Es würde zu weit führen, hier die allgemeinen
Windowsfunktionen zu beschreiben. Einige spezifische Kennzeichnen von Vision werden hier kurz
beschrieben, um schnell mit der Arbeit anfangen zu können.
Installation
Die Installation von Vision geschieht einfach wie folgendermaßen:
· die Installation von CD ROM starten
· das Programm "Autorun.exe" starten
· Vision Network analysis installieren
· Den Sentinel System Driver von CD ROM installieren, wenn Sie den PC-Schlüssel benutzen
· Wenn Sie den Netzschlüssel benutzen: sehen Sie in den Beilagen: "Hardwareschlüssel 263 ". In diesem
Fall muß nichts auf die Clients angebracht werden.
· PC-schlüssel in den USB-Port des Computers stecken
Sehen Sie auch: Hardwareschlüssel 263 .
Starten
Klicken Sie mit der Maus auf den Startknopf von Windows und wählen Sie Programme|Vision. Wenn Sie
einen Netzschlüssel benutzen, aktivieren sie in der Visionoberfläche die Option 'Netzwerkschlüssel' bei Extra|
Optionen|Schlüssel.
Netzdarstellung
Das Netz wird in einem Schema dargestellt, bei dem angegeben sind:
· Knotenpunkte (Sammelschienen)
· Zweige (Kabel und Transformatoren)
· Elemente (Generatoren und Lasten)
Anwähle
Manche Netzeditorbefehle betreffen angewählte Komponenten. Anwählungen können auf viele verschiedene
Arten zusammengestellt und aufbewahrt werden. Angewählte Komponente werden in 'Angewählt'-Farbe
dargestellt (neu: Neu|Auswahl; anwählen: Anwählen|Komponente).
Bearbeitungsmodus und Ergebnismodus
Die Darstellung von Daten und Ergebnissen ist vom Modus abhängig. Der Netzeditor zeigt das Netz im
Bearbeitungsmodus, wenn die Komponentendaten vom Benutzer eingeführt werden. Der Ergebnismodus ist
nur nach erfolgreicher Berechnung verfügbar. Mit Bild|Berechnungsmodus und Bild|Ergebnismodus kann
man den Modus wechseln.
Ansichtgruppen und Berichte
Mit den Ansichtgruppen kann der Benutzer selbst definieren, wie die Daten und Ergebnisse im Netzeditor
dargestellt werden. Die Ansichtgruppen werden definiert mit Extra|Ansichtgruppen und angewählt mit Bild|
<Ansichtgruppe Name>.
Mit den Berichten kann der Benutzer selbst definieren, wie die Daten und Ergebnisse im Bericht abgedruckt
werden. Die Berichte werden definiert mit Extra|Berichte und abgedruckt mit Datei|Berichte.
Typen
Beim Eingeben neuer Komponenten kann man die Komponenttypendatenbank benutzen. Diese Datenbank
enthält alle elektrischen Eingabedaten, so dass der Benutzer schneller sein Netz modellieren kann. Die
20
Komponenttypendaten sind in einem Excel-Datei Types.xlsx gespeichert. Das Ändern der Types.xlsx-Datei
kann mit Microsoft Excel ausgeführt werden.
Optionen
Der Benutzer kann Vision mit Extra|Optionen einstellen. Mit diesen Optionen können Vorzugseinstellungen
für den Netzeditor und die Berechnungen eingegeben werden.
Hilfe
Ausführliche Benutzerunterstützung gibt die Hilfefunktion. Man kann Hilfe aktivieren mit Hilfe|Gesichtspunkte
oder mit der F1-Taste.
Bedienung
Der Vision-Netzeditor ist graphisch aufgebaut und wird über eine Maus und die Tastatur bedient. Zahlreiche
Funktionen können sowohl über die Maus, als auch über die Tastatur aufgerufen werden, eine Maus muss
jedoch vorhanden sein. Sehen Sie: Menü und Mausbedienung 21 .
Phase to Phase B.V.
Utrechtseweg 310 B14
Postfach 100
6800 AC Arnhem
Die Niederlande
T: +31 (0) 26 352 3700
F: +31 (0) 26 352 3709
[email protected]
www.phasetophase.com
21
1.4
Vision: Struktur
Vision Network analysis braucht Netzdateien für die Speicherung vom Netz und Objekte. Der Name einer
Vision-Netzdatei endet auf .VNF (Vision Network File). Diese Datei ist im Textformat.
In Vision wird eine Datenbank mit Objekttypendaten verwendet um Sammelschienen-Systeme, Kabel,
Transformatoren, Motoren, Generatoren, usw. zu definieren. Die Datenbank ist ein Microsoft Excelspreadsheet Types.xls oder Types.xlsx. Dies ist eine nicht-geschützte Excel-Datei.
Vision kann Daten austauschen mittels Spreadsheet, Dokument und Präsentation.
Die Vision Benutzeroberfläche basiert auf eine Menüstruktur. Die wichtigste Funktionen sind:
· Application-Menu: Datei-Handlungen und Drucken
· Start: Kopieren, Bild, Bearbeiten und Anwählen
· Einfügen: neue Objekte einfügen
· Berechnen
· Bild: Netzpräsentation auf Bildschirm
· Extra: Vergleichen, Geographie, Bild, Berichte und Makros.
1.5
Menü und Mausbedienung
Der Vision-Netzeditor ist graphisch aufgebaut und wird über eine Maus und die Tastatur bedient. Zahlreiche
Funktionen können sowohl über die Maus, als auch über die Tastatur aufgerufen werden, eine Maus muss
jedoch vorhanden sein.
Das Anwählerkonzept stimmt mit dem Windowsstandard überein. Dies heißt, daß anwählen von einem Objekt
mittels Maus-klicken automatisch andere Objekte abwählt. Zusätzlich anwählen kann, indem man Maus-klickt
beim Betätigen der Ctrl-Taste.
Funktion
Menü
Netzschem a-Editor
22
Knotenpunkt hinzufügen
mit linker Maustaste auf die
gew ünschte Stelle klicken.
Einfügen | Knotenpunkt |
Knotenpunkt.
mit rechter Maustaste auf die
gew ünschte Stelle klicken.
Knotenpunkt vom Pop-up-Menü
w ählen.
Element (z.B. Generator oder Last)
hinzufügen
Nur einen Knotenpunkt mit linker
Maustaste anw ählen.
Einfügen | Elem ente |
<Elem enttyp>.
Nur einen Knotenpunkt mit linker
Maustaste anw ählen.
Mit rechter Maustaste auf die freie
Netzoberfläche klicken und
<Elementtyp> vom Pop-up-Menü
w ählen.
Zw eig (z.B. Kabel oder Transformator)
hinzufügen
Zw ei Knotenpunkte mit linker
Maustaste anw ählen.
Einfügen | Zw eige | <Zw eigtyp>
w ählen.
Zw ei Knotenpunkte mit linker
Maustaste anw ählen.
Mit rechter Maustaste auf die freie
Netzoberfläche klicken und
<Zw eigtyp> vom Pop-up-Menü
w ählen.
Schalter oder Schutz (z.B. Sicherung oder Nur einen Zw eig oder ein Element und
Trenner) hinzufügen
einen verbundenen Knotenpunkt mit
linker Maustaste anw ählen.
Einfügen | Schter und Schütze |
<Schalter oder Schutz>.
Nur einen Zw eig oder ein Element und
einen verbundenen Knotenpunkt mit
linker Maustaste anw ählen.
Mit rechter Maustaste auf die freie
Netzoberfläche klicken und <Schalter
oder Schutz> w ählen.
Objekt anw ählen
Start | Anw ählen | Object... Alles.
Window mit linker Maustaste ziehen
oder
einzelne Komponente mit linker
Maustaste anw ählen
oder
einzelne Komponente mit linker
Maustaste und Ctrl-Taste anw ählen
Anw ählung invertieren oder löschen
Start | Anw ählen | Objekt nicht...
oder
Start | Anw ählen | Speziell
oder
Anw ählen | Inverse.
Einzelne Komponente mit linker
Maustaste und Ctrl-Taste anw ählen
(einzeln löschen) oder
einen freien Punkt mit linker Maustaste
anw ählen (alles löschen).
Objekt bearbeiten
Komponente anw ählen.
Start | Bearbeiten | Param eter.
Komponente mit rechter Maustaste
anw ählen (im Berechnungsmodus).
Knotenpunktlänge bearbeiten
Ende des Knotenpunktsymbols mit
linker Maustaste verlängern.
Netzdiagramm verschieben
Cursor-Tasten
Eingedruckte Alt-Taste und linker
Maustaste
Bild vergrößern oder verkleinern
Bild | Ein-/Auszoom en | Zoom
größer
bis
Zoom vorig.
Fenster mit Shift-Taste und zusammen
mit linker Maustaste ziehen (nur
vergrößern).
Bild zentrieren
Mit Shift-Taste und linker Maustaste
zusammen auf die Netzoberfläche
klicken.
Nur ein Objekt versetzen
Komponente anw ählen und mit
eingedrückter linken Maustaste
versetzen.
Mehrere Objekte versetzen
Komponenten anw ählen.
Mit linker Maustaste zusammen
versetzen.
23
Knickpunkt in einem Zw eig hinzufügen
Stelle des Knickpunkts mit linker
Maustaste anw ählen .
Bearbeiten|Knicken w ählen.
Teil des Zw eiges mit linker Maustaste
versetzen.
Stelle des Knickpunkts mit linker
Maustaste anw ählen.
Mit rechter Maustaste auf die freie
Netzoberfläche klicken.
Knicken w ählen.
Teil des Zw eiges mit linker Maustaste
versetzen.
Objekt entfernen
Objekt anw ählen.
Start | Bearbeiten | Entfernen |
Angew ählt ... Besonderheit.
Komponente anw ählen
<Delete> Taste drücken.
Rückgangig machen
Start | Bearbeiten | Rückgängig
m achen.
Berechnung durchführen
Berechnen | <gew ünschte
Berechnung>.
Darstellung der Ergebnisse
Objekt anw ählen und
Komponente mit rechter Maustaste
Berechnene | Ergebnisse |
anw ählen (nur im Ergebnismodus).
Allgem ein / Einzelheiten / Graphik.
Sehen Sie auch: Schnelltasten
1.6
23
.
Schnelltasten
In Vision werden eine Anzahl von Schnelltasten für häufig auftretende Benutzertätigkeiten definiert.
Schnelltaste
F1
F2
F3
F5
F9
F11
Delete
Ctrl-F
Ctrl-Z
Ctrl-Y
1
2
3
4
7
8
9
0
=
Backspace
Cursor-Tasten
Shift - Cursor-Tasten
PgUp
PgDn
Funktion
Hilfe
Bearbeiten | Parameter
Application-Menu | Berichte
Erneut zeichnen
Widerhole vorige Berechnung
Optionen
Entfernen angewählt
Suchen
Rückgängig machen (Undo)
Wieder machen (Redo)
Zoom linksoben
Zoom rechtsoben
Zoom linksunten
Zoom rechtsunten
Zoom angewählt
Zoom Netz
Zoom kleiner
Zoom grösser
Zoom vorig
das Netzdiagramm verschieben
das Netzdiagramm verschieben (Faktor 10)
Blätter vorwärts scrollen
Blätter rückwärts scrollen
Sehen Sie auch: Menü und Mausbedienung
21
.
24
25
2
Getting started
Vision has been equipped with a very useful and efficient graphical user interface. The planning engineer will be
familiar with all functionalities in a very short time.
This Getting Started shows the shortest route from scratch to a load flow and short circuit calculation. The
route will be explained in six steps:
1. To create a new empty workspace 25
2. To add new nodes 26
3. To add new connections 29
4. To add network source and loads 36
5. Calculation of a load flow 40
6. Calculation of a short circuit current 44
2.1
To create a new empty workspace
From the Application menu, choose: New:
In the lower left corner the sheet identification is shown: Sheet 1.
The worksheet has now been opened and the network can be composed.
The next step will be to add new nodes
26 .
26
2.2
To add new nodes
To add a new node, first right mouse click on the worksheet. In the pop-up menu, select Node (using your left
mouse button).
Hereafter, the Node input form shows up, with 7 tabs. The first tab sheet contains general data, like Name
and Rated Voltage. In this example an HV node will be added with a name “Node One” and a rated voltage of
150 k V.
27
The default presentation of a Node is a vertically oriented bar. Using the tab sheet View another presentation
can be chosen.
The second node will be added by right mouse clicking on the worksheet, next to the first node.
On this spot, an MV node will be added with name “Node Two” and a rated voltage of 10 k V.
28
In the same way a third node will be added, with name “Node Three” and a rated voltage of 10 k V. The network
will look like the next illustration:
The next step will be to add new connections
29
.
29
2.3
To add new connections
Between the nodes “Node Two” and “Node Three” a cable connection will be added. This can be done after the
two nodes have been selected. One way to select the two nodes is to draw a rectangle around the two nodes.
The rectangle will be drawn using the pressed down left mouse button.
30
After releasing the left mouse button, the two nodes are selected. This is visible by the white colour of the
nodes.
31
Now the cable can be added by right mouse clicking on the workspace. On the pop-up menu choose Cable.
32
Hereafter, the Cable input form shows up with 6 tabs. The first tab sheet contains general data like Name,
Cable type and Cable length.
The cable type will be specified using the pull-down menu. In this example a 3x95 Cu XLPE 6/10 k V cable has
been chosen. The detailed cable data can be examined and altered using the button […]. The length is 1000
m and the cable ampacity is 295 A for a ground specific heat resistance of 0.75 Km/W. A derating factor of 1
has been chosen.
The input form is closed by pressing the [OK] button.
33
As a consequence the cable has been inserted between the two selected nodes.
34
Hereafter, a transformer will be inserted between the left two nodes. To do this, only the two left nodes should
be selected. Firstly, to de-select other objects, left mouse click on a free spot on the worksheet. Secondly,
draw a rectangle around the left two nodes (pressed down left mouse button). Hereafter the nodes “Node One”
and “Node Two” are selected. Now right mouse click on the workspace. On the pop-up menu choose
Transformer.
Hereafter, the Transformer input form shows up. On the General tab sheet, specify the name.
On the Transformer tab sheet, specify the name plate data, for example:
· Snom: 100 MVA (rated power)
· uk : 10 % (relative short circuit voltage)
35
· Pk : 10 k W (copper loss)
The rated primary and secondary voltages have been specified by default, but can easily be altered. The input
form will be closed using the [OK] button.
The next step will be to add network source and loads
36
.
36
2.4
To add network source and loads
To add a network source, only the concerned node should be selected. Firstly, left mouse click on the
workspace to de-select other objects and secondly, left mouse click on the most left node. Hereafter, only
“Node One” should be selected. Now, right mouse click on the workspace and from the pop-up menu choose
Source.
37
Hereafter, the Source input form shows up. Many data are specified by default. Using the Appearance button
the units can be switched from kA into MVA.
38
To add a load, only the concerned node should be selected. Firstly, left mouse click on the workspace to deselect other objects and secondly, left mouse click on the most right node. Hereafter, only “Node Three”
should be selected. Now, right mouse click on the workspace and from the pop-up menu choose Load.
39
Hereafter, the Load input form shows up. In this example a load of 2 MW and 1 Mvar will be added. Using the
Appearance button the units can be switched from MW/Mvar into MW/cos(phi), MVA/cos(phi) and A/
cos(phi).
40
Now the network has been specified and the calculations can be carried out.
If you are not in the demo-mode, you should firstly save your network using Application menu | Save as… .
The next step will be calculation of a load flow
2.5
40
.
Calculation of a load flow
From the main menu choose Calculate | Load flow.
41
Hereafter, the Load Flow settings form should show up.
In this example, no special settings will be chosen. The form will be closed by pressing the [OK] button. The
illustration below shows the result.
42
By right mouse clicking on each component, its detailed results can be inspected. For example, the detailed
results of the cable:
43
The next step will be calculation of a short circuit current
44 .
44
2.6
Calculation of a short circuit current
In this example, the short circuit current for “Node Three” will be calculated according to the IEC 60909
standard. To do this, firstly select only “Node Three”. Secondly, from the main menu choose Calculate | IEC
(60)909.
45
Hereafter, the IEC 60909 settings form should show up.
46
In this example we choose a symmetrical short circuit calculation. The form will be closed by pressing the
[OK] button. The illustration below shows the result.
47
The symmetrical short circuit current on “Node Three” should be 22.39 k A. Detailed information can be
examined by right mouse clicking “Node Three”.
This “Getting Started” is only a very short introductory tour, but from this point the user should be able to
discover Vision’s functionalities, by using its intuitive human interface.
48
3
Benutzeroberfläche
Die Benutzeroberfläche versorgt das Netzmodellieren und die Netzdarstellung. Seine Steuerung benutzt das
Hauptmenü und die Maus, siehe: Menü und Mausbedienung 21 . Eine Anzahl von Steuertätigkeiten kann mit
Schnelltasten 23 stattfinden.
Die Funktionen sind:
· Darstellung Eines Netzes 48
· Netzbestand 59
· Komponenten anwählen 61
· Hinzufügen von Komponenten 64
· Komponenten bearbeiten 69
· Komponenten und Netzteilen versetzen
· Komponenten entfernen 76
· Komponenttypen 58
· Abdrucken und Berichten 84
·
·
·
·
74
Extra Funktionen 85
Optionen 106
Objekttypen 58
Netzdaten aus anderen Systemen übernehmen
3.1
103
Darstellung eines Netzes
In der Energietechnik ist eine Oneline-Diagramm oder Einliniediagramm eine vereinfachte Schreibweise für ein
Drei-Phasen-Netz. Netzobjekte wie Leistungsschalter, Transformatoren, Kondensatoren, Sammelschienen und
Leitungen werden durch standardisierte schematische Symbolen dargestellt. Statt der Darstellung jeder der
drei Phasen mit einer separaten Zeile oder Terminal ist nur eine Phaseleiter abgebildet. Es ist eine Form von
Block-Diagramm um die Stromkreise grafisch dar zu stellen.
Die Objekte werden präsentiert mit vordefinierten Symbolen. Farbe und Stil dieser Symbole können für jedes
einzelne Objekt am Präsentation definiert werden. Die Standard-Einstellungen können in den Optionen
definiert werden, mit Editor | Präsentationdefaults.
Funktionen sind:
· Netzdarstellung 48
· Blatt 50
· Mehrfache präsentation
· Bild 52
· Ansichtgruppen 55
· Gruppe 55
· Richtung 56
· Gebiet 56
3.1.1
52
Netzdarstellung
Das Netz ist aus logischen Komponenten wie Knotenpunkten, Zweigen und Elementen aufgebaut. Diese
Komponenten stellen die konkreten Komponenten wie Sammelschienen, Kabel, Schalter und Lasten vor.
Das Netzmodell ist Objektorientiert. Als Folge stellt die Weise, welche die Objekte graphisch angeschlossen
werden, das elektrotechnische Netzmodell fest. Alle Objekte werden mindestens auf einem Netzblatt 50
dargestellt. Die Objekte können auf mehr als einem Blatt graphisch erscheinen und graphische Unterteilungen
von einem Netzmodell verursachen. Sehen Sie: Mehrfache Objektdarstellung 52 .
49
Netzdaten, einschließlich der Resultate, können berichtet
vom Benutzer definiert werden.
84
und gedruckt
84
werden. Berichte
95
können
Der Benutzer kann Ansichtgruppen 95 für die Darstellung von Eingabedaten oder Ergebnissen im Diagramm
auf Bildschirm definieren. Diese Darstellung gilt auch für den graphischen Abdruck 84 .
Zusammen mit den Netzdaten können auch Eigenschaften 202 , eine Anmerkung 202 und Hypertext-Links 202
gespeichert werden. Diese können beraten werden und gedruckt werden.
Eine Anmerkung (Netzkommentar) ermöglicht dem Benutzer, freien Text für seine notwendigen
Hintergrundinformationen zu speichern.
Außer einem Kommentar können auch Links mit Dokumenten, Spreadsheets, Abbildungen und
Internetadressen in der Netzdatei aufgenommen werden. Diese Links werden als Hypertext-Links eingeführt.
Durch die Maus, die auf einem Link klickt, wird das zusammenpassende Windows Programm gestartet.
Kollektiv Bearbeiten vom graphischen Darstellung mit dem Toolbar
Die graphischen Darstellungseigenschaften der angewählten Objekte können mittels des Toolbars zusammen
geändert werden. Die Ikonen stellen dar: Farbe, Größe, Dicke, Art, Textgröße und Textsicht.
Knotenpunkt
Knotenpunkte stellen zum Beispiel die Sammelschienen im Unterwerk vor. Die Knotenpunkte sind
untereinander durch Zweige verbunden.
Zweig
Zweige stellen Verbindungen, Kabel, Drosselspulen oder Transformatoren vor. Transformatoren verbinden
Knotenpunkte von unterschiedlichen Nennpannungen, andere Zweige jedoch verbinden nur Knotenpunkte
gleicher Nennspannung.
Element
Elemente stellen Komponenten dar, die Leistung aufnehmen oder liefern können. Elemente sind nur mit einem
einzigen Knotenpunkt verbunden. Die Vision-Elemente sind:
· Netzeinspeisung
· Synchrongenerator mit Spannungsregelung
· Synchrongenerator mit cos-Regelung
· Synchronmotor
· Asynchrongenerator
· Asynchronmotor
· Last
· Transformatorlast
· Kondensator
· Spule
· Zickzackspule
Trennung
Jeder Zweig und jedes Element weist eine oder mehrere Trennstellen oder Schalter auf. Die Schalter können
mit der linken Maustaste und im Zweig- oder Elementinputformular ein- und ausgeschaltet werden.
Der Typ wird getrennt spezifiziert. Für geschlossene Trenner oder Schalter sind die graphischen
Darstellungen:
· Trenner: Querstrich
· Sicherung: Rechteck
· Leistungsschalter: Kreuz oder zwei Punkte
· Leistungsschalter mit Schutz: Kreuz oder zwei Punkte mit Querstrich
Die Trenner können mit der linken Maustaste und mit dem Zweig- oder Elementinputformular ein- und
ausgeschaltet werden. Alle geöffneten Trenner werden im Netz durch eine Quadrate oder eine schräge Linie
dargestellt.
Jeder Zweig kann mit einem Schutz ausgerüstet werden. Der Typ wird separat spezifiziert. Für geschlossene
Trenner sind die graphischen Darstellungen:
· Sicherung: Rechteck
50
· Leistungsschalter mit Schutz: Kreuz mit Querstrich
Symbole
Die in Vision für die einzelnen Komponenten verwendeten Symbole ergeben sich aus dem nachstehenden
Bild:
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
3.1.2
Knotenpunkt
Sammelschienensystem
Link
Verbindung oder Kabel
Drosselspule
Transformator (mit oder ohne Spannungsregelung)
Dreiwicklungstransformator
Netzeinspeisung (V)
Synchrongenerator (G)
Synchronmotor (S)
Asynchrongenerator (A)
Asynchronmotor (M)
Asynchronmotorgruppe (M)
Last
Transformatorlast
Kondensatorbatterie
Spule
Zickzackspule
Windturbine
Lasttrennschalter
Sicherung
Leistungsschalter mit Schutz
Leistungsschalter ohne Schutz
Kurzschlussanzeiger
Schutz
Text
Rahmen
Legende
Blatt
Ein Netz kann auf mehrere Blätter, auf denen sich die Komponenten befinden, aufgeteilt werden. Jedes Blatt
hat seinen eigenen Namen, Kommentar und Farbdefinition. Der Tab-Index definiert die Ordnung in Beziehung
zu den anderen Blättern. Die Ordnung kann mit Shift+PgUp und Shift+Pgdn geändert werden.
Die Objekte auf zwei Blättern werden miteinander angeschlossen, indem man die mehrfache
Objektpräsentation 52 von Knotenpunkten verwendet.
Ein neues Blatt wird gemacht mit Einfügen | Blatt.
Ein existierendes Blatt wird bearbeitet mit Bearbeiten | Blatt.
Ein Blatt kann nur entfernt werden, wenn sich darauf keine Komponenten mehr befinden. Der Befehl dazu ist
Bearbeiten | Entfernen | Blatt.
51
Raster
Ein Feinraster ist definiert in 20 Bildschirmpunkte. Ein Hauptraster und ein Kartblattraster können definiert
werden in Feinrasterpunkte. Die Sichtbarkeit werd definiert in den Optionen, bei: Editor | Zeichnen:
· Hauptraster: definiert in Feinrasterpunkte
· Kartblattraster:
o Blattbreite und -höhe: definiert in Feinrasterpunkte
o Rasterbreite und -höhe: Kartblattrasterbreite in Anzahl Blätter
o Rasteroffset links und oben: Position des ersten Kartblattes
Das Kartblattraster ermöglicht es, ein großes Netz in mehrere Teile ein zu teilen und ab zu drucken.
Abdrucken: mit dem Rechte Maus auf dem Kartblatt klicken und Kartblatt drucken wählen.
Bearbeiten
Alle Handlungen gelten nur für das aktive Blatt.
Sonderfälle sind die folgenden Handlungen, die für die Komponenten auf allen Blättern zusammen: gelten:
· Bearbeiten | Kollektiv falls "Auf alle Blätter" eingeschaltet ist
· Bearbeiten | Typen updaten...
52
3.1.3
Mehrfache Objektpräsentation
Ein Objekt kann mehrfache graphische Darstellungen auf einigen Blättern haben. Es ist möglich, eine Anzahl
von wichtigen Objekte auf einem Blatt, z.B. für einen spezifischen Überblick darzustellen. Die Links zum
anschließen von Knotenpunkten auf zwei Blättern sind nicht notwendig. Knotenpunkte können auf mehreren
Blättern immer dargestellt werden. Elemente und Zweige können nur zusammen mit den verbundenen
Knotenpunkten dargestellt werden.
Jedes Objekt ist immer einzigartig im Netzmodell, unabhängig der Zahl von graphischen Darstellungen. Die
technischen Parameter eines spezifischen Objektes zu ändern ist von allen graphischen Darstellungen
möglich. Die graphischen Parameter (Form, Größe, Farbe, usw..) vom Objekt kann für alle Darstellungen von
einander unabhängig spezifiziert werden.
Eine neue Darstellung eines Objektes wird produziert, indem man erstens dieses Objekt auf einem
bestimmten Blatt anwählt und es dann graphisch auf einem anderen Blatt klebt, mit: Start | Bearbeiten |
Repräsentieren | Angewählte Objekte auf Blatt ... . Nachher können die Darstellungseigenschaften
geändert werden. Jedes Objekt kann bis einmal pro Blatt dargestellt werden.
Der Status 'angewählt' ist eine Eigenschaft eines Objekts. Als Folge wählt das Anwählen eines Objekts auf
einem Blatt den Objekt auf allen Blättern in denen es graphisch dargestellt wird, an. Alle Darstellungen eines
Objekts werden folglich gleichzeitig oder nicht angewählt.
Der Status 'entfernt' ist eine Eigenschaft der Objektdarstellung. Das Objekt wird entfernt, nachdem alle
Darstellungen entfernt sind.
Kollektiv Bearbeiten vom graphischen Darstellung mit dem Toolbar
Die graphischen Darstellungseigenschaften der angewählten Objekte können mittels des Toolbars zusammen
geändert werden. Die Ikonen stellen dar: Farbe, Größe, Dicke, Art, Textgröße und Textsicht.
3.1.4
Bild
Der Darstellung kann auf verschiedene Weise verändert werden:
· Der zu vergrößernde Teil des Netzes ist bei gedrückter linker Maustaste mit der Maus zu umranden.
· Gebrauch des Schnellknopfs
· Gebrauch der Menüfunktion Bild.
Wenn der Text bei einem vorgegebenen Zoom zu klein wird, wird dieser nicht mehr angezeigt.
Vergrößern/Verkleinern und Rollen mit Tasten
Mit den Tasten - und = wird das Netz verkleinert bzw. vergrößert.
Mit den Cursor-Tasten Up, Down, Left und Right wird in den genannten Richtungen gerollt.
Mit Shift und den Cursor-Tasten Up, Down, Left und Right wird in den genannten Richtungen zehnmal
schneller gerollt.
Mit PgUp und PgDn wird das vorhergehende bzw. folgende Blatt aktiv.
Rollen und Zoom mit Mäuserad
Benutzen Sie das Mäuserad für scroll in der vertikalen Richtung.
Benutzen Sie das Mäuserad zusammen mit der Shift-Taste für scroll in der horizontalen Richtung.
Benutzen Sie das Mäuserad zusammen mit der Ctrl-Taste für Zoom.
Schnelltasten
In Vision werden eine Anzahl von Schnelltasten für häufig auftretende Benutzertätigkeiten definiert. Zu mehr
Information sehen Sie den Abschnitt auf Schnelltasten 23 .
53
MENÜ
Zoom ein/aus
Mit Bild | Zoom größer und Bild | Zoom kleiner wird der Darstellung vergrößert oder verkleinert.
Zoom Rechteck...
Mit Bild | Zoom Rechteck... ist der zu vergrößernde Teil des Netzes bei gedrückter linker Maustaste mit der
Maus zu umranden. Dasselbe erreicht man durch mit eingedrückter Shift Taste das gewünschte Gebiet zu
umranden.
Zoom Netz
Mit Bild | Zoom Netz wird das gesamte Netz wiedergegeben.
Zoom Angewählt
Mit Bild | Zoom angewählt wird der Teil des Netzes wiedergegeben, auf dem sich die angewählten
Komponenten befinden.
Zoom Vorig
Mit Bild | Zoom vorig wird der Netzteil im vorigen Zoom angezeigt.
Zoomfenster
Das Zoomfenster (Ein-/Auszoomen) aktiviert die Funktion, die ein mit dem Maus angedeutet Gebiet
vergrößert in einem Teilfenster wiedergibt.
54
Anpassen
Mit Bild | Anpassen wird das Netz als Spezielles Bild präsentiert auf Basis der Komponenteigenschaften.
Der Präsentation kann definiert werden mit Extra | Optionen | Editor | Ansicht. Die Spezielldarstellungen
sind:
· Ergebnis:
· Eigen: standard Präsentation
· Zeichnen: standard Zeichnenfarbe
· Spannung: alle Komponente werden mit eine Farbe angegeben, abhängig von der Nominalspannung.
· Öffne Schalter: Zweige und Elemente werden mit eine Farbe angegeben wenn die Schalter geöffnet sind.
· Inselnetz: isolierte Komponente werden in der Inselfarbe angegeben
· Masche: Zweige, die aus Service genommen werden konnten, ohne irgendwelche Knotenpunkte zu
isolieren, werden gefärbt
· Gruppe: Gruppen Komponenten, abgegrenzt durch Schutzvorrichtungen und geöffnete Schalter, können im
Bearbeitenmodus gruppenweise gefärbt werden.
· Richtung: eine Trasse, von eine Netzeinspeisung, durch Kabel, Verbindung oder Drosselspule oder eine
Trasse, von einen Transformator NS-knotenpunkt durch Kabel, Verbindung oder Drosselspule.
· Gebiet: eine Trasse von eine Netzeinspeisung oder eine Trasse von einen Transformator in der Richtung von
HS zu NS.
· Mehrfache Präsentation: Die Objekte, dargestellt auf mehrfachen Blättern, werden mit einer speziellen
Farbe dargestellt.
55
Objektfarbe Vorrang
Dem gewählten Objektfarbe Entwurf kann überlagert werden ein anderer Farbe Entwurf in den Fällen den
Objekte mit einem geöffneten Schalter, den Objekte im Inselbetrieb, den Objekte in eine Masche oder den
Objekte mit einer mehrfachen Darstellung.
Objektstil
· Öffne Schalter: Zweige und Elemente werden gestrichelt angegeben wenn die Schalter geöffnet sind.
Elementsymbol
· Leistung (P): alle Lasten und Erzeuger werden durch Kreise angegeben. Die Größe der Kreise ist abhängig
von der aktuellen Last oder Erzeugung.
· Strom: alle Lasten und Erzeuger werden durch Kreise angegeben. Die Größe der Kreise ist abhängig von
der aktuellen Strom.
Sichtbarkeit
Im Bearbeiten-modus kann die sichtbarkeit des Differentialschutzes eingestellt werden.
Die Presentation von Lasten, Schalter und Schutzen kann wahlfrei unterdrückt werden.
Die Darstellung Eigenschaften, die nicht von einem Resultat abhängen, können in Optionen, mit Editor |
Ansicht definiert werden
Berechnungsmodus und Ergebnismodus
Der Netzeditor kennt den Berechnungsmodus und den Ergebnismodus. Im Berechnungsmodus kann der
Gebraucher die Eingabedaten bearbeiten. Im Ergebnismodus werden die Ergebnisse angezeigt. Nach einer
erfolgreichen Berechnung befindet sich der Netzeditor im Ergebnismodus.
Mit Bild | Modus | Edit und Bild | Modus | Ergebnis kann man die Darstellung wählen. Im Ergebnismodus
kann die Netzfarbendarstellung eingestellt werden in Bearbeiten-Farben oder Ergebnisfarben.
Übertragungsnetz und Verteilungsnetz
Mit Bild | Übertragungsnetz und Bild | Verteilungsnetz kann der Gebraucher zwischen zwei
vorausdefinierten Ansichtgruppen wählen. Die Namen von anderen vom Gebraucher selbst definierten
Ansichtgruppen werden hier aufgelistet.
3.1.5
Ansichtgruppen
Von allen Komponenten kann man Eingabedaten und Ergebnisse auf der Netzoberfläche wiedergeben. Der
Benutzer kann selbst definieren, welche Daten wiedergegeben werden sollen.
Mit Extra | Daten | Ansichtgruppen kann eine neue Ansichtgruppe 95 definiert oder eine existierende
Ansichtgruppe bearbeitet werden. Für Knotenpunkte, Zweige und Elemente kann man die Daten für
Berechnungsmodus und Ergebnismodus getrennt definieren.
Maximal 10 vom Benutzer definierte Ansichtgruppen werden im Menü-Item Bild wiedergegeben.
3.1.6
Gruppe
Unter einer Gruppe wird eine Gruppe von Netzkomponenten verstanden, die von ein- und demselben Satz von
Absicherungen (Leistungsschalter oder Schmelzsicherung) gesichert bzw. von Netzöffnungen begrenzt
werden. Der Ausfall einer der Komponenten in der Gruppe führt zur Ausschaltung der ganzen Gruppe.
56
Beispiel eines Netzes mit 9 Gruppen
3.1.7
Richtung
Eine Richtung ist:
· eine Trasse, von eine Netzeinspeisung, durch Kabel, Verbindung oder Drosselspule oder
· eine Trasse, von eine Transformator NS-knotenpunkt durch Kabel, Verbindung oder Drosselspule.
Beispiel eines Netzes mit 7 Richtungen
3.1.8
Gebiet
Ein Gebiet ist:
· eine Trasse von eine Netzeinspeisung oder
· eine Trasse von einen Transformator in der Richtung von Hochspannung zu Niederspannung.
57
Beispiel eines Netzes mit 4 Gebiete
3.2
Objekttypen
In Vision wird eine Datenbank mit Objekttypendaten verwendet um Sammelschienen-Systeme, Kabel,
Transformatoren, Motoren, Generatoren, usw. zu definieren. Die Datenbank ist ein Microsoft Excelspreadsheet Types.xls oder Types.xlsx. Dies ist eine nicht-geschützte Excel-Datei. Der Inhalt kann mit der
Typ-Schauer 94 untersucht werden.
Erstellen und Aktualisieren von Typendaten
Der Typendatei Types.xls kann modifiziert werden mit Microsoft Excel. Es ist notwendig die geänderte Daten
erneut ein zu lesen mit dem Typ-Schauer 94 .
Exportieren von Typendaten
Die Typendaten aller Objekte in ein bestimmtes Netzwerk können untersucht werden und in ein SpreadsheetProgramm exportiert werden. Siehe: Type-Schauer 94 .
Objekttypen Datei Lokation
Standardmäßig verwendet Vision das Objekttypendatei aus dem Lokation in dem die Software installiert
wurde, zum Beispiel C:\ Programme\Vision. Die Objekttypendatei kann sich auch in einem anderen Lokation
befinden, entweder auf dem PC oder in einem Netzwerk. In diesem Fall sollten Sie den Pfad zu dem
Verzeichnis in den Optionen definieren, auf: Dateilokations.
Zusätzliche Typ-Datei
Die Basis-Objekttypen können mit einem benutzerdefinierten zusätzliche Typ-Datei erweitert werden. Die
Dateilokation kann in den Optionen angegeben werden, bei Dateilokations. Wenn Typnamen mehr als
einmal verwendet sind, wird der Basistyp gebraucht.
58
Nach dem Wechsel den Speicherort der Datei, fragt Vision ob die Objekttypendatei gelesen werden soll oder
nicht, um die Daten direkt verwenden zu können.
3.2.1
Typen
Beim Eingeben neuer Komponenten kann man die Komponenttypendatenbank benutzen. Diese Datenbank
enthält alle elektrischen Eingabedaten, so dass der Benutzer schneller sein Netz modellieren kann.
Die Komponenttypendaten sind in einem Excel-Datei Types.xls gespeichert. Das Ändern der Types.xls-Datei
kann mit Microsoft Excel ausgeführt werden.
Vision kennt die folgenden Komponenttypen:
Types.xls
Komponent
Cable
Kabel
Trafo
Transformatoren
Specialtrafo
Spezialtransformatoren
Coil
Drosselspulen
3wt
Dreiwicklungstransformatoren
Rail
Sammelschienen
Sg
Synchrongeneratoren
Sm
Synchronmotoren
Asg
Asynchrongeneratoren
Asm
Asynchronmotoren
Zigzag
Nulltransformatoren
Wind
Windturbinen
Fuse
Sicherungen
Breaker
Leistungsschalter
Current
Überstromschutzsysteme
Voltage
Spannungsschutzsysteme
Distance
Distanzschutzsysteme
Vt
Spannungwandler
Ct
Stromwandler
Profile
Last- und Erzeugungsganglinien
59
Harmonic
Lineconductor
Harmonische Quellen
Freileitung Leiter
Wenn man dem Netz eine Komponente hinzufügt, wird von der Komponenttypendatenbank eine Kopie aller
Parameter gemacht. Wenn man also die Datenbank bearbeitet, ändern sich die Komponenten im Netz nicht.
Die Eingabedaten können aber bearbeitet werden mit Bearbeiten | Ersetze Typen.
Typen Identifizierung mit Nennspannung
Ein Komponententyp wird durch seinen Namen in Kombination mit seiner Nennspannung (Unenn) in einem
Bereich identifiziert. Infolgedessen können in Types.xls Objekttypen mit doppelte Namen existieren, wenn
ihrer Nennspannung nicht in der gleichen Größenordnung fällt. Zum Beispiel können Niederspannungskabel
und MS-Kabel mit dem gleichen Namen existieren.
BEARBEITEN
Für Änderungen in der Excel-Datei muss das Microsoft Excel-Programm benutzt werden.
Die Typendaten aller Komponente in einem Netz können in einen Spreadsheet exportiert werden, um Zusätze
zur Standardtypen zu machen. Sehen Sie: Typ-schauer 94 .
Wenn die Änderungen durchgeführt sind, kann die neue Typendatei mit dem Typ-schauer
eingelesen werden.
94
erneut
Mit Bearbeiten | Ersetze Typen werden die Eingabedaten aller angewählten Komponenten durch die Daten
aus der Komponenttypendatenbank ersetzt. Der Typ muss natürlich in der Datenbank anwesend sein.
3.3
Application-Menu
Das Application-Menu bietet Funktionen für:
· Datei-Handlungen 59
· Import 86
· Abdrucken graphisch und Reporte 60
· Vorbereiten von generelle Netzdatei-Eigenschaften
· Optionen 106 .
3.3.1
60
Datei-Handlungen
Der Name eines Vision-Netzbestandes endet auf .VNF (Vision Network File). Diese Datei ist im ASCIITextformat. Die Dateien können mit dem Netzeditor geändert werden.
Neu
Mit Application-Menu | Neu wird eine neue Netzoberfläche geschaffen. Sie erhält den Namen Netz1, den
man später ändern kann.
Öffnen
Mit Application-Menu | Öffnen... können vorhandene Netzbestände in den Netzeditor eingelesen werden.
Auch kann man vor kurzem bearbeitete Netze wieder öffnen. Die Namen sind in der Liste angegeben. Beim
Öffnen kontrolliert Vision, ob die Parameter der Komponenttypen identisch sind mit denen aus der
Komponenttypendatenbank. Bei Abweichung kann man die Daten synchronisieren mit Start | Bearbeiten |
Ersetze Typen....
Importieren
Die Importfunktion aktualisiert Objektdaten mit Excel-Dateien. Sehen Sie: Importieren
86
.
60
Speichern
Mit Application-Menu | Speichern wird das Netz als Datei gespeichert. Wenn es sich um ein neues Netz
handelt, fragt Vision zuerst um einen neuen Namen.
Mit Application-Menu | Speichern als... wird das Netz als Datei gespeichert, wobei Vision zuerst um einen
neuen Namen fragt.
Schließen
Mit Application-Menu | Schließen wird das aktive Netz abgeschlossen. Wenn das Netz bearbeitet war, fragt
Vision zuerst, ob die Datei gespeichert werden soll.
3.3.2
Abdrucken
Das Netz und die Objektdaten können auf verschiedenen Weisen auf dem Bildschirm und auf Papier
abgedruckt werden. Auch Exportieren in Word, Excel und Powerpoint sind möglich. Die Inhalte können vom
Benutzer definiert werden.
Von allen Komponenten kann man Eingabedaten und Ergebnisse in Berichten abdrucken. Der Benutzer kann
selbst definieren, welche Daten abgedruckt werden sollen. Sehen Sie: Extra | Ansichtgruppen und Extra |
Berichte.
Von den angewählten Komponenten können die Berichte mit Application-Menu | Abdrucken wiedergegeben,
gespeichert und abgedruckt werden.
Siehe:
· Abdrucken 84
· Berichten 84
3.3.3
Vorbereiten
Information über das Netz
Mit Application-Menu | Info... erhält man eine Übersicht der Netzkomponenten. Diese Informationen kann
man nach Word abspeichern oder abdrucken.
Eigenschaften
Einige Netzeigenschaften 202 können mit Application-Menu | Eigenschaften eingeschlossen werden:
Kunde, Ort, Land, Projekt, Umschreibung, Version, Status, Durch und Datum.
Kommentar
Zusammen mit den Netzdaten kann Kommentar 202 gespeichert werden mit Application-Menu |
Kommentar. Diese können beraten werden und gedruckt werden.
Ein Netzkommentar ermöglicht dem Benutzer, freien Text für seine notwendigen Hintergrundinformationen zu
speichern.
Hyperlinks
Zusammen mit den Netzdaten können auch Hypertext-Links 202 gespeichert werden met Application-Menu |
Hyperlinks. Diese können beraten werden und gedruckt werden.
Links mit Dokumenten, Spreadsheets, Abbildungen und Internetadressen in der Netzdatei können
aufgenommen werden. Diese Links werden als Hypertext-Links eingeführt. Durch die Maus, die auf einem Link
klickt, wird das zusammenpassende Windows Programm gestartet.
Kontrolle
Überprüft abnormale Werte in der Netzwerk-Modell.
Information über:
· Element mit Strombelastung > 1000 A
· isolierten Knoten
· Strombelastbarkeit Kabel > 1000 A
61
· Parallelkabel mit unterschiedlicher Länge
Warnung über:
· Knoten mit Gleichzeitigkeit <0,1
· Knoten mit Gleichzeitigkeit> 1
· Element ohne spezifizierten Leistung
· Kabel mit einer Länge > der 4-fachen Punkt-zu-Punkt-Abstand
· Kabelteil mit Widerstand < 0,01 Ohm/km
· Kabelteil mit Widerstand > 10 Ohm/km
· Kabel mit Strombelastbarkeit < 20 A
· Zweig, ohne oder mit falsche Nullimpedanz
· Zu kleine Schalter oder Schutz im Element
Fehlermeldung über:
· Kabel mit einer Länge < der Punkt-zu-Punkt-Abstand
· Transformatorschaltung nicht Konsistenz
3.4
Objekte suchen und anwählen
3.4.1
Anwählen und suchen
Komponenten anwählen
Für fast alle Bearbeitungen im Netz müssen die betreffenden Komponenten angewählt sein. Das Anwählen
geschieht folgendermaßen:
· Komponente mit linker Maustaste anwählen
· oder Rechteck mit linker Maustaste ziehen
· oder mit der Menüfunktion Anwählen.
Das Anwählerkonzept stimmt mit dem Windowsstandard überein. Dies heißt, daß anwählen von einem Objekt
mittels Maus-klicken automatisch andere Objekte abwählt. Zusätzlich anwählen kann, indem man Maus-klickt
beim Betätigen der Ctrl-Taste.
Der Status 'angewählt' ist eine Eigenschaft eines Objekts. Als Folge wählt das Anwählen eines Objekts auf
einem Blatt den Objekt auf allen Blättern in denen es graphisch dargestellt wird, an. Alle Darstellungen eines
Objekts werden folglich gleichzeitig oder nicht angewählt.
Angewählte Komponenten können in einer Auswahl in der Netzdatei gespeichert werden. Mit Einfügen |
Auswahl wird eine Auswahl ans Netz zugefügt. Mit Bearbeiten | Auswahl können Name, Farbe und Inhalt
der Auswahl bearbeitet werden. Mit Bearbeiten | Entfernen | Auswahl wird die Auswahl entfernt. Die
Komponenten der Auswahl werden dabei aber nicht entfernt.
Objekte bearbeiten und Ergebnisse beobachten
Angewählte Objekte können mit den Menü-Befehle unter dem HauptMenü-Befehl Bearbeiten bearbeitet
werden. Ein Objekt kann auch bearbeitet werden, durch die Recht-Maus die auf ihm klickt. Nach einer
erfolgreichen Berechnung zeigt diese Tätigkeit die Ergebnisse für dieses Objekt.
Maus klicken auf einem nicht-angewählten Objekt, wählt automatisch andere angewählte Objekte ab.
Maus klicken auf einem angewählten Objekt, wählt aber andere angewählte Objekte nicht ab.
MENÜ
Komponente...
Mit Anwählen | Komponente kann man die Komponenten nach ihrer Art anwählen. Die Komponenten sind in
Knotenpunkte, Zweige, Elemente, Texte, Lastverhalten und Auswahlen eingeteilt.
62
Objekte auf dem aktiven Blatt können angewählt werden. Wenn das checkbox "Alle Blätter" eingeschaltet ist,
können Objekte im vollständigen Netz angewählt werden.
Vorher werden alle Anwahlen entfernt.
Komponente nicht...
Mit Anwählen | Komponente nicht kann man die Komponenten einer Anwahl nach ihre Art nicht-anwählen
(also die Anwahl invertieren).
Suchen
Es ist möglich, Komponenten durch ihren Namen, ID, Typ und Besonderheiten zu suchen mit Anwählen |
Suchen oder Ctrl-F. Das Sternchen wird als Wildcard benutzt. Die gefundene Objekte werden angewählt.
Eine andere aktuelle Auswahl geht verloren.
Besonderheiten
Es ist möglich für alle Komponenten Besonderheiten zu definieren. Mit Anwählen | Besonderheiten können
alle Besonderheiten in einem Übersicht betrachtet werden. Auch können Komponenten hiermit angewählt
worden.
Objek te anwählen mit Text
Objekte können mittels eines Textes im Kennzeichen oder im Wert eines Besonderheit (Anmerkung)
angewählt werden. Die Funktionalität benutzt beliebig mit Unterscheidung nach Groß-/Kleinschreibung und
Wildcardbuchstaben.
Typ...
Mit Anwählen | Komponente kann man die Komponenten spezieller Typen anwählen, zum Beispiel alle
Kabel Cu 95 mm2.
Avanciert...
Mit Anwählen | Avanciert kann man die Komponenten aus einer sortierten Liste anwählen, zum Beispiel alle
Cu-Kabel dicker als 95 mm2 oder alle Knoten mit einer Spannung größer als 11 kV.
· Anwählen | Avanciert wählen.
· Reiter der Komponentenart (Knotenpunkt, Kabel, Verbindung, ...) wählen.
· Bericht wählen, der die gewünschten Eingabeparameter oder Ergebnisse enthält.
· Mit linker Maustaste auf den Spaltenkopf klicken, um die Komponenten an zu wählen.
· Gewünschte Reihe der Komponenten mit linker Maustaste anwählen.
63
Angrenzend...
Mit Anwählen | Angrenzend kann man die Komponenten anwählen, die in einem speziellen logischen
Verhältnis zu bereits angewählte Komponenten stehen. Die Verhältnisse sind:
· Knotenpunkte an angewählten Zweigen
· Knotenpunkte an angewählten Elementen
· Zweige an einseitig angewählten Knotenpunkten
· Zweige an zweiseitig angewählten Knotenpunkten
· Elemente an angewählten Knotenpunkten
· Schalter in angewählte Objekte.
Speziell
Mit Anwählen | Speziell kann man anwählen:
· Zweige mit ein oder mehr geöffnete Schalter
· Zweige die Teilnetzrand sind.
Vorig
Mit Anwählen | Vorig kann man die Komponenten anwählen, die vor eine Handlung bereits angewählt waren.
Diese Funktion ist nützlich, wenn man durch einen Klick mit der linken Maustaste versehentlich eine Anwahl
verliert.
Inselnetz
Mit Anwählen | Inselnetz kann man die Komponenten anwählen, die nicht mit der Netzeinspeisung
verbunden sind.
Trasse
Mit Anwählen | Trasse kann man die Komponente anwählen, die von einem Knotenpunkt aus in einer
Richtung oder Trasse liegen. Diese Funktion ist nützlich in unvermaschten Netzen. Das Verfahren:
· Knotenpunkt am Startpunkt der Trasse anwählen.
· Ersten Zweig in Richtung der Trasse anwählen.
· Anwählen | Trasse wählen oder Ctrl-T drücken.
Beispiel einer Trasse
Gruppe
Mit Anwählen | Gruppe wird die vollständige Gruppe von einer oder mehr angewählte Komponenten
angewählt. Eine Gruppe wird durch eine Schutzvorrichtung oder einen geöffneten Schalter begrenzt. Siehe
auch: Zuverlässigkeit: Begriffe 239 .
64
Route
Der kürzeste Weg (kleinste Zahl der Zweige) zwischen zwei angewählten Knotenpunkte/Elemente kann
angewählt werden mit Anwählen | Route.
Inversion
Mit Anwählen | Inversion wird eine bereits gemachte Anwahl invertiert.
Alles
Mit Anwählen | Alles werden alle Komponenten angewählt. Alternativ: Ctrl-A drücken.
3.4.2
Speicherauswahl
Die Speicherauswahl ist eine Zeitweilige Anwahl, wo Objekte hinzugefügt order entfernt werden können. Diese
Funktion kann man vergleichen mit eine Rechnerspeicher (M+, M-, MR und MC). Die Speicherauswahl-buttons
sind am Unten des Windows.
· S+: angewählte Objekte hinzufügen in die Speicherauswahl
· S-: angewählte Objekte entfernen aus die Speicherauswahl
· SR: Objekte in der Speicherauswahl anwählen
· SC: Speicherauswahl löschen
Speicherauswahl-buttons S+, S-, SR und SC am Unten des Windows
3.5
Einfügen von Komponenten
3.5.1
Einfügen
Hinzufügen von neuen Komponenten, Texten, Rahmen, Legendas und Auswahlen findet wie folgt statt:
· mit rechter Maustaste auf die Netzoberfläche klicken
· im Menü Neu anklicken
Die Daten einer existierenden Komponente können auch durch Kopieren übernommen werden.
NETZOBERFLÄCHE
Hinzufügen eines Knotenpunkts:
· Zunächst ist der Mauscursor an die betreffende Stelle zu setzen.
· Anschließend ist die rechte Maustaste zu drücken.
· Im Menü Knotenpunkt wählen.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
65
·
Das Menü wird mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Sammelschienensystems:
· Zunächst sind die Knotenpunkte anzuwählen, die zum Sammelschienensystem kombiniert werden sollen.
· Die Knotenpunkte dürfen nicht zu weit von einander entfernt sein. Siehe Sammelschienensystem 117 .
· Im Menü Einfügen | Sammelschienensystem wählen.
Hinzufügen eines Zweiges:
· Zunächst sind (ausschließlich) die beiden oder drei Knotenpunkte anzuwählen, an denen der Zweig
angeschlossen werden soll.
· Anschließend ist die rechte Maustaste zu drücken.
· Anschließend sind { Kabel, Verbindung, Drosselspule, Transformator oder
Dreiwicklungstransformator } einzugeben.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Das Menü wird mit OK verlassen.
Die Daten eines bestehenden Zweiges können auch durch Kopieren übernommen werden.
Hinzufügen eines Elements:
· Zunächst ist (ausschließlich) der Knotenpunkt anzuwählen, an dem das Element angeschlossen werden
soll.
· Anschließend ist die rechte Maustaste zu drücken (dieses ist auch die Position, in der das Element
plaziert wird).
· Anschließend sind {Netzeinspeisung, Syn.gen.U-Regelung, Syn.gen.cos(ö)-Regelung,
Synchronmotor, Asynchrongenerator, Asynchronmotor, Last, Transformatorlast,
Querkondensator, Querspule oder Zickzackspule} einzugeben.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Das Menü wird mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Schalters oder eines Schutzes:
· Zunächst ist ein Knotenpunkt und ein angeschlossener Zweig oder ein angeschlossenes Element
anzuwählen, in dem der neue Schalter oder Schutz angebracht werden soll.
· Anschließend ist die rechte Maustaste zu drücken.
· Danach ist {Lasttrennschalter, Sicherung oder Leistungsschalter} einzugeben.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Menü mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Textes:
· Zunächst ist der Mauscursor an die betreffende Stelle zu setzen.
· Anschließend ist die rechte Maustaste zu drücken.
· Text im Menü wählen.
· Im nächsten Schritt ist der Text einzugeben.
· Das Menü wird mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Rahmens:
· Zunächst ist der Mauscursor an die betreffende Stelle zu setzen.
· Anschließend ist die rechte Maustaste zu drücken.
· Rahmen im Menü wählen.
· Im nächsten Schritt ist den Rahmen einzugeben.
· Das Menü wird mit OK verlassen.
Hinzufügen einer Legendes:
· Zunächst ist der Mauscursor an die betreffende Stelle zu setzen.
· Anschließend ist die rechte Maustaste zu drücken.
· Legende im Menü wählen.
· Im nächsten Schritt ist die Legende einzugeben.
· Das Menü wird mit OK verlassen.
66
Hinzufügen einer Auswahl:
· Gegebenenfalls die Komponenten der neuen Auswahl anwählen.
· Rechte Maustaste drücken.
· Eingabe Auswahl.
· Eingabe des Namens für die Auswahl.
· Verlassen des Menüs mit OK.
Alle zu diesem Zeitpunkt aufgerufenen Komponenten gehören zu der neu festgelegten Auswahl.
MENÜ
Hinzufügen eines Knotens:
· Zunächst muss der Mauscursor an die betreffende Stelle gesetzt werden.
· Anschließend ist diese Stelle mit der linken Maustaste abzuspeichern.
· Danach ist Neu|Knotenpunkt einzugeben.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Menü wird mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Zweiges:
· Zunächst sind (ausschließlich) die beiden oder drei Knotenpunkte anzuwählen, an die der Zweig
angeschlossen werden soll.
· Anschließend sind Einfügen | {Kabel, Verbindung, Drosselspule, Transformator oder
Dreiwicklungstransformator} einzugeben.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Menü mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Elements:
· Zunächst ist (ausschließlich) der Knotenpunkt anzuwählen, der mit dem Element verbunden werden soll.
· Anschließend sind Einfügen | {Netzeinspeisung, Syn.gen.U-Regelung, Syn.gen.cos(ö)-Regelung,
Synchronmotor, Asynchrongenerator, Asynchronmotor, Last, Transformatorlast,
Querkondensator, Querspule oder Zickzackspule} einzugeben.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Menü mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Schalters oder einer Schutz:
· Zunächst ist ein Knotenpunkt und ein angeschlossener Zweig oder ein angeschlossenes Element
anzuwählen, in dem der neue Schalter oder Schutz angebracht werden soll.
· Danach ist Einfügen | {Lasttrennschalter, Sicherung oder Leistungsschalter} einzugeben.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Menü mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Textes:
· Zunächst den Mauscursor an die betreffende Stelle setzen.
· Anschließend ist diese Stelle mit der linken Taste der Maus abzuspeichern.
· Danach ist Text einzugeben.
· Im nächsten Schritt ist der Text einzugeben.
· Menü mit OK verlassen.
Hinzufügen eines Rahmens:
· Zunächst ist der Mauscursor an die betreffende Stelle zu setzen.
· Anschließend ist diese Stelle mit der linken Taste der Maus abzuspeichern.
· Danach ist Rahmen einzugeben.
· Im nächsten Schritt ist den Rahmen einzugeben.
· Das Menü wird mit OK verlassen.
Hinzufügen einer Legendes:
· Zunächst ist der Mauscursor an die betreffende Stelle zu setzen.
67
·
·
·
·
Anschließend ist diese Stelle mit der linken Taste der Maus abzuspeichern.
Danach ist Rahmen einzugeben.
Im nächsten Schritt ist die Legende einzugeben.
Das Menü wird mit OK verlassen.
Hinzufügen einer Auswahl:
· Gegebenenfalls Anwahl der Komponenten für die neue Auswahl.
· Eingabe Einfügen | Auswahl.
· Eingabe des Namens der Auswahl.
· Menü mit OK verlassen.
Alle zu diesem Zeitpunkt aufgerufenen Komponenten gehören zur neu festgelegten Auswahl.
Hinzufügen eines Lastverhaltens:
· Eingabe Einfügen | Lastverhalten.
· Im nächsten Schritt sind die Parameter einzugeben.
· Menü mit OK verlassen.
3.5.2
Schneiden, kopieren und einfügen
KOPIEREN
Ein angewählter Netzteil kann mit Windows kopiert werden durch Bearbeiten | Kopieren oder mit CTRL-C.
Der Netzteil wird auf zwei Arten gespeichert:
Windows-Clipboard-speicher
Eine graphische Kopie wird im Windows-Clipboard gespeichert. Diese Kopie ist objektorientiert. Auch Text
bzw. Eingabedaten und Ergebnisse werden hier gespeichert. Diese Kopie steht anderen WindowsProgrammen wie Word und Excel zur Verfügung.
Vision-Clipboard-speicher
Der Netzteil wird als Datenstruktur im Vision-Clipboard gespeichert. Die Netzkomponenten können dann in
einen anderen Netzteil übernommen werden. Die Komponenten werden beim Einführen soviel wie möglich an
angewählte Komponenten angeschlossen. Das heißt, dass ein Zweig an zwei Knoten angeschlossen wird und
ein Element an einem Knoten.
Es gibt aber vier Speziellkopien:
· ein oder mehr Elemente am gleichem Knotenpunkt
· ein oder mehr parallele Zweige zwischen zwei Knotenpunkte
· ein Netzteil mit einem Zweig wovon ein Knotenpunkt nicht mitkopiert ist
· ein Schalter/Schutz
Beim Kopieren werden ebenfalls zwei Dateien in der zeitweiligen Directory gemacht. Graphische Daten des
Netzes werden in Windows-Metafile-Format in 'Vision.wmf' und im Enhanced-Windows-Metafile-Format in
'Vision.emf' gespeichert. Diese Abbildungen kann man in andere Windowsprogramme einführen.
SCHNEIDEN
Ein angewählter Netzteil kann ausgeschnitten werden mit Bearbeiten | Schneiden oder mit CTRL-X.
Schneiden ist das gleiche wie Kopieren, aber die Komponenten werden danach entfernt.
EINFÜHREN
Windows-Clipboard-speicher
Die graphische Kopie kann man in verschiedene Windowsprogramme, wie MS Office Produkte, einführen.
Nachdem der Netzteil eingeführt ist, kann die Abbildung noch bearbeitet werden.
68
Vision-Clipboard-speicher
Den kopierten Netzteil kann man in das gleiche Netz oder in ein anderes Netz einführen. Das Einführen geht
auf zwei unterschiedlichen Weisen:
Von der Netzoberfläche:
· Mit rechter Maustaste an die Stelle klicken, wo der Punkt links oben der Kopie eingeführt werden soll.
· im Menü Einfügen wählen.
Vom Menü:
· Mit linker Maustaste an die Stelle klicken, wo der Punkt links oben der Kopie eingeführt werden soll.
· Bearbeiten | Einfügen wählen.
Beim Einführen werden die Komponente immer als komplettes Objekt hinzugefügt.
Für die vier Speziellkopien wählen Sie die folgenden Komponente an:
· der Knotenpunkt, zu dem die Elemente geklebt werden sollen
· die zwei oder drei Knotenpunkte, zwischen denen die Zweige geklebt werden sollen
· der Knotenpunkt, zu dem der lose Zweig geklebt werden soll
· das Feld, zu dem der Schalter/Schutz geklebt werden soll (ein Feld ist eine Kombination des
Knotenpunktes und des Zweigs oder des Knotenpunktes und des Elements).
Einfügen speziell
Mehrere Elemente einfügen
Ein oder mehr kopierten Elemente, die an einen allgemeinen Knotenpunkt angeschlossen sind, können zu
anderen angewählten Knotenpunkten zugleich geklebt werden, mit: Start | Einfügen | Einfügen speziell.
Mehrere Schalter einfügen
Die letzte Speziellkopie bietet auch die Gelegenheit an, der kopierte Schalter/Schutz in mehr Felder zugleich
ein zu führen. Wählen Sie dann die Felder an und wählen Sie Start | Einfügen | Einfügen speziell.
3.5.3
Repräsentieren
Ein Objekt kann mehrfache graphische Darstellungen auf einigen Blättern haben. Knotenpunkte können auf
mehreren Blättern immer dargestellt werden. Elemente und Zweige können nur zusammen mit den
verbundenen Knotenpunkten dargestellt werden.
Eine neue Darstellung eines Objektes wird produziert, indem man erstens dieses Objekt auf einem
bestimmten Blatt anwählt und es dann graphisch auf einem anderen Blatt klebt, mit: Bearbeiten |
Repräsentieren | Angewählte Objekte auf Blatt ... . Nachher können die Darstellungseigenschaften
geändert werden. Jedes Objekt kann bis einmal pro Blatt dargestellt werden.
3.5.4
Magazin
Ein Fragment des Netzes kann gespeichert werden mit: Start | Magazin | Speichern. Die Wirkung ist
ähnlich zu der Kopie-Funktion, um die Objekte an jeder gewünschten Stelle einzufügen.
Gespeicherte Fragmente werden wieder aus dem Magazin abgerufen um zu jedem Ort im Netzwerk
hinzuzufügen, mit: Start | Magazin | Fassen. Diese Wirkung ist ähnlich zu der Paste-Funktion, um die
Objekte an jeder gewünschten Stelle einzufügen.
69
Die Wirkung des Magazins ist ähnlich wie Clipboard kopieren und einfügen, aber die Objekte in dem Magazin
sind permanent verfügbar. Den Speicherort des Magazins kann in den Optionen definiert werden.
Ein Beispiel für den Speicher-Anwendung ist die Schaffung einer Bibliothek für mehrere Konfigurationen für
Umspannwerke.
3.6
Objekte bearbeiten
Angewählte Objekte können mit den Menü-Befehle unter dem HauptMenü-Befehl Bearbeiten bearbeitet
werden. Ein Objekt kann auch bearbeitet werden, durch die Recht-Maus die auf ihm klickt. Nach einer
erfolgreichen Berechnung zeigt diese Tätigkeit die Ergebnisse für dieses Objekt.
Hinweise
Für alle Parameter in den Komponentformen wird ein Hinweis angezeigt, wenn der Mauszeiger sich auf einer
Parametername befindet. Der Hinweis zeigt eine kurze Beschreibung der Parameter. Der Hinweistext ist in der
Spreadsheet-Datei VisionHintsEN.xlsx enthalten, die sich im gleichen Directory befindet wo die Datei
Vision.exe installiert wurde. Eine Standard-Hinweis-Datei ist anwesend.
Die Hinweise können vom Anwender verändert werden. Die Blattnamen korrespondieren mit den Objekt-Typen.
Die Parameternamen sind in Spalte A, aber identifizieren die Parameter nicht; die Parameter werden durch die
Zeile identifiziert. Die Hinweise sind in der Spalte B.
Bearbeiten mehrere Objekte
Maus klicken auf einem nicht-angewählten Objekt, wählt automatisch andere angewählte Objekte ab.
Maus klicken auf einem angewählten Objekt, wählt aber andere angewählte Objekte nicht ab.
Siehe:
· Individuell bearbeiten 69
· Kollektiv bearbeiten 70
· Typen updaten 70
· Speziell bearbeiten 70
· Importieren 86
· Übernehmen 72
· Aufteilen 72
· Verschieben 73
· Zurücksetzen 75
· Zusammenfügen 74
· Rückgängig machen 74
· Wiederum 74
· Skalieren 75
3.6.1
Individuell bearbeiten
Mit dieser Funktion können spezifische (nicht alle) Eingabeparameter von angewählten Komponente in einer
Tabelle bearbeitet werden. Das Verfahren ist:
· Bearbeiten | Individuell
· Neue Daten in die Tabelle eingeben
Nachdem Bearbeiten Individuell sind nur die Bestandteile angewählt, von denen Parameter geändert worden
sind.
Kopieren und einführen
Copy und Paste wird durch das rechte Mäuseklicken ermöglicht.
Eine Strecke der Zellen kann mit den Cursortasten und zugleich drücken der Shift-Taste vorgewählt werden.
Der Wert von einer kopierten Zelle kann in eine Strecke der vorgewählten Zellen geklebt werden.
Wenn eine Strecke der Zellen kopiert werden soll, dan soll die Strecke der Zellen, in denen sie zu kopiert
werden, die gleiche Größe haben.
70
Sortieren
Eine Anzahl von Reihen kann nach die Werte von einer Spalte sortiert werden. Wählen Sie die Strecke der
Zellen in einer Spalte mit den Cursortasten vor. Dann rechte Mäuseklicken und wählen Sie Sortieren.
3.6.2
Kollektiv bearbeiten
Mit Bearbeiten | Kollektiv können spezifische Eingabedaten angewählter Komponenten gleichzeitig
bearbeitet werden. So kann man zum Beispiel den Kabeltyp aller angewählten Kabel ändern. Das Verfahren
ist:
· Bearbeiten | Kollektiv | { Knotenpunkt, Zweig, Element, Schalter, Text, Bild }.
· In den Fenstern angeben, welcher der beteiligten Parameter geändert werden soll.
· Neue Daten eingeben.
Normalerweise arbeitet diese Funktion nur an dem sichtbaren Blatt. Wenn das Checkbox "Auf alle Blätter"
eingeschaltet ist, arbeitet diese Funktion an allen vorgewählten Objekte im vollständigen Netz.
Kollektiv Bearbeiten von Unom für eine Gruppe von Knotenpunkten.
Es ist möglich, die Nennspannung einer Gruppe von Knotenpunkten gleichzeitig zu ändern. Wenn die
Knotenpunkte durch Kabel, Verbindung(en), oder Kurzkupplung(en) miteinander verbunden sind, müssen alle
verbundenen Knotenpunkte zusammen geändert werden. Wenn die Knotenpunkte mit Transformatoren
angeschlossen sind, können die Nennspannungen mit höchstens 20% ihres ursprünglichen Wertes geändert
werden.
3.6.3
Typen updaten
Die Objekte in einem Netz können Typendaten haben, die zu den Typen in der Datei Types.xls unterschiedlich
sind. Der Inhalt der Typendatei kann mit Extra | Typ-schauer angesehen werden.
Vorgewählte Gegenstände können mit der Typendatei synchronisiert werden mit: Bearbeiten | Typen
updaten.
Normalerweise arbeitet diese Funktion nur an dem sichtbaren Blatt. Wenn das Checkbox "Auf alle Blätter"
eingeschaltet ist, arbeitet diese Funktion an allen vorgewählten Objekte im vollständigen Netz.
3.6.4
Speziell bearbeiten Gleichzeitigkeit
Halbautomatische Gleichzeitigkeitsberechnung
Die Knotenpunkt-Gleichzeitigkeitsfaktoren können automatisch errechnet werden, um ein spezifizierter Strom
durch einen Zweig zu entsprechen. Mit dieser Funktion können die Gleichzeitigkeitsfaktoren errechnet werden,
damit der Lastfluss-Zweigstrom einen gemessenen Wert übereinstimmt. Dieses ist für die Berechnung der
simultanen Last in einer Verteilungsnetzzufuhr besonders nützlich.
Wählen Sie zuerst alle Knotenpunkte vor, für die die Gleichzeitigkeitsfaktoren errechnet werden müssen. Z.B.:
wählen Sie alle Knotenpunkte vor, die durch eine bestimmte Zufuhr eingespeist werden. Auch soll mindestens
einen Zweig (Verbindung, Kabel, Kurzkupplung oder Reaktanzspule) für das der errechnete Strom den
spezifizierten Wert entsprechen sollte, vorgewählt werden.
Wählen Sie: Bearbeiten | Speziell | Gleichzeitigkeit.
Mit der Form werden die vorgewählten Knotenpunkte in einer Tabelle sichtbar. In dieser Tabelle, werden die
Knotenpunkte ohne Last oder Transformatorlast nicht vorgewählt. Der Benutzer kann die Vorwahen in dieser
Tabelle ändern.
In dieser Form kann eine Wahl für einen einzelnen Zweig getroffen werden, für den der errechnete Strom den
Benutzer spezifizierten Strom entsprechen sollte. Für den vorgewählten Zweig wird der Lastflußstrom für die
71
tatsächliche Last errechnet und wird in der Form dargestellt. Im Eingabefeld kann der gewünschte
gegenwärtige Wert für diesen Zweig spezifiziert werden.
Der Benutzer kann wählen, ob die Gleichzeitigkeitsfaktoren für die vorgewählten Knotenpunkte in einer
relativen Weise oder in einer absoluten Weise festgestellt werden sollten. Relativ bedeutet, daß die
tatsächlichen Gleichzeitigkeitsfaktoren gleichmäßig geändert werden. Absolutes bedeutet, daß die
Gleichzeitigkeitsfaktoren zu einem und zum gleichen Wert aktualisiert werden.
Mit der Berechnung Knopf werden die Gleichzeitigkeitsfaktoren angepaßt, so daß der Strom durch den
vorgewählten Zweig den gewünschten Wert entspricht. Wenn der gewünschte Wert durchführbar ist, wird der
Wert schwarz gefärbt. Wenn nicht, unterscheidet sich der errechnete Wert vom gewünschten Wert und wird er
rot gefärbt.
Wenn der Form mit OK verlassen wird, werden die Gleichzeitigkeitsfaktoren der vorgewählten Knotenpunkte
gespeichert.
3.6.5
Speziell bearbeiten Last
Alle Lasten, die angewählt sind oder die ein Teil einer gespeicherten Anwahl sind, können durch einen Faktor
skaliert werden. Dieser Faktor kann an der Wirk- und Blindleistung angewendet werden (P und Q) oder nur zu
Wirkleistung (P).
Wählen Sie: Bearbeiten | Speziell | Last.
3.6.6
Speziell bearbeiten Teilnetzrand
Automatische Erkennung der Teilnetzränder
Funktion, zur Ermittlung der Teilnetzränder des Verteilungsnetzes (Teilnetze die von unterschiedlichen Quellen
oder von unterschiedlichen Transformatoren eingespeist werden).
Teilnetzränder sind Zweige mit einem geöffneten Schalter, in dem die Knotenpunkte an der anderen Seite
entweder von einer anderen Netzquelle oder von einem anderen Transformator eingespeist werden.
Die Teilnetzränder werden mit gefüllten Checkboxes dargestellt. Verlassen der Formular mit OK ändert das
Zweig Teilnetzrand-Attribut.
Wählen Sie: Bearbeiten | Speziell | Teilnetzrand.
3.6.7
Speziell bearbeiten Revision
Alle Objekte haben eine Revision-attribut. Dieses wird automatisch auf das tatsächliche Systemdatum
eingestellt, als das Objekt addiert wird, oder als sein Name oder Identifikation geändert wird. Es wird auch
eingestellt, wenn eine Kabeltyp oder -länge geändert wird. Die Revisionsdatum wird mit den Netzdaten
gespeichert.
Die Revisionsdatum wird in jeder Objekt „Besonderkeit“ Form gezeigt, aber nur wenn das Datum eingestellt
wird.
Das Revisionsdatum kann vom Benutzer definiert werden mit Bearbeiten | Speziell | Revision.
72
Objekte können nach Revision angewählt werden mit Anwählen | Speziell | Revision.
3.6.8
Speziell bearbeiten, Ganglinie
Die Leistungen aller Elemente werden mit einem Faktor multipliziert, der mit der Ganglinie 195 an einem
bestimmten Zeit entspricht. Nach dieser Operation werden die Leistungen einen veränderten Wert haben.
Vorsicht beim Speichern dem Netzwerk nach dieser Operation, da die geänderte Leistungswerte gespeichert
werden.
Diese Operation bringt das Netzwerk in einem spezifischen Zustand für zeitunabhängige Berechnungen (mit
Ausnahme der Lastflussberechnung), die Ganglinien normalerweise nicht berücksichtigen.
3.6.9
Übernehmen
Die Übernahmefunktion bietet die Möglichkeit, den Anschlusspunkt eines Zweiges oder Elements von einem
Knotenpunkt zu einen anderen zu übernehmen. Mit dieser Funktion braucht der Zweig oder das Element nicht
zuerst entfernt und dann am neuen Knotenpunkt angeschlossen zu werden.
Das Verfahren für Zweige ist wie folgt:
· Zweig für die Übernahme anwählen
· Knotenpunkt anwählen, an dem der Zweig angeschlossen ist
· Knotenpunkt anwählen, an dem der Zweig angeschlossen werden soll
· Bearbeiten | Übernehmen wählen.
Das Verfahren für Elemente ist wie folgt:
· Element für die übernahme anwählen
· Knotenpunkt anwählen, an dem das Element angeschlossen ist
· Knotenpunkt anwählen, an dem das Element angeschlossen werden soll
· Bearbeiten | Übernehmen wählen.
3.6.10
Aufteilen
Die Funktion Aufteilen erlaubt es, ein Knotenpunkt oder eine Verbindung in Zweien auf zu teilen.
Knotenpunkt aufteilen
Ein horizontal oder vertikal orientierter Knotenpunkt wird wie folgt aufgeteilt:
· Knotenpunkt anwählen
· Bearbeiten | Aufteilen wählen
· Aufspaltenstandort graphisch wählen
Die Verteilung der verbundenen Zweige und Elemente wird graphisch festgestellt.
Kabel aufteilen
Ein Kabel oder eine Verbindung kann in zweien geteilt werden oder auf einer Seite vom Knotenpunkt gelöst
werden. Diese Funktion fügt automatisch einen neuen Knotenpunkt in einem vom Benutzer anzugebenden
Abstand hinzu. Alle Kabelparameter werden für die neue Situation nachgerechnet.
Das Verfahren ist wie folgt:
· Zweig anwählen, der aufgeteilt werden soll
· Bearbeiten | Aufteilen wählen
· Angabe des Abstands vom ersten Knotenpunkt in Prozent
Mit dem Knopf Snap kann das Aufteilungsort genau auf einem Kabelteilübergang gesetzt worden. Ein
Kabelteilübergang ist sichtbar als einen kleinen Punkt.
73
Ein Abstand von 0% oder 100% löst den Zweig vom "von"- bzw. "nach"-Knotenpunkt. Das lose Ende wird an
einem neuen, automatisch erzeugten, Knotenpunkt angeschlossen.
Aufteilen eines Kabels und eines Knotenpunk ts
Aufteilen einer Transformatorlast
Ein Transformatorlast kann in einem Transformator, einem sekundären Knoten und einer Last aufgeteilt
werden. Alle Eigenschaften sind erhalten geblieben. Wählen Sie den Transformator und wählen Sie: Start |
Bearbeiten | Aufteilen.
3.6.11
Verschieben
Das Konzept für verschieben der Objekte stimmt mit dem Windowsstandard überein. Dies heißt, daß das
Verschieben von einem Objekt auch andere angewählte Objekte verschiebt. Zweige (z.B. Kabel) und Elemente
(z.B. Lasten) werden verschoben, nur wenn die entsprechenden Knotenpunkte angewählt werden.
Knotenpunkt zwischen zwei Kabelverbindungen verschieben
Es ist möglich, einen Knotenpunkt zwischen zwei Kabelverbindungen zu verschieben und den Abstand in
Richtung der beiden benachbarten Knotenpunkte demnach zu ändern. Die Kabellänge und die Anzahl
Kabelteile werden automatisch justiert. Hierfür muss man nur den Knotenpunkt anwählen und
Bearbeiten | Verschieben wählen.
74
3.6.12
Zusammenfügen
Zwei angewählten Knotenpunkte, nicht mit einem Zweig verbunden, können in einen Knotenpunkt
zusammengefügt werden mit Bearbeiten | Zusammenfügen.
3.6.13
Rückgängig machen
Bearbeitungen am Netz können mit Bearbeiten | Rückgängigmachen aufgehoben werden. Beim
Rückgängigmachen einer Bearbeitung werden die letzten Bearbeitungen zuerst rückgängig gemacht, also in
umgekehrter Folge des Anbringens der Veränderungen.
Auch vom Toolbar können Bearbeitungen rückgängig gemacht werden. In der Nähe des RückgängigmachenKnopfes (Symbol: ein rechts gebogener Pfeil) ist ein kleiner Knopf für ein Drop-Down-Menü. Ein Submenü
zeigt die letzten Bearbeitungen. Die allerletzte Bearbeitung steht obenan. Beim Rückgängigmachen einer
Bearbeitung werden die letzten Bearbeitungen zuerst rückgängig gemacht, also in umgekehrte Folge des
Anbringens der Veränderungen.
Rückgängig machen is auch möglich mit: Ctrl-Z.
3.6.14
Wiederum
Bearbeitungen am Netz, die rückgängig gemacht sind, können mit Bearbeiten | Wiederum Wiederum
gemacht werden.
Auch vom Toolbar können Bearbeitungen rückgängig gemacht werden. In der Nähe des RückgängigmachenKnopfes (Symbol: ein links gebogener Pfeil) ist ein kleiner Knopf für ein Drop-Down-Menü. Ein Submenü zeigt
die letzten Rückgängig gemachte Bearbeitungen.
Wiederum machen is auch möglich mit: Ctrl-Y.
3.7
Objekte und Netzteilen versetzen
3.7.1
Versetzen
Individuelle Komponenten und Texte
Individuelle Komponenten und Texte können mit der linken Maustaste versetzt werden.
Zielendes Kreuz
Wenn man einen Nullpunkt schleppt, ist ein zielendes Kreuz wahlweise freigestellt, siehe Optionen
Dieses Kreuz kann für die horizontale und vertikale Ausrichtung nützlich sein.
106
.
Netzteile
Das Verschieben von einem Objekt verschiebt auch andere angewählte Objekte. Zweige (z.B. Kabel) und
Elemente (z.B. Lasten) werden verschoben, nur wenn die entsprechenden Knotenpunkte angewählt werden.
Netzteile mit mehreren Komponenten können folgendermaßen versetzt werden:
· Den zu versetzenden Netzteil anwählen.
· Mauscursor auf einem Objekt platzen und mit eingedrückter linken Maustaste versetzen.
Knotenpunkte
Knotenpunkte können verlängert oder verkürzt werden durch Versetzung de Knotenpunktendes mit der linken
Maustaste.
Zweige
Bearbeiten | Knicken kann verwendet werden, um Knicke in Zweigen anzubringen. Siehe auch: Knicken
75
Die Zweige können von einem Knotenpunkt auf andere übertragen werden mit Bearbeiten | Übernehmen.
Siehe auch: Übernehmen 72 .
.
75
Zweige können mit Bearbeiten | Aufteilen in zwei Teile zerlegt werden. Ein neuer Knotenpunkt wird
automatisch hinzugefügt. Siehe auch: Aufteilen 72 .
Elemente
Elemente können von einem Knotenpunkt auf andere übertragen werden mit Bearbeiten | Übernehmen.
Siehe auch: Übernehmen 72 .
3.7.2
Knicken
Beim Anbringen von Zweigen muss manchmal nur ein Teil des Zweiges versetzt werden. Hierzu wird der Zweig
wie folgt geknickt:
· Auswahl (und nur Auswahl) des zu knickenden Zweiges.
· Eingabe von Bearbeiten|Knicken.
· Versetzen des zu verschiebenden Teils des Zweiges.
Knickstellen können dadurch wieder beseitigt werden, dass die gegeneinander versetzten Teile des Zweiges
mit der Maus auf eine Linie gebracht werden. Knickstellen entstehen automatisch bei Zweigen, die mit einem
versetzten Knotenpunkt verbunden sind.
3.7.3
Ausrichten
Knotenpunkte können horizontal oder vertikal ausgerichtet mit Bearbeiten | Ausrichten. Die Knotenpunkte
werden auf einer Linie ersetzt.
Es kann notwendig sein, die Zweige und die Elemente nachher zu ersetzen mit: Bearbeiten |
Wiedereinsetzen | Objekt komplett.
3.7.4
Wiedereinsetzen
Mit der Funktion Bearbeiten | Wiedereinsetzen | Objekten komplett werden alle angewählte Zweige und
Elemente an die ursprüngliche Stelle zurückgesetzt.
Mit der Funktion Bearbeiten | Wiedereinsetzen | Objekttext werden nur die Eingabetexte und
Ergebnistexte aller angewählten Zweige und Elemente an die ursprüngliche Stelle zurückgesetzt.
3.7.5
Skalieren
Ein selektierter Netzteil kann um einen spezifischen Punkt vergrößert oder verkleinert werden. Auch kann der
Netzteil gespiegelt werden. In diesem Fall ist ein negativer Faktor einzugeben.
Skale ändern auf der Netzoberfläche geht folgendermaßen:
· Den gewünschte Netzteil anwählen.
· Mit rechter Maustaste auf den Punkt klicken, gegenüber welchem die Koordinaten geändert werden
sollen.
· Skalieren anwählen.
· Skalierungsfaktor für X- und Y-Richtung eingeben.
Skale ändern im Menü geht folgendermaßen:
· Mit linker Maustaste auf den Punkt klicken, gegenüber welchem die Koordinaten geändert werden sollen.
· Den gewünschten Netzteil mit Menüfunktionen anwählen (nicht auf der Netzoberfläche).
· Bearbeiten | Skalieren anwählen.
· Skalierungsfaktor für X- und Y-Richtung eingeben.
76
3.8
Objekte entfernen
3.8.1
Entfernen
Mit Bearbeiten | Entfernen können Komponenten aus dem Netz entfernt werden. Angewählte Komponenten
werden folgendermaßen entfernt:
· mit dem Del-Taste oder
· mit der Menüfunktion Bearbeiten | Entfernen | Angewählt oder
· mit dem Schnelltaste 'Schneiden'.
Eine Warnung wirdt gegeben wenn angewählte aber unsichtbare Komponente irgendwelcher gelöscht werden
sollen.
Der Status 'entfernt' ist eine Eigenschaft der Objektdarstellung. Das Objekt wird entfernt, nachdem alle
Darstellungen entfernt sind.
Eine Auswahl kann mit Bearbeiten | Entfernen | Auswahl entfernt werden. Die Komponenten der Auswahl
werden dabei aber nicht entfernt.
Ein Lastverhalten, das nicht benutzt wird, wird entfernt mit Bearbeiten | Entfernen | Lastverhalten.
3.8.2
Knotenpunkt herausnehmen
Ein Knotenpunkt kann herausgenommen werden, wobei als Folge die zwei verbundenen Kabel zusammen
verbunden werden. Der Knotenpunkt soll keinen Anschluß zu anderen Zweige, Elementen, Schalter und
Schutzvorrichtungen haben.
Wählen Sie nur den Knotenpunkt vor das herausgenommen werden soll und wählen Sie
Bearbeiten | Knotenpunkt herausnehmen.
3.9
Variante
Eine Variante beschreibt Änderungen, die an einem Netzwerk-Modelldie auf bestimmten festgelegten
Terminen (in Zukunft) auftreten. Mit Varianten können alle Phasen der Inbetriebnahme und Stilllegung von
Netzwerk-Komponenten ausgewertet werden. Eine Variante ist eine Liste von Ereignissen, auf denen die
Objekte in oder außer betrieb genommen werden.
Ausgangspunkt ist immer die aktuelle Situation des Netzes, wobei keine Variante-Ereignis eingetreten ist: die
Ausgangssituation. Objekte können außer Betrieb genommen werden zu festgelegten Terminen auf die
Variante-Liste. Andere Objekte können in Betrieb genommen werden, wenn sie gekennzeichnet sind als eine
Variante-Objekt (also nicht in der Ausgangssituation). Objekte, die nicht in Betrieb sind, existieren virtuell
nicht und sind daher in der Standard-Ansicht nicht sichtbar.
In einem Netzwerk-Modell können mehr als eine Variante definiert werden. Für die Berechnungen kann eine
Variante aktiviert werden, indem Sie die Variante und die gewünschte Datum in der Ribbon Start,
Ribbongruppe Variation anwählen. Alle Berechnungen werden über das Netzwerk in dieser Variante
durchgeführt.
Variationen
Ein Objekt, das nur in einer Variante ab einem bestimmten Datum existiert, und nicht in der
Ausgangssituation, heißt eine Variante-Objekt. Dies ist auf dem Variationen-Form vom Objekt durch
Ankreuzen der Variante-Objekt Checkbox angegeben. Nachfolgend verschwindet der Variante-Objekt aus der
Grundsituation und wird mit dem Standard-Ansicht nur sichtbar, wenn die entsprechende Variante und Datum
ausgewählt wurden.
77
Das Variationen-Form vom Objekt listet auch alle Varianten, bei denen das Objekt in oder außer Betrieb
genommen werden.
Variante einfügen
Eine Variante wird von der Ribbon Einfügen, Ribbongruppe Variationen, item Variant eingefügt. Dies
eröffnet die Variante-Form, wo der Name und die Beschreibung eingegeben werden können. In dieser Form
können die Objekte der Variante-Liste hinzugefügt werden. Außerdem können die Termine für die Ereignissen,
um die Objekte in oder außer Betrieb zu nehmen, hier angegeben werden. Wenn der Checkbox in der Spalte
Anwesend angekreuzt ist, wird das Objekt an dem entsprechenden angegebenen Datum vorhanden sein. Ist
den Checkbox nicht markiert, dann wird das Objekt am angegebenen Datum außer Betrieb genommen.
Es gibt vier Möglichkeiten, um Objekte der Variante-Liste hinzufügen:
· Nicht-in-Variante Variante-Objekte: alle Variante-Objekte die noch nicht in einer Variante-Liste
aufgenommen sind
· Alle Variante-Objekte
· Angewählte Variante-Objekte
· Angewählte Basis-Objekte: alle angewählte Objekte in der Ausgangssituation, also keine Variante-Objekte.
Ein Objekt in einer Variante-Liste ist nicht automatisch ein Variant-Objekt. Dies ist sichtbar in der VarianteForm in die Variantobject Spalte mit den Werten 'ja' und 'nein'.
Variante bearbeiten
Eine Variante wird von der Ribbon Einfügen, Ribbongruppe Variationen, item Variant bearbeitet. Objekte
können in der gleichen Weise wie beim Einfügen eines Variante bearbeitet werden. Die Termine in der
Variante-Liste können bearbeitet werden und die Aktionen (anwesend/nicht anwesend) können verändert
werden. Es gibt zwei Möglichkeiten, um Objekte aus der Variante-Liste zu entfernen:
· Angewählte Reihen: nur Objekte, bei denen das Datum-Feld ausgewählt wurde
· Alle Reihen
78
Variante entfernen
Eine Variante wird von der Ribbon Start, Ribbongruppe Bearbeiten, item Entfernen, Variante entfernt.
Sichtbarkeit allen Variante-Objekte
In der Standard-Ansicht ist ein Objekt nicht sichtbar wenn:
· es ist ein Variante-Objekt und es ist nicht zu einer Variante zugeordnet
· es ist ein Objekt, dass nach der gewählten Variante und Datum nicht in Betrieb ist.
Diese Objekte können sichtbar gemacht in den Edit-Modus mit: Ribbon Bild, Ribbongruppe Wiedergabe in
Editmodus, tab Sichtbarkeit, item Alle Varianten-Objekte.
Alle Varianten-Objekte können in einem Farbcode dargestellt werden. Diese werden aktiviert mit: Ribbon Bild,
Ribbongruppe Wiedergabe in Editmodus, item Farbe, Variante. Dies kann auch für das Ergebnis-Modus
aktiviert werden. Das Farbschema ist:
· Grün: alle Objekte, die nach einem Variante von einem bestimmten Zeitpunkt in betrieb genommen werden
· Rot: alle Objekte, die nach einem Variante ab einem bestimmten Datum außer Betrieb genommen werden
· Gelb: alle Variante-Objekte, die nicht auf eine Variante zugeordnet sind.
Variante aktivieren
Eine Variante wird mit: Ribbon Start, Ribbongruppe Variation, item Variant aktiviert. Eine Variante kann
deaktiviert werden durch die Wahl: Kein.
Die Aktionen können durch Angabe von Datum aktiviert werden. Alle Veranstaltungen bis zu diesem Datum
werden wirksam sein. In der Standard-Ansicht sind alle Objekte je nach die Variante-Liste sichtbar. Bevor
bedeutet, dass die Variante aktiv ist, aber die Zeit ist vor dem erste Ereignis in der Variante-Liste gesetzt.
BEISPIEL
Im Beispiel wird Knotenpunkt 'Station 3' eingespeist von den Knoten 'Station 1' und 'Station 4'.
Die Kabel von 'Station 1' ist eine alte 3x240 Al.
Die Kabel von 'Station 4' ist eine alte 3x95 Cu.
Es gibt zwei Möglichkeiten um das Netz zu modifizieren:
· Variante 1: ersetzen von Kabel 'Stat4-Stat3'durch einen neuen 3x240 Cu XLPE Kabel
· Variante 2: ersetzen von Kabel 'Stat1-Stat3'durch einen neuen 3x240 Cu XLPE Kabel
Ausgangspunkt ist das Netz:
79
Als nächstes werden die beide mögliche Änderungen hinzugefügt. In diesem Moment sind die neue Kabel
noch keine Variante-Objekte. Das Netzwerk-Modell zeigt die Ausgangssituation, sowie die neuen Kabel:
80
Als nächstes wird die erste Variante definiert. In dieser Variante wird die bestehenden 3x95 Cu Kabel durch
eine neue 3x240 Cu Kabel ersetzt. Um dies zu tun, wählen Sie sowohl die bestehenden und die neuen Kabel.
Als nächstes fügen Sie eine neue Variante ein, mit: Ribbon Einfügen, Ribbongruppe Variationen, item
Variant. Füllen Sie die Variante Name und seine Beschreibung. Als nächstes fügen Sie die ausgewählten
Basisobjekte. Das neue Kabel erhält das Häkchen in der Spalte Anwesend; die vorhandenen Kabel nicht.
Schließlich werden die Ereignisdaten angegeben.
Von diesem Moment an sind beide Kabel an die Variante-Liste zugewiesen worden, aber keine der beiden
Kabel sind Variante-Objekt, was bedeutet, dass sie sowohl in der Ausgangssituation existieren. Nächst wird
für dem neuen Kabel angegeben, dass es eine Variante-Objekt ist, und es verschwindet von der
Ausgangssituation und wird unsichtbar.
Das neue Kabel wird sichtbar in der neuen Situation, nachdem der Variante aktiviert wurde und der Termin für
das entsprechende Ereignis ausgewählt wurde. Wählen Sie: Ribbon Start, Ribbongruppe Variationen, item
Variante.
81
Durch Aktivierung der Variante wird das bestehende Kabel außer Betrieb genommen und wird das neue Kabel
in Betrieb genommen.
Auf die gleiche Weise kann die zweite Variante definiert werden.
Alle Varianten-Objekte und Objekte, die in einer Variante-Liste aufgenommen sind, können in der Edit-Modus
dargestellt werden mit: Ribbon Bild, Ribbongruppe Wiedergabe in Edit-Modus, tab Sichtbarkeit, Item Alle
Variante-Objekte. Das Netzwerk wird dann (grün bedeutet ab einem bestimmten Datum Anwesend; rot
bedeutet von einem bestimmten Datum Abwesend):
3.10
Szenario
Ein Szenario beschreibt die Einstellungen und Änderungen an den Objektparametern in dem gesamten
Netzwerk. Die Änderungen können unabhängig von Zeit, sondern auch in einer chronologischen Tabelle
definiert werden. Die manipulierbaren Parameter sind: Schaltzustand, Transformator Stufe, Wirkleistung,
Blindleistung und Scheinleistung. Mehrere Szenarien können für ein Netzwerk definiert werden. Ein Szenario
kann über die Menüfunktion Start, Ribbongruppe Variationen, Item Szenario aktiviert werden. Mit dem
82
gewählten Szenario und Datum werden alle Berechnungen für diesen Zustand vorgenommen.
Szenario Einfügen
Ein neues Szenario wird eingefügt über das Ribbon: Einfügen, Ribbongruppe Variationen, item Szenario.
Es öffnet sich das Szenario-Formular in denen Namen und eine Beschreibung hinzugefügt werden können.
Anschließend werden die Objekte und die Parameter-Manipulationen dem Szenario hinzugefügt. In der Liste
können Termine für die Parameter-Manipulation definiert werden. Ist kein Datum angegeben, dann wird der
Parameter Manipulation jedes Mal, wenn das Szenario aktiviert wird, ausgeführt, unabhängig von der
gewählten Datum.
Es gibt zwei Möglichkeiten für Aufnahme von Objekten in der Liste:
· Angewählte Objekte (einmalig): ausgewählten Objekte werden in die Liste aufgenommen, nur dann, wenn
sie nicht bereits in der Liste aufgenommen sind
· Angewählte Objekte (doppelt): ausgewählte Objekte werden immer in die Liste aufgenommen.
Die Möglichkeit, Objekte mehr als einmal hinzufügen, um die Liste hat zwei Zwecke:
· Änderungen für mehr als ein Parameter von Objekten
· Parameter auf mehreren (inkrementell) zeitabhängige Augenblicke ändern.
Hinzufügen von Parametern und ihre Eigenschaften
Der nächste Parameter können geändert werden:
• Gleichzeitigkeit (Knoten)
• Schaltzustand (Zweige, Elemente)
• Stufenschalter Zustand (Transformator, Transformatorlast)
• Wirkleistung (Elemente)
• Blindleistung (Elemente)
• Scheinleistung (Elemente)
• Anzahl der Motoren in Dienst (Motor-Gruppe)
• Windgeschwindigkeit (Windturbine)
• Faktor Nennwindgeschwindigkeit (Windturbine)
• Faktor der Windgeschwindigkeit (Windturbine)
• Faktor Belastungsgrad (Motor-Gruppe)
• Faktor Nennleistung (Maschinen, Transformatorlast, Akku)
83
• Faktor Nennwirkleistung (Maschinen)
• Faktor Scheinleistung (Last, Transformatorlast, Akku)
• Faktor der Blindleistung (Kondensator, Spule)
Ein Datum aus dem Szenario-Liste entfernen
Durch das entfernen eines Datums, wird der Parameter Manipulation ausgeführt, jederzeit wenn das Szenario
aktiviert wurde. Ein Datum kann durch Auswahl des Datumsfeld im Szenario-Liste und rechte Maustaste in
dem Datumsfeld gelöscht werden. Auch eine Reihe von Terminen kann auf diese Weise ausgewählt und
gelöscht werden.
Bearbeiten eines Szenarios
Ein bestehendes Szenario kann bearbeitet werden über das Ribbon Start, Ribbongruppe Bearbeiten, Item
Szenario. Das Szenario kann aus einer Liste ausgewählt werden.
Objekte können auf die gleiche Weise wie beim Einfügen von Szenarien hinzugefügt werden. Auch die
Parameter, Daten und Manipulationen können geändert werden. Es gibt zwei Möglichkeiten für das Löschen
von Objekten aus dem Szenario-Liste:
· Ausgewählte Zeilen: nur Objekte, deren Datum-Felder ausgewählt sind, werden gelöscht
· Alle Zeilen.
Entfernen eines Szenarios
Ein Szenario kann mit Ribbon Start, Ribbongruppe Bearbeiten, Item Entfernen, Szenario gelöscht werden.
Von der Komponente-Formulare ist es möglich zu sehen in welchem ?
Szenario das Objekt verwendet ist.
84
Die Aktivierung eines Szenarios
Das Netzwerk kann an ein Szenario zu einem bestimmten Zeitpunkt eingestellt werden mit: Ribbon Start,
Ribbongruppe Variation.
Parameter Manipulationen ohne festgelegten Datum, sind wirksam jederzeit wenn das Szenario aktiviert
wurde, und sind nicht abhängig vom gewählten Datum.
Ein Szenario kann durch die Wahl deaktiviert werden mit: Kein.
Zustand
In früheren Versionen war der Zustand eine Reihe von Eigenschaften der ausgewählten Objekte, die im
Netzwerk gespeichert wurden. Die gespeicherten Eigenschaften sind: Gleichzeitigkeit, Schalterzustand,
Hahnwechslerposition und Last. Die gespeicherten Zustände werden ohne Datum zu einem Szenario
umgewandelt.
3.11
Abdrucken und Berichten
3.11.1
Abdrucken
Mit Application-Menu | Abdrucken wird der angewählte Teil des Netzes graphisch abgedruckt.
Mit Application-Menu | Druckansicht kann man sich das Bild zuerst auf dem Bildschirm ansehen.
Wenn keine Objekte angewählt sind, kann eine spezifischen Zahl von Blätter zugleich abgedruckt werden.
Schirm abdrucken
Diese Druckfunktion druckt das sichtbare Teil des Netzes: Application-Menu | Schirm abdrucken. Teils
sichtbare Objekte werden dementsprechend gedruckt.
Druckeroptionen kann man angeben im Optionen, mit Abdrucken.
3.11.2
Berichten
Ein- und Ausgabedaten können einem Textbearbeitungsprogramm oder einem Drucker angeboten oder
anderweitig exportiert werden. Mit Application-Menu | Bericht werden die Daten der ausgewählten
Komponenten als Bericht auf dem Bildschirm gezeigt. Dieser Bericht kann danach gespeichert oder
abgedruckt werden.
Berichte können mit Extra | Daten | Berichte definiert 95 werden.
Druckoptionen (Ränder, Zeilenabstand und Buchstabengröße) können im Optionen, mit Berichte definiert
werden.
Berichte werden in der Konfigurationsdatei VisionReports.INI gespeichert.
Der Benutzer wählt einen vordefinierten Bericht aus. Dann zeigt das Berichtoptionsformular folgendes:
85
Ziel
Sortierung
Inhalt
normaler Text oder Export zu Microsoft Excel
auf Name, ID, Trasse oder Resultat
Berichte über alle Komponenten oder über nur die
ausgewählten Komponenten
Berichte über alle Blätter oder nur über das aktive Blatt
Blatt
Mit der Taste F3 wird der letzte Bericht wiederholt, handlich nach einer Neuberechnung.
Bericht zu Microsoft Excel und OLE Fehlermeldung
Wenn man in Excel-Zellen berichtet, treffen die gleichen Richtlinien wie am Schreiben eines Textes in einer
Excel-Zelle zu. Infolgedessen wenn man über ein Feld berichtet, von dem der erste Buchstabe "=" ist, wird der
Wert durch Excel als Formel gedeutet. Excel erzeugt eine Fehlermeldung, wenn die Formel nicht korrekt ist.
Z.B. wenn man über einen Nullpunktnamen mit "=" als erste Buchstabe berichtet, wird die Fehlermeldung
"OLE Störung" erzeugt, worauf der Bericht stoppt.
3.12
Extra
Das Extramenü bewirtet einige allgemeine Funktionen und Wahlmenüs.
Vergleichen:
· Vergleichen Netz 85
· Übernehmen aus Netz
· Hinzufügen einer Netz
· Schutzen 86
Daten:
· Importieren
· Exportieren
86
86
86
93
Geographie:
· Grid Navigator (keine Standardfunktion)
· Google Earth 93
· Karte 93
· Excel geographische export 94
Definitionen:
· Typ-schauer 94
· Ansichtgruppen 55
· Berichte 95
· Optionendatei 96
Tools:
· Transformatorphasen-Sequenz
· Kabelbelastbarkeit 97
· Lichtbogen 98
· Freileitungen 100
Makro:
· Makro-Editor
3.12.1
97
103
Vergleichen Netz
Zwei Netze können für das Vorhandensein der Gegenstände (Nullpunkte, Zweige, usw..) verglichen werden und
für die Unterschiede bezüglich der Attribute. Das aktive Netz wird mit einem anderen geöffneten Netz
verglichen (das passive Netz). Die Funktion informiert sich über Vorhandensein der Objekte, der Unterschiede
bezüglich der Attribute und des Fehlens Objekten. Ein Beispiel wird unten gezeigt.
86
Objekte in <aktive Netz>.vnf, aber nicht in <passive Netz>.vnf
-------------------------------------------------------------Last Station 1.MeineLast
Attributunterschieden
--------------------Transformatorlast Station 4.MeineTrafolast: P;
Objekte in <passive Netz>.vnf, aber nicht in <aktive Netz>.vnf
-------------------------------------------------------------Querkondensator Station 1.MeineKondensator
3.12.2
Übernehmen aus Netz
Elemente, Zweige, Schalter, Schutze, Lastverhalten und Ganglinien können aus einer vorhergehenden Version
eines Netzes in das tatsächliche Netz mit Extra | Übernehmen aus Netz importiert werden. Diese Funktion
ist nützlich im Fall, daß eine Netzdatei vom GIS generiert worden ist, wo einige Objekte oder Daten nicht in
dem GIS vorhanden sind. Beide Netze, vorhergehend und neu, sollen geöffnet sein.
3.12.3
Hinzufügen einer Netz
Hinzufügen einer Netz
Ein Netz kann hinzugefügt werden mit: Extra | Vergleichen | Hinzufügen einer Netz.
Das Netz soll bereits geöffnet sein als separates Netz.
Das Netz wird hinzugefügt in separate Blätter 50 .
Eventuelle identische Objekte werden nicht hinzugefügt.
3.12.4
Schutzen
Die Eigenschaften der vorgewählten Stromschutzvorrichtungen können in einem Diagramm
präsentiert werden.
3.12.5
246
zusammen
Importieren
Die Importfunktion aktualisiert Objektdaten mit Excel-Dateien. Die Funktion wird hervorgerufen mit
Application-Menu | Importieren.
Die Importfunktion kann nützlich sein, wenn man verschiedene Last Profile, Drehbücher und Situationen
analysiert.
Das Importformat ist dasselbe wie das Berichtenformat mit Application-Menu | Berichte. Die Importfunktion
liest eine Excel-Datei, in der die Blattnamen vorbestimmt werden. Die Daten werden auf diesen Blättern
gruppiert:
· nodes: Knotenpunkte
· cables: Kabel
· connections: Verbindungen
· loads: Lasten
· transformer loads: Transformatorlasten
Jedes Blatt enthält eine Headersatz und Datensätze. Der erste Satz ist immer die Headersatz und definiert die
Attribute.
Die Datensätze beginnen an der zweiten Satz. Leere Sätze werden erlaubt, aber die Importfunktion stoppt
nach fünf leeren Sätze.
Suche-Items sind definiert worden um Objekte zu identifizieren. Diese Items beginnen mit einem $-Zeichen.
87
Verändere-Items sind definiert worden um Parameter zu ändern.
Knotenpunkte
Header
Suche-Items
$Name
$Short Name
$ID
Verändere-Items
Name
ID
GX
GY
Specifics
Param eter
Beschreibung
Name
Kurze Name
ID
Name
Kurze Name
Identifikation
Name
ID
X
Y
Besonderheiten
Specifics+
Revision
Besonderheiten
Revision
Name
Identifikation
Geographischen X-Koordinate
Geographischen Y-Koordinate
Kennzeichen und Wert vom Besonderheit im Format:
<Kennzeichen>=<Wert>
Hinzufügen einer Besonderheit
Revisionsdatum
Eine Besonderheit kann entfernt worden mit: <Kennzeichen>=
Kabel
Header
Suche-items
$Name
$ID
$Node1.Name
$Node1.ID
$Node2.Name
$Node2.ID
$NodeX.Name
$NodeX.ID
$NodeY.Name
$NodeY.ID
Verändere-items
Name
ID
Type
Length
Mof.GX
Mof.GY
Mof.Omschrijving
GX
GY
Specific
Param eter
Beschreibung
Name
ID
Node1.Name
Node1.ID
Node2.Name
Node2.ID
NodeX.Name
NodeX.ID
NodeY.Name
NodeY.ID
Name des Kabels
ID vom Kabel
Name 'von' Knotenpunkt
ID 'von' Knotenpunkt
Name 'zu' Knotenpunkt
ID 'zu' Knotenpunkt
Name eines Knotenpunkts
ID eines Knotenpunkts
Name anderes Knotenpunkts
ID anderes Knotenpunkts
Name
ID
Type
Length
Joint X
Joint Y
Description
GX
GY
Specifics
Specific+
Revision
Specifics
Revision
Name vom Kabel
ID vom Kabel
Type vom Kabelteil
Länge vom Kabelteil (m)
Geographische X-Koordinate einer Muffe
Geographische Y-Koordinate einer Muffe
Beschreibung einer Muffe
Geographische X-Koordinate eines Zw ischenpunkts
Geographische Y-Koordinate eines Zw ischenpunkts
Kennzeichen und Wert vom Besonderheit im Format:
<Kennzeichen>=<Wert>
Hinzufügen einer Besonderheit
Revisionsdatum
Einen Besonderheit kann entfernt worden mit: <Kennzeichen>=
Verbindung
Header
Suche-items
$Name
$Node1.Name
$Node1.ID
$Node2.Name
Param eter
Beschreibung
Name
Node1.Name
Node1.ID
Node2.Name
Name der Verbindung
Name 'von' Knotenpunkt
ID 'von' Knotenpunkt
Name 'zu' Knotenpunkt
88
$Node2.ID
$NodeX.Name
$NodeX.ID
$NodeY.Name
$NodeY.ID
Verändere-items
Name
GX
GY
Specific
Node2.ID
NodeX.Name
NodeX.ID
NodeY.Name
NodeY.ID
ID 'zu' Knotenpunkt
Name eines Knotenpunkts
ID eines Knotenpunkts
Name anderes Knotenpunkts
ID anderes Knotenpunkts
Name
GX
GY
Specifics
Name der Verbindung
Geographische X-Koordinate eines Zw ischenpunkts
Geographische Y-Koordinate eines Zw ischenpunkts
Kennzeichen und Wert vom Besonderheit im Format:
<Kennzeichen>=<Wert>
Specific+
Specifics
Hinzufügen einer Besonderheit
Verändere-items, nur wenn die Verbindung ein Kabelteil hat
Description
Description
Beschreibing der Verbindung
R
R
Totale Wirkw iderstand
X
X
Totale Reaktanz
C
C
Totale Kapazität
R0
R0
Totale Nullw iderstand
X0
X0
Totale Nullreaktanz
C0
C0
Totale Nullkapazität
Inom1
Inom1
Nennstrom
Inom2
Inom2
Nennstrom
Inom3
Inom3
Nennstrom
Ik (1s)
Ik,1s
1 sekunde Kurzschlussstrom
Revision
Revision
Revisionsdatum
Einen Besonderheit kann entfernt worden mit: <Kennzeichen>=
Last und Transformatorlast
Header
Suche-items
$Name
$ID
$Node.Naam
$Node.ID
Verändere-items
Name
P
Q
S
I
cos
Number of large customers
Number of small customers
Specific
Param eter
Beschreibung
Name
ID
Node name
Node ID
Name der Last oder Transformatorlast
ID der Last oder Transformatorlast
Name des verbundenen Knotenpunkts
ID des verbundenen Knotenpunkts
Name
P
Q
S
I
cos phi
Number of large customers
Number of small customers
Specifics
Specific+
Revision
Specifics
Revision
Name der Last oder Transformatorlast
Wirklast
Blindlast
Scheinbare Last
Laststrom
Arbeitsfaktor
Anzahl Grossverbraucher
Anzahl Kleinverbraucher
Kennzeichen und Wert vom Besonderheit im Format:
<Kennzeichen>=<Wert>
Hinzufügen einer Besonderheit
Revisionsdatum
Die Daten sind in MW, in Mvar, in MVA und in A. Die Werte den Transformatorlasten sind auf der
Transformatorprimärseite bezogen.
Die Lasten werden gekennzeichnet mit ein, zwei oder drei Attribute von Name, Node.Name oder Node.ID.
In einigen Fällen können pro Record mehr Lasten als eine geändert werden. Wenn z.B. nur Node.Name
spezifiziert worden ist, werden alle Lasten auf diesem Nullpunkt geändert. Wenn z.B. nur Name spezifiziert
worden ist, werden alle Lasten im Netz mit diesem Namen geändert. Wenn, pro Record, nicht genau ein
Lastobjekt geändert wird, wird eine Warnung erzeugt.
89
Motorgruppen
Header
Suche-items
$Name
$ID
$Node.Name
$Node.ID
Verändere-items
Name
Load rate
Param eter
Beschreibung
Name
ID
Node name
Node ID
Name der Motorgruppe
ID der Motorgruppe
Name des verbundenen Knotenpunkts
ID des verbundenen Knotenpunkts
Name
Load rate
Name der Motorgruppe
Belastungsgrad den Motoren die in Betrieb sind
90
Circuit breaker and protection
91
Header
Suche-items
$Name
$IN
$Node.Naam
$Node.ID
Verändere-items
Name
Inom stroomtransformator
Type
Inom
Unom
Ik_break
Ik_thermic
t_thermic
Sw itchtime
Ip1.Direction
Ip1.Type
Ip1.Short
Ip1.Inom
Ip1.Setting
Ip1.I>
Ip1.t>
Ip1.I>>
Ip1.t>>
Ip1.I>>>
Ip1.t>>>
Ip1.k
Ip2.Direction
Ip2.Type
Ip2.Short
Ip2.Inom
Ip2.Setting
Ip2.I>
Ip2.t>
Ip2.I>>
Ip2.t>>
Ip2.I>>>
Ip2.t>>>
Ip2.k
Ep.Direction
Ep.Type
Ep.I>
Ep.t>
Ep.I>>
Ep.t>>
Ep.I>>>
Ep.t>>>
Up.Type
Up.U<
Up.t<
Up.U<<
Up.t<<
Up.U>
Up.t>
Up.U>>
Up.U>>
Dp.Type
Dp.I>
Dp.U<
Dp.Z<
Dp.K, KN
Dp.KANGLE
Dp.KNANGLE
Dp.T0
Dp.T4
Dp.T1
Dp.R1
Param eter
Beschreibung
Name
IN
Node.Naam
Node.ID
Name des Leistungschalters
Name des verbundenen Zw eigs oder Elements
Name des verbundenen Knotenpunkts
ID des verbundenen Knotenpunkts
Name
Inom
Type
Inom
Unom
Name des Leistungschalters
Nennstrom des Stromtransformators
Leistungschalter Typ
Leistungschalter Nennstrom
Leistungschalter Nennspannung
Leistungschalter maximaler Abschaltstrom
Leistungschalter maximaler thermische Kurzsclussstrom
Leistungschalter maximaler thermische Kurzsclussdauer
Leistungschalter Schaltzeit
Richtungsempfindlichkeit (-1, 0, 1)
Typ
Kurze Typenbeschreibung (max 10 Zeichen)
Nennstrom
1: Festzeit
11-15: Inverse (normal/very/extremely/long time/RI-inverse)
31-32: Spezifisch
I>
t>
I >>
t >>
I >>>
t >>>
K-faktor
Richtungsempfindlichkeit (-1, 0, 1)
Typ
Kurze Typenbeschreibung (max 10 Zeichen)
Nennstrom
1: Festzeit
11-15: Inverse (normal/very/extremely/long time/RI-inverse)
31-32: Spezifisch
I>
t>
I >>
t >>
I >>>
t >>>
K-faktor
Richtungsempfindlichkeit (-1, 0, 1)
Typ
I>
t>
I >>
t >>
I >>>
t >>
Typ
U<
t<
U <<
t <<
U>
t >>
U >>
t >>
Typ
I>
U<
Z<
K-Faktor
K-Faktor w inkel
K-Faktor w inkel
Ungerichtete Endzeit
Gerichtete Endzeit
Schaltzeit Zone 1
R Zone 1
Stromschutz 1
Kurz
Inenn
Art der Charakteristik
k
Stromschutz 2
Kurz
Inenn
Art der Charakteristik
k
Erdfehlerschutz
Spannungsschutz
Distanzschutz
92
Import der Distanzschutzzonen bietet eine Polygon in der Form eines rechtwinkligen Dreiecks, in welcher R
und X die 90 Grad Winkel, und die Hypotenuse in einem Winkel von -45 Grad durch den Ursprung des
Graphen.
BEISPIEL
Namen der Blätter
Die zu importieren Daten sind gruppiert auf Spreadsheet-Blätter, deren Namen den Objekt-Typen entsprechen:
· Nodes
· Cables
· Connections
· Loads
· Transformer loads
· Motor groups
· Circuit breakers
Beispiel Datensätze
Das Importieren von nächste Beispiele ändert die Parameter im Demonstartionsnetz demo.vnf.
Änderung der geographischen Koordinaten und Hinzufügung einer Besonderheit für Knotenpunkt "Station 4":
$Name
GX
GY
Specific
Station 453406 408235 Housing=Closed installation
Änderung des Kabeltyps und der Länge für Kabel "Stat4 - Stat3" und und Hinzufügung einer Besonderheit:
$Name
Type
Stat4 - Stat3 3*150 CU GPLK 8/10
Length
7000
Specific
Revision=Cable renovation
Änderung den Lasten am Knotenpunkten "Station 1" und "Station3, rail A":
$Name
Last
Last
$Node.Name
P
Station 1
2.5
Station 3, rail A 3.5
cos
0.85
0.9
Änderung der Transformatorlaststrom am "Station 4":
93
$Node.Name
Station 4
3.12.6
I cos
18 0.88
Exportieren
Die Netzdaten können exportiert werden zu Excel in einen feste Format.
Die Möglichkeiten sind:
· Inhalt: nur angewählte Objekte oder alle Objekte
· Blatt: nur aktives Blatt oder alle Blätter
· Daten: Typ-daten, Zuverlässigkeit-Daten und Besonderheiten (maximal 200 Kennzeichen den
Besonderheiten).
3.12.7
Geographie
Das Netzdiagramm kann auf eine geographische Unterlage projiziert werden. Diese Unterlage muß eine
Bitmapdatei sein mit bekanntem X- und Y-Koordinaten von den vier Ecken. Die Größe der geographischen
Unterlage auf dem Bildschirm wird durch die graphischen Eigenschaften der Bitmapdatei festgestellt.
Die geographischen Koordinaten der Knotenpunkte wird eingegeben oder kann importiert werden. Alle
Knotenpunkte mit bekanntem X und Y-Koordinaten werden projiziert auf die geographische Unterlage. Zweige
zwischen den Knotenpunkten werden als gerade Linien projiziert.
Die Koordinaten sind als dezimale Grad Länge und Breite.
Die geographische Projektion kann gestartet werden mit: Extra | Geographie | Karte.
Die Bitmap Koordinaten können in den Optionen definiert werden. Die Parameter X1 und Y1 repräsentieren das
Punkt linksoben und die Parameter X2 und Y2 das Punkt rechtsunten. Sehen Sie: Extra, Optionen,
Geographie 111 .
94
Die geographische Projektion zu Google Earth kann gestartet werden mit: Extra | Geographie | Google
Earth.
3.12.8
Excel geographische export
Die geografischen Objektdaten können zu Excel exportiert werden.
Diese Funktion verwendet die Optionen, wie angegeben in den Optionen, bei: Geographie | Allgemein.
3.12.9
Typ-schauer
Die Funktion Typ-schauer zeigt alle Parameter der Komponente, die in der Komponenttypendatei gespeichert
sind. Diese Parameter können mit dem Typeviewer nicht geändert werden. Für Änderungen in der Excel-Datei
muss das Microsoft Excel-Programm benutzt werden.
Erneut einlesen
Nachdem die Komponenttypendatei geändert ist, soll sie erneut eingelesen werden, mit dem Knopf Erneut
einlesen.
Typen kontrollieren
Die verfügbaren Objekttypen können für Fehler überprüft werden. Vom Typ-Viewer, mit Taste "Kontrollieren".
Export der Typendaten
Die Typendaten aller Komponente in einem Netz können in einen Spreadsheet exportiert werden, um Zusätze
zur Standardtypen zu machen. Um dies zu tun, zuerst den Namen des aktiven Netzes wählen, bei Types. Nur
die Typendaten der Komponente im aktiven Netz werden jetzt gezeigt. Nachdem man den Knopf Export
betätigt hat, werden alle Typendaten in einen Spreadsheet exportiert. Diese daten können der Standarddatei
'Types.xls', mit einem Spreadsheetprogramm hinzugefügt werden. Nachdem sie die Typendatei neugelesen
haben, sind die addierten Typen für weiteren Gebrauch vorhanden.
95
3.12.10 Ansichtgruppen
Der Benutzer kann im Diagramm auf dem Bildschirm seine eigene Darstellung von Ein- und Ausgabedaten
definieren. Diese Darstellung gilt auch im graphischen Druck 84 . Der Benutzer kann seine eigene
Ansichtgruppe mit Extra | Daten | Ansichtgruppen definieren. Eine Ansichtgruppe kann mit Bild | Bild |
<Ansichtgruppe> ausgewählt werden. Höchstens 10 selbstdefinierte Ansichtgruppen werden unter Bild
gezeigt.
Ansichtgruppen werden in der Konfigurationsdatei VisionViews.INI gespeichert.
Für jeden Komponenttyp kann der Benutzer die Daten in der Ansichtgruppe definieren. Mit Extra | Daten |
Ansichtgruppen kann eine vorhandene Ansicht geändert oder eine neue erstellt werden. Wenn Neu gewählt
wird, muss ein Ansichtname gegeben werden. Dann können die Daten unter den Reitern der Komponenttypen
definiert werden. Der Benutzer kann die Eingabedaten (Bearbeitenmodus) und die Ausgabedaten
(Resultatmodus) definieren.
Bearbeitenmodus
Für jeden Komponenttyp können die Eingabedaten gewählt werden. Nicht alle Eingabedaten können für die
Ansichtgruppe gewählt werden.
Resultatmodus
Für jeden Komponenttyp können die Ausgabedaten ausgewählt werden. Die Einzelheiten sind unter den
Reitern der Berechnungen zu finden.
Dezimalenverminderung in den Ansichten
Wenn man die Anzahl Dezimalen in den Resultaten auf dem Bildschirm vermindert, ist die Ansicht deutlicher
zu lesen. Die Dezimalenverminderung kann hinter dem Tab 'Sonstig' der Ansichtdefinition bei
Extra | Ansichtgruppen definiert werden. Es ist möglich, Zahlen mit 0, 1, 2 oder 3 Dezimalen zu verringern.
Wesentliche Dezimalen werden aber nicht weggelassen. Ein Wert wird immer mit mindestens drei Stellen
dargestellt.
Ansichtgruppen kopieren
Eine Ansichtgruppe wird kopiert nach Rechtmaus-klicken in der Ansichtgruppenliste (Extra |
Ansichtgruppen) und nach wählen Kopieren aus dem Pop-up Menü.
3.12.11
Berichte
Berichte können mit Extra | Daten | Berichte definiert werden. Der Benutzer kann seine eigenen Berichte
definieren. Angewählte Komponenten können mit Application-Menu | Berichte abgedruckt werden 84 . Der
Abdruck kann auch zur Anwendung in einem Textbearbeitungprogramm gespeichert werden.
96
Für jeden Komponenttyp können die Ein- und Ausgabedaten für einen Bericht ausgewählt werden. Mit Extra |
Daten | Bericht kann ein vorhandener Bericht geändert werden, oder es kann ein neuer erstellt werden. Wenn
Neu gewählt wird, muss ein Berichtname eingegeben werden. Dann können die Daten für den Bericht unter
dem Reiter Inhalt ausgewählt werden. Hier kann der Benutzer Ein- und Ausgabedaten auswählen.
Berichte werden in der Konfigurationsdatei VisionReports.INI gespeichert.
Eingabedaten
Für jeden Komponenttyp können die Eingabedaten gewählt werden. Diese werden zuerst aufgelistet. In einigen
Fällen werden die Eingabedaten unter einem Gruppennamen aufgelistet, sichtbar durch eine Markierung. Die
Auswahl eines Gruppennamens bedeutet die Auswahl aller Eingabedaten dieser Gruppe.
Ausgabedaten
Für jeden Komponenttyp können die berechneten Daten gewählt werden. Diese können mit Eingabedaten zu
einem Bericht zusammengefügt werden. Die berechneten Daten werden unter einem Gruppennamen für die
betreffende Berechnungsart ausgedruckt, sichtbar durch eine + Markierung. Die Auswahl eines
Gruppennamens bedeutet die Auswahl aller Ausgabedaten dieser Gruppe.
Berichte kopieren
Ein Bericht wird kopiert nach Rechtmaus-klicken in der Berichtenliste (Extra | Berichte) und nach wählen
Kopieren aus dem Pop-up Menü.
3.12.12 Optionendatei
Es ist möglich von einigen Optionendateien zu wählen. Optionendateien werden durch einen Namen
spezifiziert. Das Vorwählen, das Hinzufügen und das Löschen kann mit Extra | Daten | Optionendatei getan
werden. Die Dateiname ist: Vision_<Name>.ini.
Es ist möglich, Optionen auf korporativem-niveau zu regeln. Jedesmal wenn Vision gestarted wird, werden
diese Optionen auf ihren örtlich festgelegten Werten initialisiert. Die örtlich festgelegten Optionen werden als
unterstrichener Text im Optionenmenü dargestellt. Die örtlich festgelegten Optionen werden in der Datei
Vision.set gehalten. Die einfachste Weise die Ausgangswerte der Optionen zu regeln ist: die Datei Vision.ini
in die Datei Vision.set zu kopieren und in der letzte Datei mit einem ASCII-Text Editor die Optionen zu
entfernen die nicht örtlich festgelegt sein müssen.
Startdirectory
Die Optionen-Dateien Vision*.ini, der Desktop-Datei Vision.dsk und der Ansichtgruppe- und BerichteDefinitionsdateien werden in der Regel gelesen und geschrieben in der Startdirectory. Die Startdirectory ist bei
"Ausführen in" der Windows-Shortcut angegeben, oder ist das active Directory, wenn Vision.exe aus dem
Windows Explorer gestartet wurde.
Wenn Vision gestarted wurde mit der Eröffnung einer Vision-Netz-Datei aus dem Explorer, ist die
Startdirectory nicht immer bekannt.
Dies wird vermieden durch die manuelle Verarbeitung der Datei Vision.cfg im Verzeichnis der Vision.exe mit
folgendem Inhalt:
[Directories]
Start=<startdir>
Set file directory
Die Optionsdatei Vision.set wird in der Regel aus dem Executabledirectory gelesen. Diese StandardSpeicherort kann durch Erstellen oder Bearbeiten der Konfigurationsdatei Vision.cfg in dem
Executabledirectory mit dem nächsten Gehalt geändert werden:
[Directories]
Set=<setdir>
97
3.12.13
Optionen
Der Netzeditor kann vom Benutzer mit Extra | Optionen oder die F11Taste konfiguriert werden. Sehen Sie:
Optionen 106 .
3.12.14 Transformatorphasen-Sequenz
Die Transformatorphase Sequenz Funktion berechnet Transformatorspannungen und -winkel als Resultat der
verschiedenen Wicklungskonfigurationen und der Phasesequenz. Es hilft eine Weise herauszufinden um zwei
Transformatoren der verschiedenen Wicklungskonfigurationen zu entsprechen.
Clicken Sie mit dem Maus auf die R-, S- und T-Schienen um die Phasen mit den Transformator zu verbinden.
Die Farbe einer Stromschiene kann mit der linken Maustaste auf die Etiketten R, S oder T verändert werden.
3.12.15
Kabelbelastbarkeit
Die Kabelbelastbarkeitsfunktion berechnet Kabelumrechungsfaktoren von standardisierten Tabellen. Wenn
eine Kabelbelastbarkeit für eine Umgebung bekannt ist, stellt diese Funktion die Umrechnungsfaktoren für
andere Zustände fest.
Für eine in Erde verlegte Kabel sind die Umgebungsfaktoren:
· Bodentemperatur,
· Spezifischen Erdwärmewiderstand,
· Tiefe,
· Kabel in Rohr,
· Anzahl parallelle Kreise.
Für eine in Luft verlegte Kabel sind die Umgebungsfaktoren:
· Lufttemperatur,
· Konstruktion,
· Sonneneinstrahlung,
· Anzahl parallelle Kreise.
Im Falle anderer Abweichungen sollte die Berechnung die Verfahren einhalten, wie in IEC 60287 angegeben.
98
Das Resultat sollte für die spezifischen Kabel, im allgemeinen Eingabeformular, unter Faktor eingegeben
werden.
3.12.16 Lichtbogen
Ein Lichtbogen wird in der Regel mit einer großen Menge von Energie begleitet. Das Personal muss daher gut
geschützt sein. Der Lichtbogen-Funktion berechnet die Menge an Energie, die jemand ausgesetzt sein kann.
Die maximale Menge an Energie bestimmt den Schutzgrad von Schutzbekleidung.
Der Lichtbogen Berechnung in Vision basiert auf dem Amerikanischen Standard IEEE 1584. Diese Standard
schreibt vor zuerst der Kurzschlussstrom zu berechnen und zweitens die Lichtbogenarbeit. Die
Lichtbogenarbeit hängt ab von der Netzwerk, die Installation und den Lichtbogenstrom durch dem Plasma.
METHODE IEEE 1584
Den Lichtbogenarbeit wird in zwei Stufen berechnet. In der ersten Stufe wird der Lichtbogenstrom durch dem
Plasma berechnet. Mit diesem Ergebnis kann die Lichtbögenarbeit berechnet werden. Mit diesem kann die
Lichtbogengrenze für die zur Verfügung stehenden Schutzkleidung hergestellt werden. Die Berechnungen
basieren auf:
· Dreiphasen-Kurzschlussstrom
· Netznennspannung
· Lücke zwischen den Leitern
· Arbeitsabstand zwischen dem Blitz und eine Person
· Bogenbrennzeit
Berechnung der Lichtbogenstrom
NS-Systeme (Unenn < 1000 V)
I a = 10 K + 0, 662×log(I k ) + 0, 0966×U n o m+ 0, 000526×G + 0,5588×U n o m×log(I k ) -0, 00304×G×log(I k )
Andere Systeme (Unenn > 1000 V)
I a = 10 0, 00402+ 0,983×log(I k )
mit:
Ia : Lichtbogenstrom (kA)
Ik : Dreiphasen-Kurzschlussstrom (kA)
Unenn : Netznennspannung (kV)
K : Faktor: -0,153 für offene Systeme oder -0,097 für geschlossene Systeme
G : Lücke zwischen den Leitern (mm)
Berechnung der Lichtbogenarbeit
Systeme mit Unenn < 15 kV
En = 10 K1 + K 2 +1, 081×log(I a ) + 0, 0011×G
(cal / cm 2 )
æ t ö æ 610 x ö
E = C f × En × ç
÷ × çç x ÷÷ (cal / cm 2 )
0
,
2
è
ø è D ø
mit:
99
E : Lichtbogenarbeit, für spezifizierte Bogenbrennzeit und Arbeitsabstand
En : Lichtbogenarbeit, für normalisierten Bogenbrennzeit und Arbeitsabstand
K1 : Faktor: -0,792 für offene Systeme oder -0,555 für geschlossene Systeme
K2 : Faktor: 0 für nicht geerdete Systeme oder -0,113 für geerdete Systeme
Cf : Factor für Nennspannung: 1.0 für Unenn > 1 kV; 1.5 für Unenn < 1 kV
t : Bogenbrennzeit (s)
D : Arbeitsabstand zwischen dem Blitz und eine Person (mm)
x : Distanzfaktor: Exponent für Installationstyp
Systeme met Unenn > 15 kV (Lee's method)
æ t ö
E = 5,12 ×105 × U nom × I k × ç 2 ÷ (cal / cm 2 )
èD ø
met:
Ik
: Dreiphasen-Kurzschlussstrom (kA)
Unom : Netznennspannung (kV)
Schutz
Der Bogenbrennzeit hängt ab von den Schutzeigenschaften und die Größe der Kurzschlussstrom. Es kann
vorkommen, dass ein kleiner Kurzschlussstrom mehr Zeit zum Abschalten nimmt. Die Kombination von
kleinen Lichtbogenstrom und langen Bogendauer kann zu einer großen Menge Lichtbögenarbeit führen. Daher
soll die Lichtbögenberechnung auch für einen geringeren Lichtbögenstrom und den entsprechenden längeren
Bogendauer gemacht werden.
Lichtbogengrenze
Die Lichtbogenarbeit kann führen zu:
· Verbrennungen
· Verletzungsgefahr durch mechanische Kräfte.
Im Jahr 1982 führte Lee (The other electrical hazard: electrical arc blast burns) eine maximale Energie für
dritten Grades Verbrennungen. Dieses Niveau wird als "Curable Burn Level" und hat einen Wert von 1,2 cal/
cm2 (5 J/cm2 ).
Die Bestimmung der minimalen Arbeitsabstand
Der Lichtbogengrenze bestimmt die erforderliche Schutzkleidung. Für Anlagen mit Unenn <15 kV ist der
Lichtbogengrenze:
1
é
æ t ö æ 610 x öù x
÷÷ú
DB = êC f × En × ç
÷ × çç
è 0,2 ø è EB øû
ë
(mm)
Für Anlagen mit Unenn > 15 kV (Lee's method)
æ t ö
÷÷
DB = 5,12 ×105 × U nom × I k × çç
è EB ø
(mm)
100
met:
EB : Lichtbogenarbeit an Lichtbogengrenze (cal/cm2)
Faktoren für Geräte
Nennspannung Gerät
(kV)
Offen
Schalter
0,208 bis 1
MCC
Kabel
Offen
>1 bis 5
Schalter
Kabel
Offen
>5 bis 15
Schalter
Kabel
Typische
Distanzfaktor x
Leiterabstand G (mm)
10-40
2,000
32
1,473
25
1,641
13
2,000
102
2,000
13-102
0,973
13
2,000
13-153
2,000
153
0,973
13
2,000
3.12.17 Freileitungen
Die Impedanzen einer Freileitung wird beeinflusst von der Dimensionierung und Positionierung der
Stromkreisen und Erdseile. Die Berechnung basiert auf dem Mastbild mit Seilpositionen und Seiltypen. Eine
Konfiguration kann gespeichert werden unter: <Name>.txt.
101
Seiltyp
Die Berechnung verwendet Leiterdaten aus Types.xls, am Werkblatt Lineconductor. Die Parameter sind:
Name
Unom
Inom
R
Lint
d_ext
d_int
kV
A
Ohm/km
mH/km
mm
mm
Leitertyp Name
Nennspannung
Nennstrom
Spezifische Wechselstromwiderstand
Leiter innere Induktivität
Leiter äussere Diameter
Leiter innere Diameter, wenn röhrenförmig
Innere Induktivität
Die Selbstinduktivität eines Leiters ist die Summe der innere und äussere Induktivität. Die äussere Induktivität
ist eine Funktion vom äussere Diameter. Die innere Induktivität wird berechnet von den Leitereigenschaften.
Eine Relation existiert zwischen innere Induktivität, relative Permeabilität und geometrische Ersatzradius
GMR.
Die innere Induktivität wird berechnet vom relative Permeabilität:
mit:
102
Für röhrenförmige Leiter (0<q<r):
Für solide Leiter (q=0):
Die relative Permeabilität von einige Materiale sind in der nächste Tabelle zusammengefasst.
Material
m
Copper (Cu)
Iron (Fe)
Aluminium (Al)
Bronze
All Aluminium Alloy Conductors (AAAC)
All Aluminium Standarc Conductors (AAC)
Aluminium Conductor Alloy Reinforced (ACAR)
Aluminium Conductor Steel Reinforced(ACSR)
ACSR EHS (extra high strength)
Allumoweld
EHS Cooperweld
1
100-1000
1
1
0.6 – 1.3
1.0 – 1.3
0.8 – 1.1
0.5 – 6.5
5.1 – 6.4
6.8 – 8.2
22.3 – 35.4
r
Die GMR wird wie folgt berechnet:
Die innere Induktivität wirdt berechnet vom GMR:
Mastbild
Die Leiterseile werden präsentiert im Mastbild. Phaseleiter und Bündelleiter werden präsentiert mit einem roten
Punkt. Erdseile conductors werden präsentiert mit einem grünen Punkt.
Berechnen
Diese Funktion berechnet die Mit- und Nullimpedanzen (Z1 und Z0) und die Mutualkoppelung (Z00).
Stromkreise:
Name
Z1
Z0
Ohm/km
Ohm/km
-------------------- --------------- --------------Circuit1
0,0842+0,4192j 0,2670+1,1620j
Circuit2
0,0840+0,4195j 0,2584+1,1861j
Mutualkoppelung:
Kreis 1
Kreis 2
Z00
103
Ohm/km
-------------------- -------------------- --------------Circuit1
Circuit2
0,1787+0,7158j
Ergebnisse
Diese Funktion präsentiert die Ergebnisse in einem Matrix. Die Rechtmaus-Taste ermöglicht speichern oder
kopieren zu Word und Excel.
Abbildungen
Diese Funktion verbindet Abbildungen. Das Menü erscheint mit der Rechtmaus-Taste im Feld bei
Abbildungen.
3.12.18 Makro
Normalerweise werden in Vision Einzelberechnungen durchgeführt. Manchmal ist es jedoch erwünscht,
Berechnungen einige Male hintereinander mit leicht veränderten Daten durchzuführen. Hierfür ist in Vision eine
Programmsprache, eine Makrosprache 259 , entwickelt.
3.13
Netzdaten aus anderen Systemen übernehmen
3.13.1
Imex
Das von Phase to Phase gelieferte Programm Imex übernimmt Netzdaten aus anderen Systemen wie z.B.
Betriebsmittel-Informationssystemen oder anderen Netzanalyseprogrammen. Das Programm formatiert
Netzdaten anderer Formate in das Format für die Vision-Netzbestände um. Oft fehlen bei anderen Systemen
auch die graphischen Informationen. Die Imex-Funktion vereinfacht die Hinzufügung graphischen Daten.
Die Imex-Funktion ist verfügbar durch in Optionen, Editor | Imex an zu klicken.
104
HINZUFÜGEN GRAPHISCHER INFORMATIONEN
Ein Vision-Netzbestand, in dem graphische Informationen fehlen, kann auf die übliche Weise mit ApplicationMenu | Öffnen geöffnet werden. Wenn der Bestand für einen Knotenpunkt alle graphischen Daten enthält,
erfolgt keine Bildschirmanzeige. Wenn graphische Daten teilweise vorhanden sind, ergibt sich die folgende
Bildschirmanzeige:
· Alle Knotenpunkte mit graphischen Informationen werden angezeigt.
· Alle Elemente, die zu diesem Knotenpunkt gehören, werden angezeigt. Fehlende graphische Daten
werden automatisch ergänzt.
· Alle Zweige, bei denen alle angrenzenden Knotenpunkte vorhanden sind, werden angezeigt. Fehlende
graphische Informationen werden automatisch ergänzt.
· Alle übrigen Komponenten werden nicht angezeigt.
Aufnahme von Knotenpunkten ohne graphischen Informationen
Knotenpunkte, für die keine graphischen Informationen vorliegen, können wie folgt aufgenommen werden:
· Setzen des Mauscursors an die gewünschte Stelle.
· Abspeicherung der Stelle durch Druck auf die linke Maustaste.
· Eingabe von Imex | Platz Knotenpunkt.
· Aufruf des entsprechenden Knotenpunkts.
Oder:
· Setzen des Mauscursors an die gewünschte Stelle.
· Abspeicherung der Stelle und Menüanruf durch Druck der rechten Maustaste.
· Aufruf des entsprechenden Knotenpunkts.
Der aufgerufene Knotenpunkt wird an der eingegebenen Stelle aufgenommen. Automatisch aufgenommen
werden auch die mit dem Knotenpunkt verbundenen Zweige und Elemente.
Angrenzender Knotenpunkt
Bei der Aufnahme von Knotenpunkten über Platz Knotenpunkt nach dem oben beschriebenen Verfahren wird
eine Liste mit allen Knotenpunkten ohne graphische Informationen angezeigt. Bei großen Netzbestände ist
diese Liste sehr lang und der entsprechende Knotenpunkt kann nicht schnell gefunden werden. Die Liste kann
dadurch gekürzt werden, dass ausschließlich angrenzende Knotenpunkte angezeigt werden.
Unter angrenzenden Knotenpunkte sind alle Knotenpunkte zu verstehen, die mit einem bestimmten
Knotenpunkt durch einen Zweig verbunden sind. Die Aufnahme von Knotenpunkten, die an vorhandene
Knotenpunkte angrenzen, wird wie folgt durchgeführt:
· Auswahl des Knotenpunkts für die angrenzenden Knotenpunkte.
· Setzen des Mauscursors auf die Stelle für den angrenzenden Knotenpunkt.
· Abspeicherung der Stelle durch Druck der linken Maustaste.
· Eingabe von Imex | Platz Nachbarknotenpunkt.
· Aufruf des entsprechenden Knotenpunkts (die Liste ist leer, wenn es keinen angrenzenden Knotenpunkt
gibt).
Oder:
· Auswahl des Knotenpunkts für die angrenzenden Knotenpunkte.
· Setzen der Maus auf die Stelle für den angrenzenden Knotenpunkt.
· Abspeicherung der Stelle und Menüanruf durch Druck der rechten Maustaste.
· Aufruf des entsprechenden Knotenpunkts (die Liste ist leer, wenn es keinen angrenzenden Knotenpunkt
gibt).
Oder:
· Auswahl des Knotenpunkts für die angrenzenden Knotenpunkte.
· Setzen der Maus auf die Stelle für alle angrenzenden Knotenpunkte.
· Abspeicherung der Stelle durch Druck der linken Maustaste.
· Eingabe von Imex | Platz alle Nachbarknotenpunkte.
Auf die vorstehend beschriebene Weise kann bei Netzen graphische Information schnell ergänzt werden.
105
Über Imex | Wähl Zielknotenpunkte werden alle Knotenpunkte aufgerufen, zu denen es noch angrenzende
Knotenpunkte gibt.
IMPORT VON GRAPHISCHEN INFORMATIONEN
Wenn Netzbestände, bei denen noch graphische Informationen fehlen, eingelesen werden, können graphische
Informationen von anderen Netzbeständen übernommen werden. Voraussetzung ist hierbei, dass die
Identifikation der Knotenpunkte in den beiden Netzbeständen übereinstimmen.
Einem Knotenpunkt kann vom Benutzer eine eigene Identifikation zugeordnet werden. Hierfür steht das
Eingabefeld ID zur Verfügung. Dieses Feld kann bis zu 10 Zeichen aufnehmen und kann im Knotenpunktmenü
geändert werden. Die Identifikation kann beispielsweise der Identifikation eines
Betriebsmittelinformationssystems entsprechen.
Speichern graphischer Informationen
Existierende graphische Informationen kann gespeichert werden mit:
· Öffnen Netz
· Wähl Imex | Speichern Netz.
Alle Koordinaten sind jetzt im Rechner gespeichert.
Einlesen Netz graphisch
Vorhandene graphische Informationen werden folgendermaßen übernommen:
· Eingabe von Application-Menu | Öffnen.
Alle Knotenpunkte des zweiten Netzbestands, bei denen der Feld-ID mit dem Feld-ID der Knotenpunkte des
ersten Netzbestands übereinstimmen, werden mit den zugehörigen Zweigen und Elementen übernommen. Bei
Elementen und Zweigen muss außer dem Feld-ID des Knotenpunkts auch das Feld oder der Stromkreis
übereinstimmen. Knotenpunkte, bei denen die graphischen Informationen bekannt sind, können entsprechend
der Beschreibung im vorigen Absatz übernommen werden.
106
4
Optionen
Der Netzeditor kann vom Benutzer mit Application-Menu | Optionen oder die F11-Taste konfiguriert werden.
Die Parameter von Netzeditor, Standards, Directory, Berechnungen, Berichten, Abdrucken und
Softwareschlüssel können hier definiert werden.
Es ist möglich von einigen Optionendateien zu wählen. Optionendateien werden durch einen Namen
spezifiziert. Das Vorwählen, das Hinzufügen und das Löschen kann mit Extra | Optionendatei getan werden.
Sehen Sie: Optionendatei 96 .
4.1
Optionen Editor
EDITOR, ALLGEMEINES
Sprache
Der Netzeditor kann für deutsch, englisch und niederländisch eingestellt werden. Die Übersetzung ist direkt.
Wenn man 'national' wählt, wird die Sprache von der Windows-Einstellung bestimmt.
Leistungseinheiten
Für die Angabe von Wirkleistung, Blindleistung und Scheinleistung bei Komponenten und Ergebnissen stehen
als Einheiten MW, Mvar und MVA bzw. kW, kvar und kVA zur Verfügung. Die Kurzschlussleistung wird immer
in MVA angegeben. Einheit für den Netzstrom ist A, Einheit für den Kurzschlussstrom ist kA.
Diverses
VNF-Verriegelung
Hiermit wird jedes geöffnetes Netz für alle andere Benutzer auf 'nur lesen' gesetzt, so dass nicht zwei
unterschiedliche Benutzer dieselbe Datei ändern können.
Zeig Kommentar
Nachdem man eine Netzdatei geöffnet hat, wird der Benutzerkommentar automatisch angezeigt.
Backup-Intervall
Wenn der Backup-Intervall-Parameter größer als null ist, wird von den bearbeiteten Netzen periodisch
Reservedateien gespeichert. Der Name einer Reservedatei ist ~<Netzdateiname>.~vnf. Die Reservedateien
werden in die vom Benutzer definierte Directory gespeichert (in Optionen, Verzeichnisse | Backup-Dateien).
Wenn Vision auf normaler Weise beendet wird, werden die Reservedateien automatisch entfernt.
Auswählmodus
Aktive Blatt
Nur auf dem aktiven Blatt anwählen
Alle Blätter
Auf alle Blättern anwählen
Bearbeiten
Nicht bearbeiten im Ergebnismodus
Eine wahlweise freigestellte Sicherheitsmaßnahme, womit die Ergebnisse nicht durch das Anklicken einer
OK-Taste in einer redigierenform gelöscht werden können.
Nicht ziehen und verschieben
Eine wahlweise freigestellte Sicherheitsmaßnahme, womit die Objekte nicht beim Klicken in einem Netz
verschoben werden können.
107
Objekttext wiedersetzen beim schleifen
Wenn man einen Knotenpunkt oder eine Linie schleppt, wird der angeschlossene Text in die Originalposition
ersetzt.
Items in Eingabeformulare
In den Optionen wird die Sichtbarkeit verschiedener Komponenten-Formen gesetzt. Die Sichtbarkeit kann
eingestellt werden für die Tabs: Besonderheiten, Notiz, Auswahl, Zuverlässigkeit, Variationen. Die Optionen
sind: nie, falls verwendet, immer.
EDITOR, ZEICHNEN
Zeichnen
Feinraster
Bei der Ausgabe von Netzzeichnungen werden die Netzkoordinaten auf Rasterpunkte zurückgeführt.
Hauptraster
Definiert in Feinrasterpunkte für jedes Blatt
50 .
Kartblattraster
Definiert in Feinrasterpunkte für jedes Blatt
50 .
Kreuz bei Knotenpunkt ziehen
Wenn man einen Nullpunkt schleppt, werden zielende Linien zur Hilfe gezeigt.
Objekte dicker halten bei Auszoomen
Objekte, von denen die graphische Dicke spezifiziert wird, behalten diese Eigenschaft auf Schirm, wenn sie
auszoomen.
Vertikale Texte
Die Möglichkeit den Text automatisch in einer vertikalen Richtung zu drucken, wenn nah an einem vertikalen
orientierten Zweig.
Farben
Über "Farben" werden die Farben im Netzeditor für normales Zeichnen, ausgewählte Komponenten, Raster
und isolierte Komponenten eingestellt.
Automatische Farben
Die Farben in einem speziellen Bild gebraucht werden, können hier geändert werden.
Öffne Schaltersymbol
Die geöffneten Schalter können mit einem geöffnetes Quadrat, eine schräg gelegene Linie oder einem
Markierungsfahnensymbol angezeigt werden. Die grösse kann als klein oder gross definiert werden.
Leistungsschaltersymbol
Das Symbol kann ein Kreuz oder ein Symbol mit zwei Punkten sein (z.B. im Verbindung mit einer schräge
Linie Symbol für einen geöffneten Schalter).
Schutzindikator
Eine kleine Querlinie kann geplottet werden und das Vorhandensein einer Schutzvorrichtung anzeigen.
108
EDITOR, PRÄSENTATIONDEFAULTS
Hiermit können die graphischen Standards für Knotenpunkte, Zweige, Elemente, Texte, Rahmen, Legende und
Blatt definiert werden. Man kann die Standards für Farbe, Größe, Dicke/Durchmesser, Form und Textgröße
definieren.
EDITOR, WIEDERGABE
Hiermit können die graphischen Standards für Bild | Anpassen definiert werden.
Die Farben können definiert werden durch anklicken mit dem Maus.
Die Symbolgrösse bei Leistung und Strom definiert die relative Grösse der Kreise.
Die Spannungsgrenzen markieren das Unterschied zwischen zwei Nominalspannungsgrenzen.
Der Stil eines Elementes oder Zweiges mit geöffneten Schalter kann hier definiert werden.
4.2
Optionen Dateielokations
DATEILOKATIONS, VERZEICHNISSE
Komponenttypendatenbanken
Hiermit wird die Directory der Komponenttypen-Datei Types.xls definiert. Die Komponenttypen sind entweder
als Excel-Datei gespeichert.
Netzdateien
Hiermit wird die Directory der Netzdateien definiert. Die Netze sind immer als ASCII-Textdateien gespeichert.
Zeitliche Dateien
Hiermit wird die Directory der zeitlichen Dateien definiert.
Backup-Dateien
Hiermit wird die Directory der Backup-Dateien definiert.
Stationabbildungsdateien
Directory für Station-abbildungen (*.jpg ). Sehen Sie auch: Knotenpunkt
112
.
Typabbildungsdateien
Directory für Schienentyp-abbildungen (*.jpg ). Sehen Sie auch: Knotenpunkt
112
.
Betriebinfodatei
RTF-Datei womit Informationen zu allen Benutzer geschickt werden kann.
4.3
Optionen Berechnungen
Bezugsleistung
Mit der Bezugsleistung Sbezug werden alle eingegebenen Leistungen für die Berechnung normiert. Der
Vorgabewert von 10 MVA ist im allgemeinen ausreichend. Sbezug sollte als geschätzter Mittelwert zwischen
Belastung und Leistung am Knotenpunkt angegeben werden. Es brauchen nur angenäherte Werte,
beispielsweise 1, 10 oder 100 MVA eingegeben zu werden.
Frequenz
Berechnungen können mit 50 oder 60 Hz durchgeführt werden. Die Frequenz beeinflusst reaktive
Komponente.
Leitertemperatur
Der Leiterwiderstand ist bei einer spezifischen Leitertemperatur spezifiziert worden. Für die Kabel ist dieses in
der Typendatei niedergelegt worden. Für die Verbindungen ist dieses in dem Inputformular niedergelegt
109
worden. Wenn der Checkbox "Anwenden" eingeschaltet ist, wird für die Lastfluß und Fehler Sequentiell
Berechnungen der Leiterwiderstand für die Temperatur errechnet, die in den Optionen ("Temperatur") dargelegt
worden ist. Indem Sie den Checkbox "Anwenden" ausschalten, wird den Widerstand ohne Korrektur direkt von
der Typendatenbank verwendet.
In der IEC 60909 Berechnung wird jedoch für Berechnung von Ik"max immer eine Temperatur von 20 Grad C
angenommen.
Strombelastbarkeit von Verbindungen
Es ist möglich um die Strombelastbarkeit von zwei Werten vorzuwählen: Inenn1 und Inenn2. Z.B. kann der
Einfluß der Jahreszeit (Sommer/Winter) hergestellt werden auf die maximale gegenwärtige Kapazität. Dieses
trifft nicht auf die Kabel zu, in denen die Wahl vom Strombelastbarkeit für jedes Kabelteil spezifiziert werden
muß.
Farbanzeige
Nach Durchführung einer Berechnung können Komponenten entsprechend diese Angabe in Farbe dargestellt
werden. Die Farben werden in den Reitern für Lastfluss, IEC und Störung Sequentiell definiert.
Grenzen
Die Definition der Spannungs- und Belastungsgrenzen ist auf der Vorsprung Berechnung | Grenzen
dargestellt worden. Die Grenzen können für die 'normale Situation' und die 'Störungssituation' spezifiziert
werden.
Lastfluss
Nach Durchführung einer Lastflussberechnung können Knotenpunkte mit zu niedriger oder zu hoher Spannung
in Farbe dargestellt werden. Für diese Anzeige gelten die Grenzwerte Uniedrig und Uhoch. Auch zu wenig
oder zu stark belastete Zweige können in Farbe angezeigt werden. Hierfür gelten die Grenzwerte Iniedrig und
Ihoch.
Die Farbanzeige der Knotenpunkte, Generatoren, Motoren, Transformatoren, Kabel und Verbindungen kann
jetzt getrennt und ausführlicher definiert werden, nämlich als: niedriger, niedrig, hoch und höher. Die Farben
werden unter dem Tab 'Allgemeines' und die Werte unter dem Tab 'Lastfluss' definiert.
Die Farbe einer Transformatorlast wird nach einer Lastflussberechnung außer durch Über- oder Unterbelastung
auch durch zwei Spannungsgrenzen bestimmt: Uniedrig und Uhoch. Dies sind absolute Grenzen, anzugeben
in den Optionen bei Berechnung | Lasfluss.
Die Kontrolle wird nur bei den Transformatorlasten durchgeführt, bei denen die nomimale Niederspannung
zwischen 0,8*Uniedrig und 1,2*Uhoch liegt. Siehe auch: Lastfluss 204 .
IEC 909
Nach Durchführung einer Kurzschlussberechnung nach IEC (60)909 können Knotenpunkte mit zu niedrigem
oder zu hohem Kurzschlussstrom (Ik") in Farbe angezeigt werden. Hierfür gelten die Grenzwerte Ik,niedrig und
Ik,hoch. Siehe auch: IEC 909 223 oder IEC 60909 214 .
Fehler sequentiell
Im Anschluss an eine sequentielle Fehleranalyse werden Knotenpunkte mit einer Spannung von weniger als
Ufehler in Farbe angezeigt. Siehe auch: Fehler sequentiell 223 .
Kosten
Hiermit können Parameter für Verluste, Wachstum und Annuität definiert werden. Siehe auch: Kosten
Zuverlässigkeit
Hiermit können Parameter für die Zuverlässigkeitsberechnung definiert werden, unter anderem für die
Wiederversorgung. Siehe auch: Zuverlässigkeit 238 .
Schutz
Hiermit können Parameter für die Schutzberechnung definiert werden, unter anderem für die
Selektivitätsanalyse.
236
.
110
Kabelberechnungschritte: die Anzahl equidistant Plätzen innerhalb des Kabels, in denen Kurzschlüsse
simuliert werden sollen, kann mit der Anzahl Kabelberechnungschritte spezifiziert werden. Eine Option wurde
hinzugefügt, um Kurzschlüsse in der Nähe der Von- und Zu-Knoten (1% und 99% der Distanz) zu simulieren.
Fehlerwiderstanden: die Reihen von Widerstanden womit die Schutzberechnung wird durchgeführt.
Einfluss Elementschutz: Abhängig von dieser Einstellung, beeinflusst eine Abschaltung einer Sicherung oder
Leistungschalter im Element die Selektivität oder nicht.
Siehe auch: Schutz 244 .
Netzanalyse
Anzahl Kabelberechnungschritte
Die Anzahl Kabelberechnungschritten stellt fest, wieviele Kurzschlüße in allen Kabeln und in Verbindungen
simuliert werden müssen. Standard ist die Anzahl Kabelberechnungschritten gleich null. Das Maximum ist 9.
Eine Option wurde hinzugefügt, um Kurzschlüsse in der Nähe der Von- und Zu-Knoten (1% und 99% der
Distanz) zu simulieren.
Fehlersortanteil
Die Fehlersortanteil ist eine Reihe von Zahlen und definiert das Gewicht aller möglichen Störungen in den
Ausfallhäufigkeitparameter.
4.4
Optionen Abdrucken
Hiermit können die Parameter für das Abdrucken der graphischen Netzdiagramme definiert werden.
Druckeroptionen kann man angeben in Optionen, mit Abdrucken. In diesem Formular können die folgenden
Größen definiert werden:
Aussenmargen
Innermarge
Farbe
Automatische Orientierung
Dickere Linien bei kleinster
Dicke
Fußtext
Items
Abdruckränder in cm
Abstand von Objekte bis zum Fenster, in % des Fensters
Automatisch / schwarz-weiss / farbe
Beim Abdrucken wird das Netz immer optimal abgedruckt (Hoch- oder
Querformat)
Die Linien in einem großen Netz werden nicht zu dünn (und dadurch
unsichtbar) abgedruckt
Abdruck der Netzdateinamen mit dazugehörigem Kommentar
5 Items
Drucken in eine Datei
Wenn die automatische Orientierung eingeschaltet ist, werden alle Netzwerk-Blätter zu mehrere Dateien
gedruckt. Andernfalls werden alle Blätter in einer Datei gedruckt.
Items
Bis 5 Items können von einer Liste gewählt werden. Die Items werden im Seitenende, in 5 Fächern von links
nach rechts gedruckt. Die Breite jedes Faches kann in Prozent definiert werden. Die vorhandenen Items sind:
Item
Phase-to-Phase-Logo
Abbildung
Textdatei
Netzdateiname
Dateiname+Datum
Name+Datum+Version
Name+Datum+Komm.
Netzkommentar
Extra Kommentar
Blattkommentar
Berechnungsinfo
Inhalt
Phase to Phase Logo
Abbildung in *.bmp
Text in *.txt
Netzdateiname
Netzdateiname + Datum + Zeit
Netzdateiname + Datum + Zeit + Vision version Nummer
Netzdateiname + Datum + Zeit + Netzkommentar
Vom Benutzer eingegeben mit Bearbeiten | Kommentar
Vom Benutzer eingegeben beim Abdrucken
Vom Benutzer eingegeben mit Bearbeiten | Blatt | Kommentar
Kommentar nach einer Berechnung
111
Name+Datum+Einstellung
Netzdateiname + Datum + Jahr/Variante/Scenario/Variationdatum
Schirm abdrucken
Diese Druckfunktion druckt das sichtbare Teil des Netzes. Teils sichtbare Objekte werden dementsprechend
gedruckt.
4.5
Optionen Geographie
Das Netzdiagramm kann auf eine geographische Unterlage projiziert werden. Diese Unterlage muß eine
Bitmapdatei sein mit bekanntem X- und Y-Koordinaten von den vier Ecken. Die Größe der geographischen
Unterlage auf dem Bildschirm wird durch die graphischen Eigenschaften der Bitmapdatei festgestellt.
Die geographischen Koordinaten der Knotenpunkte wird eingegeben oder kann importiert werden. Alle
Knotenpunkte mit bekanntem X und Y-Koordinaten werden projiziert auf die geographische Unterlage. Zweige
zwischen den Knotenpunkten werden als gerade Linien projiziert.
Die geographische Projektion kann gestartet werden mit: Extra | Geographie. Sehen Sie: Geographie
Die Bitmap Koordinaten können in den Optionen definiert werden.
Name
Name der Bitmapdatei
File name
Voller Pathname der graphischen Datei
X1, Y1
Die Parameter X1 und Y1 repräsentieren die geographischen Koordinaten des Punkts linksoben
X2, Y2
Die Parameter X2 und Y2 repräsentieren die geographischen Koordinaten des Punkts rechtsunten
4.6
Optionen Schlüssel
Hiermit kann man angeben, ob man einen Netzwerkschlüssel benutzt. Wenn jedoch einen gültiger PCSchlüssel anwesend ist, wird dieser bevorzugt.
93
.
112
5
Komponenten und Parameter
Alle Objekte werden in den Formen auf Vorsprungblättern spezifiziert. Diese Blätter enthalten Betriebsdaten
und Typendaten.
Drei Vorsprungblätter erscheinen für alle Objekte und definieren Besonderheiten, die Darstellung (grafisch) und
Vorwähler.
Besonderheiten
Für alle Komponenten kann der Benutzer Besonderheiten eingeben. Eine Besonderheit besteht aus einer
Kennzeichen und einem Wert (siehe Unten). Siehe: Besonderheiten 200 .
Präsentation
Die graphische Darstellung kann in diesem Formular definiert werden. Siehe auch: Präsentation Komponente
202 .
Auswahl
Der Knotenpunkt kann in eine oder mehrere Auswahlen aufgenommen werden. Dies kann in diesem Formular
definiert werden. Siehe auch: Auswahl 200 .
Variationen
Ein Objekt, das nur in einer Variante ab einem bestimmten Datum existiert, und nicht in der
Ausgangssituation, heißt eine Variante-Objekt. Dies ist auf dem Variationen-Form vom Objekt durch
Ankreuzen der Variante-Objekt Checkbox angegeben. Nachfolgend verschwindet der Variante-Objekt aus der
Grundsituation und wird mit dem Standard-Ansicht nur sichtbar, wenn die entsprechende Variante und Datum
ausgewählt wurden.
Das Variationen-Form vom Objekt listet auch alle Varianten, bei denen das Objekt in oder außer Betrieb
genommen werden.
5.1
Knotenpunkt
5.1.1
Knotenpunkt
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
Unenn
Gleichzeitigkeit
ID
Kurze Name
Vorgabe
Einheit
Unenn 1)
1
kV
Beschreibung
Name des Knotenpunkts
Nennspannung
Gleichzeitigkeitsfaktor anw esender Last
Identifikation
Kurze Name für Ansichte und Berichte. Maximal 10 Schriftzeichen.
1) Bei Verlassen des Knotenpunktsmenüs mit [Ok] w ird Unenn als Vorgabew ert gespeichert.
113
Name
Für die Knotenpunkte sollten möglichst unterschiedliche Namen festgelegt werden. Ein Name darf aus
höchstens 20 Zeichen bestehen.
ID
Außer über den Namen kann der Knotenpunkt über ID gekennzeichnet werden. Diese Kennzeichnung wird
auch zum Import und Export von Netzdaten z.B. über Imex verwendet.
Beim Verlassen der Knotenpunktform, wird eine Überprüfung durchgeführt ob das NodeID bereits oder nicht
existiert. Im Fall den er bereits existiert, wird eine Warnung erzeugt.
In der Knotenpunktform auf dem Vorsprung "Geografie", wird eine Abbildung der Station gezeigt, wenn der
Knotenpunkt ID+'.jpg oder ID+'\'+ID+'.jpg' den Namen einer JPG Abbildungdatei entspricht, in einem
Verzeichnis, definiert in den Optionen, an Dateilokations. Durch das Klicken auf der Abbildung, wird sie mit
in Windows definiertem Programm geöffnet.
In der Knotenpunktform auf dem Vorsprung "Allgemeines", wird eine Reihe von Abbildungen der Station
gezeigt, wenn der Knotenpunkt ID+'_*.jpg oder ID+'\*.jpg' den Namen einer JPG Abbildungdatei entspricht, in
einem Verzeichnis, definiert in den Optionen, an Dateilokations. Der Asterikus ist ein Wildcardsymbol.
Durch das Klicken auf der Abbildung, wird sie mit in Windows definiertem Programm geöffnet.
Unenn
Unter Unenn ist die Betriebsspannung (z.B. 380 kV, 110 kV oder 10 kV) zu verstehen. Unenn kann geändert
werden, solange der Knotenpunkt nicht mit einem anderen Knotenpunkt verbunden ist.
Es ist möglich, die Nennspannung einer Gruppe von Knotenpunkten gleichzeitig zu ändern. Wenn die
Knotenpunkte durch Kabel, Verbindung(en), oder Kurzkupplung(en) miteinander verbunden sind, müssen alle
verbundenen Knotenpunkte zusammen geändert werden. Wenn die Knotenpunkte mit Transformatoren
angeschlossen sind, können die Nennspannungen mit höchstens 20% ihres ursprünglichen Wertes geändert
werden.
Gleichzeitigkeit
Für den Knotenpunkt kann ein Gleichzeitigkeitsfaktor eingegeben werden, mit dem die Last am Knotenpunkt
(P und Q) multipliziert wird. Mit dem Gleichzeitigkeitsfaktor können bei der Last die Ergebnisse von
Höchstleistungsmessungen berücksichtigt werden. Es ist auch möglich, für mehrere aufgerufene
Knotenpunkte (z.B. alle Knotenpunkte an einem MS-Abschnitt) mit Bearbeiten|Kollektiv|Knotenpunkt einen
gemeinsamen Gleichzeitigkeitsfaktor einzugeben.
114
Schiene
Param eter
Typ
Unenn
Inenn
Ik dynamisch
Ik thermisch
bei
Vorgabe
Einheit
0
0
0
0
1
kV
A
kA
kA
s
Beschreibung
Sammelschienenart
Nennspannung (nicht für Berechnungen)
Nennstrom
zulässiger dynamischer Kurzschlussstrom
zulässiger thermischer Kurzschlussstrom
Dauer des zulässigen thermischen Kurzschlussstroms
Typ
In der Knotenpunktform auf dem Vorsprung "Schiene", wird eine Abbildung des Schienentyps gezeigt, wenn
der Schienentypname+'jpg oder Schienentypname+'_*.jpg' oder Schienentypname+'\*.jpg' den Namen einer
Jpg Abbildungdatei in einem Verzeichnis entspricht, definiert in den Optionen, an Dateilokations. Durch das
Klicken auf der Abbildung, wird sie mit in Windows definiertem Programm geöffnet.
Dynamischer Kurzschlußstrom
Die mechanischen (dynamischen) Kräfte der Anlage im Knotenpunkt werden durch den Stoßkurzschlussstrom
(Ip) verursacht. Dieser Strom wird in der Berechnung nach IEC (60)909 berechnet. Das Resultat wird mit dem
zulässigen dynamischen Kurzschlussstrom verglichen.
Thermischer Kurzschlußstrom
Der thermische Belastung der Anlage im Knotenpunkt wird durch den subtransienten Kurzschlussstrom (Ik")
verursacht. Dieser Strom wird sowohl bei der Berechnung nach IEC (60)909 als auch bei der sequentiellen
Fehlerberechnung berechnet. Das Resultat wird mit dem zulässigen thermischen Kurzschlussstrom
verglichen. Hieraus errechnet sich die zulässige Kurzschlussdauer (tmax ).
Specials
Tonfrequenzquelle
Der Tonfrequenzberechnung wertet die Ausbreitung den Rundsteuersignalen im Netz. Ein oder mehrere
Rundsteuersender mit unterschiedlichen Frequenzen können modelliert werden. Die Attribute sind:
· Frequenz: Rundsteuerfrequenz (Hz)
· U: Spanning des Rundsteuersignals, bezogen auf der Nennspannung (%)
· Winkel: Winkel des Rundsteuersignals, bezogen auf die aktuelle Spannung (Grad)
115
Externe Erdung
Ein Knoten kann einen externen Erdungsverbindung enthalten. Dies kann als ein gemeinsamen Erdungspunkt
für die Sternpunkten von mehreren Komponenten dienen. Zum Beispiel können die Sternpunkte von
Synchrongeneratoren, Synchronmotoren, Kondensatoren, Spulen oder Transformatoren gemeinsam geerdet
werden. Dies hat Konsequenzen für die korrekte Berechnung von Kurzschlüssen mit Erdungsanschluss.
Wenn einer der angeschlossenen Elemente das externe Erdungsverbindung verwendet, sollte es bei den
Betroffenen Element am Formular "Anschluss" definiert werden.
Für Knoten können Felder 188 definiert werden, indem Sie die Namen auf der Registerkarte "Specials"
eingeben. Die Reihenfolge der Feldnamen sollte die gleiche sein wie die Reihenfolge der realen Feldern.
Wenn die Feldnamen angegeben wurden, kann jeder Zweig 118 und Element 143 zu den Feldern zugeordnet
werden. Für einen Knoten mit einer vollständigen Zuordnung von Feldern, können die Ströme in der Schiene für
eine Lastfluss und einer Kurzschluss berechnet werden.
Geography
Param eter
X
Y
Vorgabe
0
0
Einheit
m
m
Beschreibung
Geographische X-Koordinate
Geographische Y-Koordinate
Die geographischen Koordinaten, als dezimale Grad Länge und Breite, ermöglichen Darstellung auf einer
geographischen Schicht oder in einer geographischen Anwendung. Sehen Sie: Geographie 93 .
116
Mit dem Knopf "Google maps" wird die geographische Position der Station direkt mit dem Webprogramm
Google Maps dargestellt. Die X- und Y-Koordinate sind dezimale Grad Länge und Breite.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
Fernmelder
0
0
0
Minuten
Minuten
ja / nein
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr , dass der Knotenpunkt ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr , dass der Knotenpunkt w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
Anw esenheit von Fernmeldung vom Status
Der Fernmelder beeinflusst die Fehlerortungsdauer (kurz/lang).
MODELLIERUNG
Lastfluss und sequentielle Fehleranalyse
Alle Lasten an einem Knotenpunkt werden bei Lastflussberechnungen und sequentiellen Fehleranalysen
folgendermaßen mit dem Gleichzeitigkeitsfaktor korrigiert:
PLast,Berechnung = g * P Last
QLast,Berechnung = g * Q Last
IEC (60)909
Bei Berechnungen nach IEC (60)909 wird der Gleichzeitigkeitsfaktor nicht berücksichtigt.
Aus Ik,th wird für die Farbanzeige das Verhältnis Ik"/Ik,th ermittelt.
5.1.2
Gleichzeitigkeit
Für den Knotenpunkt kann ein Gleichzeitigkeitsfaktor eingegeben werden, mit dem die Last am Knotenpunkt
(P und Q) multipliziert werden kann. Mit dem Gleichzeitigkeitsfaktor können bei der Last die Ergebnisse von
Höchstleistungsmessungen berücksichtigt werden. Es ist auch möglich, für mehrere aufgerufene
Knotenpunkte (z.B. alle Knotenpunkte an einem MS-Abschnitt) einen gemeinsamen Gleichzeitigkeitsfaktor
einzugeben mit Bearbeiten|Kollektiv|Knotenpunkt.
117
Die Knotenpunkt Gleichzeitigkeitsfaktoren können automatisch errechnet werden, so daß der errechnete
Strom durch einen vorgewählten Zweig einen Benutzer spezifizierten Wert entspricht. Dieses ist für die
Berechnung der simultanen Last in einer Verteilungsnetzzufuhr besonders nützlich. Sehen Sie: Bearbeiten,
Speziell, Gleichzeitichkleit 70 .
5.1.3
Sammelschienensystem
Knotenpunkte können zu einem Sammelschienensystem zusammengefügt werden. Ein
Sammelschienensystem ist eine Menge von einem oder mehreren Knotenpunkten. Die einzelnen
Knotenpunkte werden nicht entfernt. Die Vorteile des Sammelschienensystems sind:
· die Knotenpunkte und dazugehörigen Verbindungen können wie eine Komponente gleichzeitig im
graphischen Editor verschoben werden
· die Zweige und Elemente können einfach direkt auf die richtige Sammelschienen geschaltet werden
· die Sammelschienenanwahl wird kompakt wiedergegeben.
Das Sammelschienensystem kann definiert werden durch den betreffenden Knotenpunkt anzuwählen und im
Menü Einfügen | Knotenpunkt | Sammelschienensystem zu wählen. Hierbei gelten die folgenden
Bedingungen und Einschränkungen:
· die Knotenpunkte müssen die Form eines senkrechten oder waagerechten Strichs haben
· die Knotenpunkte müssen dieselbe Richtung aufweisen (alle senkrecht oder alle waagerecht)
· die Knotenpunkte dürfen in waagerechter und senkrechter Richtung nicht mehr als 8 Rasterpunkte von
einander entfernt sein.
Die folgende Abbildung macht dies deutlich. Die Knotenpunkte A, B und C können zu einem
Sammelschienensystem zusammengefügt werden. Der Knotenpunkt D dagegen kann nicht hinzugefügt
werden, er kann nur mit sich selbst ein Sammelschienensystem darstellen.
Ein Sammelschienensystem kann entfernt werden durch
Bearbeiten | Entfernen | Sammelschienensystem. Hierzu müssen jedoch alle Knotenpunkte des
Sammelschienensystems angewählt sein.
Ein Sammelschienensystem kann um einen anderen Knotenpunkt erweitert werden durch es erst zu entfernen
und danach aufs Neue zu definieren.
Im Formular des Sammelschienensystems kann ein Name angegeben werden. Dort können auch die
Schalterstände geändert werden. Das Formular kann mit Bearbeiten | Sammelschienensystem oder mit der
Tastenkombination CTRL-R aufgerufen werden. Hierzu muss mindestens einer der Knotenpunkte des
Sammelschienensystems angewählt sein. Für Änderungen des Schalterstandes gilt folgendes:
· ein offener Kreis stellt einen geöffneten Schienenwahlschalter dar
· ein geschlossener Kreis stellt einen geschlossenen Schienenwahlschalter dar
· per Zweig oder Element darf nur ein einziger Schienenwahlschalter geschossen sein
· Anklicken eines geöffneten Schalters schließt diesen; ein möglicher geschlossener Schalter wird geöffnet
118
·
Anklicken eines geschlossenen Schalters öffnet diesen, sodass der Zweig oder das Element vom
Sammelschienensystem getrennt wird.
Durch die besondere Ansicht Bild | Wiedergabe | Inselnetz kann einfach festgestellt werden, ob die
Sammelschienenwahl zu isolierten Knotenpunkten geführt hat.
5.2
Zweig
Ein Zweig verbindet zwei oder drei Knoten. Sofern der Zweig ein Transformator ist, müssen die Knoten die
gleiche Nennspannung haben. Ein Dreiwicklungstransformator verbindet drei Knoten.
Der Zweig kann, indem Sie zunächst zwei (oder drei) Knoten anwählen, mit Einfügen | {Kurzkupplung,
Kabel, Verbindung, Drosselspule, Transformator, Spezialtransformator} hinzugefügt werden.
Wenn die Feldnamen angegeben wurden, kann jeder Zweig zu den Feldern zugeordnet werden.
5.2.1
Pi Modell
Bei der Lastflussberechnung und der sequentiellen Fehleranalyse wird eine Verbindung durch ein Pi-Modell
dargestellt
Es bedeuten:
R =
(Wirk-)Widerstand
X =
Blindwiderstand, Reaktanz
119
Xc =
Kapazitiver Blindwiderstand = 1/wC
Das Pi-Modell kann für Kabel bis zu einer Länge von ca. 50 km sowie für Freileitungen mit einer Länge von ca.
200 km verwendet werden. Längere Verbindungen können mit fiktiven Knotenpunkten, die die Verbindung in
Teilabschnitte unterteilen, modelliert werden. Z.B. ergibt ein Dreiabschnitt Pi-Modell eine Genauigkeit zu 1.2 %
für eine Viertelwellenlängelinie (eine Viertelwellenlänge entspricht mit 1500 und 1250 Kilometer bei 50 und 60
Hz beziehungsweise) (J. Arillaga, D.A. Bradley, P.S. Bodger: "Power System Harmonics").
5.2.2
Verbindung
Eine Verbindung ist das Modell für eine Freileitung oder eine andere Verbindung zwischen zwei
Knotenpunkten, wenn nur elektrische Daten bekannt sind.
Bei einer Verbindung müssen die Nennspannungen beider Knotenpunkte gleich sein.
PARAMETER
Allgemeines
Hier können die Schalter an beiden Seiten der Verbindung betätigt werden.
Param eter
Name
Beschreibung
Name der Verbindung
Name
Parallele Verbindungen können durch einen Namen unterschieden werden. Ein Name darf aus höchstens 20
Zeichen bestehen.
Die Verbindung läuft von einem Von-Knotenpunkt in Richtung zu einem Zu-Knotenpunkt. Das Bewilligen
des Von-Knotenpunktes und des Zu-Knotenpunktes zu Von und zur Zu-Seite der Verbindung findet
automatisch statt. Von-Knotenpunkt und Zu-Knotenpunkt können vom Platz ausgetauscht werden mit der
Taste: <>.
Eine Verbindung besteht aus einen oder einigen Verbindungsteilen. Für jedes Verbindungsteil kann ein Name
gegeben werden. Einige Verbindungsteile können mit den Tasten Zufügen hinzugefügt werden (am Ende der
Liste) oder Einfügen (Einfügen vor dem angewählten Verbindungsteil in der Liste). Mit der Taste Entfernen
kann das Verbindungsteil von der Liste entfernt werden.
Impedanzen
120
Param eter
Rac
TR
X
C
R0
X0
C0
Länge
Inenn1
Inenn2
Inenn3
TInenn
Ik 1s
TIk(1s)
Vorgabe
0
30
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Einheit
Ohm
Grad.C
Ohm
mF
Ohm
Ohm
mF
m
A
A
A
Grad.C
kA
Grad.C
Beschreibung
Mitw iderstand (Betriebsw iderstand)
Temperatur die dem Wert von R entspricht
Mitreaktanz (Betriebsreaktanz)
Mitkapacität (Betriebskapazität)
Nullw iderstand
Nullreaktanz
Nullkapazität
Länge (für Harmonischenberechnungen)
Nennstrom
Alternative Nennstrom
Alternative Nennstrom
Temperatur bei Inenn
zulässiger Kurzschlussstrom für eine Sekunde
Temperatur bei Ik(1s)
TR
Spezifikation der Temperatur für die spezifizierte Leiterwiderstand, macht es möglich, das Verhalten auch bei
einer anderen Temperatur richtig zu errechnen. Berechnung des maximalen Kurzschlußstromes entsprechend
IEC 60909 wird es eine Leitertemperatur von 20 Grad C angenommen.
X
Die Betriebsreaktanz einer Verbindung darf nicht gleich null sein. Eine kleine Impedanz ist bei einer
Kurzkupplung manchmal wünschenswert, aber ein kleinerer Wert als 1 m ist meistens nicht reell.
R0
Der Nullwiderstand einer Verbindung darf bei der asymmetrischen Fehleranalyse nicht kleiner als der
Mitwiderstand sein.
X0
Die Nullreaktanz einer Verbindung darf bei der asymmetrischen Fehleranalyse nicht kleiner als die Mitreaktanz
sein.
Inenn
Der Nennstrom einer Verbindung muss eingegeben werden und darf nicht gleich null sein.
TInenn
Die Leitertemperatur am nominalen Strom ist für zukünftigen gebrauch.
TIk1s
Den Temperatur an Ik1s werd verwendet für die Berechnung des minimalen Kurzschlußstromes entsprechend
IEC 60909.
Zuverlässigkeit
Die Zuverlässigkeitparameter beantragen den vollständigen Verbindung. Es ist nicht möglich, diese Parameter
für jedes Verbindungsteil zu spezifizieren.
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
MODELLIERUNG
Lastfluss und sequentielle Fehleranalyse
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Verbindung ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr , dass die Verbindung w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
121
Bei der Lastflussberechnung und der sequentiellen Fehleranalyse wird eine Verbindung durch ein Pi-Modell
dargestellt.
118
Einführung von Inenn' und von Snenn' für Zweige
Für alle Zweige sind die Variablen Inenn' und Snenn' eingeführt worden für eine eindeutige Anzeige der
Überlastung im Lastfluß. Für eine Verbindung wird der Wert von Inenn' von den Eingabedaten erhalten, in der
Übereinstimmung mit den Optionen:
· Inenn' wird entweder auf Inenn1 oder Inenn2, entsprechend den Optionseinstellungen eingestellt (in
Optionen, Berechnung | Allgemeines).
IEC (60)909
Bei der Berechnung von symmetrischen Kurzschlüssen wird ausschließlich mit der Längs-Mitimpendanz (R
+jX) gerechnet. Die Querimpedanz Xc bleibt unberücksichtigt.
Bei der Berechnung von asymmetrischen Kurzschlüssen ist die Gegenimpedanz gleich der Mitmpedanz (Z2 =
Z1). Für die Nullimpedanz (Z0) gilt das Pi-Modell mit der Null-Querimpedanz X0 C.
Die Daten des Nullsystems sind bei der Berechnung von symmetrischen Kurzschlüssen oder
Zweiphasenkurzschlüssen ohne Erdberührung nicht relevant.
Aus Ik,1s wird die zulässige Kurzschlussdauer tmax ermittelt.
Berechnung des maximalen Kurzschlußstromes entsprechend IEC 60909 wird es eine Leitertemperatur von 20
Grad C angenommen. Den Temperatur an Ik1s werd verwendet für die Berechnung des minimalen
Kurzschlußstromes entsprechend IEC 60909.
5.2.3
Koppelimpedanz
Die Koppelimpedanz ist ein Wert die die elektromagnetische Koppelung zwischen parallelen Linien darstellt.
Diese Koppelung beeinflußt gegenseitig die Strom in den Fällen von den Unausgeglichenheiten. Der Effekt ist
im Falle der Phase zur Grundstörung in einer der parallelen Linien besonders sichtbar. Aus diesem Grund ist
die Koppelung als Impedanz im Nullsystem modelliert worden.
Die Koppelimpedanz ist nur für Gebrauch in den Verbindungen (Linien) modelliert worden.
Mehrfache Verbindungen mit einer Koppelung, bilden eine mutuale Gruppe. Solch eine mutuale Gruppe ist auf
ein Maximum von 10 Koppelungen begrenzt worden. Die Zahl der mutualen Gruppen ist nicht begrenzt worden.
Eine mutuale Koppelung gilt für die vollständige Länge der gekoppelten Verbindungen zwischen den "von" und
"zu" Knotenpunkte. Im Falle des T-Anschlußes sind zusätzliche Knotenpunkte erforderlich.
Neu
Eine neue Koppelung kann definiert werden, indem man erstens die zwei parallele Verbindungen anwählt und
zweitens vom Hauptmenü wählt: Einfügen | Zweige | Koppelimpedanz.
Man soll sich immer kümmern um die korrekten Richtungen von beiden gegenseitig gekoppelte Verbindungen.
Wenn beide Verbindungen nicht die gleiche Richtung haben, ist der Effekt gleich eines negativen mutuale
Koppelimpedanz.
122
Anwählen
Die Koppelimpedanz ist normalerweise nicht sichtbar im Netzdiagramm. Mit eine spezielle Function werden
alle Verbindungen mit eine Koppelimpedanz angewählt: Anwählen | Speziell | Mutual Verbindung.
Bearbeiten
Ein bestehende mutuale Koppelung kann bearbeitet werden, indem man erstens die zwei parallele
Verbindungen anwählt und zweitens vom Hauptmenü wählt: Bearbeiten | Koppelimpedanz oder mit den
Tasten: Ctrl-Alt-M.
Entfernen
Ein bestehende mutuale Koppelung kann entfernt werden, indem man erstens die zwei parallele
Verbindungen anwählt und zweitens vom Hauptmenü wählt: Bearbeiten | Entfernen | Koppelimpedanz.
PARAMETER
Param eter
R00
X00
Vorgabe
0
0
Einheit
Ohm
Ohm
Beschreibung
Mutuale Koppelung Nullsystem Widerstand
Mutuale Koppelung Nullsystem Reaktanz
MODELLIERUNG
Das allgemeine Diagramm von zwei gekoppelte parallele Verbindungen wird unten gezeigt.
Im Falle zwei parallele gekoppelte Verbindungen ist der Koppelimpedanz zM den Nullsystem hinzugefügt
worden.
Der Koppelimpedanz ist ein Nullsystemimpedanz. Die gesamte Systemgleichungen sind:
123
5.2.4
Kurzkupplung
Eine Kurzkupplung ist eine fast impedanzlose Verbindung zwischen zwei Knotenpunkten. Die Kurzkupplung
wird als das Modell für eine Sammelschienenkupplung benutzt.
Bei einer Kurzkupplung müssen die Nennspannungen beider Knotenpunkte gleich sein.
PARAMETER
Allgemeines
Hier können die Schalter an beiden Seiten der Kurzkupplung betätigt werden.
Param eter
Name
Teilnetzrand
Beschreibung
Name der Kurzkupplung
Grenze zw ischen zw ei Teilnetze.
Name
Parallele Kurzkupplungen können durch einen Namen unterschieden werden. Ein Name darf aus höchstens 20
Zeichen bestehen
Die Kurzkupplung läuft von einem Von-Knotenpunkt in Richtung zu einem Zu-Knotenpunkt. Das Bewilligen
des Von-Knotenpunktes und des Zu-Knotenpunktes zu Von und zur Zu-Seite der Kurzkupplung findet
automatisch statt. Von-Knotenpunkt und Zu-Knotenpunkt können vom Platz ausgetauscht werden mit der
Taste: <>.
Anschluß
Der Anschluß einer Kurzkupplung zu einem Sammelschienensystem kann auf dem Vorsprung 'Anschluß'
definiert werden wie:
·
Schienenwählbar,
·
Nicht Schienenwählbar oder
·
Örtlich festgelegt.
Dieses beeinflußt nur die graphische Darstellung.
Elektrischen Eigenschaften einer Kurzkupplung
Die elektrischen Eigenschaften einer Kurzkupplung sind fest. Allerdings kann am Tab Belastbarkeit der
Nennstrom Inenn und der maximale Kurzschlussstrom Ik (1s) angegeben werden. Wenn angegeben, wird die
Belastung in die Ergebnisse präsentiert. Wenn nicht angegeben, wird die Verbindung unendlich stark
angenommen und wird seine Belastung nicht dargestellt.
Impedanzen
Die elektrischen Daten der Kurzkupplung sind nicht änderbar. Die folgenden Daten sind vorgegeben:
R = 1E-6 Ohm
X = 1E-6 Ohm
C = 0 mF
R0 = 1E-6 Ohm
X0 = 1E-6 Ohm
C0 = 0 mF
124
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
5.2.5
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Kurzkupplung ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Kurzkupplung w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
Kabel
Ein Kabel ist das Modell für eine Kabelverbindung zwischen zwei Knotenpunkten, wenn der Kabeltyp bekannt
ist. Die elektrischen Daten werden aus der Komponentendatenbank übernommen.
Eine Kabelverbindung besteht aus einer oder mehreren Kabelstrecken. Die Parameter für eine Kabelverbindung
werden in den Menüs 'Allgemeines' und 'Kabelabschnitt' eingegeben.
Bei einem Kabel müssen die Nennspannungen beider Knotenpunkte gleich sein.
PARAMETER
Allgemeines
Hier können die Schalter an beiden Seiten des Kabels betätigt werden.
Param eter
Name
Teilnetzrand
Beschreibung
Name des Kabels
Grenze zw ischen zw ei Teilnetze.
Name
Parallele Kabel können durch einen Namen unterschieden werden. Ein Name darf aus höchstens 20 Zeichen
bestehen.
Das Kabel läuft von einem Von-Knotenpunkt in Richtung zu einem Zu-Knotenpunkt. Das Bewilligen des
Von-Knotenpunktes und des Zu-Knotenpunktes zu Von und zur Zu-Seite des Kabels findet automatisch
statt. Von-Knotenpunkt und Zu-Knotenpunkt können vom Platz ausgetauscht werden mit der Taste: <>.
Teilnetzrand
Beim eingeben eines Kabels kann 'Teilnetzrand' angewählt werden z.B. für die Markierung von zwei
unterschiedlich gespeisten Teilnetzen. Ein geöffneter Schalter wird dann durch eine doppeltete
Markierungsfahne dargestellt (wenn das Markierungsfahne Symbol gewählt ist in Optionen, bei
Editor | Allgemeines).
Kabelabschnitte
Kabelverbindungen werden, wie nachstehend beschrieben, zusammengefügt oder geändert. Alle
Kabelverbindungen bestehen von einem oder mehr Kabelabschnitten. Mit der grüne + Taste kann ein
Kabelabschnitt hinzugefügt werden. Mit der rote X Taste kann ein Kabelteil entfernt werden.
Mit der ... Taste können die eingabedaten des Kabelabschnitts bearbeitet werden.
Wenn man bestimmte Berechnungen macht, wie Fehler Sequentiell und Schutzberechnung, ist der
spezifische Reihenfolge der Kabelteile mit berechnet worden. Dieses kann wichtig sein in den Fällen, daß
starke und schwache Kabelteile gemischt sind.
Für alle Kabelabschnitte können die Art, die Länge, die Nennstrom und ein Belastbarkeitsfaktor eingegeben
werden.
125
Param eter
#Parallel
Typ
Länge
Belastbarkeit
Faktor
Vorgabe
1
Einheit
0
bei 0.5 Km/W
1
m
A
Beschreibung
Anzahl parallele Kreise für dieses Kabelabschnitts
Kabeltyp für dieses Kabelabschnitts
Länge des Kabelabschnitts
Nennstrom für die angegebene Umgebungsbedingung
Faktor, mit dem der Nennstrom verringert w erden kann
Parallele Kabel
Jede Kabel-Verbindung kann von Parallelgeschaltete Kabel gemacht werden. Eingabe von der Anzahl der
parallele Kabel ersetzt die Notwendigkeit, jede Kabel explizit zu modellieren. Der Vorteil ist, dass parallele
Kabel die gemeinsam geschützt sein, keine extra Dummy-Knoten und eine Kurzkupplung benötigen. Darüber
hinaus wird die Darstellung im Netzdiagramm einfacher sein. Ein Kurzschluss im Kabel wird berechnet über
alle parallele Kabel.
Faktor
Mit diesem Faktor kann Inenn verringert werden, falls mehrere Kabel dicht nebeneinander liegen, zum Beispiel
in einem Unterwerk.
Kabelabschnitt
Param eter
Typ
Kurz
Unenn
Rac
TR
X
C
R0
X0
C0
Inenn0
TInenn
Inenn1/2/3
bei
Vorgabe
Einheit
0
0
30
0
0
0
0
0
0
0
0
0
kV
Ohm
Grad.C
Ohm
mF
Ohm
Ohm
mF
A
Grad.C
A
Km / W
Ik 1 s
TIk(1s)
Frequenz
Pulsgeschw indigkeit
0
0
50
0
kA
Grad.C
Hz
ms/m
Beschreibung
Kabeltyp
Kabelteil Kurzname
Nennspannung
Mitw iderstand (A.C. Betriebsw iderstand)
Temperatur die dem Wert von R entspricht
Mitreaktanz (Betriebsreaktanz)
Mitkapacität (Betriebskapazität)
Nullw iderstand bei 20 Grad. C
Nullreaktanz
Nullkapazität
Nennstrom für Kabel in freier Luft
Temperatur bei Inenn
Nennstrom für unterirdisches Kabel
Spezifischer Wärmew iderstand (G) des Bodens,
gehörend zu Inenn 1, 2 oder 3
Zulässiger Kurzschlussstrom für eine Sekunde
Temperatur bei Ik(1s)
Frequenz, entsprechend der Mitreaktanz
Geschw indigkeit einer PD-Pulse im Kabeltyp
Typ
In der Liste sind nur die Kabeltypen angegeben, deren Nennspannung größer als 80% und kleiner als 120%
der Nennspannung der beiderseitigen Knotenpunkte ist.
Wenn ein Kabeltyp aus der Liste angewählt ist, werden alle elektrischen Daten kopiert.
Der Betriebswiderstand des Kabels in der Komponentendatenbank ist der Gleichstromwiderstand, multipliziert
mit 1.04. Mit diesem Faktor erreicht man einen korrekten Widerstand bei einer Temperatur von 30 Grad
Celsius.
TR
Spezifikation der Temperatur für die spezifizierte Leiterwiderstand, macht es möglich, das Verhalten auch bei
einer anderen Temperatur (Tact) richtig zu errechnen:
(1+0.004(Tact-20)) / (1+0.004(TR-20)).
Berechnung des maximalen Kurzschlußstromes entsprechend IEC 60909 wird es eine Leitertemperatur von 20
Grad C angenommen.
X
126
Die Betriebsreaktanz darf nicht gleich null sein. Eine kleine Impedanz ist bei einer Kurzkupplung manchmal
wünschenswert, aber ein kleinerer Wert als 1 m ist meistens nicht reell.
R0
Der Nullwiderstand einer Verbindung darf bei der asymmetrischen Fehleranalyse nicht kleiner als der
Mitwiderstand sein.
X0
Die Nullreaktanz einer Verbindung darf bei der asymmetrischen Fehleranalyse nicht kleiner als die Mitreaktanz
sein.
Inenn
Der Nennstrom muss eingegeben werden und darf nicht gleich null sein.
Der Nennstrom ist von der zulässigen Temperatur und dem spezifischen Wärmewiderstand (G) des Bodens
abhängig. Für jeden Kabelabschnitt kann man für drei verschiedene Wärmewiderstände einen Nennstrom
eingeben. Auch für ein Kabel in freier Luft kann ein Nennstrom eingegeben werden.
Die angegebenen Werte von G werden für die Berechnung der Belastung verwendet, abhängig von der Eingabe
im Menü 'Anschluss'. Für eine Verbindung aus mehreren Typen ist das schwächste Glied maßgebend.
TInenn
Die Leitertemperatur am nominalen Strom ist für zukünftigen gebrauch.
TIk1s
Den Temperatur an Ik,1s werd verwendet für die Berechnung des minimalen Kurzschlußstromes entsprechend
IEC 60909.
Frequenz
Die Kabelreaktanz wird für die spezifizierte Frequenz, von der Kabeltypdaten gegeben: X = wL. Für eine andere
Systemfrequenz (in den Optionen, bei Berechnung) wird die Reaktanz angepaßt.
Typdaten kopieren und pasten
Kabeltypdaten können durch die rechte Maus kopiert werden und geklebt werden, wenn man auf der
Typdatenformular der Komponente klickt. Ein pop-up Menü erscheint mit "Typdaten kopieren" und
"Typdaten pasten".
Zuverlässigkeit
Die Zuverlässigkeitsdaten sind gültig für die ganze Kabel.
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
Muffen Anzahl
Muffen Ausfallhäufigkeit
Abstandbestimmung
Laufzeit
Von
Abstand
0
0
0
0
Einheit
Beschreibung
pro Jahr pro Mittlere Häufigkeit pro Jahr und pro km, dass die Kabel ausfällt
km
(Kurzschluss)
Minuten
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
pro Jahr
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Kabel w egen Wartung außer
Betrieb ist
Minuten
Mittlere Wartungsdauer
Minuten
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
Anzahl der Muffen in der Kabel
pro Jahr
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass eine Muffe ausfällt (Kurzschluss)
0
ms
m
Laufzeit einer PD-Pulse von Messung nach Fehlerort und zurück
Messestelle: Von- oder Zu-knoten
Abstand vom Messung nach Fehlerort
Fehlersuche
Nach der Definition des Kabeltyp-Attributs Pulsegeschwindigkeit kann der Abstand von einem Knoten zu
einer Kurzschlusslokation aus einer gemessenen Pulsdauer berechnet werden. Die Methode berücksichtigt
die unterschiedlichen Pulsgeschwindigkeiten in dem Fall, dass mehr als ein Kabeltypen verwendet wurden.
127
MODELLIERUNG
Lastfluss und sequentielle Fehleranalyse
Bei der Lastflussberechnung und der sequentiellen Fehleranalyse wird ein Kabel durch ein Pi-Modell
dargestellt.
118
Einführung von Inenn' und von Snenn' für Zweige
Für alle Zweige sind die Variablen Inenn' und Snenn' eingeführt worden für eine eindeutige Anzeige der
Überlastung im Lastfluß. Für ein Kabel wird der Wert von Inenn' von den schwächsten Kabelteil-Eingabedaten
erhalten:
· Inenn' wird auf den schwächstes Kabelteil Inenn(G) x rerating Faktor eingestellt. G bezieht sich auf die
gewählte Bodentemperaturwiderstand.
IEC 909
Die Daten des Nullsystems sind bei der Berechnung von symmetrischen Kurzschlüssen oder
Zweihasenkurzschlüssen ohne Erdberührung nicht relevant.
Aus Ik,1s wird die zulässige Kurzschlussdauer tmax ermittelt.
Berechnung des maximalen Kurzschlußstromes entsprechend IEC 60909 wird es eine Leitertemperatur von 20
Grad C angenommen. Den Temperatur an Ik1s werd verwendet für die Berechnung des minimalen
Kurzschlußstromes entsprechend IEC 60909.
5.2.6
Drosselspule
Drosselspulen können mit zwei Menüs eingegeben werden. Mit Formular ist es möglich, zwischen den
Menüs zu wechseln und die Parameter umzurechnen.
Bei einer Drosselspule müssen die Nennspannungen beider Knotenpunkte gleich sein.
PARAMETER
Allgemeines
Hier können die Schalter an beiden Seiten der Drosselspule betätigt werden.
Param eter
Name
Beschreibung
Name der Drosselspule
Name
Parallele Drosselspulen können durch einen Namen unterschieden werden. Ein Name darf aus höchstens 20
Zeichen bestehen.
Die Drosselspule läuft von einem Von-Knotenpunkt in Richtung zu einem Zu-Knotenpunkt. Das Bewilligen
des Von-Knotenpunktes und des Zu-Knotenpunktes zu Von und zur Zu-Seite der Drosselspule findet
automatisch statt. Von-Knotenpunkt und Zu-Knotenpunkt können vom Platz ausgetauscht werden mit der
Taste: <>.
128
Drosselspule
Param eter
Typ
Kurz
Unenn
Ik (2s)
Inenn
R
X
R0
X0
R2
X2
Vorgabe
Einheit
1)
0
0
0
0
0
0
0
0
kV
kA
A
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Beschreibung
Typumschreibung
Kurze Name. Maximal 10 Schriftzeichen.
Nennspannung
zulässiger Kurzschlussstrom für 2 Sekunden
Nennstrom
Mitw iderstand (Betriebsw iderstand)
Mitreaktanz (Betriebsreaktanz)
Nullw iderstand
Nullreaktanz
Inverse Widerstand
Inverse Reaktanz
1) Unenn der Knotenpunkte auf den beiden Seiten der Drosselspule
Unenn
Bei einer Drosselspule müssen die Nennspannungen beider Knotenpunkte gleich sein.
R0
Der Nullwiderstand einer Verbindung darf bei der asymmetrischen Fehleranalyse nicht kleiner als der
Mitwiderstand sein. Im allgemeinen ist R0 = R1.
X0
Die Nullreaktanz einer Verbindung darf bei der asymmetrischen Fehleranalyse nicht kleiner als die Mitreaktanz
sein. Im allgemeinen ist X0 = X1.
Snenn, Inenn
Die Nennleistung oder der Nennstrom einer Verbindung muss eingegeben werden und darf nicht gleich null
sein.
Z1 -> Z0
Der Z1 wert wird zu Z0 kopiert.
Z1 -> Z2
Der Z1 wert wird zu Z2 kopiert.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
Vorgabe
0
0
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Drosselspule ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Drosselspule w egen Wartung außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Einführung von Inenn' und von Snenn' für Zweige
Für alle Zweige sind die Variablen Inenn' und Snenn' eingeführt worden für eine eindeutige Anzeige der
Überlastung im Lastfluß. Die Wert wird wie folgt erhalten:
· Drosselspule: Snenn' wird auf das Snenn input eingestellt
129
5.2.7
Transformator
PARAMETER
Allgemeines
Hier können die Schalter an beiden Seiten des Transformators betätigt werden.
Param eter
Name
Stufe
Beschreibung
Name des Transformators
Aktueller Stand des Stufenschalters
Name
Parallele Transformatoren können durch einen Namen unterschieden werden. Ein Name darf aus höchstens 20
Zeichen bestehen.
Der Transformator läuft von einem Von-Knotenpunkt in Richtung zu einem Zu-Knotenpunkt. Das Bewilligen
des Von-Knotenpunktes und des Zu-Knotenpunktes zu Von und zur Zu-Seite des Transformators findet
automatisch statt. Von-Knotenpunkt und Zu-Knotenpunkt können vom Platz ausgetauscht werden mit der
Taste: <>.
Transformator
Param eter
Typ
Kurzname
Snenn
Unenn
Schaltgruppe
Schalterseite
uk
Pk
Pleerlauf
I leerlauf
Z0
R0
Ik (2 s)
Kennzahl
Stufengröße
Stufe min
Stufe nenn
Stufe max
Vorgabe
Einheit
0
1)
2)
w1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
MVA
kV
D / Y / YN / Z / ZN
%
kW
kW
A
Ohm
Ohm
kA
kV
Beschreibung
Transformatortyp
Kurzname des Transformatortyps für Wiedergabe auf dem Bildschirm
Nennscheinleistung
Nennspannung der Wicklung
Schaltgruppe den Wicklungen
Seite des Regelschalters: Wicklung 1 oder 2
Relative Kurzschlussspannung
Kurzschlussverluste
Leerlaufverluste
Leerlaufstrom, bezogen auf NS-Seite
Nullimpedanz (bezogen auf die Seite mit geerdetem Sternpunkt)
Nullw iderstand (bezogen auf die Seite mit geerdetem Sternpunkt)
Zulässiger Kurzschlussstrom (Niederspannungsseite) für 2 Sekunden
Kennzahl der Phasendrehung
Stufengröße des Regelschalters
Regelschalterstand bei kleinster Wicklungszahl
Regelschalterstand bei Nennw icklungszahl
Regelschalterstand bei größter Wicklungszahl
1) Unenn der Anschlussknotenpunkte des Transformators
2) Die Vorgabe der Schaltung w ird anhand der Nennspannung der Wicklung gew ählt
Typ
In der Liste sind nur die Transformatoren angegeben, deren Nennspannung größer als 80% und kleiner als
120% der Nennspannung der beiderseitigen Knotenpunkte ist.
Wenn ein Transformatortyp aus der Liste angewählt ist, werden alle elektrischen Daten kopiert.
Unenn
Bei einem neuen Transformator wird für Unenn w 1 und Unenn w 2 die Spannung Unenn des betreffenden
Knotenpunktes eingesetzt.
Schaltgruppe
Zweiwicklungstransformatoren mit sowohl auf der Primär- als auch auf der Sekundärseite geerdetem
Sternpunkt haben, sind nicht vorgesehen. Hierfür muss man das Modell eines Dreiwicklungstransformators mit
einer zusätzlichen Wicklung in nehmen.
Kennzahl
130
Die Kennzahl wird bei asymmetrischen Störfällen für die richtige Berechnung der Phasenspannungen und ströme gebraucht.
Stufe min, nenn, max
Der Stufenschalter kann vom Gebraucher über die Eingabe von Mindeststufen-, Nennstufen- und
Höchststufenzahl vollständig definiert werden. Es ist darauf zu achten, dass unter Mindeststufenzahl die
Einstellung zu verstehen ist, bei der die wenigsten Wicklungen zugeschaltet sind und damit (in Abhängigkeit
von der Schalterseite) das größte Übersetzungsverhältnis ausgerechnet werden kann.
Typdaten kopieren und pasten
Transformator- und Transformatorlasttypdaten können durch die rechte Maus kopiert werden und geklebt
werden, wenn man auf der Typdatenformular der Komponente klickt. Ein pop-up Menü erscheint mit
"Typdaten kopieren" und "Typdaten pasten". Dieses kann nützlich sein, wenn ein Transformator geändert
werden muss in eine Transformatorlast oder umgekehrt.
Anschluss
Param eter
Sternpunkterdung
Re
Xe
Snenn'
Phasendrehung
Blocktrafo
Vorgabe
ja
0
0
0
0
nein
Einheit
Ohm
Ohm
MVA
Grad
Beschreibung
Sternpunkterdung einer YN- oder ZN-Wicklung
Erdungsw iderstand der Sternpunkterdung
Erdungsreaktanz der Sternpunkterdung
Maximale Scheinleistung
Phasendrehung des Transformators (außer Kennzahl)
Verw endung des Transformators als Blocktrafo (IEC (60)909)
Snenn'
Für Transformatoren ist die Variable Snenn' eingeführt worden für eine eindeutige Anzeige der Überlastung im
Lastfluß. Die Wert wird wie folgt erhalten:
· Snenn' wird auf das eingegebene Snenn oder auf den spezielle Eingabe eingestellt (früher Smax)
Spannungsregelung
Param eter
Eigen Regelung
anw esend
Messseite
Umin
Umax
Rc
Xc
Meisterregelung
brauchbar
Meister
Status
Vorgabe
aus
2
1)
1)
0
0
aus
aus
Einheit
kV
kV
Ohm
Ohm
Beschreibung
Eigene individuelle Spannungsregelung anw esend
Messseite der Spannungsregelung
Untergrenze der Spannungsregelung
Obergrenze der Spannungsregelung
Reeller Teil der Kompensationsimpedanz der Spannungsregelung
Imaginärer Teil der Kompensationsimpedanz der Spannungsregelung
Transformator kann eine andere Meisterregelung folgen
Name des Transformators mit Meister-Spannungsregelung
Spannungsregelung ein-/ausgeschaltet oder Master-SlaveSpannungsregelung brauchen
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung der Transformatorw icklung auf der Messseite.
Bei den Lastflussberechnungen kann Vision über die Spannungsregelung die richtige Einstellung des
Stufenschalters bestimmen. Bei der Berechnung wird eine eventuell eingegebene Kompensationsimpedanz Zc
berücksichtigt. Die Einstellung wird so berechnet, dass die Spannung auf der Messseite (w1 oder w2)
innerhalb der Grenzwerte Umin und Umax liegt. Die Einstellung wird jedoch durch die Grenzen des
Stufenschalters beschränkt. Die folgende Abbildung zeigt ein Beispiel für einen Transformator mit U-Regelung
mit Schalterseite w1 (i), Messseite w2 (j) und einer fiktiven Messstelle auf der w2-Seite (zu berücksichtigen ist
die Richtung des Stromes Ij).
131
Die Spannung Umess , die als Regelgröße für die U-Regelung dient, ergibt sich als:
Umess = | Uj + Ij * Zc |
Es bedeutet:
Zc = Rc + jXc
Bei der Kompensation wird bei Vision die Stromrichtung berücksichtigt. In der Praxis wird auch von den
absoluten Stromwerten ausgegangen.
Wenn auf der Seite w2 Umess > Umax oder Umess < Umin, ändert sich die Schalterstellung auf der Seite w1 (bis
einer der beiden Endwerte des Schaltbereichs erreicht ist).
Da die Spannungsregelung den Spannungsverlust über eine bestimmte Verbindung kompensieren soll, muss
hierfür eine Kompensationsimpedanz Zc bestimmt werden. Die folgende Abbildung zeigt, wie Zc graphisch aus
der Funktion U = f (I) ermittelt werden kann.
Wenn Rc /¦Zc ¦ = cosj Last, dann:
DU/DI = ¦Zc ¦
Hiermit ergeben sich Rc und Xc als:
Rc = ¦Zc ¦ * cosj Last
Xc = ¦Zc ¦ * sinj Last
Wenn die für Rc und Xc ermittelten Werte im Menü angegeben werden, wird die Transformatorspannung vom
Laststrom abhängig.
Wenn sie die geteilte Master-Slave-Spannungsregelung für parallele Transformatoren verwenden, folgt die
Regelschalterstand des Slave-transformators dem Regelschalter des Master-transformators. Für ungleiche
Arten wird die Regelschalterstand genähert.
Im Fall von nur einem Transformator, sollte die Spezifikation sein: "Eigen Regelung anwesend" und "Eigen
Regelung eingeschaltet".
Im Fall von zwei parallel funktionierenden Transformatoren, können beide ein unabhängiges coltrol ("Eigen
Regelung eingeschaltet"), oder sie können eine abhängige Master-Slavesteuerung haben. In diesem Fall sollte
der Eingabe sein:
132
· für den "Master"-transformator:
o "Eigen Regelung anwesend" und
o "Eigen Regelung eingeschaltet".
· für den "Slave"-transformator:
o "Meisterregelung brauchbar";
o die Name des "Master"-transformators und
o "Meisterregelung folgen" (der Stufenschalter folgt den Meisterregelung).
Und es gibt eine andere Möglichkeit:
"Meisterregelung folgen; Eigen Regelung standby". Dies heißt, daß der Stufenschalter dem Meister
gesteuerten Stufenschalter folgt. Im Fall, daß die Spannungsregelung ausgeschaltet werden sollte, folgt der
Stufenschalter seiner eigenen Regelung.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Transformator ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Transformator w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Das Transformatormodell für alle Berechnungen ist in der folgenden Abbildung dargestellt. R wird durch Pk und
X hauptsächlich durch uk bestimmt. Der Stufenschalter befindet sich meistens auf der HS-Seite (w1).
Das Übersetzungsverhältnis wird abhängig davon, auf welcher Seite sich der Stufenschalter befindet, wie folgt
ermittelt:
Schalterseite w1: (Unenn w 1 + Stufenschalter normiert * Stufengröße) / Unenn w 2
Schalterseite w2: Unenn w 1 / (Unenn w 2+ Stufenschalternormiert * Stufengröße)
Die Transformatorimpedanz is:
Impedanz
Widerstand
2
Z eq =
U k U nom
×
100 S nom
Reaktanz
2
RT =
Pk / 1000 U nom
×
S nom
S nom
2
X T = Z eq - RT
2
IEC (60)909 und sequentielle Fehleranalyse
Für asymmetrische Kurzschlussberechnungen und Störungsanalysen ist die Gegenimpedanz gleich der
Mitimpedanz (Z2 = Z1).
133
Schaltgruppen
Alle möglichen Schaltgruppen werden von Vision berücksichtigt. Doppelseitig geerdete Schaltungen
berücksichtigt Vision aber nicht. Sie treten in der Praxis nicht oder kaum auf. In diesen Fällen wird meistens
eine dritte Wicklung in Dreieckschaltung eingebaut. Man kann in diesem Fall das Modell des
Driewicklungstransformators gebrauchen.
Die Schaltgruppe und die Parameter Re, Xe, Z0 und R0 werden bei der Berechnung des symmetrischen
Fehlers oder eines zweiphasigen Fehlers ohne Erdberührung nicht benötigt.
IEC (60)909
Eine Kurzschlussberechnung nach IEC (60)909 kann mit der Nennstufen-Einstellung (Übersetzung Unenn w1 /
Unenn w2) oder der jeweiligen Stufeneinstellung erfolgen.
Wenn ein Transformator als Blocktransformator eingesetzt ist, kann eine entsprechende Eingabe im Menü
erfolgen. Bei einem Blocktransformator wird die Impedanz wie folgt korrigiert:
RBlocktrafo = RTransformator * c max NS
XBlocktrafo = XTransformator * c max NS
Es bedeutet:
c max NS = (auch bei Berechnung des Minimal-Kurzschlussstroms) maximaler c-Faktor für Unenn des
Knotenpunkts auf der Niederspannungsseite des Transformators.
In die IEC 60909 Berechnung wird die Transformatorimpedanz korrigiert mit einen factor KT.
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse werden Transformatoren mit Spannungsregelung wie Transformatoren
ohne Spannungsregelung behandelt. Zur Ermittlung des Zustandes vor der Störung (Sequenz 0) wird jedoch
eine Lastflussberechnung durchgeführt. Bei dieser Berechnung kann die Einstellung des Stufenschalters durch
die Spannungsregelung verändert werden.
5.2.8
Spezialtransformator
Spezialtransformatoren sind Komponenten, die anders als normale Transformatoren modelliert sind. Darunter
fallen viele Regeltransformatoren, unter anderen:
· Spartransformatoren
· Spar-Booster Transformatoren
· Spartransformatoren mit eingebautem Zickzack
· Niederspannungsregler mit stufenloser Regelung
· Drehregler
Verschiedene Spezialtransformatoren sind programmiert. Kurzschlussspannung und Kurzschlussverluste
können vom aktuellen Stand des Stufenschalters abhängig sein.
PARAMETER
Allgemeines
Hier können die Schalter an beiden Seiten des Transformators betätigt werden.
Param eter
Name
Stufe
Beschreibung
Name der Transformator
Aktueller Stand des Stufenschalters
Name
Parallele Transformatoren können durch einen Namen unterschieden werden. Ein Name darf aus höchstens 20
Zeichen bestehen.
134
Der Spezialtransformator läuft von einem Von-Knotenpunkt in Richtung zu einem Zu-Knotenpunkt. Das
Bewilligen des Von-Knotenpunktes und des Zu-Knotenpunktes zu Von und zur Zu-Seite des
Spezialtransformators findet automatisch statt. Von-Knotenpunkt und Zu-Knotenpunkt können vom Platz
ausgetauscht werden mit der Taste: <>.
Transformator
Param eter
Typ
Kurzname
Art
Snenn
Unenn
uk
Pk
Pleerlauf
I leerlauf
Z0
Vorgabe
Einheit
0
1)
0
0
0
0
0
MVA
kV
%
kW
kW
A
Ohm
R0
0
Ohm
Ik (2 s)
Schalterseite
Stufengröße
Stufe min
Stufe nenn
Stufe max
0
w1
0
0
0
0
kA
kV
Beschreibung
Transformatortyp
Kurzname des Transformatortyps für Wiedergabe auf dem Bildschirm
Art Regeltransformator (Spar oder Booster)
Nennscheinleistung
Nennspannung der Wicklung
Relative Kurzschlussspannung
Kurzschlussverluste
Leerlaufverluste
Leerlaufstrom, bezogen auf NS-Seite
Nullimpedanz; bezogen auf der Seite mit geerdetem Sternpunkt oder, beim
Spartransformator, auf der Primärseite
Nullw iderstand; bezogen auf der Seite mit geerdetem Sternpunkt oder, beim
Spartransformator, auf der Primärseite
Zulässiger Kurzschlussstrom (Niederspannungsseite) für 2 Sekunden
Seite des Regelschalters: Wicklung 1 oder 2
Stufengröße des Regelschalters
Regelschalterstand bei kleinster Wicklungszahl
Regelschalterstand bei Nennw icklungszahl
Regelschalterstand bei größter Wicklungszahl
1) Unenn der Anschlussknotenpunkte des Transformators
2) Die Vorgabe der Schaltung w ird anhand der Nennspannung der Wicklung gew ählt
Typ
In der Liste sind nur die Transformatoren angegeben, deren Nennspannung größer als 80% und kleiner als
120% der Nennspannung der beiderseitigen Knotenpunkte ist.
Wenn ein Transformatortyp aus der Liste angewählt ist, werden alle elektrischen Daten kopiert.
Art
Eine Anzahl von Spezialtransformatoren ist vorgesehen. Man kann aus: SparYd11, SparYn0, Booster, Axa
und Relo wählen.
Unenn
Bei einem neuen Transformator wird für Unenn w 1 und Unenn w 2 die Spannung Unenn des betreffenden
Knotenpunktes eingesetzt.
Z 0 und R0
Die Spezialtransformatoren sind so ausgelegt, dass die Nullimpedanz ungefähr der Nullimpedanz einer
Verbindung entspricht, also unabhängig dem Übersetzungsverhältnis. Im Modell der Spezialtransformatoren
sind Z0 und R0 Längsimpedanzen.
Ausnahme ist der Axa NS Regeltransformator, der in einen Zickzacktransformator integriert ist. In diesem
Modell sind Z0 und R0 die Querimpedanzen des Zickzacktransformators. Die Werte der Längs-Mitimpedanz
werden für die Längsimpedanz verwendet.
Stufe min, nenn, max
Der Stufenschalter kann vom Gebraucher über die Eingabe von Mindeststufen-, Nennstufen- und
Höchststufenzahl vollständig definiert werden. Es ist darauf zu achten, dass unter Mindeststufenzahl die
Einstellung zu verstehen ist, bei der die wenigsten Wicklungen zugeschaltet sind und damit (in Abhängigkeit
von der Schalterseite) das größte Übersetzungsverhältnis ausgerechnet werden kann.
135
Anschluss
Param eter
Smax
Phasendrehung
U-Regelung
Vorgabe
0
0
nein
Einheit
MVA
Grad
Beschreibung
Maximale Scheinleistung
Phasendrehung des Transformators (außer Kennzahl)
Anw esenheit einer Spannungsregelung
Einheit
Beschreibung
Spannungsregelung ein-/ausgeschaltet
Messseite der Spannungsregelung
Untergrenze der Spannungsregelung
Obergrenze der Spannungsregelung
Reeller Teil der Kompensationsimpedanz der Spannungsregelung
Imaginärer Teil der Kompensationsimpedanz der Spannungsregelung
Spannungsregelung
Param eter
Status
Messseite
Umin
Umax
Rc
Xc
Vorgabe
aus
2
1)
1)
0
0
kV
kV
Ohm
Ohm
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung der Transformatorw icklung auf der Messseite.
Bei den Lastflussberechnungen kann Vision über die Spannungsregelung die richtige Einstellung des
Stufenschalters bestimmen. Bei der Berechnung wird eine eventuell eingegebene Kompensationsimpedanz Zc
berücksichtigt. Die Einstellung wird so berechnet, dass die Spannung auf der Messseite (w1 oder w2)
innerhalb der Grenzwerte Umin und Umax liegt. Die Einstellung wird jedoch durch die Grenzen des
Stufenschalters beschränkt. Die folgende Abbildung zeigt ein Beispiel für einen Transformator mit U-Regelung
mit Schalterseite w1 (i), Messseite w2 (j) und einer fiktiven Messstelle auf der w2-Seite (zu berücksichtigen ist
die Richtung des Stromes Ij).
Die Spannung Umess , die als Regelgröße für die U-Regelung dient, ergibt sich als:
Umess = | Uj + Ij * Zc |
Es bedeutet:
Zc = Rc + jXc
Bei der Kompensation wird bei Vision die Stromrichtung berücksichtigt. In der Praxis wird auch von den
absoluten Stromwerten ausgegangen.
Wenn auf der Seite w2 Umess > Umax oder Umess < Umin, ändert sich die Schalterstellung auf der Seite w1 (bis
einer der beiden Endwerte des Schaltbereichs erreicht ist).
Da die Spannungsregelung den Spannungsverlust über eine bestimmte Verbindung kompensieren soll, muss
hierfür eine Kompensationsimpedanz Zc bestimmt werden. Die folgende Abbildung zeigt, wie Zc graphisch aus
der Funktion U = f (I) ermittelt werden kann.
136
Wenn Rc /¦Zc ¦ = cosj Last, dann:
DU/DI = ¦Zc ¦
Hiermit ergeben sich Rc und Xc als:
Rc = ¦Zc ¦ * cosj Last
Xc = ¦Zc ¦ * sinj Last
Wenn die für Rc und Xc ermittelten Werte im Menü angegeben werden, wird die Transformatorspannung vom
Laststrom abhängig.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Transformator ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Transformator w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Das Transformatormodell für alle Berechnungen ist in der folgenden Abbildung dargestellt. R wird durch Pk und
X hauptsächlich durch uk bestimmt. Der Stufenschalter befindet sich meistens auf der HS-Seite (w1).
Das Übersetzungsverhältnis wird abhängig davon, auf welcher Seite sich der Stufenschalter befindet, wie folgt
ermittelt:
Schalterseite w1: (Unenn w 1 + Stufenschalter normiert * Stufengröße) / Unenn w 2
Schalterseite w2: Unenn w 1 / (Unenn w 2+ Stufenschalternormiert * Stufengröße)
137
Einführung von Inenn' und von Snenn' für Zweige
Für alle Zweige sind die Variablen Inenn' und Snenn' eingeführt worden für eine eindeutige Anzeige der
Überlastung im Lastfluß. Die Wert wird wie folgt erhalten:
· Snenn' wird auf das eingegebene Snenn oder auf den spezielle Eingabe eingestellt (früher Smax)
IEC (60)909 und sequentielle Fehleranalyse
Für asymmetrische Kurzschlussberechnungen und Störungsanalysen ist die Gegenimpedanz gleich der
Mitimpedanz (Z2 = Z1).
IEC (60)909
Eine Kurzschlussberechnung nach IEC (60)909 kann mit der Nennstufen-Einstellung (Übersetzung Unenn w1 /
Unenn w2) oder der jeweiligen Stufeneinstellung erfolgen.
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse werden Transformatoren mit Spannungsregelung wie Transformatoren
ohne Spannungsregelung behandelt. Zur Ermittlung des Zustandes vor der Störung (Sequenz 0) wird jedoch
eine Lastflussberechnung durchgeführt. Bei dieser Berechnung kann die Einstellung des Stufenschalters durch
die Spannungsregelung verändert werden.
5.2.9
Dreiwicklungstransformator
PARAMETER
Allgemeines
Hier können die Schalter an allen Seiten des Transformators betätigt werden.
Param eter
Name
Stufe
Beschreibung
Name des Transformators
Aktueller Stand des Stufenschalters
Name
Parallele Transformatoren können durch einen Namen unterschieden werden. Ein Name darf aus höchstens 20
Zeichen bestehen.
138
Dreiwicklungstransformator
Param eter
Typ
Allgemeines
Snenn
Unenn
Ik (2 s)
Schaltgruppe
Kennzahl
Impedanzen
uk
Pk
Bei S
Z0
R0
Pleerlauf
I leerlauf
Stufe
Schalterseite
Stufengröße
Stufe min
Stufe nenn
Stufe max
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Transformatortyp
0
1)
0
2)
0
MVA
kV
kA
D / Y / YN / Z / ZN
Nennscheinleistung
Nennspannung der Wicklung
Zulässiger Kurzschlussstrom (Niederspannungsseite) für 2 Sekunden
Schaltgruppe der Wicklungen
Kennzahl der Phasendrehung
0
0
%
kW
MVA
Ohm
Ohm
kW
A
Relative Kurzschlussspannung
Kurzschlussverluste
Bezugsleistung für Uk und Pk
Nullimpedanz (bezogen auf die Seite mit geerdetem Sternpunkt)
Nullw iderstand (bezogen auf die Seite mit geerdetem Sternpunkt)
Leerlaufverluste
Leerlaufstrom, bezogen auf NS-Seite
0
0
0
0
w1
0
0
0
0
kV
Seite des Regelschalters: Wicklung 1 oder 2
Stufengröße des Regelschalters
Regelschalterstand bei kleinster Wicklungszahl
Regelschalterstand bei Nennw icklungszahl
Regelschalterstand bei größter Wicklungszahl
1) Unenn der Anschlussknotenpunkte des Transformators
2) Die Vorgabe der Schaltung w ird anhand der Nennspannung der Wicklung gew ählt
Typ
In der Liste sind nur die Transformatoren angegeben, deren Nennspannung größer als 80% und kleiner als
120% der Nennspannung der beiderseitigen Knotenpunkte ist.
Wenn ein Transformatortyp aus der Liste angewählt ist, werden alle elektrischen Daten kopiert.
Unenn
Bei einem neuen Transformator wird für Unenn w 1, Unenn w 2 und Unenn w 3 die Spannung Unenn des
betreffenden Knotenpunktes eingesetzt.
Kennzahl
Die Kennzahl wird bei asymmetrischen Störfällen für die richtige Berechnung der Phasenspannungen und ströme gebraucht.
Bei S
Die Transformatorparameter werden von Uk und Pk berechnet, mit dem Minimalwert der Nennleistungen der
beiden bezogen Wicklungen. Wenn jedoch Bei S für den Parameter angegeben wurde, wird dieser Wert
verwendet, statt der Standard-Wert.
Stufe min, nenn, max
Der Stufenschalter kann vom Gebraucher über die Eingabe von Mindeststufen-, Nennstufen- und
Höchststufenzahl vollständig definiert werden. Es ist darauf zu achten, dass unter Mindeststufenzahl die
Einstellung zu verstehen ist, bei der die wenigsten Wicklungen zugeschaltet sind und damit (in Abhängigkeit
von der Schalterseite) das größte Übersetzungsverhältnis ausgerechnet werden kann.
Bezugsenergie für Eigenschaftern des Dreiwicklungentransformators
Die Dreiwicklungentransformatoreigenschaften Uk und Pk können mit Bezug auf die verschiedenen
Transformatorwicklungen MVA's gemessen werden. Dieser Hinweis kann eingegeben werden in der
Transformatoreigenschaften Form.
Z 0 und R0
139
Basis der Nullimpedanzen ist immer die Messung. Abhängig von der Schaltgruppe kann man die Impedanzen
direkt oder indirekt messen. Manchmal ist nur eine Messung genügend, aber es gibt auch Transformatoren,
bei denen mindestens drei Messungen nötig sind und eine Sternwicklung kurzgeschlossen wird.
Die nächste Tabelle gibt eine Übersicht über die Messungen zur Bestimmung der Nullimpedanzen. Man kann
nur an einer YN- oder ZN-Wicklung messen. Während der Messung kann man eine andere YN-Wicklung
kurzschließen. In der folgenden Tabelle ist eine während der Messung kurzgeschlossene Wicklung mit einem
Ausrufezeichen angegeben. Eine D-Wicklung ist für Nullströme immer kurzgeschlossen. Eine kurzgeschlosse
YN-Wicklung und eine D-Wicklung sind bei der Messung im Parallelbetrieb. Dies ist in der Tabelle markiert
mit //. Eine ZN-Wicklung hat im Nullsystem keine Kupplung mit anderen Wicklungen.
Schaltung
YN YN YN
YN YN Y
YN YN ZN
YN YN Z
YN YN D
YN Y YN
YN Y Y
YN Y ZN
YN Y Z
YN Y D
YN ZN YN
YN ZN Y
YN ZN ZN
YN ZN Z
YN ZN D
YN Z YN
YN Z Y
YN Z ZN
YN Z Z
YN Z D
YN D YN
YN D Y
YN D ZN
YN D Z
YN D D
Y YN YN
Y YN Y
Y YN ZN
Y YN Z
Y YN D
Y Y YN
Y Y ZN
Y ZN YN
Y ZN Y
Y ZN ZN
Y ZN Z
Y ZN D
Y Z YN
Y Z ZN
Y D YN
Y D ZN
ZN YN YN
ZN YN Y
ZN YN ZN
ZN YN Z
ZN YN D
ZN Y YN
ZN Y Y
ZN Y ZN
ZN Y Z
Z0_12 und R0_12
w 1->w 2!
w 1->w 2!
w 1->w 2!
w 1->w 2!
w 1->w 2!//w 3
Z0_13 und R0_13
w 1->w 3!
Z0_23 und R0_23
w 2->w 3!
w3
w 1->w 3
w 1->w 3!
w 2->w 3
w1
w3
w1
w 1->w 3
w 1->w 3!
w2
w2
w2
w 1->w 3
w 1->w 3!
w2
w3
w2
w1
w3
w1
w 1->w 2
w 1->w 2
w 1->w 2
w 1->w 2
w 1->w 2//w 3
w 1->w 3
w 1->w 3!//w 2
w 3->w 2
w3
w 2->w 3!
w2
w3
w2
w 2->w 3
w3
w3
w2
w2
w2
w2
w2
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w3
w3
w3
w 3->w 2
w3
w 2->w 3!
w3
w 2->w 3
w3
140
Schaltung
ZN Y D
ZN ZN YN
ZN ZN Y
ZN ZN ZN
ZN ZN Z
ZN ZN D
ZN Z YN
ZN Z Y
ZN Z ZN
ZN Z Z
ZN Z D
ZN D YN
ZN D Y
ZN D ZN
ZN D Z
ZN D D
Z YN YN
Z YN Y
Z YN ZN
Z YN Z
Z YN D
Z Y YN
Z Y ZN
Z ZN YN
Z ZN Y
Z ZN ZN
Z ZN Z
Z ZN D
Z Z YN
Z Z ZN
Z D YN
Z D ZN
D YN YN
D YN Y
D YN ZN
D YN Z
D YN D
D Y YN
D Y ZN
D ZN YN
D ZN Y
D ZN ZN
D ZN Z
D ZN D
D Z YN
D Z ZN
D D YN
D D ZN
Z0_12 und R0_12
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
w1
Z0_13 und R0_13
Z0_23 und R0_23
w2
w2
w2
w2
w2
w3
w3
w 3->w 2
w3
w 2->w 3!
w2
w3
w2
w 2->w 3
w3
w3
w2
w2
w2
w2
w2
w 2->w 1
w 2->w 1
w 2->w 1
w 2->w 1
w 2->w 1//w 3
w 3->w 1
w3
w3
w3
w 3->w 2
w3
w 2->w 3!//w 1
w3
w 3->w 1
w 3->w 1
w2
w2
w2
w2
w 3-w 1
w3
w2
w3
w3
w 3->w 1//w 2
w3
Nullimpedanz des YNyy und YNyz Dreiwicklungstransformators
Die Nullimpedanz des Dreiwicklungstransformators wird nicht vernachlässigt für die Transformatoren die aus
einer geerdeten Y-Wicklung und zwei nicht-geerdeten Y- oder Zickzackwicklungen bestehen. Als Folge muss
in Netzmodellen einen Wert zu den Nullimpedanzen gegeben werden. Der Defaultwert ist null, aber der
praktische Wert ist zwischen 3 und 10 mal der normale Impedanz für Transformatoren mit einem
Dreischenkelkern und zwischen 10 und 100 mal der normale Impedanz für Transformatoren mit einem
Fünfschenkelkern oder drei Einphasetransformatoren.
141
Anschluss
Param eter
Vorgabe
Sternpunkterdung ja
Re
0
Xe
0
Snenn'
0
Phasendrehung w 1- 0
w2
Phasendrehung w 1- 0
w3
Einheit
Ohm
Ohm
MVA
Grad
Grad
Beschreibung
Sternpunkterdung einer YN- oder ZN-Wicklung
Erdungsw iderstand der Sternpunkterdung
Erdungsreaktanz der Sternpunkterdung
Maximale Scheinleistung
Phasendrehung von Windung 1 zu Windung 2
(-15 .. +15 Grad)
Phasendrehung von Windung 1 zu Windung 3
(-15 .. +15 Grad)
Snenn'
Für alle Dreiwicklungstransformatoren ist die Variable Snenn' eingeführt worden für eine eindeutige Anzeige
der Überlastung im Lastfluß. Die Werte werden wie folgt erhalten:
· Snenn1', Snenn2' und Snenn3' werden auf die Snenn Eingabe oder auf die spezielle Eingabe eingestellt
(früher Smax)
Spannungsregelung
Param eter
Eigen Regelung
anw esend
Messseite
Umin
Umax
Rc
Xc
Meisterregelung
brauchbar
Meister
Status
Vorgabe
aus
2
1)
1)
0
0
aus
aus
Einheit
kV
kV
Ohm
Ohm
Beschreibung
Eigene individuelle Spannungsregelung anw esend
Messseite der Spannungsregelung
Untergrenze der Spannungsregelung
Obergrenze der Spannungsregelung
Reeller Teil der Kompensationsimpedanz der Spannungsregelung
Imaginärer Teil der Kompensationsimpedanz der Spannungsregelung
Transformator kann eine andere Meisterregelung folgen
Name des Transformators mit Meister-Spannungsregelung
Spannungsregelung ein-/ausgeschaltet oder Master-Slave-Spannungsregelung
brauchen
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung der Transformatorw icklung auf der Messseite.
Bei den Lastflussberechnungen kann Vision über die Spannungsregelung die richtige Einstellung des
Stufenschalters bestimmen. Bei der Berechnung wird eine eventuell eingegebene Kompensationsimpedanz Zc
berücksichtigt. Die Einstellung wird so berechnet, dass die Spannung auf der Messseite (w1 oder w2)
innerhalb der Grenzwerte Umin und Umax liegt. Die Einstellung wird jedoch durch die Grenzen des
Stufenschalters beschränkt.
Bei der Kompensation wird bei Vision die Stromrichtung berücksichtigt. In der Praxis wird auch von den
absoluten Stromwerten ausgegangen.
Wenn auf der Seite w2 Umess > Umax oder Umess < Umin, ändert sich die Schalterstellung auf der Seite w1 (bis
einer der beiden Endwerte des Schaltbereichs erreicht ist).
Da die Spannungsregelung den Spannungsverlust über eine bestimmte Verbindung kompensieren soll, muss
hierfür eine Kompensationsimpedanz Zc bestimmt werden. Die folgende Abbildung zeigt, wie Zc graphisch aus
der Funktion U = f (I) ermittelt werden kann.
142
Wenn Rc /¦Zc ¦ = cosj Last, dann:
DU/DI = ¦Zc ¦
Hiermit ergeben sich Rc und Xc als:
Rc = ¦Zc ¦ * cosj Last
Xc = ¦Zc ¦ * sinj Last
Wenn die für Rc und Xc ermittelten Werte im Menü angegeben werden, wird die Transformatorspannung vom
Laststrom abhängig.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Transformator ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Transformator w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
IEC (60)909 und sequentielle Fehleranalyse
Für asymmetrische Kurzschlussberechnungen und Störungsanalysen ist die Gegenimpedanz gleich der
Mitimpedanz (Z2 = Z1).
Die Parameter Re, Xe, Z0 und R0 werden bei der Berechnung des symmetrischen Fehlers oder eines
zweiphasigen Fehlers ohne Erdberührung nicht benötigt.
IEC (60)909
Eine Kurzschlussberechnung nach IEC 909 223 oder IEC 60909 214 kann mit der Nennstufen-Einstellung
(Übersetzung Unenn w1 / Unenn w2) oder der jeweiligen Stufeneinstellung erfolgen.
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse werden Transformatoren mit Spannungsregelung wie Transformatoren
ohne Spannungsregelung behandelt. Zur Ermittlung des Zustandes vor der Störung (Sequenz 0) wird jedoch
eine Lastflussberechnung durchgeführt. Bei dieser Berechnung kann die Einstellung des Stufenschalters durch
die Spannungsregelung verändert werden.
143
5.3
Element
Ein Element ist eine Erregung, Belastung oder eine Maschine. Das Element wird immer mit nur einen
Knotenpunkt verbunden.
Wenn die Feldnamen angegeben wurden, kann jeder Element zu den Feldern zugeordnet werden.
5.3.1
Netzeinspeisung
Die Netzeinspeisung ist ein fiktives Element, das für die Durchführung der Lastflussberechnungen erforderlich
ist. Über die Netzeinspeisung wird bei Lastflussberechnungen die Summe aus Last und Netzverluste
"geliefert". Im Sinne der Lastflussberechnungen kann die Netzeinspeisung auch als Ankopplung an ein Netz
mit großer Leistung verstanden werden. Bei der Berechnung eines 10 kV-Netzes wird deshalb sinnvollerweise
ein 110 kV/10kV-Transformator mit einer Netzeinspeisung auf der 110 kV-Seite des Transformators
eingesetzt.
Um bei einem Netz mit einer Netzeinspeisung auch Kurzschlussberechnungen durchführen zu können, muss
die Kurzschlussleistung (in MVA) oder der Kurzschlussstrom (in kA) eingegeben werden. Mit Formular wird
zwischen den beiden Angaben gewechselt und umgerechnet. Es können Rundungsfehler entstehen, weil im
Netzbestand der Kurzschlussstrom abgespeichert wird.
An einem Knotenpunkt kann nur eine einzige Netzeinspeisung angeschlossen sein. Eine Netzeinspeisung und
ein Synchrongenerator mit Spannungsregelung sind am selben Knotenpunkt nicht möglich. Zur Durchführung
der Berechnung muss das Netz mindestens eine Netzeinspeisung aufweisen.
PARAMETER
Netzeinspeisung
Param eter
Name
uref
Ganglinie
Winkel
Ik"nenn 1)
Ik"min 1)
Ik"max 1)
R/X
Z0/Z1
Vorgabe
Einheit
1
Default
0
100
90
100
0
1
pu
Grad
kA
kA
kA
Beschreibung
Name der Netzeinspeisung
Referenzspannung (Spannung am angeschlossenen Knotenpunkt)
Name der Spanningsganglinie (als Zeitfunktion)
Winkel der Referenzspannung
Subtransienter Kurzschlussstrom der Netzeinspeisung
Minimaler subtransienter Kurzschlussstrom der Netzeinspeisung
Maximaler subtransienter Kurzschlussstrom der Netzeinspeisung
Verhältnis von R und X
Verhältnis von Null- und Normalimpedanz
144
1) Statt Ik" kann auch Sk" eingegeben w erden (Knopf: Formular)
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Netzeinspeisung ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Netzeinspeisung w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Lastfluss
Mit uref kann die Spannung der Netzeinspeisung eingegeben werden. uref ist als Faktor von Unenn für den
betreffenden Knotenpunkt zu verstehen. Für jeden Knotenpunkt mit Netzeinspeisung gilt:
|U| = uref * Unenn Knotenpunkt
Spannungswinkel = 0°
so dass die Spannung am Knotenpunkt bei einem Winkel von 0° immer konstant bleibt.
IEC (60)909
Bei den Berechnungen nach IEC (60)909 wird die Netzeinspeisung wie eine passive Impedanz gegen Erde
behandelt (IEC 60909, Ziff. 3.2).
Für die Netzeinspeisung wird der Kurzschlussstrom in kA oder die Kurzschlussleistung in MVA eingegeben.
R/X kann nicht festgelegt werden. Die Impedanz der Netzeinspeisung wird mit den nachstehenden Formeln
berechnet, wobei das R/X-Verhältnis von der Höhe der Spannung abhängig ist.
Für die Impedanz der Netzeinspeisung gilt die Formel:
Z Netzeinspeisung = c * Unenn / (V3 * Ik")
Es bedeuten:
c
c max oder c min (abhängig davon, ob der minimale oder der maximale
Kurzschlussstrom berechnet wird) für Unenn des Knotenpunktes der Netzeinspeisung
Ik"
Subtransienter Kurzschlussstrom der Netzeinspeisung, wobei
Ik"max
IEC (60)909, Berechnung des maximalen Kurzschlussstroms
Ik"min
IEC (60)909, Berechnung des minimalen Kurzschlussstroms
Für R und der Netzeinspeisung gilt:
Unenn Knotenpunkt <= 35 kV:
XNetzeinspeisung = 0,995 * ZNetzeinspeisung
RNetzeinspeisung = 0,1 * ZNetzeinspeisung
Unenn Knotenpunkt > 35 kV:
XNetzeinspeisung = ZNetzeinspeisung
RNetzeinspeisung = 0
Bei einem asymmetrischen Kurzschluss ist die Gegenimpedanz gleich der Mitimpedanz (Z2 = Z1). Die
Nullimpedanz Z0 wird aus dem Verhältnis Ik"3/Ik"1 wie folgt berechnet:
Ik"3 / Ik"1 = 3 * Z1 / (Z0 + Z1 + Z2)
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse wird die Netzeinspeisung als Stromquelle mit Querimpedanz (NortonÄquivalent) behandelt. Das R/X-Verhältnis wird wie bei der Berechnung nach IEC (60)909 behandelt.
Bei der Kurzschlussleistung der Netzeinspeisung wird statt von Ik"max oder Ik"min von Ik" ausgegangen.
145
5.3.2
Synchrongenerator
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
Pref
Ganglinie
f/P-Statik
cos phi
Q
uref
Vorgabe
Einheit
0
Default
0
0.85
liefern
1
MW
U/Q-Statik
0
%
%
pu
Beschreibung
Name des Synchrongenerators
Aktuelle Wirkleistung
Name der Erzeugungsganglinie
Frequenz-Wirkleistungs-Statik (Inselmodus)
Aktueller cos phi
Richtung der Blindleistung
Referenzspannung (Spannung am angeschlossenen
Knotenpunkt)
Spannungs / Blindleistungsstatik
Generator
Param eter
Typ
Unenn
Snenn
cos phi nenn
Qmin
Vorgabe
Einheit
1)
0
0.85
0
kV
MVA
Qmax
xd"
rg
Erreger
0
0.2
0
rotierend
Mvar
pu
pu
Rotor
IkP
Uf,max
Xd,sat
turbo
0
1.3
1.6
Mvar
kA
pu
pu
Beschreibung
Generatortyp
Nennspannung des Generators
Nennscheinleistung
Nenn-cos phi
Positiv: Untergrenze für die zu liefernde Blindleistung
Negativ: Obergrenze für die auf zu nehmende Blindleistung
Obergrenze für die zu liefernde Blindleistung
Subtransiente Reaktanz 2)
Fiktiver Widerstand
Erreger: rotierend / statisch und Generatorklemmengespeist
oder nicht
Rotor: Turbo oder Schenkelpol
Maximalen stationären Kurzschlußstrom
Maximale Erregerspannung
Gesättigte Wert der Synchronreaktanz
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung des Knotenpunktes
2) Für Berechnung des Kurzschlusses soll die gesättigte Xd" genommen w erden
Typ
In der Typenliste befinden sich alle Generatoren der Komponentendatenbank, wobei Unenn liegt im bereich von
80% bis 120% der Knotenpunktsnennspannung. Siehe auch: Typ 58 .
Erreger, Uf,max und xd,sat
Die Erregungsystemdaten und die Rotordaten sind für die Berechnung des stationären Kurzschlußstromes
entsprechend IEC 60909 notwendig.
· Turborotor: Uf,max 1.3 oder 1.6 pu; x d,sat zwischen 1.2 und 2.2 pu.
· Schenkelpolrotor: Uf,max 1.6 oder 2.0 pu; x d,sat zwischen 0.6 und 2.0 pu.
Anschluss
Param eter
Sternpunkterdung
Re
Xe
Vorgabe
nein
0
0
Einheit
Ohm
Ohm
Beschreibung
Andeutung, ob der Sternpunkt geerdet ist
Erdungsw iderstand des Sternpunktes
Erdungsreaktanz des Sternpunktes
146
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Generator ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Generator w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Lastfluss
Synchrongenerator mit cos-phi Regelung:
Bei den Lastflussberechnungen wird ein Synchrongenerator mit cos(phi)-Regelung als negative Last
dargestellt:
PLast = -Pre
und
QLast = -Pref * SQRT(1 - cos(phi)² ) / cos(phi)
(kapazitive Einstellung, Blindleistungsabgabe)
oder
QLast = +Pref * SQRT(1 - cos(phi)² ) / cos(phi) (induktive Einstellung, Blindleistungsaufnahme)
Synchrongenerator mit Spannungsregelung:
Uref ist ein dimensionsloser Faktor für die im Menü angegebene Nennspannung Unenn des Knotenpunktes.
Es gilt:
|U| = uref * Unenn Knotenpunkt
Die Spannungsregelung legt (innerhalb der Grenzwerte Qmin und Qmax ) die Blindleistung fest, die erforderlich
ist, um die Spannung uref zu erreichen.
Hierbei wird die Statik berücksichtigt. Der Verlauf der Funktion U = f (Q Generator) mit vorgegebener Statik
zwischen Qmin und Qmax ist im Menü dargestellt.
Für die Lastflussberechnung gilt:
PGernerator = Pref
QGenerator ist von uref , Qmin, Qmax und der Statik abhängig und ergibt sich aus dem Netzzustand.
Wenn QGenerator zwischen Qmin und Qmax liegt, liegt UGenerator zwischen Umin und Umax . Das Verhältnis
zwischen U und Q ergibt sich aus der Statik:
Statik = - (DU / Unenn) / (DQ / Snenn) * 100 %
Für einen 10 MVA-Generator bedeutet eine Statik von 10 % an einem Knotenpunkt mit einer Spannung von 10
kV, dass der Generator bei einer Verringerung der Spannung um 0,1 kV eine zusätzliche Blindleistung von 1
Mvar bereitstellen muss.
Wenn an einem Knotenpunkt mehrere Generatoren mit Spannungsregelung installiert sind, wird mit einer
mittleren uref gerechnet, abhängig von Snenn.
Inselmodus
Ein Synchrongenerator mit Frequenz-Wirkleistungsregelung und Spannungsregelung kann zur Regelung am
Inselmodus teilnehmen. Für eine gute Regelung muß das Reglerstatik größer sein als Null und die summierte
Kapazität (P und Q) aller teilnehmenden Generatoren muß für die Systembelastung genügend sein.
Synchrongeneratoren mit einem Nullstatik werden als Dauerleistunggeneratoren betrachtet und beitragen nicht
147
zur Frequenzregelung. Auch Generatoren mit einer festgelegten Cosinus-Phi-Regelung tragen nicht bei. Zu
mehr Information sehen Sie: Lastfluss: Inselmodus 204 .
IEC (60)909
Bei der Modellierung von Synchrongeneratoren wird bei den Berechnungen nach IEC (60)909 zwischen den
nachfolgenden drei Fällen unterschieden:
· Direkt an das Netz gekoppelte Generatoren.
· Über einen Blocktransformator an das Netz gekoppelte Generatoren.
· Kraftwerk oder Kraftwerksblock, bei denen die Impedanzen des Generators und des Blocktransformators
als Einheit betrachtet werden.
Die dritte Möglichkeit ist in Vision nicht möglich. Jedoch kann man einen Generator über einen zusätzlichen
Knotenpunkt und einen Blocktransformator ans Netz anschließen (ob ein Transformator als Blocktransformator
eingesetzt ist, wird im Transformatormenü angegeben). Beim Blocktransformator müssen die
Nennspannungen Unenn des Generators und des Knotenpunktes gleich sein.
Bei der Berechnung nach IEC (60)909 wird ein Synchrongenerator als passive Impedanz gegen Erde
dargestellt (IEC 60909, Ziff. 3.6)
Die Impedanz wird mit dem Faktor K korrigiert. Diese Korrektur ist erforderlich, weil die Vorbelastung bei IEC
(60)909 nicht berücksichtigt wird. Der Faktor K wird wie folgt ermittelt:
K = c max * (Unenn Knotenpunkt / Unenn Generator) / (1 + x d" * sinjnenn)
Es bedeuten:
c max
x d"
(auch bei der Berechnung des minimalen Kurzschlussstroms) maximaler
Spannungsfaktor für Unenn des Generators
Gesättigte subtransiente Reaktanz des Generators
Der Widerstand rg des Generators, der im Generatormenü eingegeben werden kann, wird ausschließlich für
die sequentielle Fehleranalyse benötigt. Bei den Berechnungen nach IEC (60)909 wird rg aus x d" ermittelt. In
Abhängigkeit von der Generatornennspannung und der Nennleistung gilt für rGenerator und x Generator:
Unenn Generator <= 1 kV
rGenerator = K * 0.15 * x d"
x Generator = K * x d"
Unenn Generator > 1 kV:
Snenn < 100 MVA:
rGenerator = K * 0.07 * x d"
x Generator = K * Xd"
Snenn >= 100 MVA:
rGenerator = K * 0.05 * x d"
x Generator = K * x d"
Bei Synchrongeneratoren ist die Mitimpedanz anders als bei statischen Netzkomponenten ungleich der
Gegenimpedanz (z2 ist nicht gleich Z1). Bei zweipoligen Synchronmaschinen gilt aber Z2 ungefähr gleich Z1.
Für die Gegenimpedanzen gibt es in IEC (60)909 keine Regeln (das Modell für die Gegenimpedanzen ist in
Bearbeitung). Vision setzt Z2 = Z1.
Bei freiem Sternpunkt ist die Nullimpedanz unendlich; bei einem geerdeten Sternpunkt ist die Nullimpedanz 3
* Re + j(3 * Xe + 0.5 * X1).
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse wird der Synchrongenerator als Stromquelle mit Querimpedanz (NortonÄquivalent) behandelt. Für die Impedanz gilt bei diesem Äquivalent:
ZGenerator = Rg + jXd"
Für die Gegenimpedanz gilt: Z2 = Z1.
Bei freiem Sternpunkt ist die Nullimpedanz unendlich; bei einem geerdeten Sternpunkt ist die Nullimpedanz 3
* Re + j(3 * Xe + 0.5 * X1).
148
5.3.3
Synchronmotor
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
Pref
Ganglinie
cos phi
Q
Vorgabe
Einheit
0
Default
0.85
Aufnehmen
MW
Beschreibung
Name des Synchrongenerators
Aktuelle Wirkleistung
Name der Lastganglinie
Aktueller cos phi
Richtung der Blindleistung
Motor
Param eter
Typ
Unenn
Snenn
cos phi nenn
xd"
rg
Vorgabe
Einheit
1)
0
0.85
0.2
0
kV
MVA
pu
pu
Beschreibung
Motortyp
Nennspannung des Motors
Nennscheinleistung
Nenn-cos phi
Subtransiente Reaktanz 2)
Fiktiver Widerstand
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung des Knotenpunktes
2) Für Berechnung des Kurzschlusses soll die gesättigte Xd" genommen w erden
Typ
In der Typenliste befinden sich alle Motoren der Komponentendatenbank. Siehe auch: Typ
58 .
Anschluss
Param eter
Sternpunkterdung
Re
Xe
Externe Erdung
Keine Zurücklieferung
Vorgabe
nein
0
0
Einheit
nein
ja/nein
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Ohm
Ohm
Beschreibung
Andeutung, ob der Sternpunkt geerdet ist
Erdungsw iderstand des Sternpunktes
Erdungsreaktanz des Sternpunktes
Name des Knotenpunkts mit gemeinsamer Erdung
Keinen Beitrag zum Kurzschluss
Zuverlässigkeit
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Motor ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Motor w egen Wartung außer
Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Lastfluss
Bei den Lastflussberechnungen wird ein Synchronmotor als positive Last dargestellt:
PLast = Pref
und
QLast = -Pref * SQRT(1 - cos(phi)² ) / cos(phi)
(kapazitive Einstellung, Blindleistungsabgabe)
oder
QLast = +Pref * SQRT(1 - cos(phi)² ) / cos(phi) (induktive Einstellung, Blindleistungsaufnahme)
149
Motoranlauf
Das verhältnis vom Anlaufstrom zum Nennstrom ist gleich 1/(Rg+jXd").
IEC (60)909 und sequentielle Fehleranalyse
Das Modell für den Synchronmotor entspricht dem Modell für einen Synchrongenerator mit U-Regelung
145
.
IEC (60)909 Berechnung des minimalen Kurzschlusses ohne Synchronmotoren
In die Berechnung von Ik"min entsprechend IEC (60)909, wird der Kurzschlußstrom von den Synchronmotoren
vernachlässigt. Dieses stimmt mit dem Vernachlässigen des Kurzschlußstromes der asynchronen Motoren
überein.
5.3.4
Asynchrongenerator
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
Pref
Ganglinie
Vorgabe
Einheit
0
Default
MW
Beschreibung
Name des Asynchrongenerators
Aktuelle elektrische Leistung
Name der Erzeugungsganglinie
Generator
Param eter
Typ
Unenn
Pnenn
cos phi nenn
Ia/Inenn
Pole
Vorgabe
Einheit
1)
0
0.85
5
2
kV
MW
Beschreibung
Generatortyp
Nennspannung des Generators
elektrische Nennleistung
Nenn-cos phi
Verhältnis Anlaufstrom zu Nennstrom
Polzahl
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung des Knotenpunktes
Typ
In der Typenliste befinden sich alle Generatoren der Komponentendatenbank.
Siehe auch: Typ 58 .
Cos phi nenn
Nachdem eine Änderung des nominalen Cos Phi soll die Kurve angepaßt werden. Wenn die Kurve nicht
angepaßt wird, können die Modellparameter der Maschine nicht mit genügender Genauigkeit festgestellt
werden. Auch kann es geschehen, daß der Kurvenannäherungprozeß die korrekten Modellparameter (P-CosKurve) nicht finden kann.
Kurve
Die Kurve beschreibt das Verhalten der Maschine (Cos Phi) für andere dann nominale Lasten. Jede Änderung
wird direkt graphisch in der Kurve reflektiert.
Param eter
Standardkurve
Vorgabe
Einheit
P
cos phi = f(P)
Tabelle
Tabelle
pu
Beschreibung
Knopf für den Gebrauch einer Standardkurve, passend bei den
eingegebenen Werten für cos(phi)
Nennw ert und 4 eingegeben Punkte für die Kurve
cos(phi) als Funktion der gelieferten elektrischer Leistung
Die Parameter der Asynchronmaschine werden anhand der cos-Kurve berechnet. Mit curve fitting wird das
Heylanddiagramm der Maschine bestimmt. Daraus folgen die internen Impedanzen.
150
Um einen Asynchrongenerator einfacher hinzufügen zu können, sind für die meisten Parameter im Menü
Vorgabewerte angegeben. In den meisten Fällen sind diese Werte ausreichend. Wenn für eine
Asynchronmaschine die Funktion cos phi = f(Pref/Pnenn) bekannt ist, kann die Funktion gegebenenfalls
eingegeben werden. Es müssen mindestens drei Punkte der Funktion vorgegeben werden. Nach Verlassen
des Menüs mit Ok wird die Kurve berechnet. Wenn keine guten Ergebnisse erreichbar sind, erfolgt eine
Fehlermeldung.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Generator ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Generator w egen Wartung außer
Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Lastfluss
Für die Lastflussberechnungen wird ein Asynchrongenerator als Last betrachtet. Es gelten:
PLast = - Pe ref
QLast ist vom Heylanddiagramm und von der Knotenpunktspannung abhängig
IEC (60)909
Bei den Berechnungen nach IEC (60)909 wird ein Asynchrongenerator als passive Impedanz R+jX gegen Erde
betrachtet (IEC 60909, Ziff. 3.8).
Die Impedanz wird aus der Nennspannung, der Leistung je Polpaar und dem Anlaufstrom ermittelt. Dann wird
die Generatorimpedanz bestimmt:
ZGenerator = (Unenn Generator)² / (Ia/Inenn * Pnenn / cos phi nenn)
Das R/X-Verhältnis ist abhängig von der Leistung je Polpaarzahl:
Pnenn/Polpaarzahl = Pnenn * (Drehzahl/nmax )
Es bedeutet:
nmax = 3000 U/min bei 50 Hz
Aus der Generatornennspannung und der Leistung je Polpaar werden R und X wie folgt bestimmt:
Unenn Generator <= 1 kV:
XGenerator = 0.992 * ZGenerator
RGenerator = 0.42 * ZGenerator
Unenn Generator > 1 kV:
Pnenn / Polpaarzahl < 1 MW:
XGenerator = 0.989 * ZGenerator
RGenerator = 0.15 * XGenerator
Pnenn / Polpaarzahl >= 1 MW:
XGenerator = 0.995 * ZGenerator
RGenerator = 0.10 * XGenerator
Bei Asynchrongeneratoren ist die Mitimpedanz anders als bei statischen Netzkomponenten ungleich der
Gegenimpedanz. Bei Asynchronmaschinen ist jedoch Z ungefähr gleich Z .
Die IEC (60)909 enthält für Gegenimpedanzen keine Regeln (das Modell für die Gegenimpedanzen ist in
Bearbeitung). Vision setzt deshalb Z =Z .
Die Nullimpedanz wird unendlich angenommen (freier Sternpunkt).
2
2
1
1
151
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse wird der Asynchrongenerator als Stromquelle mit Querimpedanz (NortonÄquivalent) behandelt. Die Impedanz wird wie bei der Berechnung nach IEC (60)909 ermittelt.
5.3.5
Asynchronmotor
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
Pw elle
Ganglinie
Vorgabe
Einheit
0
Default
MW
Beschreibung
Name des Asynchronmotors
Aktuelle mechanische Leistung
Name der Lastganglinie
Motor
Param eter
Typ
Unenn
Pw elle,nenn
Wirkungsgrad
cos phi nenn
R/X
cos phi Motoranlauf
Ia/Inenn
Pole
Vorgabe
Einheit
1)
0
95
0.85
0.1
0.1
5
2
kV
MW
%
Beschreibung
Motortyp
Nennspannung des Motors
mechanische Nennleistung
Wirkungsgrad bei Nennleistung
Nenn-cos phi
R/X Quotient
Cos(phi) bei Motoranlauf
Quotient Anlaufstrom und Nennstrom
Polzahl
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung des Knotenpunktes
Typ
In der Typenliste befinden sich alle Motoren der Komponentendatenbank.
Siehe auch: Typ 58 .
Ia/Inenn
Das quotient von Anlaufstrom und Nennstrom wird eingesetzt für die Berechnung der Motorimpedanz. Das
quotient wird nicht angewendet für die Berechnung des Motoranlaufs.
Wirkungsgrad und Cos phi nenn
Nachdem eine Änderung der Wirkungsgrad oder des nominalen Cos Phi sollen die Kurven angepaßt werden.
Wenn die Kurven nicht angepaßt werden, können die Modellparameter der Maschine nicht mit genügender
Genauigkeit festgestellt werden. Auch kann es geschehen, daß der Kurvenannäherungprozeß die korrekten
Modellparameter (P-Cos-Wirkungsgrad-Kurve) nicht finden kann.
cos phi Anlauf
Die cos(phi) bei Motoranlauf wird aus den R/X Quotient berechnet und umgekehrt.
Kurven
Die Kurven beschreiben das Verhalten der Maschine (Wirkungsgrad und Cos Phi) für andere dann nominale
Lasten. Jede Änderung wird direkt graphisch in den Kurven reflektiert.
Param eter
Standardkurve
Vorgabe Einheit
Pw elle
reihe
Wirkungsgrad = f(Pw elle) reihe
cos phi = f(Pw elle)
reihe
pu
%
Beschreibung
Knopf für den Gebrauch einer Standardkurve, passend bei den
eingegebenen Werten für Nennw irkungsgrad und cos
Nennw ert und 4 eingegeben Punkte für die Kurven
Wirkungsgrad als Funktion der aufgenommenen mechanischen Leistung
cos phi als Funktion der aufgenommenen mechanischen Leistung
152
Die Parameter der Asynchronmaschine werden anhand der Wirkungsgrad- und cos Kurven berechnet. Mit
curve fitting wird das Heylanddiagramm der Maschine bestimmt. Daraus folgen die internen Impedanzen.
Um einen Asynchronmotor einfacher hinzufügen zu können, sind für die meisten Parameter im Menü
Vorgabewerte angegeben. In den meisten Fällen sind diese Werte ausreichend. Wenn für eine
Asynchronmaschine die Funktion cos phi = f(Pwelle/Pwelle,nenn) bekannt ist, kann die Funktion
gegebenenfalls eingegeben werden. Es müssen mindestens drei Punkte der Funktion vorgegeben werden.
Nach Verlassen des Menüs mit Ok wird die Kurve berechnet. Wenn keine guten Ergebnisse erreichbar sind,
erfolgt eine Fehlermeldung.
Regelung
Param eter
Starter
Vorgabe
direkt
Einheit
Ia/Inenn
5
Kein Zurücklieferung
Beschreibung
Konfiguration für Motoranlauf:
direkt (on line); immer beitrag zum Kurzschluss
soft (starter); immer beitrag zum Kurzschluss
konvertor; beitrag zum Kurzschluss ist eine Option
Quotient Anlaufstrom und Nennstrom für Motoranlauf
Keinen Beitrag zu einem Kurzschluss
Starter
Es gibt drei Varianten:
· Direkt: Direct On Line (DOL): Is/Inenn hat immer den gleichen Wert wie auf dem "Motor" Vorsprung; in den
Kurzschlußsituationen trägt der Motor immer zum Kurzschluß bei.
· Soft: I/Inenn ist kleiner als der Motor Ia/Inenn; in den Kurzschlußsituationen trägt der Motor immer zum
Kurzschluß bei.
· VSDS: Variables Geschwindigkeit Ansteuersystem: I/Inenn ist ungefähr 1; Beitrag zu einem Kurzschluß ist
eine Wahl.
Ia/Inenn
Das quotient von Anlaufstrom und Nennstrom wird eingesetzt für die Berechnung des Motoranlaufs. Hier kann
einen anderen Wert eingegeben werden als bei den Motordaten, beispielsweise für Modellierung eines
Anlaufautomaten.
Keine erzeugende Kapazität für asynchronen Motor
Dieses verbietet einen Asynchronmotor, um zu einem Kurzschluß beizutragen. Wenn dies gewünscht ist, wird
der Motor als Last in der Kurzschlußberechnung modelliert. Diese Eigenschaft ist auf der Form 'Steuerung'.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Motor ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Motor w egen Wartung außer
Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
Harmonischen
Anwendung einem harmonischen Typ. Siehe: Harmonischen, Berechnung
231
.
MODELLIERUNG
Lastfluss
Für die Lastflussberechnungen wird ein Asynchronmotor als Last betrachtet. Es gelten:
PLast = Pw elle / wirkungsgrad
QLast ist vom Heylanddiagramm und von der Knotenpunktspannung abhängig
153
IEC (60)909
Asynchrone Motoren tragen bei zum symmetrischen Kurzschlußstrom Ik", zum Höchstkurzschlußstrom ip,
zum symmetrischen Break-kurzschlußstrom Ib und, für unsymmetrischen Kurzschluß, auch zum steady-state
Kurzschlußstrom Ik.
Reversible Konverter-Antriebe werden nur betrachtet für symmetrischen Kurzschluß, wenn die
Rotationsmassen der Motoren und der Konverter Rückübertragung von Energie für
Geschwindigkeitsverminderung zur Zeit des Kurzschlusses ermöglichen. Dann tragen sie nur zum
symmetrischen Kurzschlußstrom Ik" bei und zum Höchstkurzschlußstrom ip. Sie tragen nicht bei zum
symmetrischen Break-kurzschlußstrom Ib und die dauerkurzschlußstrom Ik.
Die folgende Tabelle faßt den Beitrag zu einem Kurzschlußstrom zusammen.
Asynchrone Motor
Ohne Konverter
Konverter, reversible
Konverter, nicht reversible
IEC 60909
clause
3.8.1
3.9
3.9
ip
Ik"max
Ik"min
Ib
Ik
+
+
-
+
+
-
-
+
-
+
-
Bei den Berechnungen nach IEC (60)909 wird ein Asynchrongenerator mit Zurücklieferung (Beitrag zu dem
Kurzschluss) als passive Impedanz R+jX gegen Erde betrachtet (IEC 60909, Ziff. 3.8).
Die Impedanz wird aus der Nennspannung, der (mechanischen) Leistung je Polpaar und dem Anlaufstrom
ermittelt. In Vision wird die mechanische Leistung eingegeben, so dass für die elektrische Leistung gilt:
Pe,nenn = Pw elle,nenn / Wirkungsgrad
Dann wird die Generatorimpedanz bestimmt:
ZMotor = (Unenn Motor)² / (Ia/Inenn * Pe nenn / cos phi nenn)
Das R/X-Verhältnis ist abhängig von der (mechanischen) Leistung je Polpaarzahl:
Pm nenn / Polpaarzahl = Pm nenn * (Drehzahl/nmax )
Es bedeutet:
nmax
3000 U/min bei 50 Hz
Aus der Motornennspannung und der Leistung je Polpaar werden R und X wie folgt bestimmt:
Unenn Motor <= 1 kV:
XMotor = 0.992 * ZMotor
RMotor = 0.42 * ZMotor
Unenn Motor > 1 kV:
Pm nenn / Polpaarzahl < 1 MW:
XMotor = 0.989 * ZMotor
RMotor = 0.15 * XMotor
Pm nenn / Polpaarzahl >= 1 MW:
XMotor = 0.995 * ZMotor
RMotor = 0.10 * XMotor
Bei Asynchronmotoren ist die Mitimpedanz anders als bei statischen Netzkomponenten ungleich der
Gegenimpedanz. Bei Asynchronmaschinen ist jedoch Z2 ungefähr gleich Z1.
Die IEC (60)909 enthält für Gegenimpedanzen keine Regeln (das Modell für die Gegenimpedanzen ist in
Bearbeitung). Vision setzt deshalb Z2 = Z1.
Die Nullimpedanz wird unendlich angenommen (freier Sternpunkt).
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse wird der Asynchronmotor als Stromquelle mit Querimpedanz (NortonÄquivalent) behandelt. Die Impedanz wird wie bei der Berechnung nach IEC (60)909 ermittelt.
154
5.3.6
Asynchronmotorgruppe
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
Anzahl Motoren
Anzahl in Betrieb
Belastungsgrad
Ganglinie
Vorgabe
0
0
100
Default
Einheit
%
Beschreibung
Name des Asynchronmotors
Anzahl Motoren in der Motorgruppe
Anzahl Motoren in der Motorgruppe die in Betrieb sind
Belastungsgrad den Motoren die in Betrieb sind
Name der Lastganglinie
Anzahl in Betrieb
Nur Motoren die in Betrieb sind, sind am Netz angeschlossen. Die Motoren die nicht in Betrieb sind,
beeinflussen die Berechnungen nicht.
Belastungsgrad
Der Belastungsgrad gilt für für alle Motoren die in Betrieb sind. Ein Faktor von 0% bedeutet dass die Motoren
im Leerlauf (ohne Verluste) sind.
Motor
Param eter
Typ
Unenn
Pw elle,nenn
Wirkungsgrad
cos phi nenn
R/X
Ia/Inenn
Pole
Vorgabe
Einheit
1)
0
95
0.85
0.1
5
2
kV
MW
%
Beschreibung
Motortyp
Nennspannung des Motors
mechanische Nennleistung
Wirkungsgrad bei Nennleistung
Nenn-cos phi
R/X Quotient
Quotient Anlaufstrom und Nennstrom
Polzahl
1) Die Vorgabe ist gleich der Nennspannung des Knotenpunktes
Typ
In der Typenliste befinden sich alle Motoren der Komponentendatenbank.
Siehe auch: Typ 58 .
Ia/Inenn
Das quotient von Anlaufstrom und Nennstrom wird eingesetzt für die Berechnung der Motorimpedanz. Das
quotient wird nicht angewendet für die Berechnung des Motoranlaufs.
Wirkungsgrad und Cos phi nenn
Nachdem eine Änderung der Wirkungsgrad oder des nominalen Cos Phi sollen die Kurven angepaßt werden.
Wenn die Kurven nicht angepaßt werden, können die Modellparameter der Maschine nicht mit genügender
Genauigkeit festgestellt werden. Auch kann es geschehen, daß der Kurvenannäherungprozeß die korrekten
Modellparameter (P-Cos-Wirkungsgrad-Kurve) nicht finden kann.
cos phi Anlauf
Die cos(phi) bei Motoranlauf wird aus den R/X Quotient berechnet.
Kurven
Die Kurven beschreiben das Verhalten der Maschine (Wirkungsgrad und Cos Phi) für andere dann nominale
Lasten. Jede Änderung wird direkt graphisch in den Kurven reflektiert.
155
Param eter
Standardkurve
Vorgabe Einheit
Pw elle
reihe
Wirkungsgrad = f(Pw elle) reihe
cos phi = f(Pw elle)
reihe
pu
%
Beschreibung
Knopf für den Gebrauch einer Standardkurve, passend bei den
eingegebenen Werten für Nennw irkungsgrad und cos
Nennw ert und 4 eingegeben Punkte für die Kurven
Wirkungsgrad als Funktion der aufgenommenen mechanischen Leistung
cos phi als Funktion der aufgenommenen mechanischen Leistung
Die Parameter der Asynchronmaschine werden anhand der Wirkungsgrad- und cos Kurven berechnet. Mit
curve fitting wird das Heylanddiagramm der Maschine bestimmt. Daraus folgen die internen Impedanzen.
Um einen Asynchronmotor einfacher hinzufügen zu können, sind für die meisten Parameter im Menü
Vorgabewerte angegeben. In den meisten Fällen sind diese Werte ausreichend. Wenn für eine
Asynchronmaschine die Funktion cos phi = f(Pe ref/Pe nenn) bekannt ist, kann die Funktion gegebenenfalls
eingegeben werden. Es müssen mindestens drei Punkte der Funktion vorgegeben werden. Nach Verlassen
des Menüs mit Ok wird die Kurve berechnet. Wenn keine guten Ergebnisse erreichbar sind, erfolgt eine
Fehlermeldung.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Motorgruppe ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Motorgruppe w egen
Wartung außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Lastfluss
Für die Lastflussberechnungen wird ein Asynchronmotor als Last betrachtet. Es gelten:
PLast = Pm,nenn * Anzahl in Betrieb * Belastungsgrad / 100%
QLast ist vom Heylanddiagramm und von der Knotenpunktspannung abhängig
IEC (60)909
Asynchrone Motoren tragen bei zum symmetrischen Kurzschlußstrom Ik", zum Höchstkurzschlußstrom ip,
zum symmetrischen Break-kurzschlußstrom Ib und, für unsymmetrischen Kurzschluß, auch zum steady-state
Kurzschlußstrom Ik.
Reversible Konverter-Antriebe werden nur betrachtet für symmetrischen Kurzschluß, wenn die
Rotationsmassen der Motoren und der Konverter Rückübertragung von Energie für
Geschwindigkeitsverminderung zur Zeit des Kurzschlusses ermöglichen. Dann tragen sie nur zum
symmetrischen Kurzschlußstrom Ik" bei und zum Höchstkurzschlußstrom ip. Sie tragen nicht bei zum
symmetrischen Break-kurzschlußstrom Ib und die dauerkurzschlußstrom Ik.
Die folgende Tabelle faßt den Beitrag zu einem Kurzschlußstrom zusammen.
Asynchrone Motor
Ohne Konverter
Konverter, reversible
Konverter, nicht reversible
IEC 60909
clause
3.8.1
3.9
3.9
ip
Ik"max
Ik"min
Ib
Ik
+
+
-
+
+
-
-
+
-
+
-
Bei den Berechnungen nach IEC (60)909 wird ein Asynchrongenerator als passive Impedanz R+jX gegen Erde
betrachtet (IEC 60909, Ziff. 3.8).
Die Impedanz wird aus der Nennspannung, der (mechanischen) Leistung je Polpaar und dem Anlaufstrom
ermittelt. In Vision wird die mechanische Leistung eingegeben, so dass für die elektrische Leistung gilt:
Pe nenn = Pm nenn / Wirkungsgrad
156
Dann wird die Generatorimpedanz bestimmt:
ZMotor = (Unenn Motor)² / (Ia/Inenn * Pe nenn / cos phi nenn)
Die Impedanz der Motorgruppe wird berechnet durch die Parallellschaltung aller Impedanzen von allen Motoren
die in Betrieb sind.
Das R/X-Verhältnis ist abhängig von der (mechanischen) Leistung je Polpaarzahl:
Pm nenn / Polpaarzahl = Pm nenn * (Drehzahl/nmax )
Es bedeutet:
nmax = 3000 U/min bei 50 Hz
Aus der Motornennspannung und der Leistung je Polpaar werden R und X wie folgt bestimmt:
Unenn Motor <= 1 kV:
XMotor = 0.992 * ZMotor
RMotor = 0.42 * ZMotor
Unenn Motor > 1 kV:
Pm nenn / Polpaarzahl < 1 MW:
XMotor = 0.989 * ZMotor
RMotor = 0.15 * XMotor
Pm nenn / Polpaarzahl >= 1 MW:
XMotor = 0.995 * ZMotor
RMotor = 0.10 * XMotor
Bei Asynchronmotoren ist die Mitimpedanz anders als bei statischen Netzkomponenten ungleich der
Gegenimpedanz. Bei Asynchronmaschinen ist jedoch Z2 ungefähr gleich Z1.
Die IEC (60)909 enthält für Gegenimpedanzen keine Regeln (das Modell für die Gegenimpedanzen ist in
Bearbeitung). Vision setzt deshalb Z2 = Z1.
Die Nullimpedanz wird unendlich angenommen (freier Sternpunkt).
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse wird der Asynchronmotor als Stromquelle mit Querimpedanz (NortonÄquivalent) behandelt. Die Impedanz wird wie bei der Berechnung nach IEC (60)909 ermittelt.
5.3.7
Last
Eine Last kann auf vier verschiedene Weisen (P, Q, I, S, cos phi) eingegeben werden. Mit Formular können
Parameter umgerechnet werden. Es können Rundungsfehler auftreten, da im Netzbestand ausschließlich P (in
MW) und Q (in Mvar) abgespeichert sind.
PARAMETER
Last
Param eter
Name
P
Q
P
Q
S
I
cos phi
Verhalten
Ganglinie
Vorgabe
->
->
0
0
0
0
0
Default
Default
Einheit
MW
Mvar
MVA
A
Beschreibung
Name der Last
Aufnahme/Abgabe der Wirkleistung
Aufnahme/Abgabe der Blindleistung
Wirkleistung
Blindleistung
Scheinleistung
Strom
Leistungsfaktor
Name der Spannungsabhängigkeit der Last
Name der Lastganglinie
157
Verhalten
Über "Verhalten" kann ein Lastverhalten 193 aufgerufen werden. Ein Lastverhalten enthält
Spannungsabhängigkeit und Wachstum der Last. Auch kann ein Faktor angegeben werden, mit dem die Last
multipliziert wird.
Gleichzeitigkeit
Die eingegebene Last wird mit dem Gleichzeitigkeitsfaktor g multipliziert. Der Gleichzeitigkeitsfaktor wird im
Knotenpunktmenü eingegeben und gilt für alle am Knotenpunkt angeschlossenen Lasten.
Siehe auch: Gleichzeitigkeit 116
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Vorgabe
0
0
0
Einheit
Vorgabe
Einheit
3 bis 49
0
0
%
Grad
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Last ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Last w egen Wartung außer
Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
Verbraucher
Param eter
Anzahl Grosskunden
Anzahl Kleinkunden
Versorgungsgebiet
m
Beschreibung
Anzahl von Grosskunden
Anzahl von Kleinkunden
Radius des Kreises des Versorgungsgebiets
Harmonischen
Param eter
Type
h
Strom
Winkel
Beschreibung
Harmonische Quelle Typ
Harmonische Ornungszahl
Harmonische Strom, relativ zu Nennlast
Winkel der harmonische Strominjektion, relativ zu Lastflußspannung
MODELLIERUNG
Lastfluss
Das Modell der Last ist beschrieben in Lastverhalten
193
.
IEC (60)909
Bei Berechnungen nach IEC (60)909 werden Lasten nicht berücksichtigt.
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse wird eine Last als Impedanz behandelt. Die Impedanz wird aus der durch
eine Lastflussberechnung ermittelten Knotenpunktspannung und dem Laststrom berechnet.
5.3.8
Transformatorlast
Zur Vereinfachung ist es möglich, einen Transformator zusammen mit einer Last als Element an einen
Knotenpunkt vorzusehen. Das Menü sieht links die Lastdaten und rechts die Transformatordaten vor. Bei der
Transformatorlast wird beim Lastfluss auch die Sekundärspannung berechnet, so dass kein weiterer
Knotenpunkt erforderlich ist.
Eine Transformatorlast kann auf vier verschiedene Weisen (P, Q, I, S, cos phi) eingegeben werden. Mit
Formular können Parameter umgerechnet werden. Es können Rundungsfehler auftreten, da im Netzbestand
ausschließlich P (in MW) und Q (in Mvar) abgespeichert sind.
158
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
P
Q
P
Q
S
I
cos phi
Verhalten
Ganglinie
Stufe
Vorgabe
->
->
0
0
0
0
0
Default
Default
0
Einheit
MW
Mvar
MVA
A
Beschreibung
Name der Transformatorlast
Aufnahme/Abgabe der Wirkleistung
Aufnahme/Abgabe der Blindleistung
Wirkleistung
Blindleistung
Scheinleistung
Strom
Leistungsfaktor
Spannungsabhängigkeit der Last
Name der Lastganglinie
Aktueller Stand des Stufenschalters
Verhalten
Über "Verhalten" kann ein Lastverhalten 193 aufgerufen werden. Ein Lastverhalten enthält
Spannungsabhängigkeit und Wachstum der Last. Auch kann ein Faktor angegeben werden, mit dem die Last
multipliziert wird.
Gleichzeitigkeit
Die eingegebene Last wird mit dem Gleichzeitigkeitsfaktor g multipliziert. Der Gleichzeitigkeitsfaktor wird im
Knotenpunktmenü eingegeben und gilt für alle am Knotenpunkt anstehenden Lasten.
Siehe auch: Gleichzeitigkeit 116
Transformator
Param eter
Typ
Snenn
Unenn
Schaltung
Stufenseite
uk
Pk
Pleerlauf
Stufengröße
Stufe min
Stufe nenn
Stufe max
Vorgabe
Einheit
0
1)
MVA
kV
d/y/yn/z/zn
w1
0
0
0
0
0
0
0
%
kW
kW
kV
Beschreibung
Transformatortyp
Nennscheinleistung
Nennspannungen den Wicklungen
Spulschaltung an Sekundärseite
Seite des Regelschalters: Wicklung 1 oder 2
Relative Kutzschlussspannung
Kurzschlussverluste
Leerlaufverlust
Stufengröße der Regelschalter
Regelschalterstand bei kleinster Wicklungszahl
Regelschalterstand bei Nennw icklungszahl
Regelschalterstand bei größter Wicklungszahl
1) Unenn des Knotenpunkts
Typ
Die Transformatorliste enthält alle Transformatoren aus der Komponentendatenbank, bei denen Unenn w1
zwischen 0.8*Unenn und 1.2*Unenn des Knotenpunkts liegt.
Siehe auch: Typen 58
Stufenschalter
Der Stufenschalter kann vom Gebraucher über die Eingabe von Mindeststufen-, Nennstufen- und
Höchststufenzahl vollständig definiert werden. Es ist darauf zu achten, dass unter Mindeststufenzahl die
Einstellung zu verstehen ist, bei der die wenigsten Wicklungen zugeschaltet sind und damit (in Abhängigkeit
von der Schalterseite) das größte Übersetzungsverhältnis ausgerechnet werden kann.
159
Typdaten kopieren und pasten
Transformator- und Transformatorlasttypdaten können durch die rechte Maus kopiert werden und geklebt
werden, wenn man auf der Typdatenformular der Komponente klickt. Ein pop-up Menü erscheint mit
"Typdaten kopieren" und "Typdaten pasten". Dieses kann nützlich sein, wenn ein Transformator geändert
werden muss in eine Transformatorlast oder umgekehrt.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Last ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Last w egen Wartung außer
Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
Verbraucher
Param eter
Anzahl Grosskunden
Anzahl Kleinkunden
Vorgabe
0
0
Einheit
Beschreibung
Anzahl von Grosskunden
Anzahl von Kleinkunden
MODELLIERUNG
Lastfluss
Bei der Lastflussberechnung wird die Transformatorlast als normale Last behandelt. Das Modell der Last ist
beschrieben in Lastverhalten 193 . Nach Durchführung der Lastflussberechnung wird aus dem ermittelten
Laststrom, der Impedanz des Transformators und der Stellung des Stufenschalters die sekundäre Spannung
ermittelt. Hierbei ist der Stufenschalter immer auf der Knotenpunktseite.
IEC (60)909
Bei den Berechnungen nach IEC (60)909 bleibt die Transformatorlast unberücksichtigt. Bei asymmetrischen
Kurzschlüssen wird auch nicht mit den Nullimpedanzen des Transformators gerechnet.
Sequentielle Fehleranalyse
Bei der sequentiellen Fehleranalyse wird die Transformatorlast als normale Lastimpedanz ohne
Berücksichtigung des Einflusses des Transformators behandelt. Die Impedanz wird aus der durch eine
Lastflussberechnung ermittelten Knotenpunktspannung und dem Laststrom berechnet. Bei asymmetrischen
Störungen bleiben die Nullimpedanzen des Transformators unberücksichtigt.
Kosten
Die Transformatorlasten bleiben bei der Kostenberechnung unberücksichtigt.
Aufteilen einer Transformatorlast
Ein Transformatorlast kann in einem Transformator, einem sekundären Knoten und einer Last aufgeteilt
werden. Alle Eigenschaften sind erhalten geblieben. Wählen Sie den Transformator und wählen Sie: Start |
Bearbeiten | Aufteilen.
5.3.9
Querkondensator
Die Kapazität des Kondensators kann je nach Menüeinstellung in F oder Mvar bzw. kvar eingegeben werden.
Mit Formular kann von der einer Einstellung auf die andere gewechselt werden. Hierbei wird der für die
Kapazität eingegebene Wert umgerechnet. Es können Rundungsfehler auftreten, da im Netzbestand
ausschließlich Q (in Mvar) abgespeichert ist.
160
PARAMETER
Querkondensator
Param eter
Name
Unenn
Q
C 2)
Ganglinie
Vorgabe
Einheit
1)
0
0
Default
kV
Mvar
mF
Beschreibung
Name des Kondensators
Nennspannung
Blindleistung
Kapazität
Name der Lastganglinie
1) Unenn des Knotenpunkts
2) w ird aus Q umgerechnet und umgekehrt
Anschluss
Param eter
Sternpunkterdung
Re
Xe
Vorgabe
nein
0
0
Einheit
Ohm
Ohm
Beschreibung
Andeutung, ob der Sternpunkt geerdet ist
Erdungsw iderstand des Sternpunktes
Erdungsreaktanz des Sternpunktes
Spannungsregelung
Param eter
Vorgabe Einheit
Spannungsregelung off
on/off
ein
Uaus
0
kV
Uein
0
Beschreibung
Ein- oder ausschalten der Spannungsregelung
Niedrigste Spannung w obei der Kondensator
ausschaltet
Höchste Spannung w obei der Kondensator
einschaltet
kV
Uein < Uaus
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Vorgabe
0
Einheit
pro Jahr
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
0
0
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Kondensator ausfällt
(Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass der Kondensator w egen Wartung
außer Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
Harmonischen
Param eter
h
Qualität
Vorgabe
3 bis 49
0
Einheit
A
Beschreibung
Harmonische Ornungszahl
Filter Qualitätsfaktor
MODELLIERUNG
Lastfluss und sequentielle Fehleranalyse
Eine Querimpedanz wie der Kondensator wird in der Lastflussberechnung und bei der sequentiellen
Fehleranalyse als Last dargestellt mit:
PLast = 0
und
QLast = -QKondensator
oder
QLast = -Unenn Kondensator² × w C
161
Es bedeuten:
QLast
konst.X = 100 %
QKondensator
gelieferte Blindleistung bei Nennspannung am Kondensator
Unenn Kondensator Nennspannung des Kondensators
Der Kondensator hat eine konstante Impedanz. Das bedeutet, dass der Kondensator nur bei Nennspannung
die Nennblindleistung erzeugt. Bei abweichenden Spannungen ändert sich die Blindleistung quadratisch.
IEC (60)909
Bei Berechnungen nach IEC (60)909 werden Kondensatoren nicht berücksichtigt.
Harmonischen
Eine Kondensatorbank kann in einem harmonischen Filter angewendet werden. Die harmonische
Ordnungszahl und Filterqualität können spezifiziert werden. Die Blindleistung des Kondensators wird auf dem
Kondensatortab spezifiziert. Der Filterwiderstand und -induktanz werden von den Filterparametern errechnet.
Grundlage für die Filterparameter ist die Blindleistung des Kondensators bei Nennfrequenz: Qc. Die
Kondensatorreaktanz bei Nennfrequenz (50/60 Hz) wird wie folgt errechnet:
Die Reaktorreaktanz wird wie folgt errechnet:
Der Faktor r ist ein Erfahrungswert, um unerwünschten Oszillation zu vermeiden. Sein Wert ist 0.94. Der
Filterwiderstand wird vom Filterqualitätsfaktor q festgestellt. Sein praktischer Wert ist zwischen 20 und 30.
Der Filteradmittanz für eine Frequenz mit harmonischer Ordnumgszahl h ist:
5.3.10
Querspule
Die Induktivität der Querspule kann je nach Menüeinstellung in mH oder Mvar bzw. kvar eingegeben werden.
Mit Formular kann von der einer Einstellung auf die andere gewechselt werden. Hierbei wird der für die
Induktivität eingegebe Wert umgerechnet. Es können Rundungsfehler auftreten, da im Netzbestand
ausschließlich Q (in Mvar) abgespeichert ist.
PARAMETER
Querspule
Param eter
Name
Unenn
Q
L 2)
Ganglinie
Vorgabe
Einheit
1)
0
0
Default
kV
Mvar
mH
1) Unenn des Knotenpunkts
Beschreibung
Name der Querspule
Nennspannung
Blindleistung
Induktivität
Name der Lastganglinie
162
2) w ird aus Q umgerechnet und umgekehrt
Anschluss
Param eter
Sternpunkterdung
Re
Xe
Vorgabe
nein
0
0
Einheit
Ohm
Ohm
Beschreibung
Andeutung, ob der Sternpunkt geerdet ist
Erdungsw iderstand des Sternpunktes
Erdungsreaktanz des Sternpunktes
Spannungsregelung
Param eter
Spannungsregelung
ein
Uein
Uaus
Vorgabe Einheit
off
on/off
Beschreibung
Ein- oder ausschalten der Spannungsregelung
0
0
Niedrigste Spannung w obei die Spule einschaltet
Höchste Spannung w obei die Spule ausschaltet
kV
kV
Uein > Uaus
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Spule ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Spule w egen Wartung außer
Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
Lastfluss und sequentielle Fehleranalyse
Eine Querimpedanz wie die Querspule wird in der Lastflussberechnung und bei der sequentiellen
Fehleranalyse als Last dargestellt mit:
PLast = 0
und
QLast = QSpule
oder
QLast = Unenn Spule² / (w L)
Es bedeuten:
QLast
QSpule
Unenn Spule
konst.X = 100 %
aufgenommene Blindleistung bei Nennspannung an der Spule
Nennspannung der Spule
Die Querspule hat eine konstante Impedanz. Das bedeutet, dass die Querspule nur bei Nennspannung die
Nennblindleistung aufnimmt. Bei abweichenden Spannungen ändert sich die Blindleistung quadratisch.
IEC (60)909
Bei Berechnungen nach IEC (60)909 werden Spulen nicht berücksichtigt.
5.3.11
Zickzackspule
Die Zickzackspule ist das allgemeine Modell für einen Nulltransformator. Sie wird normalerweise verwendet um
die Spannung des Neutralen zu verbessern oder eine Erde in einem nicht-geerdeten Netz an zu legen.
163
PARAMETER
Zickzackspule
Param eter
Name
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Name der Zickzackspule
Vorgabe
Einheit
0
0
0
0
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Beschreibung
Typ der Zickzackspule
Nullw iderstand
Nullreaktanz
Sternpunktw iderstand
Sternpunktreaktanz
Zickzackspule
Param eter
Typ
R0
X0
Re
Xe
Nullimpedanz
In den Versionen vor 5.7 war der Nullimpedanz einem gleichwertigen externen Nullimpedanz gleich. Wie von
Version 5.7 ist dieser Wert dem Nullimpedanzwert auf dem Typenschild gleich geworden. Die Werte von R0
und von X0 von den vorhergehenden Versionen werden automatisch umgewandelt, dieses bedeutet : alte Wert
mal 3.
Zuverlässigkeit
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Wartungshäufigkeit
Vorgabe
0
0
0
Einheit
pro Jahr
Minuten
pro Jahr
Wartungsdauer
Wartungsabbruchdauer
0
0
Minuten
Minuten
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Spule ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Mittlere Häufigkeit pro Jahr, dass die Spule w egen Wartung außer
Betrieb ist
Mittlere Wartungsdauer
Mittlere Dauer des Wartungsabbruchs w egen Notlage
MODELLIERUNG
IEC (60)909 und sequentielle Fehleranalyse
Bei den Berechnungen nach IEC (60)909 und der sequentiellen Fehleranalyse wird eine Zickzackspule als
Querimpedanz nur im Nullsystem dargestellt:
Z0 = (R0 + 3Re) + j(X0 + 3Xe)
5.3.12
Windturbine
Eine Windturbine besteht aus mehrere einzelne Bauteile: Generator, inner- Kabelverbindungen, Umformer und
Blindleistungsausgleich. Die Windturbinentypen können sein:
· DFIG (Doppelt-gespeiste Asynchronmaschine),
· Festgeschwindigkeitsturbine mit Asynchrongenerator und
· Konvertergekoppelte Generator.
Windturbine mit Doppelt-gespeiste Asynchronmaschine
Der Generator ist eine DFIG Art. Stator und Rotor werden an das Netz angeschlossen. Der Stator ist direkt,
über die internen Kabel, an den Transformator angeschlossen worden. Der Rotor ist über den Konverter und
die internen Kabel an den Transformator angeschlossen worden. Die erzeugte Energie wird durch die Statorund Rotorstromkreise produziert. Beide Energien hängen von der Windgeschwindigkeit und dem
Generatorschlupf ab.
164
Festgeschwindigkeitsturbine mit Asynchrongenerator
Der Generator ist eine asynchrone Maschine, angeschlossen an den Transformator über die internen Kabel.
Ein Blindleistungausgleich ist fakultativ. Sein Wert ist eine Schritt-Funktion der tatsächlichen erzeugten
Energie.
Konvertergekoppelte Generator
Der Generator ist eine Synchron- oder Asynchronmaschine, angeschlossen an den Transformator über einen
Konverter und die internen Kabel.
Die erzeugte Leistung der Windturbine
Die erzeugte elektrische Leistung ist eine Funktion der Windgeschwindigkeit. Die Funktion verwendet die
Nennleistung und die Einschaltungs- und Ausschaltungs-windgeschwindigkeiten. Die elektrische Leistung
(Pel) wird von der Windgeschwindigkeit (Vact) wie folgt errechnet:
mit:
Pnom : Generator Nennleistung (MW)
Vnom : Nenn-windgeschwindigkeit (m/s)
165
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Name
Windgeschw indigkeit
Ganglinie
cos phi
Q
Vorgabe
Einheit
0
m/s
Default
1
liefern
Beschreibung
Windturbine Name
Aktuelle Windgeschw indigkeit
Windgeschw indigkeit Ganglinie
Aktueller cos(phi)
Richtung der Blindleistung (DFIG und Converter)
Windturbine
Param eter
Typ
Art
Unenn
Snenn
cos phi nenn
Vorgabe
Einheit
DFIG
0
0.85
kV
MVA
Beschreibung
Windturbine Typ
Art: DFIG / Asynchrongenerator / Konverter
Nennspannung
Nennleistung
Nenn cos(phi)
Art: DFIG
DFIG
Param eter
Vorgabe
Unenn Stator
Unenn Rotor
Xd"
0.2
Rg
0
Synchrondrehzal
1500
Schlupfcharakteristik
Min. Drehzahl
Max. Drehzahl
Min. Windgeschw indigkeit
Max. Windgeschw indigkeit
Einheit
kV
kV
pu
pu
r/min
Beschreibung
Stator Nennspannung
Rotor Nennspannung
Subtransient Reactanz
Fiktiver Statorw iderstand
Synchrondrehzal per Minut
r/min
r/min
m/s
Minimum Drehzal bei maximaler Schlupf
Maximum Drehzal bei minimaler Schlupf
Windgeschw indigkeit bei minimum Drehzal
(maximum Schlupf)
Windgeschw indigkeit bei maximum Drehzal
(minimum Schlupf)
m/s
Eine 1500 Kilowatt Turbine (mit 4 Pole) hat z.B. eine Mindestdrehzahl von 1000 Umw/min mit einer
entsprechenden minimalen Windgeschwindigkeit. Sie hat eine Höchstgeschwindigkeit von 1800 Umw/min mit
einer entsprechenden maximalen Windgeschwindigkeit. Die jeweiligen Schlupfe sind +33% und -20%.
166
Dreiwicklungstransformator
Param eter
Snenn
Unenn
uk
Pk
bei S
Z0
R0
Pleerlauf
Ileerlauf
Vorgabe Einheit
MVA
kV
%
kW
MVA
Ohm
Ohm
0
kW
0
A
Beschreibung
Nennleistung je Wicklung (w 1/2/3)
Nennspannung je Wicklung (w 1/2/3)
Kurzschlussspannung (w 1-w 2 / w 1-w 3 / w 2-w 3)
Kupferverluste (w 1-w 2 / w 1-w 3 / w 2-w 3)
Scheinbare Leistung bezogen auf uk und Pk
Nullimpedanz
Nullw idrestand
Leerlaufverlust
Leerlaufstrom
Vorgabe Einheit
Beschreibung
Steigkabel
Param eter
Statorkreis
R total
X total
R0 total
X0 total
Rotorkreis
R total
X total
R0 total
X0 total
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Stator
Stator
Stator
Stator
Stromkreis
Stromkreis
Stromkreis
Stromkreis
Kabelw iderstand
Kabelreaktanz
Kabelnullw iderstand
Kabelnullreaktanz
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Rotor
Rotor
Rotor
Rotor
Stromkreis
Stromkreis
Stromkreis
Stromkreis
Kabelw iderstand
Kabelreaktanz
Kabelnullw iderstand
Kabelnullreaktanz
P/V-Charakteristik
Param eter
Cut-in
Windgeschw indigkeit
Nominale
Windgeschw indigkeit
Cut-out
Windgeschw indigkeit
Vorgabe Einheit Beschreibung
m/s
Minimum Windgeschw indigkeit w obei Turbine
generiert
m/s
Windgeschw indigkeit w obei Windturbine
Nennleistung generiert
m/s
Maximum Windgeschw indigkeit w obei turbine
generiert
167
Art: Asynchrongenerator mit Blindleistungskompensation
Asynchrongenerator
Param eter
Unenn
R/X
Ia/Inenn
Anzahl Pole
Kurve
P
Cos phi
Vorgabe Einheit
kV
0.1
5
4
Beschreibung
Nennspannung
R/X ratio
Ratio Anlaufstrom und Nennstrom
Anzahl Pole
machine-pu Elektrische Leistung bezogen auf Nennleistung
Cos(phi) bei elektrische Leistung
Blindleistungskompensation
Param eter
Pelectrisch
Q
Vorgabe
Einheit
%
Mvar
Beschreibung
Leistung für schalten einer Blindleistungsstufe
Kumulative Blindleistungsstufe
Vorgabe
Einheit
MVA
kV
%
kW
Ohm
Ohm
kW
A
Beschreibung
Nennleistung
Nennspannung je Wicklung (w 1/2)
Kurzschlussspannung
Kupferverlust
Nullimpedanz
Nullw iderstand
Leerlaufverlust
Leerlaufstrom
Einheit
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Beschreibung
Kabelw iderstand
Kabelreaktanz
Kabelnullw iderstand
Kabelnullreaktanz
Transformator
Param eter
Snenn
Unenn
uk
Pk
Z0
R0
Pleerlauf
Ileerlauf
0
0
Steigkabel
Param eter
R total
X total
R0 total
X0 total
Vorgabe
P/V-Charakteristik
Param eter
Cut-in
Windgeschw indigkeit
Nominale
Windgeschw indigkeit
Cut-out
Windgeschw indigkeit
Vorgabe Einheit Beschreibung
m/s
Minimum Windgeschw indigkeit w obei Windturbine
generiert
m/s
Windgeschw indigkeit Wobei Windturbine
Nennleistung generiertr
m/s
Maximum Windgeschw indigkeit w obei Windturbine
generiert
Art: Konvertergekoppelte Generator
168
Transformator
Param eter
Snenn
Unenn
uk
Pk
Z0
R0
Pleerlauf
Ileerlauf
Vorgabe
0
0
Einheit
MVA
kV
%
kW
Ohm
Ohm
kW
A
Beschreibung
Nennleistung
Nennspannung je Wicklung (w 1/2)
Kurzschlussspannung
Kupferverlust
Nullimpedanz
Nullw iderstand
Leerlaufverlust
Leerlaufstrom
Einheit
Ohm
Ohm
Ohm
Ohm
Beschreibung
Kabelw iderstand
Kabelreaktanz
Kabelnullw iderstand
Kabelnullreaktanz
Steigkabel
Param eter
R total
X total
R0 total
X0 total
Vorgabe
P/V-Charakteristik
Param eter
Cut-in
Windgeschw indigkeit
Nominale
Windgeschw indigkeit
Cut-out
Windgeschw indigkeit
Vorgabe Einheit Beschreibung
m/s
Minimum Windgeschw indigkeit w obei Windturbine
generiert
m/s
Windgeschw indigkeit Wobei Windturbine
Nennleistung generiertr
m/s
Maximum Windgeschw indigkeit w obei Windturbine
generiert
Andere Parameter, für alle Sorte
Reliability
Param eter
Failure frequency
Repair duration
Maintenance frequency
Maintenance duration
maint. cut-off duration
Vorgabe
0
0
0
0
0
Einheit
per year
minutes
per year
minutes
minutes
Beschreibung
Mean number of occurrences that the zigzag coil fails (short circuit)
Mean duration of repair or replacement
Mean number of occurrences that the zigzag coil is in maintenance
Mean duration of maintenance
Mean duration of cancellation of maintenance in case of emergency
MODELLIERUNG
Kurzschlußberechnungen
Die Windturbine trägt bei zum Kurzschluß, abhängig von der Art:
· DFIG: Beitrag zu: Ip, Ik"max en Ib
· Asynchrongenerator: Beitrag zu: Ip, Ik"max en Ib
· Konvertergekoppelte Generator: Beitrag zu: Ip, Ik"max en Ib
5.3.13
Akku
Der Akku ist als ein Element für die Speicherung von elektrischer Energie aufgenommen worden. In einer
Lastflussberechnung mit Lastprofile produziert oder speichert der Akkumulator elektrische Energie,
entsprechend das angegebenen Akku-Profil. Der Ladezustand ist abhängig von der Startwert, der
Speicherkapazität und dem Speicher-Profil. Während der Lade-und Entladevorgang, wird der Ladezustand die
physikalischen Grenzen nicht überschreiten.
169
PARAMETER
Akku
Param eter
Name
Snenn
Kapazität
P
Ganglinie
Q
Ganglinie
SoC
Vorgabe Einheit
0
0
0
Default
0
Default
50
MVA
MWh
MW
Mvar
%
Beschreibung
Name
Nennleistung
Speicherkapazität
Wirkleistung augfnahme (*)
Ganglinie für w irkleistung
Blindleistung aufnahme (*)
Ganglinie für blindleistung
Anfangszustand der elektrischen Ladung
(*) Die Wirkleistung P und die Blindleistung Q sind unabhängig von einander. Der positive Leistungsrichtung ist
gleich wie bei der Belastung. Dies bedeutet, dass die Leistungen P und Q positiv sind, wenn der Akku Strom
erhält aus dem Netz.
Ganglinie
Jeder Lastflussberechnung beachtet den Ladezustand der Akku. Die Lastflussberechnung ohne Profil beachtet
die physikalischen Grenzen einer voll geladenen oder entladenen Akku.
Eine zuvor definierte Lastganglinie kann mit der Akku zugeordnet werden. Nur in der Lastflussberechnung mit
Ganglinie ist der zeitliche Aspekt aktiviert: wirklich Laden oder Entladen des Speichers.
Die Default-Ganglinie besteht aus den Werten 1 und produziert ein konstanter Last.
Wirkungsgrad
Param eter
Aufladen
ab Leistung
Entladen
ab Leistung
Vorgabe
95
0,1
95
0,1
Einheit
%
pu
%
pu
Beschreibung
Wirkungsgrad beim aufladen, ab P > Pmin
Leistung Pmin, w obei die Wirkungsgrad beim aufladen Konstant ist
Wirkungsgrad beim entladen, ab P > Pmin
Leistung Pmin, w obei die Wirkungsgrad beim entladen Konstant ist
Die Effizienz-Kurven der Lade-und Entladevorgänge wurden in zwei geraden Linien vereinfacht worden: ein
Schrägstrich und eine horizontale Linie.
Die horizontale Linie kennzeichnet den konstanten Wirkungsgrad für eine Leistung größer als die angegebene
Leistung (Pmin) in pu.
Die Steigung der schräge Linie der Ladeeffizienz Kurve wird durch den Ausgangspunkt (0, 0) und den Punkt
(Pmin, Ladeeffizienz) bestimmt.
Die Steigung der Schräge Linie der Entladung Effizienz-Kurve wird durch den Startpunkt (0, 0.5 x Charging
Effizienz) und dem Punkt (Pmin, Entladen Effizienz) bestimmt.
MODELLIERUNG
Lastfluss
Die Wirkleistung P und die Blindleistung Q sind unabhängig von einander. Der positive Leistungsrichtung ist
gleich wie bei der Belastung. Dies bedeutet, dass die Leistungen P und Q positiv sind, wenn der Akku Strom
erhält aus dem Netz.
Nur die Wirkleistung P kann zur Energiespeicherung genutzt werden. Die Blindleistung Q hat keinerlei Einfluss
auf die Energiespeicherung.
Das Spannungsabhängiges Verhalten ist: konstante Leistung.
In einer Lastflussberechnung ohne Profil verhält sich der Speicher wie eine allgemeine Belastung,
entsprechend der definierten Leistung P und Q, in Bezug auf den Ladezustand.
170
Die Veränderungen der Ladezustand wird berücksichtigt in der Lastflussberechnung mit Ganglinien. Der Wert
hängt ab von seiner Anfangswert, die Speicherkapazität und die Höhe und Dauer der Leistung. Die Leistung ist
Bezogen auf das Netzwerk. Die tatsächliche gespeicherte Energie hängt ab von der Akku-Effizienz.
Grenzwerte:
· bei einem SoC von 99% wird keine Wirkleistung gespeichert
· bei einem SoC von 1% wird keine Wirkleistung an das Netz geliefert.
IEC (60)909
Der Akku ist nicht in der IEC (60)909 Berechnung einbezogen.
Sequentielle Fehleranalyse
In der sequentielle Fehleranalyse wird die Akku als Impedanz modelliert. Diese Impedanz wird Voraus durch
eine Lastflussberechnung bestimmt.
5.4
Schalter und Schutz
5.4.1
Lastschalter
Der Lasttrennschalter kann an beiden Seiten eines Zweigs und an einem Element angewendet werden.
Einen Lasttrennschalter hinzufügen: wählen Sie einen Zweig oder Element zusammen mit dem
entsprechenden Knotenpunkt vor und wählen Sie: Einfügen | Schalter und Schütze | Lastschalter.
Der Lasttrennschalter kann zusammen mit einer Sicherung benutzt werden.
Die Speziellkopie bietet die gelegenheit an, einer kopierte Lasttrennschalter in mehr Felder zugleich ein zu
führen. Wählen Sie dann die Felder an (Kombination Knotenpunkt plus Verbindung oder Element) und wählen
Sie Start | Zwischenablage | Einführen speziell | Einfügen Schalter in alle angewählten Felder.
PARAMETER.
Allgemeines
Der Lasttrennschalter kann mit einem Namen gekennzeichnet werden; dierer darf aus höchstens 20 Zeichen
bestehen. Dieser Name kann in den vom Benutzer definierten Berichten gedruckt werden.
Param eter
Name
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Name. Maximal 20 Schriftzeichen.
Lastschalter
Der Lastschalter ist mit einer Typenspezifikation ausgerüstet worden. Dieses kennzeichnet die folgenden
Eigenschaften: TypeName, ShortName, Unenn, Inenn, Ik,dynamisch, Ik,thermisch.
Param eter
Name
Kurz
Unenn
Inenn
Ik,make
Ik,dynamisch
Ik,thermisch
bei t,thermisch
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Name des Leistungsschalters
0
0
0
0
0
0
kV
A
kA
kA
kA
s
Nennspannung
Nennstrom
Maximale Einschaltstrom
Dynamischer Kurzschlussstrom
Maximale thermische Kurzschlussstrom
Dauer der maximale thermische Kurzschlussstrom
Zuverlässigkeit
Die Zuverlässigkeitsparameter können in dem Subformular "Zuverlässigkeit" eingegeben werden.
171
Param eter
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Fernbedienung
Vorgabe
0
0
nein
Einheit
pro Jahr
Minuten
ja/nein
Beschreibung
Mittlere Häufigkeit, dass der Schalter ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Anw esenheit einer Schalterfernbedienung
Die Anwesenheit einer Fernbedienung beeinflusst die Fehlerisolierungsdauer und die Einschaltungs-/
Umschaltungsdauer (kurz/lang) in der Zuverlässigkeitsberechnung.
Ausführliche Schutzsymbol
In dem Schaltbild wird jeder Schutzvorrichtung an einen Leistungsschalter mit einem kleinen Querlinie am
Leistungsschaltersymbol dargestellt. Für direktionalsensitive Relais zeigt diese Querlinie in die entsprechende
Richtung.
5.4.2
Sicherung
Die Sicherung kann an beiden Seiten eines Zweigs und an einem Element angewendet werden.
Eine Sicherung hinzufügen: wählen Sie einen Zweig oder Element zusammen mit dem entsprechenden
Knotenpunkt vor und wählen Sie: Einfügen | Schalter und Schütze | Lasttrennschalter.
Die Sicherung kann zusammen mit einem Lasttrennschalter benutzt werden.
Die Speziellkopie bietet die gelegenheit an, eine kopierte Sicherung in mehr Felder zugleich ein zu führen.
Wählen Sie dann die Felder an (Kombination Knotenpunkt plus Verbindung oder Element) und wählen Sie
Start | Zwischenablage | Einführen speziell | Einfügen Schalter in alle angewählten Felder.
PARAMETER.
Allgemeines
Die Sicherung kann mit einem Namen gekennzeichnet werden. Dieser darf aus höchstens 20 Zeichen
bestehen. Dieser Name kann in den vom Benutzer definierten Berichten gedruckt werden.
Param eter
Name
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Name. Maximal 20 Schriftzeichen.
Sicherung
Die Sicherung wird durch eine Strom-Zeit-Kurve beschrieben. Ihre Parameter werden unten definiert.
Param eter
Typ
Kurz
Unenn
Inenn
Dreiphasig schalten
I1 ... I16
t1 ... t16
Vorgabe
Einheit
1)
0
nein
0
0
kV
A
ja/nein
A
s
Beschreibung
Name in der Komponentendatenbank
Kurze Typenumschreibung. Maximal 10 Schriftzeichen.
Nennspannung des Relais
Nennstrom des Relais
Andeutung, dass die Sicherung dreiphasig schaltet
Stromw erte von 16 Punkten der Strom-Zeit-Kurve
Zeitw erte von 16 Punkten der Strom-Zeit-Kurve
Kurven der umgebenden Schutzsysteme zeigen
172
Wenn man eine Sicherung oder eine Schutzeigenschaft eingibt, kann es nützlich sein, die Kurven der
umgebenden Schutzvorrichtungen im gleichen Diagramm zu zeigen. Das Selektivitätdiagramm ist als
Modellierungshilfe vorhanden. Es gibt die Eigenschaften für die vorgewählten Schutzvorrichtungen auf dem
aktiven Blatt, entweder auf ihren inividual Spannungshöhen oder auf der Spannungshöhe der "z.Z. redigierten"
Schutzvorrichtung. Um dies zu tun sollen alle Schutzvorrichtungen angewählt worden, von denen
Eigenschaften auf einem Blatt dargestellt werden müssen. Dann klicken Rechtmaus an die Schutzvorrichtung,
von der von abgefahren werden muß und wählen den Vorsprung "Stromschutz". Dann Rechtmausklicken im
Diagramm und "Alle angewählte Stromschutze zeigen" für das Diagramm auf verschiedenen Spannungshöhen
anwählen und "Idem, an dieser Spannung" für das Diagramm auf den Spannungshöhen der "z.Z. redigierten"
Vorrichtung.
MODELLIERUNG
Kurve
Die Charakteristik einer Sicherung ist im folgenden Diagramm abgebildet.
Jede Sicherung hat ihre eigene Kennlinie. Die Daten sind in den Unterlagen des Herstellers angegeben.
Zuverlässigkeit
Die Sicherung ist unendlich zuverlässig. Das heißt, dass die Sicherung nicht ausfällt. Ein Kurzschlußstrom
wird immer ausgeschaltet.
5.4.3
Leistungsschalter
Der Leistungsschalter kann an beiden Seiten eines Zweigs und an einem Element angewendet werden.
Wenn man einen Leistungsschalter zusammen mit einer schützenden Einheit benötigt, muss das hier definiert
werden.
Der Leistungsschalter kann nicht zusammen mit einem anderen Schalter oder einer schützenden Einheit
benutzt werden.
Einen Leistungsschalter hinzufügen: wählen Sie einen Zweig oder Element zusammen mit dem
entsprechenden Knotenpunkt vor und wählen Sie: Einfügen | Leistungsschalter.
Die Speziellkopie bietet die gelegenheit an, einer kopierte Leistungsschalter in mehr Felder zugleich ein zu
führen. Wählen Sie dann die Felder an (Kombination Knotenpunkt plus Verbindung oder Element) und wählen
Sie Bearbeiten | Einführen speziell | Einfügen Schalter in alle angewählten Felder.
PARAMETER
173
Allgemeines
Der Leistungsschalter kann mit einem Namen gekennzeichnet werden; dieser darf aus höchstens 20 Zeichen
bestehen. Dieser Name kann in den vom Benutzer definierten Berichten gedruckt werden.
Param eter
Name
Strom 1
Strom 2
Erdfehler 1
Erdfehler 2
Spannung
Distanz
Vorgabe
Einheit
nein
nein
nein
nein
nein
nein
ja/nein
ja/nein
ja/nein
ja/nein
ja/nein
ja/nein
Beschreibung
Name des Leistungsschalters. Maximal 20 Schriftzeichen.
Erster Stromschutz anw esend und Richtungsabhängigkeit
Zw eiter Stromschutz anw esend und Richtungsabhängigkeit
Erster Erdfehlerschutz anw esend und Richtungsabhängigkeit
Zw eiter Erdfehlerschutz anw esend und Richtungsabhängigkeit
Spannungschutz anw esend
Distanzschutz anw esend
Reserveschalterschaltung
Wenn ein Leistungsschalter nach einem Kommando nicht öffnet, kann die Schutzeinrichtung einen Befehl zu
einem anderen "Reserve" Leistungsschalter senden. Am Leistungsschalter Registerkarte "Allgemein" kann
dies durch Ankreuzen des "Reserveschaltung" definiert werden. Auf der Registerkarte "Extras" kann die
Beziehung zu den anderen Leistungsschalter definiert werden.
Schutzblockierschaltung
Eine Schutzvorrichtung an einem Leistungsschalter kann eine andere Schutzvorrichtung an einem anderen
Leistungsschalter blockieren. Am Registerkarte "Allgemein" des Leistungsschalters kann dies durch
Ankreuzen von "Blockierschaltung" definiert werden. Auf der Registerkarte "Extras" kann die Beziehung zu
den Schutzeinrichtungen am anderen Leistungsschalter definiert werden.
Leistungschalter
Der Leistungschalter ist mit einer Typenspezifikation ausgerüstet worden. Dieses kennzeichnet die folgenden
Eigenschaften: TypeName, ShortName, Unenn, Inenn, SchaltZeit, Ik,break, Ik,dynamisch, Ik,thermisch.
Param eter
Name
Kurz
Unenn
Inenn
Schaltzeit
Ik,make
Ik,break
Ik,dynamisch
Ik,thermisch
bei t,thermisch
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Name des Leistungsschalters
0
0
0
0
0
0
0
0
kV
A
s
kA
kA
kA
kA
s
Nennspannung
Nennstrom
Eigene Schaltzeit, die der Schalter benötigt, um abzuschalten
Maximale Einschaltstrom
Breakstrom
Dynamischer Kurzschlussstrom
Maximale thermische Kurzschlussstrom
Dauer der maximale thermische Kurzschlussstrom
Ik, thermisch für eine Leistungsschalter
Der maximale thermische Kurzschlußstrom eines Leistungsschalters kann für einer Benutzer spezifizierten
Dauer definiert werden. Diese Eigenschaft wird in der IEC Kurzschlußberechnung benutzt, um die maximale
Kurzschlußdauer zu errechnen.
Schutz
Als Schutz kann hinzugefügt werden:
· Überstromschutz 174
· Erdfehlerschutz 178
· Spannungsschutz 180
· Distanzschutz 181
· Differentailschutz 186
Zuverlässigkeit
Die Parameter werden unten dargestellt.
174
Param eter
Versagenchance
Vorgabe
0
Einheit
Ausfallhäufigkeit
Reparaturdauer
Fernmeldung
Fernbedienung
0
0
nein
nein
pro Jahr
Minuten
ja/nein
ja/nein
Beschreibung
Wahrscheinlichkeit, dass der Schalter w ährend einer Störung
w eigert abzuschalten
Mittlere Häufigkeit, dass der Schalter ausfällt (Kurzschluss)
Mittlere Reparatur- oder Ersatzdauer
Anw esenheit einer Schalterstandfernmeldung
Anw esenheit einer Schalterfernbedienung
Die Anwesenheit eines Fernmelders beeinflusst die Fehlerbemerkungsdauer in der Zuverlässigkeitsberechnung
(kurz/lang).
Die Anwesenheit einer Fernbedienung beeinflusst die Fehlerisolierungsdauer und die Einschaltungs-/
Umschaltungsdauer (kurz/lang).
5.4.4
Überstromschutz
Der Überstromschutz ist ein Teil der Leistungschalter 172 . Jede Leistungschalter kann mit ein oder zwei
Überstromschutzen ausgerüstet werden. Dieses bietet Flexibilität in der Spezifikation von Vorwärts an und
Rückwärtsempfindlichkeit. Die Richtungsempfindlichkeit des Überstromschutzes ist als rückwärts (<),
ungerichtet (< >) oder vorwärts (>) definiert . Dies kann nur beim Leistungsschalter unter "Allgemeines"
angegeben werden.
Es gibt 4 Schutzcharakteristiken:
· Kurve (Strom-Zeit)
· Festzeit
· Inverse
· Spezial
PARAMETER.
Param eter
Typ
Kurz
Inenn
Charakteristik
Kurve
I1 ... I16
t1 ... t16
Festzeit
I>
T>
I>>
T>>
I>>>
T>>>
Abfall-/Ansprechverhaltung
Inverse
Art
k
I>
I>>
T>>
Spezial
alpha
beta
c
d
e
k
I>
I>>
t>>
I>>>
Vorgabe
Einheit
0
Kurve
A
0
0
A
s
Stromw erte von 16 Punkten der Strom-Zeit-Kurve
Zeitw erte von 16 Punkten der Strom-Zeit-Kurve
0
0
0
0
0
0
1
A
s
A
s
A
s
Strom für träge Abschaltung
Zeit träger Abschaltung
Strom für mittelschnelle Abschaltung (bei 2 oder 3 Abschaltpunkten)
Zeit mittelschneller Abschaltung (bei 2 oder 3 Abschaltpunkten)
Strom für flinke Abschaltung (bei 3 Abschaltpunkten)
Zeit flinker Abschaltung (bei 3 Abschaltpunkten)
Das Verhältnis der Grenzw erte, bei der das Relais abfällt und anspricht
normal
1
0
0
0
1
1
1
1
0
1
0
0
0
0
A
A
s
s
A
A
s
A
Beschreibung
Name in der Komponentendatenbank
Kurze Typenbeschreibung
Nennstrom des Relais (w ird nicht gebraucht)
Art der Charakteristik (Kurve, Festzeit, Inverse, Spezial, Spezifisch)
Art inverse: normal / very / extremely / long time
Faktor k
Strom für träge Abschaltung
Strom für Abschaltung (bei 2 Abschaltpunkten)
Zeit mitteschneller Abschaltung (bei 2 Abschaltpunkten)
Sieh Modellierung
Faktor alpha
Faktor beta
Faktor c
Faktor d
Schutz Verzögerungszeit
Faktor k
Strom für träge Abschaltung
Strom für mittelschnelle Abschaltung (bei 2 oder 3 Abschaltpunkten)
Zeit mittelschneller Abschaltung (bei 2 oder 3 Abschaltpunkten)
Strom für flinke Abschaltung (bei 3 Abschaltpunkten)
175
t>>>
Spezifisch
HV-fuse
FR-fuse
0
s
Zeit flinker Abschaltung (bei 3 Abschaltpunkten)
Spezifische Charakteristik vom WIC1 Relais (Woodw ard SEG)
Spezifische Charakteristik vom WIC1 Relais (Woodw ard SEG)
Abhängig von der Charakteristik sind die Parameter ab I> anwendbar oder nicht.
Kurven der umgebenden Schutzsysteme zeigen
Wenn man eine Sicherung oder eine Schutzeigenschaft eingibt, kann es nützlich sein, die Kurven der
umgebenden Schutzvorrichtungen im gleichen Diagramm zu zeigen. Das Selektivitätdiagramm ist als
Modellierungshilfe vorhanden. Es gibt die Eigenschaften für die vorgewählten Schutzvorrichtungen auf dem
aktiven Blatt, entweder auf ihren inividual Spannungshöhen oder auf der Spannungshöhe der "z.Z. redigierten"
Schutzvorrichtung. Um dies zu tun sollen alle Schutzvorrichtungen angewählt worden, von denen
Eigenschaften auf einem Blatt dargestellt werden müssen. Dann Rechtmausklicken im Diagramm und "Alle
angewählte Stromschutze zeigen" für das Diagramm auf verschiedenen Spannungshöhen anwählen und
"Idem, an dieser Spannung" für das Diagramm auf den Spannungshöhen der "z.Z. redigierten" Vorrichtung.
Selektivitätsdiagramm
Die Eigenschaften der vorgewählten Stromschutzvorrichtungen können in einem Selektivitätsdiagramm
zusammen präsentiert werden. Dieses wird als Extrafunktion eingeführt in: Extra | Schutzen. Es gibt die
Eigenschaften für die vorgewählten Schutzvorrichtungen, entweder auf ihren inividuelle Spannungsebene oder
auf dem Niedrigsten Spannungsebene der vorgewählten Schutzvorrichtungen bezogen.
176
MODELLIERUNG
Richtungsempfindlichkeit
Die Richtungsempfindlichkeit kann in den Leistungsschalter-Generalabschnitt eingestellt werden. Die
Richtungsempfindlichkeit kann als Vorwärts eingestellt werden, Rückwärts oder Nicht. Wenn Vorwärts oder
Rückwärts gewählt worden ist, kann den Winkel der Richtungslinie ArgDir spezifiziert werden. Die Winkel
ArgDir ist gleich RCA-90 Grad. Der Default-Wert ist -45 Grad.
Im Diagramm werden Strom Ia und gekoppelte Spannung Vbc gebraucht. Die Spannung Vbc wird gedreht um 45
Grad (RCA), resultierend in V'bc. Die richtungsempfindlichkeit wirkt damit für eine Strom zwischen 45 Grad
Kapazitiv und 135 Grad Induktiv.
Mit der Phasenspannung U mit Phase phi(U) und dem Phasenstrom I, mit Phase phi(I) kann die Impedanz
in der bemessen Richtung berechnet werden. Es gilt:
Das bedeutet, dass das Relais, wenn vorwärts gerichtet, im Aktion tritt, wenn das Argument der Impedanz (phi) sich zwischen ArgDir Grad und 180+ArgDir Grad befindet. Das bedeutet, dass die komplexe Impedanz
sich auf der R-X-Fläche rechts und oberhalb der Schrägen mit einer Steigung von -45 Grad durch den 2. und 4.
Quadranten befindet. Dies ist gemäß der Definition der Energierichtung des Distanzschutzes 181 .
Kurve
Die Kurve beschreibt meistens eine Sicherung. Die Charakteristik einer Sicherung ist im folgenden Diagramm
abgebildet.
177
Jede Sicherung hat ihre eigene Kennlinie. Die Daten sind in den Unterlagen des Herstellers angegeben.
Festzeit
Die Charakteristik des Festzeitschutzes ist in hier unten abgebildet. Die Charakteristik enthält zwei oder drei
Punkte. In der Abbildung sind zwei Punkte angegeben.
Inverse
Die allgemeine Form der Charakteristik ist hier unten abgebildet. Die Form ist von der Art (normal, very,
extremely oder long time inverse) und den Werten von k, I> und eventuell I>> und t>> abhängig .
Für obiges Relais kann man eingeben:
· Art normal inverse, very inverse, extremely inverse
178
·
·
·
·
I>
I >>
t >>
k
Strom für träge Abschaltung
Strom für flinke Abschaltung
flinke Abschaltzeit
Faktor k
Die Inverse Kurve wird mit der folgenden Formel errechnet:
Die Parameter der Inverse Kurve werden in der folgenden Tabelle beschrieben:
Characteristic
Normal inverse
Very inverse
Extremely inverse
Long time inverse
a
0.02
1
2
1
b
0.14
13.5
80
120
Die Charakteristiken und Formeln für diese Art Schutz sind normiert und sind beschrieben in IEC 255-4.
Eine RI-Inverse Kurve ist hinzugefügt worden für ältere Arten der elektromechanischen Relais, errechnet mit
der folgenden Formel:
Spezial
Die Abschaltcharakteristik kann vom Benutzer selbst definiert werden mit der Formel:
Die Charakteristik hat global die selbe Form die Inverse.
5.4.5
Erdfehlerschutz
Der Erdfehlerschutz tretet in Aktion wenn die Summe der drei Phasenströme ungleich null ist.
Es gibt 4 Schutzcharakteristiken:
· Kurve (Strom-Zeit)
· Festzeit
· Inverse
· Spezial
PARAMETER.
Param eter
Typ
Kurz
Unenn
Inenn
Charakteristik
Kurve
Vorgabe
Einheit
1)
0
Kurve
kV
A
Beschreibung
Name in der Komponentendatenbank
Kurze Typenumschreibung
Nennspannung des Relais
Nennstrom des Relais
Art der Charakteristik (Kurve, Festzeit, Inverse, Spezial)
179
I1 ... I16
t1 ... t16
Festzeit
I>
T>
I>>
0
0
A
s
Stromw erte von 16 Punkten der Strom-Zeit-Kurve
Zeitw erte von 16 Punkten der Strom-Zeit-Kurve
0
0
0
A
s
A
T>>
I>>>
T>>>
Inverse
Art
k
I>
I>>
T>>
Spezial
alpha
beta
c
d
k
I>
I>>
T>>
0
0
0
s
A
s
Strom für träge Abschaltung
Zeit träger Abschaltung
Strom für mittelschnelle Abschaltung (bei 2 oder 3
Abschaltpunkten)
Zeit mittelschneller Abschaltung (bei 2 oder 3 Abschaltpunkten)
Strom für flinke Abschaltung (bei 3 Abschaltpunkten)
Zeit flinker Abschaltung (bei 3 Abschaltpunkten)
normal
1
0
0
0
A
A
s
1
1
1
1
1
0
0
0
A
A
s
Art inverse: normal / very / extremely / long time
Faktor k
Strom für träge Abschaltung
Strom für Abschaltung (bei 2 Abschaltpunkten)
Zeit mitteschneller Abschaltung (bei 2 Abschaltpunkten)
Sieh Modellierung
Faktor alpha
Faktor beta
Faktor c
Faktor d
Faktor k
Strom für träge Abschaltung
Strom für mittelschnelle Abschaltung (bei 2 Abschaltpunkten)
Zeit mittelschneller Abschaltung (bei 2 Abschaltpunkten)
Abhängig von der Charakteristik sind die Parameter ab I> anwendbar oder nicht.
MODELLIERUNG
Kurve
Die Charakteristik ist im folgenden Diagramm abgebildet.
Festzeit
Die Charakteristik des Festzeitschutzes ist in hier unten abgebildet. Die Charakteristik enthält zwei oder drei
Punkte. In der Abbildung sind zwei Punkte angegeben.
180
Inverse
Die allgemeine Form der Charakteristik ist hier unten abgebildet. Die Form ist von der Art (normal, very,
extremely oder long time inverse) und den Werten von k, I> und eventuell I>> und t>> abhängig .
Für obiges Relais kann man eingeben:
· Art normal inverse, very inverse, extremely inverse
· I>
Strom für träge Abschaltung
· I >> Strom für flinke Abschaltung
· t >> flinke Abschaltzeit
· k
Faktor k
Die Charakteristiken und Formeln für diese Art Schutz sind normiert und sind beschrieben in IEC 255-4.
Spezial
Die Abschaltcharakteristik kann vom Benutzer selbst definiert werden mit der Formel:
Die Charakteristik hat global die selbe Form die Inverse.
5.4.6
Spannungsschutz
Der Spannungsschutz tretet in Aktion wenn der bemessen Spannung über oder unter den eingestellten Wert
kommt.
181
Für diesem Schutz kann keinen Charackteristik gewählt werden. Es gilt immer der Festzeitcharakteristik.
PARAMETER.
Param eter
Typ
Kurz
Unenn
U<
t<
U <<
t <<
U>
t>
U >>
t >>
5.4.7
Vorgabe
Einheit
0
0
0
0
0
0
0
0
kV
kV
s
kV
s
kV
s
kV
s
Beschreibung
Name in der Komponentendatenbank
Kurze Typenumschreibung
Nennspannung des Relais
Unterspannung für träge Abschaltung
Zeit träger Unterspannungsabschaltung
Unterspannung für schnelle Abschaltung
Zeit schneller Unterspannungsabschaltung
Oberspannung für träge Abschaltung
Zeit träger Oberspannungsabschaltung
Oberspannung für schnelle Abschaltung
Zeit schneller Oberspannungsabschaltung
Distanzschutz
Der Distanzschutz misst die Impedanz des Kabels oder der Freileitung. Die Richtungsempfindlichkeit ist
vorwärts für die erste drei Zonen und für die Endzone. Eine Zone hat eine Rückrichtungsempfindlichkeit. Die
Endzone hat auch eine zusätzliche Einstellung für eine ungerichtete Endzeit.
PARAMETER
Param eter
Typ
Kurz
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Name in der Komponentendatenbank
Kurze Typenbeschreibung
Ansprechen
I>
U<
Z<
0
0
0
A
kV
Ohm
Strom-Ansprechsw ert
Spannung-Ansprechsw ert
Impedanz Zone-Ansprechsw ert
Kn
0
Vorwärts
Anzahl Einstellpunkte
t1, t2, t3
Endzeit
0
0
1/2/3
s
s
Anzahl Zonen (1, 2 oder 3)
Abschaltzeit für erste, zw eite und dritte Zone
Abschaltzeit für vorw ärts gerichtete Endzone
Rückwärts
t
0
s
Rückw ärts gerichtete Zone Abschaltzeit
Ungezielt
Endzeit
0
s
Abschaltzeit für unrichtete Endzone
Faktor KN für unsymmetrische Kurzschlüsse
Zone bearbeiten
Mit der Taste Zone bearbeiten können die Eigenschaften der drei Vorwärtsrichtungszonen und der einer
Rückrichtungszone spezifiziert werden.
182
Param eter
Anzahl Charakteristiken
Vorgabe
Einheit
1/2
Beschreibung
1: Eine Charakteristik für alle Fehlerarten
2: Eine Charakteristik je Fehlerart
Kreis / Mho / Polygon
Kreis:
Z
0
Ohm
Kreis Radius
Mho:
Z
R
X
0
0
0
Ohm
Ohm
Ohm
Kreis Radius
Kreis Mittelpunkt R-Koordinate
Kreis Mittelpunkt X-Koordinate
Polygon (max 5 linien):
R
X
Richtung
0
0
0
Ohm
Ohm
Grad
R-Koordinate vom Punkt an der Linie
X-Koordinate vom Punkt an der Linie
Abhang der Linie durch dem Punkt R-X
Charakteristik
Kreis
Eine Zone kann mit einem Kreisdiagramm gekennzeichnet werden. Die Vorwärtszonen 1 und 2 werden mit
Tasten mit den Defaultnamen 85% und 115% ausgerüstet, um den Impedanzen auszufüllen. Die Defaultnamen
können durch die rechte Maus angepaßt werden.
Mit der 85%-Taste werden 85% der Impedanz im Vorwärtsrichtung zu Z1 kopiert.
Mit der 115%-Taste werden 115% der Impedanz im Vorwärtsrichtung zu Z2 kopiert.
Mho
Eine Zone kann mit einem Kreisdiagramm gekennzeichnet werden, von dem die Mitte in die R-X Fläche
verschoben wird. Der Kreisradius wird mit dem Impedanz Z und der Mitte mit R und X angezeigt (im Ohm).
Polygon
Eine Zone kann mit einem Polygon gekennzeichnet werden. Sie wird durch 3, 4 oder 5 Linien definiert die sich
kreuzen, so daß sie einen Bereich umgeben. Jede Linie wird mit einem Punkt, wohin sie durch läuft und
einem Steigungwinkel definiert (in den Grad).
MODELLIERUNG
Die Zonen des Distanzschutzes sind vorwärts gerichtet. Eine Zone ist rückwärts gerichtet. Die Endzone hat
die Möglichkeit einer zusätzlichen Abschaltung für eine ungerichtete Impedanz. Wenn die ungerichtete
Abschaltung nicht erwünscht ist, muss für die ungerichtete Endzeit der Wert 0 eingegeben werden.
183
Kreisdiagramm
Die gerichteten Zonen schalten nur dann ab, wenn die Impedanz sich in der grauen Fläche befindet. Die
Steigungswinkel der Schrägen ist -45 Grad. Für die ungerichtete Endzone gilt die ganze R-X- Fläche.
Wenn der Strom den Ansprechwert überschreitet, gilt nachstehendes Schema:
Gemessen Impedanz
|Zm| < Z1 und Zm in der grauen Fläche
|Zm| < Z2 und Zm in der grauen Fläche
|Zm| < Z3 und Zm in der grauen Fläche
|Zm| > Z3 und Zm in der grauen Fläche
|Zm| < Zrückwärts und Zm aussen der grauen
Fläche
Zm nicht in der grauen Fläche
Aktion
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
=
=
=
=
=
t1 s
t2 s
t3 s
vorwärts gerichtete Endzeit
rückwärts gerichtete Endzeit
Abschaltkommando auf t = ungerichtete Endzeit
Für die Impedanzen gilt immer:
Z1 < Z2 < Z3
Wenn der Kurzschluss sich in der Nähe der Messung befindet, kann die Spannung zu klein sein, um die
Impedanz bestimmen zu können. Deswegen wird Zm nur dann bestimmt, wenn die Spannung größer als 1 V
ist.
Mhodiagramm
Die gerichteten Zonen schalten nur dann ab, wenn die Impedanz sich in der grauen Fläche befindet. Die
Steigungswinkel der Schrägen ist -45 Grad. Für die ungerichtete Endzone gilt die ganze R-X- Fläche.
Die Zonen werden durch die Kreise mit den Mittelpunkten (M1, M2) und dem Radius (Z1, Z2) beschrieben.
184
Wenn der Strom den Ansprechwert überschreitet, gilt nachstehendes Schema:
Gemessen Impedanz
Zm im Kreis 1 und Zm in der grauen Fläche
Zm im Kreis 2 und Zm in der grauen Fläche
Zm im Kreis 3 und Zm in der grauen Fläche
Zm ausser Kreis 3 und Zm in der grauen Fläche
Zm im Rückwärtskreis und Zm aussen der grauen
Fläche
Zm ausser Rückwärtskreis und Zm nicht in der
grauen Fläche
Aktion
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
=
=
=
=
=
t1 s
t2 s
t3 s
vorwärts gerichtete Endzeit
rückwärts gerichtete Endzeit
Abschaltkommando auf t = ungerichtete Endzeit
Für die Impedanzen gilt immer:
Z1 < Z2 < Z3
Wenn der Kurzschluss sich in der Nähe der Messung befindet, kann die Spannung zu klein sein, um die
Impedanz bestimmen zu können. Deswegen wird Zm nur dann bestimmt, wenn die Spannung größer als 1 V
ist.
Polygondiagramm
Die gerichteten Zonen schalten nur dann ab, wenn die Impedanz sich in der grauen Fläche befindet. Die
Steigungswinkel der Schrägen ist -45 Grad. Für die ungerichtete Endzone gilt die ganze R-X- Fläche.
Die Zonen werden durch die Polygone mit den Linien durch die Punkte Z0, Z1, Z2, Z3 und ihren
Steigungwinkeln beschrieben.
Wenn der Strom den Ansprechwert überschreitet, gilt nachstehendes Schema:
185
Gemessen Impedanz
Zm im Polygon 1 und Zm in der grauen Fläche
Zm im Polygon 2 und Zm in der grauen Fläche
Zm im Polygon 3 und Zm in der grauen Fläche
Zm ausser Polygon 3 und Zm in der grauen Fläche
Zm im Rückwärtspolygon und Zm aussen der
grauen Fläche
Zm ausser Rückwärtspolygon und Zm nicht in der
grauen Fläche
Aktion
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
Abschaltkommando auf t
=
=
=
=
=
t1 s
t2 s
t3 s
vorwärts gerichtete Endzeit
rückwärts gerichtete Endzeit
Abschaltkommando auf t = ungerichtete Endzeit
Für die Impedanzen gilt immer:
Z1 < Z2 < Z3
Wenn der Kurzschluss sich in der Nähe der Messung befindet, kann die Spannung zu klein sein, um die
Impedanz bestimmen zu können. Deswegen wird Zm nur dann bestimmt, wenn die Spannung größer als 1 V
ist.
Bestimmung von Zm bei verschiendenen Kurzschlüssen
Für unsymmetrische Kurzschlüsse mit Erdberührung wird der Faktor KN eingeführt. In diesen Fällen ist auch
der Nullstrom benötigt. Es gilt:
oder
mit:
Dreiphasen-Kurzschluss:
Zweiphasen-Kurzschluss (zum Beispiel zwischen Phasen b und c)
Zweiphasen-Kurzschluss mit Erdberührung (zum Beispiel mit Phasen b und c)
186
Einphase-Erd(kurz)schluss (zum Beispiel im Phase a)
5.4.8
Differentialschutz
Der differentialschutz ist eine unterschiedliche Schutzvorrichtung, die zu einer Anzahl von vorher vorgewählten
Leistungschaltern verbunden werden kann. Die Strommessenden Punkte sollen an den Leistungschaltern
sein. Der differentialschutz schützt eine verbraucherbestimmte Gruppe Objekte. Die Summe der gemessenen
Ströme wird das Delta-I genannt. Der Schutz wird aktiviert, wenn das Delta-I größer als der Schwellenwert ist.
Ein Satz für die Delta-I und Zeitkombinationen kann spezifiziert werden: dI> / t>.
Der Differenzialschutz schützt Objektgruppen, wovon die Leistungschalter höchstens 3 Zweige aus einander
liegen. Die Begrenzung stellt die Berechnung der Richtungsempfindlichkeit sicher.
Im Falle des Transformatordifferenzialschutzes ist die Differenzialstrom bezogen auf dem NS-Seite.
Ein neuer differentialer Schutz wird wie folgt addiert:
· Wählen Sie die Leistungschalter (mit den Strommessenden Punkten) vor womit den Differentialschutz
kombiniert werden soll Wählen Sie Einfügen | Differentialschutz
· Geben Sie einen Namen für den Schutz ein
· Wählen Sie die 'Zufügen' Taste
· Die Liste zeigt die vorgewählten Leistungschalter; von dieser Liste wählen Sie die Leistungschalter vor,
die mit dem differentialschutz kombiniert werden müssen und verlassen sie diese Form mit OK
· Definieren Sie schließlich die Delta-I (dI>) und Zeit Kombinationen.
PARAMETER
Param eter
Name
Leistungschalter
Default
dI >
t>
dI >>
t >>
k1
0
0
0
0
0
Unit
list
A
s
A
s
Description
Name of the protection
List of circuit breakers combined w ith the differential protection
Schw ellenw ert für aktivierung Differentialschutz
Zeit für abschaltbefehl w enn die Strom grösser ist als dI >
Zw eiter Schw ellenw ert für aktivierung Differentialschutz
Zeit für abschaltbefehl w enn die Strom grösser ist als dI >>
Differenzial Ansprechkriterium
k1
Der Faktor k1 wird im Ansprechkriterium verwendet. Nehmen Sie an, daß zwei Ströme I1 und I2 als komplexe
Werte gemessen werden. Der absolute Summe dieser Komplexwerte und der Summe der Absolutwerte wird
wie folgt errechnet:
Diff = | I1 + I2 |
Summe = |I1| + |I2|
Der Differentialschutz spricht an, wenn die beide Bedingungen getroffen werden:
Diff > dI>
187
Diff > k1 × Summe
5.4.9
Kurzschlußanzeiger
Dieses Element simuliert den Kurzschlußanzeiger in einem Verteilungsnetz. Dieses funktioniert in einer
Kurzschlußberechnung nach IEC wenn einen Knotenpunkt angewählt ist. Die Ströme im Netz werden, falls
von einem Kurzschluß bei einem Knotenpunkt, mit den Triggerströmen des Kurzschlußanzeigers verglichen.
Die Symbolfarbe ändert, wenn der errechnete Strom größer als der Triggerstrom ist. Der Kurzschlußanzeiger
wird durch eine oder mehr kleinen Kugeln dargestellt, gesetzt auf einen Querschlag. Die Anzahl Kugeln hängt
vom Triggerstrom ab:
·
0 - 150 A: eine Kugel
·
150 - 250 A: zwei Kugeln
·
250 - 500 A: drei Kugeln
·
ab 500 A: vier Kugeln
Einen Kurzschlußanzeiger kann an beiden Enden einen Zweig oder am Ende eines Elements gesetzt werden.
Einen Kurzschlußanzeiger hinzufügen: wählen Sie einen Zweig oder Element zusammen mit dem
entsprechenden Knotenpunkt vor und wählen Sie: Einfügen | Kurzschlußanzeiger.
Einen kopierte Kurzschlußanzeiger kann in mehr Felder (die Kombination eines Knotenpunkts und des Zweigs
oder des Elements) geklebt werden. Wählen Sie die Felder, in denen den kopierten Kurzschlußanzeiger
gesetzt werden muß und wählen Sie: Start |
Zwischenablage | Einfügen speziell | Einfügen Schalter in allen angewählten Felder.
Richtungsempfindlichkeit von Kurzschlussanzeiger
Signalisieren eines Kurzschlußstromes durch einen Kurzschlußanzeiger kann mit einem
Richtungsempfindlichkeit definiert werden. Dies wird durch die Berechnung "Schutz - ein Fehler" verwendet.
PARAMETER
Algemeines
Param eter
Name
Phasenstrom
Erdstrom
Responszeit
Auto reset
5.4.10
Vorgabe
Einheit
0
0
0
A
A
s
ja/nein
Um schreibung
Name
Triggerstrom Phase
Triggerstrom Erdfehler
Respons-/Ansprechzeit
Auto reset
Messfeld
Das Vorhandensein einer Stromwandler und einer Spannungswandler kann für informative Zwecke angegeben
werden. Ein Messfeld kann in einem Knoten oder in einem Feld auf beiden Seiten einer Zweig oder um ein
Element platziert werden.
Die verfügbare Attribute sind:
· Funktion
· Klasse
· Übersetzungsverhältnis
· Leistung (VA)
· Inenn: Nennstrom vom Strommesstransformator (A)
· Ik,dy namisch: Dynamische Kurzschlussstrom (kA)
· Ik,thermisch: Thermische Kurzschlussstrom (kA)
· tthermisch: Dauer der Thermische Kurzschlussstrom (s)
188
Der Nennstrom der Strommesswandler wird in der Lastflussberechnung verwendet.
Den Ik,dy namisch wird überprüft in der IEC 60909 Kurzschlussberechnung.
Den Ik,thermic und den tthermic werden verwendet um den tmax in der IEC 60909 Kurzschlussberechnung zu
ermitteln.
Um ein Messfeld einzufügen, wählen Sie einen Knoten oder einen Zweig oder ein Element und seine
entsprechenden Knoten und wählen Sie: Einfügen | Schalter und Schütze | Messfeld.
Das Symbol des Messfeldes kann auf die andere Seite des Zweiges oder der Knoten umgedreht werden. Dies
kann mit der Maus durchgeführt werden. Das Symbol kann auch entlang eines Knotensymbol bewegt werden.
Ein kopiertes Messfeld kann in mehrere Felder eingefügt werden. Wählen Sie die entsprechende Felder (ein
Feld wird von einem Knoten und einem entsprechenden Zweig oder Element definiert), und wählen Sie Start |
Zwischenablage | Einfügen Speziell.
5.5
Übriges
5.5.1
Feld
Für Knoten 112 können Felder definiert werden, indem Sie die Namen auf der Registerkarte "Specials"
eingeben. Die Reihenfolge der Feldnamen sollte die gleiche sein wie die Reihenfolge der realen Feldern.
Wenn die Feldnamen angegeben wurden, kann jeder Zweig
werden.
118
und Element
143
zu den Feldern zugeordnet
189
Für einen Knoten mit einer vollständigen Zuordnung von Feldern, können die Ströme in der Schiene für eine
Lastfluss und einer Kurzschluss berechnet werden.
· Nach einer Lastflussberechnung wird der größte Strom zwischen zwei Felder der Stromschiene mit den
Nennstrom Inenn der Stromschiene verglichen.
· Nach einer Schutz-Berechnung - Ein Fehler, wird das größte I2t zwischen zwei Feldern mit Ik,thermische und
der entsprechenden Zeit der Stromschiene verglichen.
Sollte einer dieser Vergleiche in einer Überschreitung führen, wird der Knoten in der "Hoch"-Farbe dargestellt.
5.5.2
Text
Mit Text kann extra Information auf die Oberfläche geschrieben werden. Diese Information kann einfacher Text
sein oder ein Makro 259 . Eine Kombination ist nicht gestattet.
PARAMETER
Text
Param eter
Text
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Text
190
Präsentation
Die graphische Darstellung kann in diesem Formular definiert werden. Siehe auch: Präsentation Komponente
202 .
Auswahl
Der Knotenpunkt kann in eine oder mehrere Auswahlen aufgenommen werden. Dies kann in diesem Formular
definiert werden. Siehe auch: Auswahl 200 .
MACRO
Eingabedaten und Ergebnisse können auf die Oberfläche geschrieben werden. Auch arithmetische Befehle an
Ergebnisse können abgedruckt werden. Nur Befehle an Variablen sind gestattet.
Verfügbare Makrobefehle für Anwendung in einem Textfläche sind:
· Bearbeitungsbefehle
o set
o add
o subtract
o multiply
o divide
· Bedingter Befehl
o if ... end
· Schleifebefehle
o while ... end
o repeat ... until
o for ... end
· Abdruckbefehl
o text
Mit dem Text Befehl kann einen vom Benutzet definierten Text oder eine Variable abgedruckt werden.
Wenn eine Makro definiert ist bevor eine Berechnung ausgeführt ist, wird am Bildschirm abgedruckt:
'Attributwert nicht verfügbar bei der Ausführung von Linie .....'
Deswegen ist es empfohlen die Verfügbarkeit den Ergebnissen zuerst zu checken.
Beispiel:
if(network.result,=,'LF')
set(meintext,'Die Spannung am Knotenpunkt Station 4 ist:')
add(meintext,Node('Station 4').Upu)
add(meintext,'pu')
text(meintext)
set(meintext,'Und die Last an diesem Knotenpunkt ist:')
add(meintext,Transformerload(':Station 4').PL)
add(meintext,' MW wie eingeführt und ')
add(meintext,Transformerload(':Station 4').P)
add(meintext,' MW berechnet.')
text(meintext)
set(meinp,0)
set(meintext,'Totale Last in Selection MS-Netz ist:')
for(load('MS-Netz'),meinbelastung)
add(meinp,meinbelastung.p)
end
add(meintext,meinp)
add(meintext,' MW')
text(meintext)
191
end
Liefert:
Die Spannung am Knotenpunkt Station 4 ist: 1.042 pu
Und die Last an diesem Knotenpunkt ist: 0.255 MW wie eingeführt und 0.277 MW berechnet.
Totale Last in Selection MS-Netz ist: 10.308 MW
Textfarbe von Texten im Ergebnismodus
Wenn der Text ein Makrotext ist, kann die Textfarbe im Ergebnismodus mit dem Befehl TextResultColor(i),
eingestellt werden; i ist eine ganze Zahl zwischen 0 und 14 die aufeinanderfolgend mit den Farben schwarz,
grau, hellgrau, dunkelblau, blau, hellblau, violett, lila, grün, lindgrün, blaugrün, braun, rot , gelb und weiß
übereinkommt.
5.5.3
Rahmen
Ein Rahmen ist ein Rechteck, ein Polygon oder eine Ellipse in der Netzdiagramm, der anzeigt, daß einige
Komponente miteinander gehören, z.B. Bestandteile einer Schaltanlage. Nullpunkte und Texte, die völlig in
einen Rahmen gelegt werden, werden zusammen gehalten, wenn man diesen Rahmen schleppt. Der Rahmen
hat keinen Einfluß auf Berechnungen.
Definieren eines Rahmens
Ein Rahmen wird in der Netzdiagramm mit Einfügen | Rahmen definiert oder indem man mit der rechten
Maustaste in der Netzdiagramm klickt und Rahmen wählt. Hinter dem Tab 'Allgemeines' wird der Name des
Rahmens ausgefüllt. Hinter dem Tab 'Präsentation' werden ausgefüllt: die Farbe, Strichstärke und Art des
Rahmens und die Größe des Textes für den Namen. Es ist auch möglich den Druck des Namens in der
Netzdiagramm zu unterdrücken. Auf dem Tab 'Auswahl' kann ausgefüllt werden zu welchen Auswahlen der
Rahmen gehört.
Die obere linke Ecke eines Rahmens kommt auf den Platz, in dem zuletzt mit der Maus in der Netziagramm
geklickt worden ist, oder wo mit der rechten Maustaste geklickt wird. Die Ausgangsgröße des Rahmens ist
festgelegt. Durch das Bewegen der Ecken mit der linken eingedruckten Maustaste, kann den Rahmen
vergrößert oder verringert werden. Der vollständige Rahmen kann verschoben werden, indem man die Ränder
mit der linken eingedruckten Maustaste verschiebt.
Rahmen als Polygon, Ellipse oder Abbildung
Der Rahmen kann ein Rechteck, ein Polygon oder eine Ellipse sein. Eine Polygonecke kann hinzugefügt
werden, indem man eine Seite anklickt und Knicken vom Rechtmauspop-up Menü wählt. Eine Ecke kann mit
der gepressten linken Maustaste verschoben werden. Eine Ecke entfernt automatisch, wenn zwei Seiten (fast)
in der gleichen Richtung sind.
Ein Ellipserahmen kann durch die Linkmaus geändert werden, wenn man das Ellipseteil schleppt, das die
virtuellen horizontalen und vertikalen Äxte berührt.
Der Rahmen kann eine Abbildung enthalten. In diesem Fall ist die Rahmengröße durch die Abbildung Größe
festgestellt.
Plazierung der Bestandteile in einen Rahmen
Knotenpunkte und Texte können in einen Rahmen gesetzt werden, indem man sie schleppt. Ein Knotenpunkt
muß in sein vollständiges innerhalb des Rahmens fallen. Von einem Text muß nur seine obere linke Ecke
innerhalb des Rahmens fallen. Ein Knotenpunkt oder ein Text kann auch in einen Rahmen gesetzt werden,
indem man den Rahmen über diesen Komponenten verschiebt. Auch kleinere Rahmen können in einen
größeren Rahmen gesetzt werden.
Entfernen der Bestandteile von einem Rahmen
Ein Knotenpunkt, ein Text oder ein kleinerer Rahmen können durch Schleppen von einem Rahmen entfernt
werden. Komponenten können auch durch das Verringern der Größe des Rahmens von einem Rahmen
entfernt werden. Wenn ein Rahmen gelöscht wird, werden die gesetzten Bestandteile nicht gelöscht.
Schleppen eines Rahmens mit Komponenten
192
Wenn ein Rahmen geschleppt wird, werden seine Knotenpunkte, Texte und kleineren Rahmen mitgeschleppt.
Die Elemente werden zusammen mit den Knotenpunkten geschleppt. Einen Zweig wird völlig mitgeschleppt
wenn beide verbundenen Knotenpunkte innerhalb des Rahmens sind.
PARAMETER
Param eter
Name
Tekst
Abbildung
Container
Um schreibung
Name des Rahmens
Freie Tekst
Lokation und Name der Abbildungsdatei
Ja/nein Objekte zusammen halten
Normalerweise werden alle Objekte im Rahmen zusammengehalten. Wenn das Checkbox "Container"
ausgeschaltet wird, sind alle Objekte freigegeben.
Der Rahmen kann mit einer Hintergrundfarbe gefüllt werden.
5.5.4
Legenda
Ein legenda kann im Netzdiagramm zu Information über das Design, den Auftraggeber, Neuausgabe und
Firmenzeichen enthalten werden. Das legenda ist eine Tabelle von Reihen und von Spalten. Jede Zelle kann
einen Text oder ein Bild (Bitmap) enthalten. Zellen können zusammengefügt werden.
PARAMETER
Allgemeines
Param eter
Anzahl Reihen
Anzahl Spalten
Vorgabe Einheit
5
5
Um schreibung
Anzahl von Reihen im Legendatabelle
Anzahl von Spalten im Legendatabelle
Zusammenfügen
Dieses zeigt an, welche Zellen zusammengefügt werden müssen. Das Verfahren ist mit Excel vergleichbar.
Das folgende Beispiel zeigt das Zusammenfügen von drei Blöcken mit Zellen:
C1:E2
B4:D4
C5:D5
Zelle
Der Inhalt einer Zelle kann spezifiziert werden, indem man erstens die Zelle von der Tabelle wählt und zweitens
den Text auf dem freien Textgebiet schreibt. Die Textgröße kann für neue (leere) Zellen definiert werden. Die
Größe eines bereits bestehenden Textes kann nicht geändert werden.
Im Fall der zusammengefügten Zellen wird nur der Inhalt der ersten Zelle in der Legendatabelle dargestellt.
Eine Zelle kann auch eine Abbildung mit einem Referenz zu seiner Bitmap-Datei enthalten.
Präsentation
Die graphische Darstellung kann in dieser Form definiert werden. Sehen Sie auch: Präsentation Komponente
202 .
Auswahl
Ein legenda kann ein Teil von einer oder mehr Auswählen sein. Sehen Sie auch: Auswahl
200
.
193
BEISPIEL
5.5.5
Lastverhalten
Über das Lastverhalten werden die Spannungsabhängigkeit, Wachstum und der Belastungsfaktor definiert.
Das Lastverhalten wird getrennt festgelegt und kann bei mehreren Lasten berücksichtigt werden.
PARAMETER
Lastverhalten
Param eter
Name
Wirkleistung
Vorgabe
Einheit
Beschreibung
Name des Lastverhaltens für spätere Ausw ahl
konst P
konst R 1)
Blindleistung
100
0
%
%
Prozentueller Anteil konstanter Wirkleistung
Prozentueller Anteil konstanten Widerstandes
konst Q
konst X 1)
Faktor
Wachstum
Wachstumart
100
%
0
%
1
0
% / Jahr
exponentiell
Prozentueller Anteil konstanter Blindleistung
Prozentueller Anteil konstanter Reaktanz
Lastfaktor
Jährliches Wachstum der Last
Art der Wachstum der Last
1) Die Parameter Konst R und Konst X sind immer gleich 100 - Konst P bzw . 100 - Konst Q.
194
BERECHNUNG
Default Lastverhalten
Das eingebaute Lastverhalten "Default" hat ist Vorgabe für die Parameter. Dieses Lastverhalten ist konstante
Wirk- und Blindleistung, unabhängig von der Spannung. Drei Typen sind programmiert:
· 0% const.PQ: konstanter Admittanz
· 50% const.PQ: konstanter Strom
· 100% const.PQ: konstante Leistung
Belastungsfaktor
Der Last wird mit dem Belastungsfaktor multipliziert. Dieser Faktor kann zum Beispiel für eine
Variantenanalyse gebraucht werden.
Wachstum
Bei der Lastflussberechnung kann man eine Zeitspanne eingeben, in der die Lasten wachsen. Dieses
Wachstum kann linear oder exponentiell sein. Auch ein negatives Wachstum ist möglich.
MODELLIERUNG
Lastfluss
Sowohl bei der Wirkleistung als auch bei der Blindleistung kann zwischen konstanter Leistung (P und Q) und
konstanter Impedanz (R und X) unterschieden werden. Durch die Wahl des Verhältnisses zwischen
konstantem P und konstantem R, bzw. zwischen konstantem Q und konstantem X, kann die
Spannungsabhängigkeit der Last zwischen null und quadratisch liegen. Für die Last gilt:
PLast = P * [ (konst.P / 100%) + (konst.R / 100%)( |U| / Unenn)² ]
QLast = Q * [ (konst.Q / 100%) + (konst.X / 100%)( |U| / Unenn)² ]
Es bedeuten:
P, Q
Last bei Nennspannung
|U|
Jeweilige Spannung am Knoten
Unenn
Nennspannung des Knotenpunktes
konst.P
Anteil konstanter Wirkleistung in %
konst.Q
Anteil konstanter Blindleistung in %
konst.R
Anteil konstanter reeller Impedanz in %
konst.X
Anteil konstanter imaginärer Impedanz in %
und
konst.P + konst. R = 100 %
konst.Q + konst. X = 100 %
Konstante Leistung
Bei konstanter Leistung bleibt die aufgenommene Leistung unabhängig von der berechneten
Knotenpunktspannung konstant. Für eine Lastflussberechnung gilt unter diesen Voraussetzungen:
UKnotenpunkt steigt:
UKnotenpunkt sinkt:
IBelastung sinkt
PBelastung konstant
QBelastung konstant
IBelastung steigt
PBelastung konstant
QBelastung konstant
Konstante Impedanz
Bei konstanter Impedanz wird aus PLast und QLast ZLast bei Nennspannung des Knotenpunktes berechnet.
Für eine Lastflussberechnung gilt dann:
195
UKnotenpunkt steigt:
UKnotenpunkt sinkt:
ZBelastung konstant
PBelastung steigt
QBelastung steigt
ZBelastung konstant
PBelastung sinkt
QBelastung sinkt
Konvergenz
Der Anstieg des Laststroms bei niedriger Knotenpunktspannung kann bei einer Last mit konstanter Leistung
dazu führen, dass die Lastflussberechnung zu keinem Ergebnis führt. Der Anstieg des Laststroms führt in
diesem Fall zu einer weiteren Verringerung der Knotenpunktspannung.
Durch eine Erhöhung der konstanten Impedanz wird die Wahrscheinlichkeit für eine Konvergenz verbessert.
Eine Lastflussberechnung konvergiert fast immer, wenn das Lastverhalten für P und Q mit 100 %-konstanter
Impedanz vorgegeben ist.
Lastwachstum
Die Berechnung des Lastanstiegs kann hierbei auf zwei unterschiedliche Weisen erfolgen:
· linear:
·
exponentiell:
5.5.6
Ganglinie
Eine Ganglinie definiert die Zeitfunktion der Leistung einer Last oder eines Generators. Auch die Ganglinie der
Netzeinspeisung kann definiert werden. Die Ganglinien werden berechnet mit eine Option in der
Lastflussberechnung.
Die Ganglinien haben entweder einen freien Art oder einen zeitbezogenen Art. Ein zeitbezogener Art bedeutet,
dass Werte bezogen werden können zu Monaten, Wochen, Tage, Stunden oder Viertelstunden. Die nächste
Arte sind definiert:
Ganglinie Art
Anzahl
Berechnungen
Stunden eines Tages
24
Halbstunden eines Tages
48
Viertelstunden eines Tages
96
Stunden eines Werktags, Samstags, Sonntags (7 Tage)
168
Halbstunden eines Werktags, Samstags, Sonntags (7 Tage)
336
Viertelstunden eines Werktags, Samstags, Sonntags (7 Tage)
672
Stunden einer Woche
168
Stunden einer Woche + 12 Monatfaktoren
8736
Stunden einer Woche + 52 Wochenfaktoren
8736
Stunden eines Werktags, Samstags, Sonntags für alle Monate
8736
Die Ganglinien mit freien Art werden gebraucht für nicht explizit zeitbezogenen Werte. Maximal 250 Werte
können definiert werden vom Benutzer.
Die Ganglinien werden von den Lastflussberechnung verwendet. Die Frist wird automatisch aus den oben
genannten Arten ermittelt. Wenn mehrere Arten verwendet wurden, wird die Art mit der größten Zahl von
Berechnungen (und damit die größte Zeitspanne) führend. Andere Werte werden interpoliert oder extrapoliert.
Eine Ganglinie ist definiert als Komponenttyp im Datei 'T_Profile.dat' oder im Excel-spreadsheet 'Types.xls' am
Tab 'Profile'.
196
Eine Ganglinie muss zuerst definiert werden an Einfügen | Trends | Ganglinie bevor es hinzugefügt werden
kann zu ein Element. Ein vorhanden Profil kann gewählt werden von den Komponenttypen und kann bearbeitet
werden oder eine neue Ganglinie kann definiert werden. Die Ganglinien werden gespeichert in der Netzdatei.
Die Ganglinien können angewendet werden mittels den Elementformulare oder mittels Start |
Bearbeiten | Kollektiv | Element.
Bearbeiten von Ganglinien mit Excel
Eine Ganglinie kann editiert werden mit Hilfe von Excel. Kopieren und Einfügen funktionieren in beide
Richtungen. Eine Reihe von Daten wird aus Excel kopiert und eingefügt in das Ganglinieformular. Die linken
oberen Zelle definiert das Standort. Beim Kopieren aus dem Ganglinienformular, kann die Auswahl nur unter
Verwendung der Cursor-Tasten mit eingedrückten Shift-Taste gemacht werden.
PARAMETER
Ganglinie
Param eter
Name
Typ
Art
f1 … f250
Vorgabe Einheit
Frei
1
Um schreibung
Name der Ganglinie
Name des Ganglinientyps von den Komponenttypen
Art den Werten
250 factoren zw ischen -10 und 10
Die Faktoren können Werte annehmen von -10 bis 10, aber für die meisten Berechnungen werden die Faktoren
Werte haben zwischen 0 und 1. Ein Faktor gleich 1 wird resultieren in die maximale Leistung, wie eingegeben
im Elementformular.
BERECHNUNG
Die Berechnung mit Ganglinien wird aktiviert mit Berechnen | Berechnen | Lastfluss | Extra | Ganglinie.
Die Ergebnisse können betrachtet werden im Netzdiagramm, als Tabelle oder als Graphik.
· Im Netzdiagramm werden die minimale und maximale Wert gezeigt der Attribute die definiert sind beim
Ansicht.
197
·
·
·
Bei Berechnen | Ergebnisse | Allgemein werden in einer Tabelle die Leistungen für alle errechneten
Zeitwerte dargestellt. Für die Auswahl und für das vollständige Netz, werden die Leistungen für
Netzeinspeisung, Erzeugung, Last und Verluste dargestellt.
Bei Berechnen | Ergebnisse | Einzelheiten werden mit dem Knopf 'Einzelheiten' die Ergebnisse
gezeigt für alle 24 Faktoren in einer Tabelle.
Bei Berechnen | Ergebnisse | Graph werden die Ergebnisse gezeigt für alle angewählte Komponenten in
einer Grafik als Histogramm.
MODELLIERUNG
Default Ganglinie
Die eingebaute Ganglinie "Default" hat 250 Faktoren gleich 1. Diese Ganglinie kann nicht bearbeitet werden.
Lastfluss
Die definierte Last- und Erzeugungsleistungen werden mit den Faktoren multipliziert.
Die Faktoren beeinflussen die Leistung aller Elementen, Netzeinspeisung und Zigzackspule ausgenommen.
Die aktuelle Leistung einer Last oder Transformatorlast am Zeit t im Jahr i:
P(t) = P × Skalierung × Wachstum(i) × f(t)
Q(t) = Q × Skalierung × Wachstum(i) × f(t)
oder, wann die Einstellung 'Gleichzeitigkeit mitnimmen für (Transformer)lasten' befor die Lastfluß angewählt
ist:
P(t) = P × Gleichzeitigkeit × Skalierung × Wachstum(i) × f(t)
Q(t) = Q × Gleichzeitigkeit × Skalierung × Wachstum(i) × f(t)
Die aktuelle Leistung einer Generator oder Motor am Zeit t:
P(t) = Pref × f(t)
Die aktuelle Leistung einer Motorgruppe am Zeit t:
Die aktuelle Leistung einer Querspule oder Querkondensator am Zeit t:
Q(t) = Q × f(t)
Die aktuelle Spannung der Netzeinspeisung am Zeit t:
U(t) = Uref × f(t)
5.5.7
Externe Gangliniedatei
Die Lastflussberechnung kann mit Ganglinien ausgeführt werden, die eine Datei von zeitbezogenen Faktoren
für Verbraucher, Erzeuger und Akkumulatoren sind. Auch Transformatorstufenschalter können von einer
externe Ganglinie beeinflusst werden. Im Gegensatz zu den Ganglinien 195 haben die externen Ganglinien 197
eine absolute Abhängigkeit von der Zeit. Die externe Ganglinien können mit Hilfe von Excel definiert werden.
Sie können von Messdaten oder anderen externen Quellen erzeugt werden. Die externe Ganglinie kann mit der
Einstellung von Lastflussberechnung aktiviert werden.
Die aktuelle Leistung einer Last oder Transformatorlast am Zeit t im Jahr i:
P(t) = P × Skalierung × Wachstum(i) × f(t)
Q(t) = Q × Skalierung × Wachstum(i) × f(t)
198
Die externe Lastganglinie hat Priorität in Bezug auf die eingebauten Profile und andere Einstellungen. Jedes
Element mit externen Ganglinie-Daten wird entsprechend in den Lastfluss ausgewertet. Eventuell eingebauten
Gangliniendaten des Elements werden nicht verwendet.
Jedes Element ohne externe Gangliniendaten werden entsprechend den Attributspezifikationen in Vision
ausgewertet. Die nächste gilt:
· Wenn die Default-Ganglinie (nur die Werte der Konstanten von 1) verwendet wird, ist der tatsächliche Wert
der Belastung konstant.
· Wenn eine zeitbezogene eingebauten Ganglinie verwendet wird, werden die Ganglinienwerte an die externe
Profilzeit abgestimmt. Die Werte werden interpoliert, um zwischen die Zeitwerte der externe Ganglinie zu
passen.
· Wenn eine freie (nicht an der Zeit bezogen) Ganglinie verwendet wird, wird die Berechnung nicht ausgeführt,
weil die Zeitbezogene und freie Ganglinien nicht mischen.
DEFINITION
Eine externe Ganglinie hat einen Header und Wertdatensätze. Der Headersatz befindet sich an der ersten
Zeile der Tabelle. Die Wertdatensätze befinden sich aus der zweiten und folgenden Reihen.
Headersatz
Der Headresatz enthält die Definition von Datum und Uhrzeit sowie die Spezifikation der Elementnamen. Das
Datum und die Uhrzeit können zusammen in einer Spalte separat angegeben werden, aber auch in zwei
Spalten.
· Datum und Zeit: die erste Spalte mit dem Namen "Date & Time" Die folgenden Spalten sind
<NodeName>.<ElementName> genannt, also durch einen Punkt getrennt.
· Datum: die erste Spalte mit dem Namen "Date". Die zweite Spalte ist mit dem Namen "Time". Die
folgenden Spalten werden durch <NodeName>.<ElementName> benannt.
· Zur Definition eines Transformatorstufenschalter, wird die Spalte <TransformerName> genannt.
Wertdatensatz
· Datum und Uhrzeit zusammen: die Spalte wird mit einer zunehmenden Bereich für Datum und Uhrzeit
gefüllt.
· Datum und Zeit getrennt: die ersten beiden Spalten sind mit einer zunehmenden Bereich für Datum und
Uhrzeit gefüllt.
· Faktoren: Jede Wertspalte (mit Elementnamen Header) enthält die Faktoren, die die tatsächliche Leistung
für das entsprechende Element auf die spezifischen Zeit zu berechnen. Die Faktoren können positiv und
negativ sein.
· Für Transformatorstufenschalter enthält die Spalte die absolute Stufenschaltereinstellung.
Der Bereich der Wertdatensätze braucht nicht mit einem speziellen Marker geschlossen zu werden. Nach
dem letzten Wert soll die Tabelle leer sein.
BEISPIEL
Das nächste Netzwerk enthält die Elemente "Load1" und "Load2", beide verbunden mit dem Knoten "Node2".
199
In diesem Beispiel definiert die externe Ganglinie der Faktoren für die Leistungen der beiden Lasten, an die
Datum von 15 August 2011, ab 12:00 h bis 18:00 h. Das externe Profil kann auf zwei Arten, je nach Wahl der
Zeitstempel-Format definiert werden:
Methode 1:
date & time
Node2.Load1
Node2.Load2
15-8-2011 12:00
1
0.9
15-8-2011 12:15
1.1
0.8
15-8-2011 12:30
0.9
0.7
15-8-2011 12:45
0.8
0.8
1
0.9
15-8-2011 17:00
0.3
0.8
15-8-2011 17:15
0.4
0.7
15-8-2011 17:30
0.7
0.6
15-8-2011 17:45
1
0.5
15-8-2011 18:00
1
0.6
15-8-2011 13:00
.
.
.
Methode 2:
date
time
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0.6
Ergebnis der Lastflussberechnung:
200
5.5.8
Auswahl
Eine Komponente (Knotenpunkt, Zweig, Element) kann in eine oder mehrere Auswahlen aufgenommen
werden.
Angewählte Komponenten können in einer Auswahl in der Netzdatei gespeichert werden.
Mit Einfügen | Verschiedenes | Auswahl wird eine Auswahl ans Netz zugefügt.
Hinzufügen einer Auswahl:
·
Gegebenenfalls die Komponenten der neuen Auswahl anwählen.
·
Rechte Maustaste drücken.
·
Eingabe Auswahl.
·
Eingabe des Namens für die Auswahl.
·
Verlassen des Menüs mit OK.
Alle zu diesem Zeitpunkt aufgerufenen Komponenten gehören zu der neu festgelegten Auswahl.
Mit Bearbeiten | Auswahl können Name und Inhalt der Auswahl bearbeitet werden.
Mit Bearbeiten | Entfernen | Auswahl wird die Auswahl entfernt. Die Komponenten der Auswahl werden
dabei aber nicht entfernt.
5.5.9
Besonderheiten
Für alle Komponenten kann der Benutzer Besonderheiten eingeben. Eine Besonderheit besteht aus einer
Kennzeichen und einem Wert (siehe Unten).
Die Besonderheiten können hinzugefügt werden, indem man den Cursor auf einem freien Eingang Gebiet legt,
oder, in der letzten Eintragung und im Betätigen des 'Cursor unten' Taste. Für eine neue Besonderheit werden
seine Beschreibung und Wert (Text oder Dateiname) definiert. Die Taste '... ' wird verwendet um eine Datei zu
suchen.
201
Entfernen der Besonderheiten
Besonderheiten (Anmerkungen) von Komponenten können entfernt werden mit Bearbeiten | Entfernen |
Besonderheit. Die Besonderheiten aller angewählten Komponenten werden in einer Tabelle dargestellt. Der
Inhalt dieser Tabelle kann sortiert werden, indem man die Überschriften anklickt. Angewählte Besonderheiten
werden durch das Betätigen der OKAYTASTE entfernt.
Besonderheiten entfernen mit Text
Besonderkeiten können mittels eines Textes im Kennzeichen oder im Wert eines Besonderheit (Anmerkung)
entfernt werden. Die Funktionalität benutzt beliebig mit Unterscheidung nach Groß-/Kleinschreibung und
Wildcardbuchstaben.
Beschreibung ist eine kurze Textbeschreibung der Besonderheit.
Wert ist ein einfacher Text, oder der Hinweis auf der Dateiname oder ein Webadress, wo verbunden wird.
Wert
Außer einem Tekst können auch Verbindungen mit Dokumenten, Spreadsheets, Abbildungen und InternetWebadresses eingegeben werden. Die Verbindungen werden als Hypertext-Links eingeführt. Indem man eine
Verbindung vorwählt, wird das zusammenpassende Windows Programm gestartet, indem man die '-->' (gehe
zu), Taste betätigt.
Beispiele:
'C:\Meine Dok umente\Dok umentation.doc',
'C:\Meine Abbildungen\substation.png',
'www.phasetophase.com'.
Wenn der Wert einen Text %Name% oder %Type% enthält, wird der Name oder Typname des Objekts
verwendet beim betätigen der '->' (gehe zu) Taste.
5.5.10
Notiz
Fast alle Objekte können eine benutzerdefinierte Notiz bekommen, um auf besondere Umstände zu
hinweisen. Diese Notiz wird in einem gelben Rahmen in der Nähe des betreffenden Objektes präsentiert. Der
Rahmen kann nicht verschoben werden und seine Größe ist fest, so dass es immer sichtbar ist.
Bei Zweige kann der Text @1: und @2: hinzugefügt werden, der angibt, ob die folgenden Zeichen am Anfang
oder am Ende des Zweiges gesetzt werden.
Kabel in Wartung
@1:schalter geöffnet
@2:schalter geöffnet
202
5.5.11
Präsentation Objekte
Die graphische Darstellung kann in diesem Formular definiert werden:
· Farbe: Symbolfarben; einstellbar nach Windows
· Größe: Symbolgröße; zwischen 1 und 999
· Dicke: Art der Symbolstärke (nur wenn Stil ununterbrochen gewählt wird); zwischen 1 und 5
· Stil: ununterbrochen, gestrichelt oder punktiert (nur wenn Dicke 1 gewählt wird)
· Form: horizontale/vertikale Linie, gefüllter/ungefüllter Kreis, gefülltes/ungefülltes Quadrat, gefülltes/
ungefülltes Dreieck, gefüllte/ungefüllte Raute
· Schriftart: Text im graphischen editor
· Textgröße: Größe des Namens; zwischen 1 und 99
· Kein Tekst: Eingabedaten und Ergebnisse werden nicht abgedruckt.
Knotenpunkttext schräg abdrucken
Alle Knotenpunkttexte können bei 45 Grad gedruckt werden, indem man "Schräge text" wählt am Knotenpunkt
"Präsentation" Vorsprung.
Darstellung kollektiv bearbeiten mit dem Toolbar
Die Darstellung der angewählten Objekte kann mittels des Toolbar kollektiv geändert werden. Die Ikonen sind:
Farbe, Größe, Dicke, Stil, Textgröße und Textsicht.
5.5.12
Eigenschaften, Kommentar und Hyperlinks
Zusammen mit den Netzdaten können auch eine Anmerkung und Hypertext-Links gespeichert werden. Diese
können beraten werden und gedruckt werden.
Eigenschaften
Allgemeines
Einige Netzeigenschaften können mit Application-Menu | Eigenschaften eingeschlossen werden: Kunde,
Ort, Land, Projekt, Umschreibung, Version, Status, Durch und Datum. Die Netzeigenschaften können
berichtet werden.
Unsichtbare Besonderheiten
Eine Liste von Kennzeichen der Besonderheiten, die nicht in den Ansichtgruppen gezeigt werden und nicht in
den Reports gedruckt werden sollten, kann in den Netzeigenschaften spezifiziert werden. Diese Eigenschaften
können ausgefüllt werden oder von einer Liste gewählt werden.
Mutationsgeschichte
Eine kurze Beschreibung der Netzmodellveränderungen kann in den Netzeigenschaften gespeichert werden. In
der gleichen Form kann ein Checkbox für automatische Aufforderung für die Beschreibung eingestellt werden.
Autorisierte Benutzer
Die Netzeigenschaften enthalten eine Liste der Benutzer, die berechtigt sind die Netzdatei zu speichern. Ihre
Benutzernamen sind die Windows-Benutzer Namen.
Kommentar
Eine Anmerkung (Netzkommentar) ermöglicht dem Benutzer, freien Text für seine notwendigen
Hintergrundinformationen zu speichern. Der Benutzer hat ein Formular, das mit Datei | Kommentar gefüllt
werden und redigiert werden kann. Wenn in in Optionen, Editor | Allgemeines die Wahl 'Zeig Kommentar'
ermöglicht wird, wird die Anmerkung dargestellt, wenn eine Netzdatei geöffnet wird. Diese Anmerkung kann
auch gedruckt werden, wenn sie in in Optionen, Abdrucken ermöglicht wird.
Hyperlinks
Außer einem Kommentar können auch Links mit Dokumenten, Spreadsheets, Abbildungen und
Internetadressen in der Netzdatei aufgenommen werden. Diese Links werden als Hypertext-Links eingeführt.
Durch die Maus, die auf einem Link klickt, wird das zusammenpassende Windows Programm gestartet.
Die Hypertext-Links können bearbeitet werden mit Application-Menu | Hyperlinks. In dieser Form kann ein
neuer Hypertext-Link hinzugefügt werden, indem man den Cursor auf einem freien Dateneingabe legt, oder, in
der letzten Eintragung und den 'Cursor unten' Taste drückt. Für einen neuen Hypertext-Link werden seine
Kennzeichen (Beschreibung) und Lokation definiert.
203
Das Kennzeichen ist eine kurze Textbeschreibung der Hypertext-Link.
Die Lokation ist die Verweisung auf der Lokation der Datei, wo verbunden wird.
Beispiele:
'C:\Meine Dok umente\documentation.doc',
'C:\Meine Abbildungen\substation.png',
'www.phasetophase.com'.
204
6
Berechnungen
6.1
Lastfluss
6.1.1
Allgemeines
Die Lastflussberechnungen erfolgen nach dem Newton/Raphson-Verfahren.
Da zu einem Netz Transformatoren und Synchrongeneratoren mit Spannungsregelung gehören können, wird
die Lösung in den nachfolgenden drei Schritten ermittelt:
Schritt 1:
Näherung
· ohne Beschränkung durch Synchrongeneratoren mit Spannungsregelung
· ohne Transformatorspannungsregelung
Schritt 2:
Näherung
· mit Beschränkung durch Synchrongeneratoren mit Spannungsregelung
· mit Transformatorspannungsregelung
Schritt 3:
Genaue Lösung
· mit Beschränkung durch Synchrongeneratoren mit Spannungsregelung
· mit Transformator Spannungsregelung
Die Berechnung wird schrittweise durchgeführt, um die Rechenzeit zu verkleinern und die Wahrscheinlichkeit
einer Divergenz zu verringern.
In Netzen, bei denen die Berechnung divergiert, sind häufig Verbindungen vorhanden mit niedriger Impedanz
(z.B. Koppelfelder oder Anschlusskabel von Transformatoren) oder Lasten, bei denen für das Lastverhalten
eine hohe konstante Leistung (konst.P und konst.Q) vorgegeben wurde. Die Wahrscheinlichkeit für eine
Konvergenz wird größer, wenn kurze Verbindungen so weit wie möglich vermieden (oder hierfür höhere
Impedanzen angesetzt) werden. Durch eine Erhöhung des Anteils der konstanten Impedanz (konst.R und
konst.X) einer Last wird auch die Wahrscheinlichkeit einer Konvergenz erhöht.
6.1.2
Inselmodus
Die meisten Netze werden zu einem großen Verbundnetz verbunden. Dieses externe Netz wird meistens
durch eine Netzquelle dargestellt, eventuell mit einem reduzierten Netzmodell für die wichtigsten
Verbindungen. Im Fall, daß ein Netz nicht an eine Netzquelle angeschlossen wird, gilt es ein "Inselnetz". Im
normalen Lastfluss-Berechnung Standardmodus werden die Inselnetze nicht ausgewertet.
Die traditionelle Lastflußtechnik ist basiert auf dem Lösen der Knotenspannungen von den Netzgleichungen.
Jedes System wird mit so vielen Netzgleichungen modelliert, wie es Knotenpunkte in diesem System gibt. An
jedem Knotenpunkt kann eine konstante komplexe Leistung eingespritzt werden. Der Lösungsprozeß für
diesen Gleichungen erfordert die komplexe Spannung auf einem Knotenpunkt als Referenz. Dieser
Bezugsknotenpunkt wird den "Swingbus" Knotenpunkt genannt. Für diesen Knotenpunkt ist die Spannung, in
der Größe und im Winkel konstant.
Inselnetze bestehen an Bord von den Schiffen und von den vom Land entfernten Installationen. Auch ein
industrielles Netz kann manchmal isoliert von der Netzquelle werden. In einem Inselnetz, das nicht an
irgendein verbundenes System angeschlossen ist, gibt es keine Möglichkeit Leistung zu Importieren oder
Exportieren. Also muß alle Leistung von den Generatoren im Netz produziert werden. Alle
Netzberechnungsmethoden brauchen ein Swingbus. Die Lösung soll die Generatoren so regeln, daß das
Swingbus keine Leistung liefert oder aufsaugt. In diesem Fall sollten die Generatoren in Gleichgewicht mit den
Lasten und den Netzverlusten sein.
205
In den Berechnungseinstellungen (Berechnung | Allgemeines) kann die Wahl für "Inselmodus"
eingeschaltet werden, damit eine spezielle Funktion in Effekt kommt, der Berechnung der Inselnetze zu
ermöglichen. Im Insel-Modus steuert ein Verfahren die Generatorabgabeleistung, um eine Leistungsbalance zu
erreichen. Infolgedessen ist der Swingbusleistungsaustausch auf ungefähr null verringert worden.
Frequenz-Wirkleistungs-Regelung und Statik
Bei konventionellen Erzeugern im Netz wird der Leistungsbeitrag über Statiken geregelt. Die Frequenz
bestimmt dabei die Wirkleistung und die Spannung die Blindleistung. Sinkt beispielsweise die Frequenz im
Netz durch eine plötzliche Lasterhöhung (z. B. Zuschalten eines großen Verbrauchers oder Ausfall eines
Kraftwerks) ab, dann wird als Gegenmaßnahme die Leistung aller im Netz angeschlossenen Einspeiser
entsprechend der eingestellten Neigung der Frequenz-Wirkleistungs-Statik erhöht, bis die Sollfrequenz wieder
erreicht ist.
Reglerkonstante
Die Reglerkonstante ist eine abgeleitete Quantität und zeigt die Menge der Leistungsbeitrag an, resultierend
aus einer Leistungsänderung im System.
Die Leistungsänderung wird vom Statik und von der Reglerkonstante abgeleitet.
Lastflußberechnungen
Jedes isoliertes Teil des Netzes kann im Inselmodus gelöst werden. Es gibt zwei Bedingungen:
· Jedes Inselnetz muß einen oder mehr synchronen Generatoren im Service haben, ausgerüstet mit
Spannungsregelung und Frequenz-Wirkleistungs-Regelung. Beide Regelungen müssen aktiviert werden und
das Frequenz-Wirkleistungs-Statik muß größer als null sein.
· Die Generatorleistung im Inselnetz muß genügend sein für die Gesamtlast plus Verluste.
Synchrongeneratoren mit einem Nullstatik werden als Dauerleistungsgeneratoren betrachtet und beitragen
nicht zur Frequenzsteuerung. Auch Generatoren mit einer feste Kosinus-Phi Regelung tragen nicht bei.
Als Folge zur Lösungsmethode, ist die korrekte Wahl der Systemleistung (Sbezug ) wichtiger geworden. Eine
allgemeine Gleichung für einen korrekten Wert kann nicht gegeben werden. Wenn der Lösungsprozeß nicht
konvergieren konnte, oder wenn die Höchstzahl von Iterationen erreicht würde, sollte ein anderer Wert von
Sbezug zu ein besseres Resultat führen.
Um der Berechnung der Inselnetze zu ermöglichen, wählen Sie Inselmodus in den in Optionen, Berechnung
| Allgemeines.
Leistung nicht ausreichend
In einem Inselnetz, das nicht an irgendein verbundenes System angeschlossen ist, gibt es keine Möglichkeit
Leistung zu Importieren oder Exportieren. Also muß alle Leistung von den Generatoren im Netz produziert
werden. In jedem Fall:
S S gen,nom × cos( j)gen,nom ³ S Pload + Ploss
Wenn die Belastung grösser ist als die Generatorleistung, wird die extra Leistung vom Swingbusgenerator
geliefert. Eine Warnung wird gedruckt dass die Leistung nicht ausreichend ist.
6.1.3
Berechnung
Eine Lastflussberechnung kann mit oder ohne Motoranlauf durchgeführt werden.
206
Für die Berechnung muss mindestens eine Netzeinspeisung vorhanden sein. Mehrere Einspeisungen sind
möglich, jedoch sind die Ergebnisse unzuverlässig, wenn diese Einspeisungen durch Zweige miteinander
verbunden sind.
Vor einer Berechnung prüft Vision, ob im Netz Inseln vorhanden sind. Netzkomponenten und Netzteile, die
nicht mit einer Netzeinspeisung verbunden sind, werden nach der Prüfung in Farbe angezeigt (wenn nicht
Insel-Modusberechnung eingestellt worden ist).
Lastfluss
Bei einer Lastflussberechnung ist wie folgt vorzugehen:
· Eingabe von Berechnung | Berechnung | Lastfluss
· Eingabe der Einstellungen
· Verlassen des Menüs mit Ok.
Mit der Taste F9 wird die vorhergehende Berechnung wiederholt. Meistens gebraucht man dies in einer
Empfindlichkeitsanalyse.
Einstellungen
Bei Lastflussberechnungen mit und ohne Motoranlauf stehen die nachstehend beschriebenen Einstellungen
zur Verfügung.
Jahr / Periode
Im Lastverhalten kann ein Wachstum der Last in % je Jahr vorgegeben werden. Mit Jahr wird die Berechnung
nur für das spezifizierte Jahr ausgeführt. Mit Periode kann der Zeitraum, über den die Last mit dem
vorgegebenen Prozentsatz steigen soll, vorgegeben werden. Zwischen die zwei Möglichkeiten wird gewechselt
mit klicken auf Periode (in Extra).
Transformatorregelung
Bei Transformatoren mit Spannungsregelung kann die Regelung "außer Betrieb" genommen werden. Hierdurch
wird die Rechenzeit verkürzt. Die Rechnung wird dann mit den im Menü angegebenen Stufen durchgeführt.
Zum Beispiel kann hiermit mit den berechneten Stufen einer früheren Lastflussberechnung gerechnet werden,
bei der die Regelung " in Betrieb" war.
Wenn bei Vision die Stufen geändert werden, werden nach der Durchführung der Lastflussberechnung die alten
und neuen Stufen der betreffenden Transformatoren in einer Liste angegeben. In dieser Liste ist unter "nicht
Ok" mit einem Stern (*) angegeben, wenn die gewünschte Spannung aufgrund der Begrenzung durch den
Stufenschalter nicht erreicht werden konnte.
Shuntregelungen
Die Regelungen von Shunts (z.B. Kondensator) können "außer Betrieb" genommen werden. In diesen Fall sind
die Shuntelemente immer eingeschaltet.
Inselmodus
Hiermit kommt eine spezielle Funktion in Effekt, der Berechnung der Inselnetze zu ermöglichen. Siehe auch:
Inselmodus 204 .
Motoranlauf
Motoranlauf von Asynchron- und Synchronmotoren wird für 3 Zeitpunkte berechnet: vor dem Motoranlauf, am
Beginn des Motoranlaufs und im stationär en Zustand. Eine Lastflussberechnung mit Motoranlauf wird wie folgt
durchgeführt:
· Eingabe von Berechnung | Lastfluss
· Markieren von Motorstart im Menü: der Motorstart-Reiter wird hinzugefügt
· Im Motorstart-Reiter Aufruf der zu startenden Motoren (vorher festgelegte Motoren sind in der Motorliste
bereits als aufgerufen angegeben)
· Verlassen des Menüs mit Ok
Restkapazität
207
Für alle Knotenpunkte wird die maximal mögliche zusätzliche Last berechnet, bei der die Zweige im Netz nicht
überlastet werden. Diese Analyse liefert Informationen über die Umschaltmöglichkeiten des Netzes nach einer
Störung. Eine Restkapazitätsanalyse wird wie folgt durchgeführt:
· Eingabe von Berechnung | Lastfluss
· Markieren von Restkapazität im Menü: der Restkapazität-Reiter wird hinzugefügt
· Im Restkapazität-Reiter das Leistungsverhalten eingeben
· Verlassen des Menüs mit Ok
N-1
Eine N-1-Analyse wird für das ganze Netz durchgeführt, aber nur für den Ausfall der Zweige, die vom Benutzer
markiert sind. Der Benutzer kann dazu einen, mehrere oder alle Zweige markieren. Eine N-1-Analyse wird wie
folgt durchgeführt:
· Eingabe von Berechnung | Lastfluss
· Markieren von N-1 im Menü: der N-1-Reiter wird hinzugefügt
· Im N-1-Reiter Aufruf der auszufallenden Zweige (vorher festgelegte Zweige sind in der Liste bereits als
aufgerufen angegeben)
· Verlassen des Menüs mit Ok
N-2
Eine N-2 Analyse wird für das ganze Netz durchgeführt. Das Verfahren ist gleichartig der N-1 Analyse.
Ganglinie
Eine Ganglinie gibt die Last- oder Produktionsleistung für eine Reihe von aufeinanderfolgenden Zuständen.
Dies könnte zum Beispiel angewendet werden um täglichen Ganglinien zu untersuchen. Die
Lastflussberechnung mit Ganglinien kann auf zwei Arten ausgeführt werden:
Ganglinie 195 : in Vision definierte Ganglinie, in der Netzwerk-Datei gespeichert.
Externe Ganglinie 197 : äußerlich als Excel-Datei generiert und extern gespeichert.
Beispiel für die Verwendung eine externe Ganglinie:
Zeit
Eine Lastflussstudie kann für einen Moment in der Zukunft durchgeführt werden. Die tatsächlichen Werte der
Lasten sind abhängig von dem Lastwachstum und die verstrichene Zeit von Jahr Null. Das Lastwachstum ist in
dem Lastverhalten definiert. Das Jahr für den Lastflussstudie kann in der Ribbon Start, Ribbongruppe Zeit
eingestellt werden. Dadurch werden alle Lasten und Trafolasten entsprechend ihrem Lastwachstum gesetzt
und werden alle Berechnungen für dieses Jahr durchgeführt.
208
Einführung von Inenn' und von Snenn' für Zweige
Für alle Zweige sind die Variablen Inenn' und Snenn' eingeführt worden für eine eindeutige Anzeige der
Überlastung im Lastfluß. Für ein Kabel wird der Wert von Inenn' von den schwächsten Kabelteil-Eingabedaten
erhalten. Für eine Verbindung wird der Wert von Inenn' von den Eingabedaten erhalten, in der Übereinstimmung
mit den Optionen. Für die andere Zweige werden die Werte von Inenn' und von Snenn' von den Eingabedaten
erhalten. Alle Werte werden wie folgt erhalten:
· Link: Inenn' wird auf 10000 A eingestellt
· Kabel: Inenn' wird auf den schwächstes Kabelteil Inenn(G) x rerating Faktor eingestellt. G bezieht sich auf
die gewählte Bodentemperaturwiderstand.
· Verbindung: Inenn' wird entweder auf Inenn1 oder Inenn2, entsprechend den Optionseinstellungen
eingestellt (in Optionen, Berechnung | Allgemeines).
· Drosselspule: Snenn' wird auf das Snenn input eingestellt
· Transformator: Snenn' wird auf das eingegebene Snenn oder auf den spezielle Eingabe eingestellt (früher
Smax)
· Spezialtransformator: Snenn' wird auf das eingegebene Snenn oder auf den spezielle Eingabe eingestellt
(früher Smax)
· Dreiwicklungstransformator: Snenn1', Snenn2' und Snenn3' werden auf die Snenn Eingabe oder auf die
spezielle Eingabe eingestellt (früher Smax)
Lastfluß Konvergenz
In einigen Fällen kann die Lastflußberechnung keine Lösung finden. Es wird berichtet: "Maximum Anzahl
Iterationen erreicht", oder "Lösung divergiert". Dieses Problem kann wie folgt gelöst werden:
· Ein Lastverhalten "0% Const.PQ" ist definiert, welches die Prozentsätze für Const.P und Const.Q null sind
und folglich die Prozentsätze Const.R und Const.X bis 100% gleich sind. Zunächst wenden Sie dieses
Last Verhalten an allen Lasten im Netz an und suchen Sie nach den besonders hohen oder niedriegen
Spannungen. Spannungen, die mehr als 20% von den Nennspannung abweichen, sind im Allgemeinen
problematisch. Besonders wenn der Leiterwiderstand im Verhältnis zu der übertragenen Energie groß ist,
ist am konstanten PQ Lastverhalten manchmal keine Lösung möglich und können die Spannungen
besonders klein werden.
· Den Wert von Sbasis kann in Optionen, mit Berechnung geändert werden. Dieser Wert muß zu die
Leistung im Netz abgestimmt werden. Eine genaue Formel kann nicht gegeben werden, aber Sbasis hat
ungefähr den gleichen Wert wie die Leistungen, die am meisten am Erzeugung, an der Last und am
Transport durch die Verbindungen im Netz auftreten. Z.B. kann Sbasis gwwählt werden von 10, 100 oder
1000 MVA für NS Verteilung, MS Transport und HS Transportnetze beziehungsweise.
6.1.4
Ergebnisse
Netz
Nach der Durchführung einer Lastflussberechnung werden auf der Netzoberfläche die Ergebnisse an den
Komponenten angezeigt. Hierbei gelten die folgenden Absprachen:
· Zweig: Leistung oder Strom, vom Knotenpunkt in den Zweig fließend: positiv
· Last, Motor, Querspule: Leistung oder Strom, vom Knotenpunkt ins Element fließend: positiv
· Generator, Kondensator: Leistung oder Strom, vom Element in den Knotenpunkt fließend: positiv
Die nachfolgenden Knotenpunkte und Zweige können in Farbe angezeigt werden:
· Knotenpunkte mit UKnotenpunkt < UKnotenpunkt niedriger
·
·
·
·
·
·
·
·
Knotenpunkte mit UKnotenpunkt < UKnotenpunkt niedrig
Knotenpunkte mit UKnotenpunkt > UKnotenpunkt hoch
Knotenpunkte mit UKnotenpunkt > UKnotenpunkt höher
Zweige mit I/Inenn < I/Inenn niedriger
Zweige mit I/Inenn < I/Inenn niedrig
Zweige mit I/Inenn > I/Inenn hoch
Zweige mit I/Inenn > I/Inenn höher
Komponenten eines Inselnetzes
209
Die Grenzwerte für UKnotenpunkt niedrig, UKnotenpunkt hoch, I/Inenn niedrig und I/Inenn hoch können über in
Optionen, Berechnung | Lastfluss eingegeben werden. Die Farbe wird mit in Optionen,
Berechnung | Allgemeines eingegeben.
Farbanzeige nach einer Lastflussberechnung.
Die Farbanzeige der Knotenpunkte, Generatoren, Motoren, Transformatoren, Kabel und Verbindungen kann
jetzt getrennt und ausführlicher definiert werden, nämlich als: niedriger, niedrig, hoch und höher. Die Funktion
der Farbanzeige für die Komponente mit dem niedrigsten oder höchsten Wert wird verlassen. Die Definition
erfolgt bei in Optionen, Berechnung. Die Farben werden unter dem Tab 'Allgemeines' und die Farbwerte
unter dem Tab 'Grenze' definiert.
Spannungsbezogene Farbanzeige bei der Transformatorlast
Die Farbe einer Transformatorlast wird nach einer Lastflussberechnung außer durch Über- oder Unterbelastung
auch durch zwei Spannungsgrenzen bestimmt: Uniedrig und Uhoch. Dies sind absolute Grenzen, anzugeben
in den Optionen bei in Optionen, Berechnung | Grenzen.
Die Kontrolle wird nur bei den Transformatorlasten durchgeführt, bei denen die nomimale Niederspannung
zwischen 0,8*Uniedrig und 1,2*Uhoch liegt.
Allgemeines
Bei Eingabe von Berechnen | Ergebnisse | Allgemein wird ein Überblick über die berechneten Werte für P
und Q für die einzelnen Komponentenarten und über die Netzverluste gegeben. Angezeigt werden auch die
Ergebnisse für aufgerufene Komponenten.
Einzelheiten
Bei Eingabe von Berechnen | Ergebnisse | Einzelheiten werden in einem Menü detaillierte Ergebnisse der
angewählten Komponente angezeigt. Wenn mehrere Komponenten angewählt sind, können mit < und > die
weiteren Komponenten zur Anzeige gebracht werden. Auch kann man mit der Maus ins Menü klicken, um
durch das Netz zu "wandern".
Wiedergabe der Niederspannungen von Transformatorlasten bei anderen Einstellungen des
Stufenschalters
Nach einer Lastflussberechnung können die berechneten Niederspannungen bei allen Einstellungen des
Stufenschalters durch Berechnen | Ergebnisse | Einzelheiten, Knopf Einzelheiten angesehen werden.
Aufbewahren
Die Ergebnisse einer Berechnung können zum Vergleich aufbewahrt werden. Man drückt nur auf
Berechnen | Ergebnisse | Erhalten.
Graph
Die Anzeige der Knotenpunktspannung oder des Zweigstroms als Balkendiagramm ist für angewählte
Knotenpunkte und Zweige mit Berechnen | Ergebnisse | Graph möglich. Die in der Graphik enthaltenen
Knotenpunkte und Zweige werden entsprechend den Vorgaben im Menü sortiert. Am Ende des Balkens wird
Spannung oder Strom angezeigt.
Wenn Sie einen Balken im Balkendiagramm anklicken, gehen Sie direkt zum Objekt im Graphischen Editor.
Die Ergebnisse können mit den aufbewahrten Ergebnissen verglichen werden. Dafür gebraucht man das Item
"Gespeichert".
Ergebnisse einer Lastflussberechnung mit Ganglinien
Die Ergebnisse einer Lastflussberechnung mit Ganglinien können als Tageszeitfunktionen angesehen werden
mit Berechnen | Ergebnisse | Detailgraphik.
Exportieren
Die Ergebnisse können Exportiert werden zu Excel, mit: Berechnen | Ergebnisse | Exportieren. Ein festes
Format für Knotenpunkte, Zweige und Elemente.
210
6.2
Asymmetrische Lastfluss
Das Stromversorgungssystem ist ein Dreiphasensystem. Die meisten Verbraucher in MS und HS-Netze sind
Drehstrom-symmetrisch. In einigen Fällen, zum Beispiel Eisenbahneinspeisung oder Lichtbogenöfen, kann die
Last aus zwei Phasen versorgt werden. In Niederspannungsnetzen sind die meisten Belastungen aus einer
einzigen Phase und Nullleiter versorgt. In der Praxis werden diese Lasten über die drei Phasen verteilt, was zu
einer etwa symmetrischen Dreiphasen-Last resultiert. Aber in einigen Fällen kann Asymmetrie auftreten. Die
Asymmetrie in Spannung und Strom kann quantifiziert werden durch Asymmetriefaktoren: au und ai.
6.2.1
Asymmetrische Lastfluss: Allgemeines
Die asymmetrische Lastflussberechnung ist für dreiphasig symmetrische Netze mit asymmetrischen Lasten
ausgelegt. Asymmetrische Lasten haben gegenseitig ungleiche Ströme und Phasenwinkel, die gegenseitig
ungleich 120 Grad sind.
Alle Netzwerk-Parameter werden aus den Parametern, die durch die symmetrische Lastfluss und
asymmetrischen Kurzschluss Berechnungen verwendet werden, berechnet. Die Berechnung verwendet die
symmetrischen Komponenten Methode, wie in der IEC 60909-Methode. Die unsymmetrische Lastflussdaten
sind aus dem normalen System Impedanz (Z1), der invers System Impedanz (Z2) und der Nullimpedanz (Z0)
abgeleitet. Der Invers System Impedanz ist meistens gleich dem normalen Systembetrieb Impedanz, aber den
Nullimpedanz verdient besondere Aufmerksamkeit.
Das Nullsystem ist nicht ausdrücklich modelliert. Die Nullspannung (Sternpunkt) und Nullstrom sollten von
Nullströme und Nullimpedanzen berechnet werden.
Das Modell und die Berechnungsmethode auf der TCIM (Three Conductor Injection Method) basiert. Dieses
Verfahren basiert auf Strominjektion auf die Phasenknoten. Das System wird berechnet mit einen NewtonRaphson Prozedur.
Knotenpunkmodell
Wie üblich in den Übertragungssystemen ist ein Knoten von Dreiphasen Knoten dargestellt. Neutralknoten
werden nicht ausdrücklich modelliert.
Lastmodell
Die Last kann in Stern oder Dreieck geschaltet werden. In Dreieckschaltung gibt es keine Erdung. In
Sternschaltung, kann der Neutralpunkt mit der Erde verbunden werden. Wenn eine Erdverbindung existiert,
fließt eine Rückstrom im Nullsystem.
Die Spannungsabhängigkeit kann aus Prozentsätze definiert werden von:
· konstante Leistung
· konstante Strom
· konstante Impedanz.
Last in Sternschaltung:
Konstante Leistung
Konstante Impedanz
211
Last in Dreieckschaltung:
Konstante Leistung
Konstante Impedanz
Kabel und Verbindung
Kabel und Verbindungen (Linien) werden als symmetrischen Komponenten modelliert. Die inversen
Impedanzen sind gleich den normalen Impedanzen (Rac, X, C). Die Nullimpedanzen (R0, X0, C0) sollten durch
den Anwender festgelegt werden.
Drosselspule
Der inverse Impedanz Z2 der Spule kann durch den Benutzer festgelegt werden. Der Benutzer kann
entscheiden, um ihm den gleichen Wert wie den normale Impedanz Z1 zu geben.
Transformatoren
Transformatoren sind symmetrische Komponenten. Die asymmetrische Lastfluss berücksichtigt die
Wicklungskonfiguration und der Phasenverschiebung. Die Transformatorparameter sind die gleichen wie bei
der symmetrischen Lastflussberechnung. Die Nullimpedanz braucht besondere Aufmerksamkeit.
Spannungsregler
Basiert auf einer MS-Spannungsregler (Spartransformator), um ungleiche Spannungen in Verteilanlagen
auszugleichen, ist die spezielle Transformator Art "Spar YN0, asymmetrisch" eingeführt. Der Spannungsregler
dieses Transformators kann den Stufenschalter für die drei Phasen unabhängig voneinander Einstellen. Auch
kann für diesen Transformator auf der Registerkarte "Allgemein" den Stufenschalter manuell für die drei
Phasen separat eingestellt werden.
Netzeinspeisung
Die Netzeinspeisung soll symmetrisch sein. Die Parameter sind gleich denen für die symmetrische Lastfluss
und für die Kurzschluss-Berechnungen.
6.2.2
Asymmetrische Lastfluss: Berechnung
Für die asymmetrische Lastflussberechnung werden alle drei Phasen modelliert. Alle Parameter werden von
der Eingabe der symmetrischen Lastfluss und asymmetrische Kurzschlussberechnungen berechnet. Das
Netzwerk ist als symmetrisch angenommen. Einpoliges Schalten wird nicht unterstützt.
Wegen der Nullsequenz-Rückströme, wenn Erdkontakten vorhanden sind, müssen die Null-Sequenz-Impedanz
definiert werden. Wenn ein oder mehrere Objekte keine Null-Parameter haben, wird eine Warnung angezeigt.
Alle Lasten sind standardmäßig symmetrischen Lasten. Eine asymmetrische Belastung wird durch MausKlick auf den "Asymmetrisch" Checkbox aufgerufen.
212
Durch Anklicken des "Asymmetrisch" Checkbox wird die "Asymmetrie" Registerkarte angezeigt. Auf dieser
Registerkarte kann die Last für jede Phase (Sternschaltung) oder zwischen den Phasen (Dreieck) angegeben
werden.
Die Berechnung wird von der Ribbon-Gruppe "Berechnen" gestartet. Mit dieser Form können den
Transformatorspannungsregler und den Shuntspannungsregler aktiviert werden.
6.2.3
Asymmetrische Lastfluss: Ergebnisse
Ergebnisse in der Netzgrafik
Die Ergebnisse werden in der Netzgrafik nach den Ansicht-Einstellungen angezeigt. Spannungen und Ströme
werden mit ihren absoluten Werten angezeigt.
213
Ergebnisse in den detailliert Formen
Durch rechten Maustaste auf ein Objekt klicken, werden die Ergebnisse im Detail-Formular angezeigt.
Bei Knoten werden die Phasenspannungen im Absolutwert und mit ihrem Phasenwinkel angezeigt. Durch
Klicken auf den Button "Einzelheiten" werden die Spannungen in ihrer komplexen Schreibweise angezeigt.
Auch die Spannungsunsymmetriefaktor au (U2/U1) wird in Prozent angezeigt.
Für Zweige werden ihre Leistungen und Ströme in absoluter Wert angezeigt. Leistungen werden als
Dreiphasenleistung angezeigt, gefolgt von der Leistung pro Phase: <phase a> + <phase b> + <phase c>.
Ströme werden pro Phase angezeigt. Durch Klicken auf den Button "Einzelheiten" werden die Ströme in ihrer
komplexen Schreibweise angezeigt. Auch die Stromunsymmetriefaktor ai (I2/I1) wird in Prozent für beide
Seiten angezeigt.
Für Elemente werden ihre Leistungen und Ströme in absoluter Wert angezeigt. Leistungen werden als
Dreiphasenleistung angezeigt, gefolgt von der Leistung pro Phase: <phase a> + <phase b> + <phase c>.
Ströme werden pro Phase angezeigt. Durch Klicken auf den Button "Einzelheiten" werden die Ströme in ihrer
komplexen Schreibweise angezeigt. Auch die Stromunsymmetriefaktor ai (I2/I1) wird in Prozent angezeigt.
Mit Ergebnisse | Export, können die Ergebnisse in eine Excel-Datei exportiert werden.
214
6.3
IEC 60909
6.3.1
Allgemeines
Die Berechnung von Kurzschlussströmen nach IEC ist in den nachstehenden Normen und Berichten
beschrieben:
IEC 60909-0
IEC TR2 60909-1
IEC 909-2
IEC 60909-3
IEC TR2 60909-4
International standard
Short-circuit currents in three-phase a.c. systems (Berechnung von Kurzschlussströmen in
Drehstromnetzen)
Part 0: Calculation of currents
First edition: 2001-07
Technical report
Part 1: Factors for the calculation of short-circuit currents in three-phase a.c. systems
according to IEC 60909-0
Second edition: 2002-07
Technical report
Part 2: Electrical equipment - Data for short-circuit current calculations in accordance with
IEC 909 (1988)
First edition: 1992-08
Technical report
Part 3: Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuit currents and
partial short-circuit currents flowing through earth
Second edition: 2003-09
Technical report
Part 4: Examples for the calculation of short-circuit currents
Second edition: 2000-07
IEC 60909 verglichen mit IEC 909
Der internationale Standard IEC 909, datierend von 1988, ist 2001 modernisiert worden, und das resultiert im
neuen Standard IEC 60909. Während des Momentes bestehen beide Standards in Vision. Die wichtigsten
Änderungen werden weiter unten erwaehnt.
Spannungsfaktor cmax:
Der Spannungsfaktor für die Berechnung von von Ik"max in den Niederspannungssystemen ist 1.05 für 400 V
Systeme mit einer Toleranz von +6% und 1.10 für andere Niederspannungssysteme (z.B. 10% Toleranz). Für
alle Systeme der höheren Spannung als 1 KV, entspricht der Spannung Faktor 1.10.
Leiterwiderstand:
Für eine maximalkurzschlußberechnung soll der Leiterwiderstand bei eine Temperatur von 20 Grad C
errechnet werden.
Für berechnung der minimale Kurzschlußstrom, soll der Widerstand bei der höheren Temperatur errechnet
werden.
Neizeinspeisung Impedanz:
Das Verhältnis R/X der Netzeinspeisung kann vom Benutzer definiert werden. Dieses war ein konstantes
Verhältnis. Das verhältnis Z0/Z1 der Netzeinspeisung ersetzt das Verhältnis Ik"3/Ik"1.
Transformatorwiderstand-Korrekturfaktoren:
Ein neuer Korrekturfaktor ist für Netztransformatoren eingeführt worden. Infolgedessen in den meisten Fällen
verringert sich der Transformatorwiderstand etwas, während der Kurzschlußstrom sich erhöht.
Kraftwerk-Einheit:
Die Kombination eines Generators und des "Step-Up"-Transformators ist eine Kraftwerk-Einheit (PSU). Vision
erkennt dieses, wenn das "Step-Up" checkbox auf dem Transformator eingestellt worden ist.
Asynchronmachinen:
Das R/X Verhältnis ist als Eingabe zur Verfügung gestellt worden.
Symbole
Es werden die nachstehenden Symbole verwendet:
215
Kurzschluss Kurzschlussart: symmetrisch, Erdschluss, Zweiphasenkurzschluss, Zweiphasenkurzschluss mit
Erdberührung
Situation
Gibt an, ob der maximale oder minimale Kurzschlussstrom berechnet werden soll
Sk"
Subtransiente Kurzschlussleistung (Ik" * Ö3 * Unenn)
Ik"
Subtransienter Kurzschlussstrom
Ik"a,b,c
Subtransienter Kurzschlussstrom je Phase
ip
Stoßkurzschlussstrom (kappa * Ö2 * Ik")
ib
Ausschaltstrom
Ik"e
Erdschlussstrom (bei Kurzschlussart Erdschluss oder Zweiphasenkurzschluss mit Erdberürung)
Ir
Nennstrom
Zi
Netzimpedanz am Knotenpunkt
R/X
R/X-Verhältnis der Netzimpedanz am Knotenpunkt
Ik"1
Maximaler Kurzschlussstrom in einem Zweig beim Knotenpunkt "von"
Ik"1a,b,c
Maximaler Kurzschlussstrom einer Phase in einem Zweig beim Knotenpunkt "von"
Ik"2
Maximaler Kurzschlussstrom in einem Zweig beim Knotenpunkt "nach"
Ik"2a,b,c
Maximaler Kurzschlussstrom einer Phase in einem Zweig beim Knotenpunkt "nach"
Ik,1s
Zulässiger Kurzschlussstrom für eine Sekunde (Verbindungen)
Ik,2s
Zulässiger Kurzschlussstrom (NS-Seite) für 2 Sekunden (Transformatoren)
tmax
Zulässige Kurzschlussdauer
Imax
Maximal Durchgangskurzschlussstrom (nur bei Transformatoren)
m
Wirkleistung je Polpaarzahl
Kurzschlussberechnungen nach IEC 60909
Die Kurzschlussberechnungen nach IEC 60909 gehen vom Superpositionsprinzip aus. Das Netz wird passiv
abgebildet. Dabei werden die aktiven Elemente, nämlich Generatoren und Motoren, durch Impedanzen gegen
Erde dargestellt. An der Fehlerstelle ist eine negative Spannungsquelle vorgesehen. Die aufgrund der
Spannungsquelle fließenden Netzströme sind die Fehlerströme, während der Gesamtstrom aus der
Spannungsquelle der Kurzschlussstrom ist.
Die nächste Abbildung zeigt ein einfaches Vision-Netz mit drei Knotenpunkten. Knotenpunkt K1 ist mit der
Netzeinspeisung verbunden, während Knotenpunkt K3 mit der Last, einem Generator und einem Motor
verbunden ist. Am Knotenpunkt K2 fließt ein symmetrischer Kurzschlussstrom.
Vision-Netz mit Kurzschluss am Knotenpunk t K2
Nach IEC 60909 kann das Netz für die Ermittlung des Kurzschlussstroms wie in der folgenden Abbildung
dargestellt werden. Lasten und Querimpedanzen bleiben unberücksichtigt. Die Kapazitäten der Verbindungen
vom Mitsystem (C1) und dem Gegensystem (C2) werden ebenfalls nicht berücksichtigt.
216
Netz nach IEC 60909
Alle Zweige und aktiven Elemente werden durch Impedanzen mit R + jX dargestellt. Die Ermittlung von R und X
ist in "Komponenten und Parameter" beschrieben. Am Knotenpunkt K2, der Fehlerstelle, liegt eine
Spannungsquelle an, deren Spannung wie folgt bestimmt ist:
UFehlerstelle = - c × Unenn
Der Faktor c ist abhängig vom Spannungsniveau sowie davon, ob der minimale Kurschlussstrom (mit cmin)
oder der maximale Kurzschlussstrom (mit cmax) berechnet werden soll. Die Werte für c sind in der
nachstehenden Tabelle angegeben.
Unenn
LS
MS
HS
Spannungstoleranz +6%
Spannungstoleranz +10%
1 kV < Unenn <= 35 kV
35 kV <= Unenn <= 230 kV 1)
cm ax
1.00
1.05
1.10
1.10
cm in
0.95
1.00
1.00
1.00
1) VISION enthält diesen Grenzw ert nicht. Netze mit Unenn > 230 kV w erden w ie die übrigen HS-Netze behandelt. (vgl. VDE 0102)
IEC 60909 unterscheidet zwischen einem maximalen Kurzschlussstrom (Ik"max ) und einem minimalen
Kurzschlussstrom (Ik"min) an der Fehlerstelle. Mit Vision können beide Berechnungen durchgeführt werden.
Berechnung des maximalen Kurzschlussstroms Ik "m ax
Bei der Berechnung des maximalen Kurzschlussstroms in einem Netz ist der Faktor c > 1. Es wird für den
Betrieb von folgenden Annahmen ausgegangen:
· Alle Generatoren im Einsatz
· Alle Transformatoren im Einsatz
· Maximale Kurzschlussleistung der Netzeinspeisung
· Berücksichtigung der Einspeisung von Asynchronmaschinen (Generatoren und Motoren)
Berechnung des minimalen Kurzschlussstroms Ik "m in
Bei der Berechnung des minimalen Kurzschlussstroms in einem Netz ist der Faktor c <= 1. Die Berechnung
geht von folgenden Annahmen für den Betrieb des Netzes aus:
· Minimaler Einsatz von Generatoren
· Minimaler Einsatz von Transformatoren
· Minimale Kurzschlussleistung der Netzeinspeisung; die minimale Kurzschlussleistung der
Netzeinspeisung muss hierbei mindestens 10 % kleiner sein als die maximale Kurzschlussleistung
· Asynchronmaschinen (Generatoren und Motoren) und Synchronmotoren werden vernachlässigt.
Vision unterscheidet bei den Kurzschlussberechnungen, zwischen Berechnungen für Knotenpunkte und
Berechnungen für Zweige. Die Berechnungen werden ausschließlich für angewählte Knotenpunkte und/oder
Zweige durchgeführt.
Kurzschlussberechnungen für Knotenpunkte
217
Die folgende Abbildung zeigt den Verlauf des Kurzschlussstroms sowie den Zusammenhang zwischen dem
Stoßkurzschlussstrom ip und dem subtransienten Kurzschlussstrom Ik". Ik" geht in den stationären
Kurzschlussstrom Ik über.
Bei Kurzschlüssen, die weit entfernt von Generatoren auftreten, kann angenommen werden, dass Ik gleich Ik"
ist.
Ik = f(t)
Bei Kurzschlüssen in der Nähe von Generatoren ist Ik immer kleiner als Ik”.
In einem Nah-zu-Generator Kurzschluß benimmt sich der Kurzschlußstrom im Allgemeinen, wie in der
Abbildung oben gezeigt. In einigen speziellen Fällen könnte er geschehen, daß die abnehmende
218
Kurzschlußstrom zum ersten Mal Null wird, bestimmte Perioden, nachdem der Kurzschluß stattfand. Dieses
ist möglich, wenn die Gleichstrom-Zeitkonstante einer synchronen Maschine größer als die subtransiente
Zeitkonstante ist. Dieses Phänomen wird nicht im Detail behandelt in den Standard IEC 60909 und auch nicht
im IEC-Modul von Vision.
Stoßkurzschlussstrom
Der Stoßkurzschlussstrom Ip wird wie folgt aus Ik" ermittelt:
I p = k × Ö2 * I k "
Der Faktor kappa kann nach IEC 60909 nach drei unterschiedlichen Verfahren ermittelt werden (IEC 60909,
Ziff. 4.3.1.2). Welches Verfahren anzuwenden ist, hängt davon ab, welche Genauigkeit verlangt wird und ob die
Berechnung für ein Strahlennetz oder ein vermaschtes Netz durchgeführt werden soll. Unter einem
vermaschten Netz ist jedes Netz zu verstehen, in dem der Kurzschlussstrom aus verschiedenen Richtungen
gespeist wird. Entsprechend ist auch ein 10 kV-Strahlennetz mit Asynchronmaschinen als vermaschtes Netz
zu verstehen.
Vision gebraucht das in der Norm dargestellte "Verfahren C", das sowohl für Strahlennetze als auch für
vermaschte Netze gilt. Bei diesem Verfahren wird das R/X-Verhältnis der Impedanz Zc = Rc + jXc bei
fc = 0.4 * 50 Hz (bzw. fc = 0.4 * 60 Hz) wie folgt ermittelt:
R/X = (Rc / Xc) × (fc / f)
Es bedeuten:
R/X =
R/X-Verhältnis an der Fehlerstelle
Rc =
Widerstand der Netzimpedanz Zc an der Fehlerstelle bei 20 Hz (bzw. 24 Hz)
Xc =
Reaktanz der Netzimpedanz Zc an der Fehlerstelle bei 20 Hz (bzw. 24 Hz)
fc =
Frequenz für die Ermittlung von Zc , d.h. 20 Hz (bzw. 24 Hz)
f=
Netzfrequenz, d.h. 50 Hz (bzw. 60 Hz)
Der Faktor wird nach der folgenden Formel berechnet:
k = 1.02 + 0.98 × e -3 R / X
Ausschaltstrom
Den Ausschaltstrom wird für 4 Zeitpunkte bei einem symmetrischen Kurzschluss an einem Knotenpunkt
berechnet. Hierbei werden für jede Maschine die Kurzschlussbeiträge wie folgt berechnet:
I b = I "k -å
i
DU "Mj
DU "Gi
(1 - mi ) I "kGi -å
(1 - m j q j ) I "kMj
cU n / 3
j cU n / 3
Mit:
DU" G = jXd " Ik" G für synchrone Generatoren und synchrone Motoren
DU" M = jXd " Ik" M für asynchrone Motoren
Der erste Teil der Formel gilt für alle Synchrongeneratoren und Synchronmotoren. Der zweite Teil gilt für alle
Asynchronmotoren. Asynchrongeneratoren werden nicht berücksichtigt.
Die Faktoren q und werden berechnet wie folgendes:
q
q
q
q
= 1.03
= 0.79
= 0.57
= 0.26
mu
mu
mu
mu
+ 0.12
+ 0.12
+ 0.12
+ 0.10
= 0.84
= 0.71
= 0.62
= 0.56
ln(m)
ln(m)
ln(m)
ln(m)
+ 0.26
+ 0.51
+ 0.72
+ 0.94
für t = 0.02 s
für t = 0.05 s
für t = 0.10 s
für t >= 0.25 s
e^ -(0.26
e^ -(0.30
e^ -(0.32
e^ -(0.38
I"k/Ir)
I"k/Ir)
I"k/Ir)
I"k/Ir)
für t = 0.02 s
für t = 0.05 s
für t = 0.10 s
für t >= 0.25 s
219
Der Ausschaltstrom wird nur bei maximalem Kurzschlussstrom berechnet.
Kurzschlussberechnung für Zweige
Bei Kurzschlussberechnungen für Zweige wird bei Vision nicht der gesamte Kurzschlussstrom an der
Fehlerstelle ermittelt, sondern der größte Strom, der in Kabeln, Leitungen, Drosselspulen oder
Transformatoren auftreten kann. Die Ströme sind in der folgenden Abbildung für eine Verbindung dargestellt.
Der größte Strom tritt bei einer Verbindung bei einem Kurzschluss in der Nähe des "von"-Knotenpunkts oder
des "nach"-Knotenpunkts auf. Bei einem Kurzschluss in der Nähe des Knotenpunkts K1 ("von") treten in der
Verbindung I1 und I2 auf, die summiert den Kurzschlussstrom Ik"1 ergeben. Da dieser Strom für die
Dimensionierung der Verbindung nicht von Bedeutung ist, wird in Vision lediglich der größere der beiden
Ströme I1 und I2 mit Ik "1 wiedergegeben. Entsprechende Überlegungen gelten für den Knotenpunkt K2
("nach"). Der größere der beiden Ströme I3 und I4 wird mit Ik"2 angegeben.
Ik"1 = max (I1 , I2)
Ik"2 = max (I3 , I4)
Ermittlung von Ik "1 und Ik "2 bei Verbindungen
Bei Transformatoren wird derselbe Ansatz wie bei Verbindungen gemacht. Auch hier werden die Ströme Ik"1
und Ik"2 ermittelt, die in dem Zweig beim Knotenpunkt auftreten können. Bei Transformatoren sind diese Werte
wichtig, weil es sich um die höchsten Ströme handelt, die in den Transformatoranschlusskabeln auftreten
können.
Außerdem wird der Strom Imax berechnet. Bei Imax handelt es sich um den größeren der beiden Ströme I2
und I3 (NS-Seite) und damit um den größten Durchgangskurzschlussstrom. In der folgenden Abbildung ist
dargestellt, wie Ik"1, und Ik"2 bei Transformatoren ermittelt werden.
Ik"1
Ik"2
Imax
= max (I1 , I2)
= max (I3 , I4)
= max (I2 , I3)
Ermittlung von Ik "1, Ik "2 und Imax bei Transformatoren
Bei Dreiwicklungstransformatoren wird Imax auf gleiche Weise ermittelt.
220
Zulässige Kurzschlusszeit
Für alle Zweige für die eine Kurzschlussberechnung nach IEC 60909 durchgeführt wird, wird aus Ik,1s und Ik,2s
für die Verbindungen und Transformatoren eine zulässige Kurzschlusszeit tk max berechnet. Für die
Berechnung gelten die nachfolgenden Gleichungen:
Verbindungen:
tmax
= 1 (Sekunde) × (Ik,1s / Ik")²
Transformatoren:
tmax
= 2 (Sekunden) × (Ik,2s / Imax )²
Es bedeuten:
tmax =
Ik,1s =
Ik,2s =
Ik" =
Imax =
Zulässige Kurzschlusszeit
Zulässiger Kurzschlussstrom für 1 Sekunde (Verbindungen)
Zulässiger Kurzschlussstrom (NS-Seite) für 2 Sekunden (Transformatoren)
Maximaler Kurzschlussstrom im Zweig (max(Ik"1, Ik"2))
Maximaler Durchgangskurzschlussstrom (Transformatoren)
Berechnung von asymmetrischen Kurzschlüssen
Neben symmetrischen Kurzschlüssen können auch die nachfolgenden asymmetrischen Kurzschlüsse
berechnet werden: Erdschluss, Zweiphasenkurzschluss und Zweiphasenkurzschluss mit Erdberührung.
Bei der Berechnung wird nach dem Verfahren der symmetrischen Komponenten vorgegangen. Bei diesem
Verfahren wird die Berechnung von asymmetrischen Belastungen im Dreiphasensystem durch eine
Transformation vereinfacht. Das Verfahren ist auch als 0-1-2-Komponenten-Verfahren oder FortescueTransformation bekannt.
Durch die Transformation entstehen aus einem gekoppelten Dreiphasensystem drei nicht gekoppelte
Einphasensysteme. Diese drei Systeme sind wie folgt definiert:
· Mitsystem (Index 1); Symmetrisches Dreiphasensystem mit normaler Phasenfolge (Phasenverschiebung
120°)
· Gegensystem (Index 2); Symmetrisches Dreiphasensystem mit umgekehrter Phasenfolge
(Phasenverschiebung -120°)
· Nullsystem (Index 0); Strom und Spannung gleicher Größe und Phasenlage.
Die Impedanz des Mitsystems (Z1) kann mit einer normal drehenden Speisung gemessen werden. Die
Mitimpedanz entspricht der Betriebsimpedanz.
Die Gegenimpedanz (Z2) kann mit einer umgekehrt drehenden Speisung gemessen werden. Bei allen
statischen Netzkomponenten ist die Gegenimpedanz gleich der Mitimpedanz. Bei Asynchronmaschinen und
zweipoligen Synchronmaschinen ist Z2 ungefähr gleich Z1. Da die IEC 60909 keine Regeln für die
Gegenimpedanz enthält, wird in Vision Z2 = Z1 (unter Berücksichtigung aller Korrekturfaktoren) eingesetzt.
Die Nullimpedanz Z0 kann mit einer einphasigen Speisung gemessen werden. Schwierig ist eine derartige
Messung insbesondere für Kabelverbindungen.
Nach dem Verfahren der symmetrischen Komponenten werden in Vision alle Kurzschluss- und Phasenströme
berechnet.
Unter der Voraussetzung, dass Z2 = Z1 und arg(Z1) ungefähr gleich arg(Z0), gilt für den
· größten Kurzschlussstrom, dass der einphasige Kurzschlussstrom größer als der symmetrische
Kurzschlussstrom ist, als Z1/Z0 > 1
· kleinsten Kurzschlussstrom, dass der einphasige Kurzschlussstrom kleiner als der zweiphasige
Kurzschlussstrom ohne Erdschluss ist, als Z1/Z0 < 0.683.
6.3.2
Berechnung
Vor der Berechnung von asymmetrischen Kurzschlussströmen prüft Vision, ob die Kennzahlen
parallelgeschalteter Transformatoren richtig angegeben sein. Bei nicht richtigen Parallelschaltungen gibt Vision
eine Fehlermeldung. Die Berechnung wird dann nicht durchgeführt.
221
IEC 60909
Eine Berechnung nach IEC 60909 wird ausschließlich für angewählte Knotenpunkte und Zweige durchgeführt.
Die Berechnung nach IEC 60909 wird wie folgt durchgeführt:
· Auswahl des Knotenpunktes bzw. des Zweiges, für den die Berechnung nach IEC 60909 durchgeführt
werden soll
· Eingabe von Berechnung | IEC (60)909
· Eingabe der Methode: IEC 909 oder IEC 60909
· Eingabe der Kurzschlussart: symmetrisch, Erdschluss, Zweiphasenkurzschluss, Zweiphasenkurzschluss
mit Erdberührung
· Eingabe der Optionen
· Verlassen des Menüs mit Ok
Bei der Darstellung der Ergebnisse, wird nach Berechnungen nach IEC 909 zwischen Berechnungen für einen
Knotenpunkt oder mehrere Knotenpunkte und/oder Zweige unterschieden. Wenn lediglich ein Knotenpunkt
angewählt ist, werden alle im Netz auftretenden Ströme in Zweigen und Elementen berechnet und als Beitrag
zum Kurzschlussstrom am angewählten Knotenpunkt betrachtet.
Für jeden angewählten Knotenpunkt werden für die einzelnen Kurzschlussarten die folgenden Werte
berechnet:
· symmetrisch
Sk", Ik", ip, Zi, R/X und tmax
· Zweiphasenkurzschluss
Ik"a,b,c , ip
· Zweiphasenkurzschluss mit Erdberührung
Ik"a,b,c , Ik"e
· Erdschluss
Ik"a,b,c , Ik"e, ip
Für jeden angewählten Zweig werden für die einzelnen Kurzschlussarten die folgenden Werte berechnet:
·
symmetrisch
tk max , Imax , Ik"von, Ik" nach
·
Zweiphasenkurzschluss
tk max , Imax , Ik"a,b,c von, Ik"a,b,c nach
·
Zweiphasenkurzschluss mit Erdberührung
tk max , Imax , Ik"a,b,c von, Ik"a,b,c nach
·
Erdschluss
tk max , Imax , Ik"a,b,c von, Ik"a,b,c nach
Mit der Taste F9 wird die vorhergehende Berechnung wiederholt. Meistens gebraucht man dies in einer
Empfindlichkeitsanalyse.
6.3.3
Ergebnisse
Netz
Nach der Durchführung einer Berechnung nach IEC 60909 zeigt das System an dem Knotenpunkt, für den die
Berechnung durchgeführt worden ist, ein Fehlersymbol und den berechneten subtransienten Kurzschlussstrom
Ik" an. Gleichzeitig wird für den Knotenpunkt Unenn angegeben. Bei Durchführung einer Berechnung für einen
Zweig wird das Fehlersymbol in der Mitte des Zweiges angezeigt. An den beiden Enden des Zweiges wird der
im Zweig maximal auftretende Kurzschlussstrom bei einem Kurzschluss in der Nähe des Knotenpunktes
angegeben. Die Stromrichtung wird nicht angezeigt, weil es sich um einen Strom vom Knotenpunkt oder einen
Strom nach dem Knotenpunkt handeln kann.
Wenn eine Berechnung nach IEC 60909 für einen angewählten Knotenpunkt durchgeführt wird, werden im Netz
alle hierzu beitragenden Ströme in Zweigen und Elementen in Ampère (A) angezeigt. Der Kurzschlussstrom
am betreffenden Knotenpunkt wird in kA angegeben.
Farbe
Die nachfolgenden Knotenpunkte und Zweige können farbig angezeigt werden:
·
Knotenpunkte, bei denen Ik" / Ik"th < Ik" / Ik" th niedrig
·
Knotenpunkte, bei denen Ik" / Ik"th > Ik" / Ik" th hoch
·
Nicht mit einer Einspeisung verbundenen Komponenten.
222
Die Grenzwerte für Ik"/Ik th niedrig und Ik"hoch werden in Optionen, mit Berechnung | Grenzen und die Farben
in Optionen, mit Berechnung | Allgemeines eingeben.
Nachstehend wird dargestellt, welche Möglichkeiten zur Anzeige und Ausgabe von Ergebnissen bestehen.
Berechnung
Mit Ergebnis | Allgemeines wird ein Überblick über die Ergebnisse für alle Knotenpunkte und Zweige
gegeben, für die eine Berechnung nach IEC 60909 durchgeführt worden ist. Die Ergebnisse werden für die
Knotenpunkte und die Zweige in zwei unterschiedlichen Listen angezeigt.
Die Ergebnisse für Knotenpunkte:
Situation
Maximaler oder minimaler Kurzschlussstrom
Knotenpunkt Name des Knotenpunkts
Unenn
Nennspannung des Knotenpunkts
Ik"
Subtransienter Kurzschlussstrom
ip
Stoßkurzschlussstrom (k * Ö2 * Ik")
R/X
R/X-Verhältnis der Netzimpedanz am Knotenpunkt
Sk"
Subtransiente Kurzschlussleistung (Ik" * Ö3 * Unenn)
Zi
Netzimpedanz am Knotenpunkt
Die Werte von Ri und XI werden nicht verwendet um das R/X-Verhältnis zu berechnen. Die Werte von Ri und Xi
sind die Komponenten der komplexen Impedanz Zi auf der Kurzschluss-Standort, wobei berechnet nach:
Zi = cmax * Unom
k
”
Das R/X-Verhältnis, dient zur Berechnung der Stoßkurzschlussstrom. Die Berechnung verwendet das 20HzVerfahren nach IEC 60909.
Die Ergebnisse für Zweige:
Situation
Maximaler oder minimaler Kurzschlussstrom
Von
Name des Knotenpunktes "von"
Nach
Name des Knotenpunktes "nach"
Art
gibt an, ob der Zweig ein Transformator ist
tk max
Zulässige Kurzschlusszeit
Ik">
Maximaler Kurzschlussstrom im Zweig hinter dem Knotenpunkt
Imax
Maximaler Durchgangskurzschlussstrom NS-Seite (nur bei Transformatoren)
Ik"<
Maximaler Kurzschlussstrom im Zweig vor dem Knotenpunkt
Einzelheiten
Bei Eingabe von Ergebnis | Einzelheiten werden in einem Menü für die angewählten Komponenten
detaillierte Ergebnisse angegeben. Wenn mehrere Komponenten angewählt sind, können mit < und > die
weiteren Komponenten zur Anzeige gebracht werden. Auch kann man mit der Maus im Menü klicken, um
durch das Netz zu "wandern".
Wenn keine Berechnung nach IEC 60909 für den Knotenpunkt durchgeführt worden ist, fehlt das Fehlersymbol
und wird für den Knotenpunkt lediglich Unenn angezeigt.
Wenn eine Berechnung nach IEC 60909 für nur einen Knotenpunkt durchgeführt worden ist, wird für Elemente
und Zweige der Strom in A angezeigt.
Aufbewahren
Die Ergebnisse einer Berechnung können zum Vergleich aufbewahrt werden. Man drückt auf Ergebnis |
Aufbewahren.
Graph
Die Anzeige des Kurzschlussstroms als Balkendiagramm ist für angewählte Knotenpunkte und Zweige mit
Ergebnis | Graph möglich. Die in der Graphik enthaltenen Knotenpunkte und Zweige werden entsprechend
den Vorgaben im Menü sortiert. Am Ende des Balkens wird der Strom angezeigt.
223
Wenn Sie einen Balken im Balkendiagramm anklicken, gehen Sie direkt zum Objekt im Graphischen Editor.
Die Ergebnisse können mit den aufbewahrten Ergebnisse verglichen werden. Dafür gebraucht man das Item
"Gespeichert".
Exportieren
Die Ergebnisse können Exportiert werden zu Excel, mit: Ergebnisse | Exportieren. Ein festes Format für
Knotenpunkte, Zweige und Elemente.
6.4
IEC 909
Die Berechnung von Kurzschlussströmen nach IEC ist in den nachstehenden Normen und Berichten
beschrieben:
IEC 909
Internationale Norm
Berechnung von Kurzschlussströmen in Drehstromnetzen
Erste Ausgabe 1988; zweite Ausgabe 1989
IEC 909-1
Technischer Bericht
Teil 1: Berechnung von Kurzschlussströmen in Drehstromnetzen; Faktoren
Erste Ausgabe 1991-10
IEC 909-2
Technischer Bericht
Teil 2: Elektrische Betriebsmitteldaten für Kurzschlussberechnungen nach IEC 909 (1988)
Erste Ausgabe 1992-08
Für mehr Info, sehen Sie: IEC 60909
6.5
Fehler Sequentiell
6.5.1
Allgemeines
214
.
Mit der sequentiellen Fehleranalyse können bestimmte Fehler berechnet und analysiert werden. In
aufeinanderfolgenden Schritten (Sequenzen) können mehrere Fehler (in der Form von Fehlerimpedanzen)
sowohl auf Knotenpunkten als auch in Kabeln, Verbindungen und Elemente angebracht werden. Damit ist es
möglich, mehrfache Fehler, besonders den Doppelerdschluss, zu berechnen. Auch können Schalter in einem
Zweig oder Element geöffnet werden. Bei jedem Schritt werden alle Ströme und Spannungen im Netz
ermittelt.
Bei der sequentiellen Fehleranalyse arbeitet Vision mit einem Ausgleichsstromverfahren. Das Netz wird,
anders als bei dem in IEC (60)909 vorgesehenen Modell vorgesehen, aktiv simuliert und enthält Lasten,
Kapazitäten von Verbindungen und Querverbindungen.
Die nächste Abbildung zeigt ein einfaches Vision-Netz mit drei Knotenpunkten. Knotenpunkt 1 ist mit der
Netzeinspeisung und Knotenpunkt 3 mit einer Last (Generator und Motor) verbunden. An Knotenpunkt 2
besteht ein symmetrischer Fehler mit der Fehlerimpedanz Rf + jXf.
224
Vision-Netz mit Fehler am Knotenpunk t K2
Für die sequentielle Fehleranalyse wird das Netz nachgebildet, wie in der folgenden Abbildung angegeben:
Modell des Netzes für die sequentielle Fehleranalyse
Netzeinspeisung, Generator und Motor werden als Stromquelle mit Querimpedanz (Norton-Äquivalent)
behandelt. Vor Ausführung der Fehleranalyse wird durch eine Lastflussberechnung der Grundzustand ermittelt.
Die Bestimmung von R und X für die einzelnen Komponenten ist in "Komponenten und Parameter"
beschrieben.
Der symmetrische Fehler an Knotenpunkt K 2 wird durch die Impedanz Rf + jXf wiedergegeben.
Mit der sequentiellen Fehleranalyse wird der subtransiente Kurzschlussstrom Ik" für die einzelnen
Fehlerstellen berechnet. Im Anschluss werden alle Spannungen sowie Ströme in Zweigen und Elementen
ermittelt. Die Ströme und Spannungen können sowohl als komplexe Zahl, als auch absolut für die einzelnen
Phasen (a, b, c) oder die einzelnen Systeme (Nullsystem, Mitsystem, Gegensystem) angezeigt werden.
Alle Spannungen werden als Phasenspannungen angegeben.
6.5.2
Berechnung
Fehler sequentiell
Mit Fehler sequentiell kann eine sequentielle Fehleranalyse durchgeführt werden. Für die Analyse gelten die
nachstehenden Vorgaben:
· Eine sequentielle Fehleranalyse beginnt immer mit Start (Schritt 0)
· In jedem Schritt wird
o ein Fehler an einem Knotenpunkt eingegeben oder
o ein Fehler in einer Verbindung eingegeben oder
o ein Fehler in einem Element eingegeben oder
o ein Schalter geöffnet.
Bei jedem Schritt werden alle Knotenpunktspannungen sowie die Ströme in Zweigen und Elementen neu
berechnet.
Nachstehend werden die Funktionen von Berechnungen | Fehler sequentiell näher beschrieben.
Start
Mit Start werden die Spannungen an allen Knotenpunkten vor Anbringen eines Fehlers ermittelt. Die
Ermittlung erfolgt durch eine Lastflussberechnung. Bei dieser Berechnung werden die zuletzt angegebenen
Optionen (Periode, Inselmodus) berücksichtigt; dies ist der Grundzustand. Die Transformatorregelungen sind
ausgeschaltet. Die Shuntregelungen sind eingeschaltet.
Gleichzeitig wird geprüft, ob die Kennzahlen der Transformatoren nicht im Widerspruch steht.
Mit dem Start beginnt Schritt 0 des Programmablaufs.
Eine sequentielle Fehleranalyse wird wie folgt gestartet:
225
·
Eingabe von Berechnungen | Fehler sequentiell | Start
Fehler
Mit Fehler kann an einem Knotenpunkt oder in einer Verbindung ein Fehler angebracht werden. Es können
die Fehlerimpedanzen zwischen Phasen (Zpp) und zwischen Phasen und Erde (Zpe) eingegeben werden. Bei
Verbindungen kann der Fehlerabstand eingegeben werden. Bei Verbindungen, die aus unterschiedlichen
Kabelarten bestehen, wird bei der Ermittlung der Impedanz an der Fehlerstelle von einer homogenen Verteilung
der Impedanz in der Verbindung ausgegangen.
An jedem Knotenpunkt und in jeder Verbindung ist nur ein einziger Fehler möglich. Im Netz können aber
mehrere Fehler angebracht werden.
Ein Fehler an einem Knotenpunkt, in einer Verbindung oder in einem Element wird wie folgt eingegeben:
· Anwahl des entsprechenden Knotenpunktes oder der entsprechenden Verbindung
· Eingabe von Berechnungen | Fehler sequentiell | Fehler
· Auswahl der Kurzschlussart sowie gegebenenfalls Eingabe einer Fehlerimpedanz und bei Verbindungen
eines Fehlerabstands
· Verlassen des Menüs mit Ok
Öffnen Schalter
Mit Berechnung | Fehler sequentiell | Öffnen Schalter können die Schalter in jeder Phase geöffnet
werden.
Das Öffnen eines Schalters wird wie folgt eingegeben:
· Anwahl des entsprechenden Zweiges oder Elements
· Eingabe von Berechnungen | Fehler sequentiell | Öffnen Schalter
· Auswahl der Seite sowie gegebenenfalls Eingabe einer Phase
· Verlassen des Menüs mit Ok
Mit der Taste F9 wird die vorhergehende Berechnung wiederholt. Meistens gebraucht man dies in einer
Empfindlichkeitsanalyse.
6.5.3
Ergebnisse
Im Schritt 0 entsprechen die Ergebnisse den Ergebnissen einer Lastflussberechnung.
Alle Spannungen werden als Phasenspannungen angegeben.
Ab Schritt 1 werden die Ergebnisse entsprechend der nachstehenden Beschreibung angezeigt.
Netz
Nach jedem Schritt einer sequentiellen Fehleranalyse werden an jedem Knotenpunkt die Phasenspannungen
(a, b, c) oder Komponentenspannungen (0,1,2) angezeigt. Bei Verbindungen wird der maximale Strom in der
Mitte der Verbindung angegeben, während bei Transformatoren der Strom auf der HS-Seite und der NS-Seite
angezeigt wird. An dem Knotenpunkt, an dem der Fehler angebracht ist, wird für jede Phase des Systems
ebenfalls der berechnete Wert Ik" angezeigt.
Farbe
Die nachfolgenden Knotenpunkte und Zweige können in Farbe angezeigt werden.
· Knotenpunkte mit (min(UKnotenpunkt a,b,c ) * 3) < UKnotenpunkt niedrig
· Knotenpunkt mit Fehlerstrom
· Verbindung mit Fehlerstrom
· Teile eines Inselnetzes
Der Grenzwert für UKnotenpunkt niedrig kann in Optionen, über Berechnung | Grenzen eingegeben werden. Die
Farbe wird in Optionen, mit Berechnung | Allgemeines eingegeben.
Berechnung
Bei Eingabe von Ergebnisse | Allgemeines wird ein Überblick über die berechneten Schritte gegeben.
226
Einzelheiten
Bei Eingabe von Ergebnis | Einzelheiten werden für die angewählte Komponente in einem Menü detaillierte
Ergebnisse angezeigt. Auch kann man mit der Maus in das Menü klicken, um durch das Netz zu "wandern".
Nach einem Berechnung deuten Pfeile im Detailübersicht die Stromrichtung an der Position eines
richtungsempfindlichen Stromschutzrelais. Hierunter ist ein Beispiel mit zwei solchen Stromschutzrelais.
Wenn ein Knotenpunkt gezeigt wird, ist auch der Knopf Graphik verfügbar, womit man die Vektordiagramme
von Strömen und Spannungen sehen kann.
Aufbewahren
Die Ergebnisse einer Berechnung können zum Vergleich aufbewahrt werden. Man drückt auf Ergebnis |
Aufbewahren.
Graph
Die Anzeige von Spannung und Strom als Balkendiagramm ist für angewählte Knotenpunkte und Zweige mit
Ergebnis | Graph möglich. Die in der Graphik enthaltenen Knotenpunkte und Zweige werden entsprechend
den Vorgaben im Menü sortiert. Am Ende des Balkens werden Spannung und Strom angezeigt.
Wenn Sie einen Balken im Balkendiagramm anklicken, gehen Sie direkt zum Objekt im Graphischen Editor.
Die Ergebnisse können mit den aufbewahrten Ergebnisse verglichen werden. Dafür gebraucht man die
Optionen "Gespeichert".
Exportieren
Die Ergebnisse können Exportiert werden zu Excel, mit: Ergebnisse | Exportieren. Ein festes Format für
Knotenpunkte, Zweige und Elemente.
6.6
Harmonischen
Das Harmonischen Analysemodul gibt Einblick im Verhalten der Flüsse und der Spannungen bei höheren
Frequenzen im Netz. Drei Funktionen sind zur Verfügung gestellt worden: der Harmonische Lastfluß, die
227
Berechnung des Impedanzspektrums und die Berechnung der Tonfrequenz-Rundsteuerung.
· Mit dem Harmonischen Lastfluß können die Konsequenzen der harmonischen Quellen auf den
harmonischen Spannungen und der Verzerrung studiert werden.
· Mit dem Impedanzspektrum können die möglichen Resonanzen im Netz analysiert werden.
· Mit der Rundsteuerungsberechnung kann die Propagation der Tonfrequenz-Signalen analysiert werden.
6.6.1
Harmonischen: Allgemeines
Harmonischen treten in allen Elektrizität Netzen auf, resultierend aus nicht linearen harmonischen Quellen,
wie Gleichrichtern und Konvertern. Analyse des Netzes bei höheren Frequenzen ermöglicht die Verzerrung der
Ströme und der Spannungen resultierend aus diesen Quellen zu studieren.
Das Harmonischen Analysemodul ist auf einem symmetrischen Dreiphasensystem mit balancierten
harmonischen Quellen basiert. In solchem Netz treten nur Frequenzen der ungeraden harmonischen Zahlen
auf. Die harmonischen Mehrfachen von 3 bestehen nur im Nullsystem und treten nicht in den balancierten
Netzen mit balancierten Quellen auf.
Alle Netzkomponente wie Kabel, Lasten, Motoren, Kondensatoren und Spulen sind für höhere Frequenzen
modelliert worden. Nicht lineare Quellen sind als Stromeinspeisungen an den Lasten modelliert worden.
Shuntkondensatoren können als Teil eines R-L-C Filters modelliert werden, spezifiziert durch Frequenz und
Qualitätsfaktor.
Das Harmonischen Analysemodul gibt Einblick im Verhalten der Flüsse und der Spannungen bei höheren
Frequenzen im Netz. Drei Funktionen sind zur Verfügung gestellt worden: der Harmonische Lastfluß, die
Berechnung des Impedanzspektrums und die Berechnung der Tonfrequenz-Rundsteuerung.
· Mit dem Harmonischen Lastfluß können die Konsequenzen der harmonischen Quellen auf den
harmonischen Spannungen und der Verzerrung studiert werden.
· Mit dem Impedanzspektrum können die möglichen Resonanzen im Netz analysiert werden.
· Mit der Rundsteuerungsberechnung kann die Propagation der Tonfrequenz-Signalen analysiert werden.
6.6.2
Harmonischen: Modell
Das harmonische Verfahren beeinflußt die Netzmodelle der Kabel, der Linien, der Transformatoren und aller
Elemente. Die harmonische Stromeinspeisung ist als Teil einer Netzlast modelliert worden.
Die harmonische Berechnung folgt zwei nachfolgenden Schritten:
· Ausgangslastflußberechnung, die komplexen Spannungen für die Grundfrequenz feststellend
· Berechnung auf linearisierten System für alle harmonischen Frequenzen.
Die harmonische Modelle der folgenden Netzkomponenten werden kurz beschrieben:
· Kabel, Verbindung und Drosselspule
· Transformator
· Dreiwicklungstransformator
· Netzeinspeisung
· Last
· Querkondensator
· Filter
· Querspule
· Synchronmaschine
· Asynchronmaschine
Kabel, Verbindung und Drosselspule
Das Kabel und die Verbindung sind mit einer langen Linie Modell (Distributed Parameter) modelliert worden.
228
In diesen Gleichungen stellt Zc den charakteristischen Impedanz dar und q stellt den charakteristischen
Winkel dar:
Mit:
R
L
G
C
l
h
w
:
:
:
:
:
:
:
Widerstand in Ohm/km
Induktanz in H/km
Shuntwiderstand in S/km
Kapazität in F/km
Länge in km
harmonische Ordnungszahl
Systemfrequenz in rad/s
Wenn C = 0 wird die Impedanz berechnet wie: Z(h) = R + jhX.
Die Elemente der Admittanzmatrix folgen aus:
y1 = y2 = Y1 / Ybase = Y1 × Zbase [pu]
y12 = Y12 / Ybase = Y12 × Zbase
[pu]
Die Elemente der Admittanzmatrix für Drosselspule sind:
Transformator
Die Wicklungskonfiguration und eine Phasenverschiebung sind im komplexen Transformatorverhältnis
eingeschlossen. Die Uhrzahl ist eine Ganzzahl von 0 bis 11 und stellt den Wicklungskonfigurationseffekt dar.
Die Phasenverschiebung ist in Graden spezifiziert worden. Die folgenden Gleichungen beantragen einen
Transformator mit einem Stufenschalter auf der Primärseite.
Die Impedanzen des Mitsystems folgen aus:
229
Dreiwicklungstransformator
Das Modell ist dem normalen Transformatormodell ähnlich.
Die Impedanzen des Mitsystems folgen aus:
Netzeinspeisung
Die Netzquelle ist als konstante Spannungsquelle hinter einem Kurzschlußwiderstand modelliert worden. Die
Reaktanz ist eine Funktion der Mitreaktanz und der Frequenz.
Last
Die Last ist eine Kombination einer harmonischen Quelle und des harmonischen Impedanzes. Es gibt viele
Weisen, die harmonische Last zu modellieren. Das gewählte Modell reflektiert eine typische Städtische Last.
Zlast (h) = R50 + jhX50
Ylast (h) = 1 / Zlast (h)
Mit:
In per-unit:
Die Lastimpedanz kann ein- oder ausgeschaltet werden im Berechnung.
Querkondensator
Der Querkondensator ist ein Shuntelement. Sein Admittanz wird von der Kapazität errechnet.
230
Filter
Die Kondensatorbank kann in einem R-L-C Filter integriert werden. Um so zu tun, müssen die Filterfrequenz
und der Filterqualitätsfaktor spezifiziert werden. Die Kondensatorgröße wird bereits in Mvar oder in mF
spezifiziert. Die Induktion und der Widerstand folgen von der Filterfrequenz und vom Qualitätsfaktor.
Von der Blindleistung des Kondensators bei nominaler Frequenz (Qc) wird die Reaktanz bei Grundfrequenz
errechnet:
Mit h f das Quotient von Filterfrequenz und nominale Systemfrequenz.
Die Reaktanz der Spule bei nominaler Systemfrequenz ist:
Die Widerstand wird berechnet vom Qualitätsfactor q (meistens zwischen 20 und 30).
Die Filteradmittanz für eine harmonische Frequency mit Ordnungszahl h ist:
Querspule
Die Querspule ist ein Shuntelement. Sein Admittanz wird von seiner Induktion errechnet. Der Admittanz ist:
Synchronmaschine
Die Synchronmaschine ist eine Last für harmonische Frequenzen. Das Modell ist:
Wo rgen,50 der fiktive Generatorwiderstand ist, verwendet in den Kurzschlußberechnungen. Das Reaktanz
xgen,50 ist nicht dasselbe wie die gesättigte sub-transient Reaktanz (xd " sat ), verwendet in den
Kurzschlußberechnungen, aber das normale sub-transient Reaktanz xd " .
Asynchronmaschine
Das Asynchronmaschinemodell folgt von:
Mit:
RM
a
b
: Motorkurzschlusswiderstand
: 0.45
: 0.55
231
Der Impedanz für harmonische Frequenzen folgt von:
Mitsystem:
Gegensystem:
Und der Reaktanz:
6.6.3
Harmonischen: Berechnung
Das Harmonischen Analysemodul gibt Einblick im Verhalten der Flüsse und der Spannungen bei höheren
Frequenzen im Netz. Zwei Funktionen sind zur Verfügung gestellt worden: der Harmonische Lastfluß und die
Berechnung des Impedanzspektrums.
· Mit dem Harmonischen Lastfluß können die Konsequenzen der harmonischen Quellen auf den
harmonischen Spannungen und der Verzerrung studiert werden.
· Mit dem Impedanzspektrum können die möglichen Resonanzen im Netz analysiert werden.
Die Lastimpedanz kann bei der Berechnung ein- oder ausgeschaltet werden, mit: "Lastimpedanz mitnehmen".
Harmonische Lastfluß
Die harmonische Berechnung folgt zwei nachfolgenden Schritten:
· Ausgangslastflußberechnung, die komplexen Spannungen für die Grundfrequenz feststellend
· Berechnung auf linearisierten System für alle harmonischen Frequenzen.
Die Ergebnisse vom harmonische Lastfluß können zu einer Norm validiert werden. Die maximalen Werte für
jede Frequenz ist definiert in der Types.xls. Beim anruf der harmonischen Lastfluss wählt der Benutzer die
gewünschte Norm.
Nicht-lineare Komponente sind harmonische Quellen für das Netz. Der harmonische Lastfluß wird nur
errechnet, wenn harmonische Quellen spezifiziert worden sind. Die nicht-linearen Quellen sind als
Stromeinspeisungen modelliert worden, spezifiziert mit den Lasten.
Folgendes Diagramm zeigt die harmonischen Ströme für einen Gleichrichter. Die harmonischen Ströme sind
eine Funktion der harmonischen Ordnungszahl.
I(h) = I50Hz / h
Die harmonischen Ströme sind als Prozentsätze des Nennlaststromes an Nennfrequenz und an
Nennspannung spezifiziert worden.
232
Alle Stromeinspeisungen werden mit Bezug auf den basis (50/60 Hz) Lastfluss-Spannungswinkel eingespeist.
Der harmonische Lastfluß wird für alle spezifizierten Frequenzen ausgewertet.
Impedanzspektrum
Mit dem Impedanzspektrum können die möglichen Resonanzen im Netz analysiert werden. Das
Impedanzspektrum errechnet den Knotenimpedanz als Funktion der Frequenz. Der komplexe Impedanz wird
für alle Frequenzen zwischen Start- und Stopfrequenz ernrechet.
Das Impedanzspektrum wird für alle angewählten Knotenpunkte errechnet.
Tonfrequenz Rundsteuerung
Der Tonfrequenzberechnung wertet die Ausbreitung den Rundsteuersignalen im Netz. Ein oder mehrere
Rundsteuersender mit unterschiedlichen Frequenzen können modelliert werden. Eine Rundsteuersender kann
auf dem Tab "Specials" eines Knotens definiert werden. Die Attribute sind:
· Frequenz: Rundsteuerfrequenz (Hz)
· U: Spanning des Rundsteuersignals, bezogen auf der Nennspannung (%)
· Winkel: Winkel des Rundsteuersignals, bezogen auf die aktuelle Spannung (Grad)
233
Die Berechnung verwendet die positive Sequenznetzdaten und berechnet die Rundsteuerspannungen über das
gesamte Netzwerk. Die Ergebnisse werden grafisch und in Tabellen dargestellt.
Die Berechnung benutzt entweder das Standard-Lastmodell oder ein Frequenz-unabhängig Lastmodell.
· In dem Standard-Lastmodell ist die Reaktanz linear abhängig von der Frequenz:
Zload (h) = R50 + jhX50
mit:
R50, X50: Lastimpedanz am Nennfrequenz.
· In dem Frequency-unabhängigen Lastmodell ist die Impedance wie folgt:
ZTF = U2 / (KN × S)
Zload (h) = ZTF × ( cos(FN) + j sin(FN) )
mit:
KN: Lastfaktor, hält die gleichzeitige Änderung (Verringerung oder Erhöhung) den Leistungen (real und
reaktiv) aller Lasten in dem Netz
FN: Lastwinkel, in Grad (0 Grad ist reiner Wirkwiderstand, 90 degrees ist reine induktive Last)
U: Lastflussspannung (kV)
S: Scheinleistung (MVA).
6.6.4
Harmonischen: Ergebnisse
Harmonische Lastfluß
Das harmonische Lastflußresultat kann in drei Möglichkeiten ausgewertet werden:
· im one-line Diagramm
· in den Details-Formel
· im Blockdiagramm
Die RMS-Spannungen und Ströme werden wie folgt erweitert:
234
Die Total Harmonic Distortion (THD) wird wie folgt erweitert:
One-line Diagramm
Nach einer erfolgreichen Berechnung werden die Effektivwerte (RMS) der Spannungen und die Totalcerzerrung
(THD) auf den Knotenpunkten in der Ansicht dargestellt. Für allen Zweige werden die Effektivwerte der Ströme
und die THD in der Ansicht dargestellt.
Ergebnisse, Einzelheiten
Im Details-Formel sind dargestellt:
· Knotenpunkte: RMS-Wert und THD; nachdem Klicken auf der Detail-Taste:
o Harmonische Spannungen in V und als Prozentsatz der Nennspannung
· Zweige: RMS-Wert und THD; nachdem Klicken auf der Detail-Taste:
o Harmonische Ströme in A
· Elemente: RMS-Wert und mittlere Leistung (Pav); nachdem Klicken auf der Detail-Taste:
o Harmonische Ströme in A; für Lasten ist die harmonische Einspeisung eingeschlossen.
Blockdiagramm
Für alle angewählten Knotenpunkte können ihre harmonischen Spannungen in einem Balkendiagramm
dargestellt werden mit: Ergebnisse | Graph | Einzelheiten. Wenn der Benutzer angegeben hat, dass die
Ergebnisse der Norm überprüft sollten, werden die normativen Maximalwerte im Balkendiagramm gezeichnet
als dreieckigen Symbolen.
Für alle ausgewählten Zweigen und Elementen werden die Ströme dargestellt.
235
Impedanzspectrum
Für alle angewählten Knotenpunkte kann ihr Impedanzspektrum dargestellt werden. Dieses kann nur
graphisch dargestellt werden mit: Ergebnisse | Graph | Einzelheiten.
· R: Widerstand als Funktion der Frequenz
· X: Reaktanz als Funktion der Frequenz
· Z: Absolutwert des Impedanzes als Funktion der Frequenz
· R&X: Widerstand und Reaktanz als Funktion der Frequenz
· R/X: Widerstand und Reaktanz als komplexes Vektordiagramm
236
6.7
Kosten
6.7.1
Allgemeines
Die Ermittlung von Kosten für das Netz und Wirtschaftlichkeitsvergleiche zwischen Netzalternativen sind nicht
einfach. Dennoch ist es möglich, die zu erwartenden Kosten mit vertretbarer Genauigkeit zu ermitteln. Bei
Vision erfolgt die Kostenberechnung durch Bewertung der Netzverluste.
Netzverluste
Die Netzverluste gliedern sich in Energieverluste (kWh) und Leistungsverluste (kW). Die zukünftigen Kosten
der Netzverluste können als Barwert auf das Investitionsjahr zurückgerechnet werden. Die Ermittlung und
Bewertung der Netzverluste über einen bestimmten Zeitraum werden nachstehend näher erläutert.
Die in den Formeln verwendeten Symbole sind nachstehend definiert:
Pb
Maximale Belastung (kW)
Pv
Verluste bei maximaler Belastung = 3 * Imax ² * Rac (kW) ohne Eisenverluste
Pnull
Transformator Eisenverluste (kW)
Tb
Betriebszeit der maximalen Last
Tv
Verlustbetriebsstunden (h/Jahr )
lf
Lastfaktor zur Ermittlung von Tv (0,2 nach Berry, 0,15 <= lf <= 0,3 nach Epri)
n
Zeitraum (Jahre)
Dp
Leistungspreis (Valuta/kW)
De
Arbeitspreis (Valuta/kWh)
i
Realzins (Marktzins - Inflation) (%/Jahr )
a
Wachstum Pb (%/Jahr )
b
Wachstum Tb (%/Jahr )
c
Wachstum De (%/Jahr )
237
d
Wachstum Dp (%/Jahr )
Energiekosten
Die Energiekosten der Verluste im ersten Jahr betragen:
EP
= Pv × Tv × De + Pnull × De
In Vision wird Tv wie folgt aus Tb ermittelt:
Tv
= lf × Tb + (1-lf ) × Tb² / 8760 h
so dass die Energiekosten ausgedrückt werden können als:
[1]:
EP = Pv × (lf × Tb + (1-lf ) × T b² / 8760 h) × De + Pnull × De
Leistungskosten
Die Leistungskosten der Verluste für das erste Jahr betragen:
[2]:
LP = Pv × Dp + Pnull × Dp
Gesamte Verlustkosten
Der Gesamtverlust P im ersten Jahr betragen:
[1]+[2]: EKosten = Pv × ((lf × Tb + (1-lf ) × T b² / 8760 h) × De + Dp) + Pnull × ( De + Dp )
Wenn diese Kosten am Ende des Jahres bezahlt werden, ergibt sich der Barwert
[3]:
EKosten = { Pv × ((lf × Tb + (1-lf ) × T b² / 8760 h) × De + Dp) + Pnull × ( De + Dp ) } /(1+ i /100%)
Wenn der bewertete Verlust EKosten über einen Zeitraum von mehreren Jahr en betrachtet wird, kann ein
mögliches Wachstum der Belastung (a), der Betriebszeit der maximalen Belastung, des Arbeitspreises und
des Leistungspreises berücksichtigt werden. Eine Aufteilung des Wachstums in Belastung, Betriebszeit,
Arbeitspreis und Leistungspreis mag als zu übertrieben erscheinen, jedoch ist eine unterschiedliche
Behandlung sinnvoll.
Die Wachstumsraten, gehen exponentiell in die Berechnung ein. Es sollten deshalb kleine, realistische
Wachstumsraten verwendet werden. Bei einem jährlichen Wachstum um z.B. 3 % per Jahr ergeben sich die
folgenden Faktoren:
Jahr
5
10
15
20
25
Faktor
1,16
1,34
1,56
1,81
2,09
Wachstumsraten sollten aus den Endwerten berechnet werden, damit das Wachstum realistisch angesetzt
wird.
Die Wachstumsfaktoren a, b, c und d werden in Vision in die drei Wachstumskoeffizienten Qe 1, Qe 2 und Q p
umgerechnet. Qe 1 und Qe 2 beziehen sich auf die Energiekosten und Qp auf die Leistungskosten. Qe 1, Qe 2
und Qp werden wie folgt ermittelt:
Qe 1
= (r^n -1) / (r-1)
mit: r = (1 + a/100)^2 * (1 + c/100%) * (1 + b/100%) / (1 + i/100%)
Qe 2
= (r^n -1) / (r-1)
mit: r = (1 +a/100%)^2 * (1 +c/100%) * (1 +b/100%)^2 / (1 + i/100%)
Qp
= (r^n -1) / (r-1)
mit: r = (1 + a/100%)^2 * (1 + d/100%) / (1 + i/100%)
Wenn Qe 1, Qe 2 und Qp in die Gleichung [3] übernommen werden, ergibt sich der Barwert der bewerteten
Netzverluste für einen Zeitraum von n Jahren zu:
EKosten = { Pv × (lf × Tb × De × Qe 1 + (1-lf ) × Tb² × De × Qe 2 / 8760 h + Dp × Qp) + Pnull × ( De + Dp ) × Qp } /(1 +i/100%)
238
6.7.2
Berechnung
Vor Durchführung einer Berechnung prüft Vision, ob alle Netzkomponenten und Netzteile mit einer
Netzeinspeisung verbunden sind. Nicht verbundene Komponenten und Netzteile werden farbig als Inseln
angezeigt.
Kosten
Kosten Eine Kostenrechnung wird wie folgt durchgeführt:
· Eingabe vom Endjahr mit: Start | Zeit | Jahr
· Eingabe von Berechnen | Kosten
Keine weitere Eingabedaten sind nötig.
6.7.3
Ergebnisse
Berechnung
Bei Eingabe von Ergebnisse | Allgemein wird eine Übersicht über die Ergebnisse angegeben.
Einzelheiten
Bei Eingabe von Ergebnis | Einzelheiten werden in einem Menü für die angewählten Komponenten
detaillierte Ergebnisse angezeigt. Wenn mehrere Komponenten angewählt sind, können mit < und > weitere
Komponenten zur Anzeige gebracht werden. Auch kann man mit der Maus ins Menü klicken, um durch das
Netz zu "wandern".
Graph
Die Anzeige von Kosten als Balkendiagramm ist für angewählte Komponenten mit Ergebnis | Graph möglich.
Die in der Graphik enthaltenen Komponenten werden entsprechend den Vorgaben im Menü sortiert. Am Ende
des Balkens werden die Kosten angezeigt.
Wenn Sie einen Balken im Balkendiagramm anklicken, gehen Sie direkt zum Objekt im Graphischen Editor.
6.8
Zuverlässigkeit
6.8.1
Allgemeines
Die Zuverlässigkeitsberechnung eignet sich dazu, die Zuverlässigkeitskennzahlen von häufig vorkommenden,
vermascht und radial betriebenen MS-Netzkonfigurationen zu berechnen.
Diese Funktion berücksichtigt folgende Faktoren:
· Fehler erster Ordnung (einfacher Fehler an einer Komponente)
· Fehler erster Ordnung + Versagen der Schutz
· Common-Cause-Fehler
· Instandhaltung + Fehler, wenn Instandhaltung allein nicht zur Nichtverfügbarkeit der Erzeugung bzw.
Belastung führt
6.8.2
Ausgangspunkte
Kurz zusammengefaßt sind im funktionellen Entwurf die folgenden Ausgangspunkte definiert:
· Die Zuverlässigkeitsberechnung führt keine Kurzschlußberechnungen aus; jeder Fehler führt zur
Abschaltung des jeweiligen Netzteils, und es wird nicht zwischen Einphasen- und Dreiphasen-Fehlern
unterschieden.
· Der Ausfall von Leistungsschaltern sowie das Versagen von Sicherungen werden auf einfache Weise
mitberücksichtigt.
· Die gesamte Modellierung ist speziell auf MS-Netze abgestimmt.
· Für jede Komponente kann eine Ausfallhäufigkeit eingegeben werden.
239
·
·
·
·
·
·
Das Programm berechnet die NGE (nichtgelieferte Energie), P (Wahrscheinlichkeit der Nichtverfügbarkeit),
F (Häufigkeit der Nichtverfügbarkeit) und D (Dauer der Nichtverfügbarkeit ) für jede einzelne Komponente.
Es wird immer mit einer Störungsteam gerechnet. Die Möglichkeit, zwei oder mehr Störungsteams
einzusetzen, ist im Modell nicht vorgesehen.
Es besteht die Möglichkeit, Common-Cause-Fehler zu berücksichtigen; angenommen wird, daß die zwei
oder mehr Fehler gleichzeitig auftreten; das Auftreten von Common-Cause-Fehler während Instandhaltung
oder Reparaturen wird nicht berücksichtigt.
Die Instandhaltung in vermascht betriebenen Netzen wird berücksichtigt.
Die planmäßige Nichtverfügbarkeit wird außer Betracht gelassen.
Das Programm rechnet nur mit Mittelwerten.
6.8.3
Begriffe
Bei Zuverlässigkeitsberechnungen wird international eine Reihe feststehender Begriffe mit dazugehörigen
Symbolen verwendet. Vollständigkeitshalber sollen hier einige häufig vorkommende Begriffe kurz erläutert
werden.
Eingabedaten:
Zur Ausführung von Zuverlässigkeitsberechnungen müssen die Störungsdaten der verschiedenen
Komponenten bekannt sein. Dazu werden benutzt:
· Ausfallhäufigkeit: die mittlere Zahl der Ausfälle der jeweiligen Komponente auf Jahresbasis
· Reparaturdauer: die mittlere Dauer der Reparatur bzw. des eventuellen Ersatzes der Komponente, wenn
diese ausgefallen ist, in Minuten
· Die Versagenchance: Die Wahrscheinlichkeit, daß ein Leistungsschalter oder eine Schmelzsicherung im
Störungsfall nicht ausschaltet;
Ergebnisse:
Die Ergebnisse nach der Berechnung sind:
· Nichtverfügbarkeitsfrequenz F: die mittlere Zahl der Fälle auf Jahresbasis, in denen eine Komponente nicht
verfügbar ist bzw. ein Abnehmer infolge einer oder mehrerer Störungen nicht mit Energie beliefert werden
kann;
· Nichtverfügbarkeitsdauer D: die mittlere Dauer in Minuten auf Jahresbasis, während derer eine
Komponente pro Ereignis nicht verfügbar ist bzw. infolge einer oder mehrerer Störungen keine Energie
geliefert werden kann;
· Nichtverfügbarkeitsdauer pro Jahr P: die mittlere Dauer auf Jahresbasis, während derer eine Komponente
nicht verfügbar ist bzw. infolge einer oder mehrerer Störungen keine Energie geliefert werden kann;
· Nichtverfügbarkeitswahrscheinlichkeit P: wie der vorige Wert, jedoch ausgedrückt in Prozent, wobei die
'Dauer pro Jahr’ in einen einheitsfreien Faktor umgerechnet ist
· Nichtgelieferte Energie NLE: mittlere Energiemenge auf Jahresbasis, die ein Element infolge von
Störungen nicht liefern oder abnehmen kann
· P*GK: grosskundennichtverfügbarkeitsdauer: produkt von P und Anzahl Grosskunden
· P*KK: kleinkundennichtverfügbarkeitsdauer: produkt von P und Anzahl Kleinkunden
Nichtverfügbarkeit:
Der Begriff der Nichtverfügbarkeit wird definiert als der Zeitanteil, in dem eine Komponente außerplanmäßig
nichtverfügbar ist. Dabei bleibt der Einfluß der planmäßigen Nichtverfügbarkeit (z.B. wenn eine Komponente
infolge von vorsorglichen Instandhaltungsmaßnahmen außer Betrieb ist) unberücksichtigt. Der Einfluß der
vorsorglichen Instandhaltung auf die Nichtverfügbarkeit ist jedoch anwesend im Zusammenhang mit
Ausfallereignissen, die im Laufe von vorsorglichen Instandhaltungsmaßnahmen entstehen.
Gruppen:
Unter einer Gruppe wird eine Gruppe von Netzkomponenten verstanden, die von ein- und demselben Satz von
Absicherungen (Leistungsschalter oder Schmelzsicherung) gesichert bzw. von Netzöffnungen begrenzt
werden. Der Ausfall einer der Komponenten in der Gruppe führt zur Ausschaltung der ganzen Gruppe. Siehe
auch: Gruppe 55 .
Einfacher Fehler:
240
Jeder Fehler wird als ein einzelnes Ereignis betrachtet. Während der Maßnahme zur Behebung eines Fehlers
können keine anderen Fehler an übrigen Komponenten auftreten, mit Ausnahme der nachfolgend behandelten
Doppelfehler. Der Ausfall einer Komponente führt im allgemeinen zur Abschaltung der ganzen Gruppe durch
die selektive Ausschaltung der Sicherung.
Ausfall Leistungsschalter:
Die Zuverlässigkeitsberechnung berücksichtigt den Ausfall von Schutzkomponenten auf zwei Weisen, und
zwar:
· Kurzschluß in einem Leistungsschalter (Ausfall)
· Versagen eines Leistungsschalters während eines Fehlers an einer Netzkomponente (Nichtfunktionieren).
Falls ein Leistungsschalter nicht funktioniert, wird seine/ihre Funktion von einem anderen Leistungsschalter/
einer anderen Schmelzsicherung übernommen. In diesem Fall wird nicht mehr selektiv abgeschaltet.
Common-Cause-Fehler:
Ein Common-Cause-Fehler, d.h. ein Doppelfehler mit gemeinsamer Ursache, verursacht den gleichzeitigen
Ausfall von zwei oder mehr Netzkomponenten. Ein Common-Cause-Fehler wird betrachtet als ein Ereignis,
das sich kennzeichnet durch eine Ausfallhäufigkeit, mit der die zwei oder mehr Komponenten gleichzeitig
ausfallen. Es tritt kein neuer Fehler auf, bis die ausgefallenen Komponenten repariert sind.
Vorsorgliche Instandhaltung:
Wenn Instandhaltungsarbeiten an einer Komponente ausgeführt werden, wird die gesamte Gruppe außer
Betrieb genommen, so daß an allen Komponenten in dieser Gruppe Instandhaltungsarbeiten ausgeführt
werden können. Gleichzeitig mit der Ausführung von Instandhaltungsarbeiten wird davon ausgegangen, daß
Instandhaltungsarbeiten an schaltenden Komponenten ausgeführt werden. Darum ist es nicht unbedingt
erforderlich, Instandhaltungsdaten von schaltenden Komponenten gesondert einzugeben.
6.8.4
Eingabedaten
Die Eingabedaten für Zuverlässigkeitsberechnungen lassen sich in zwei Teile aufgliedern: Die
komponentengebundenen Eingabedaten und die allgemeinen Eingabedaten.
Allgemeine Eingabedaten:
Die allgemeinen Eingabedaten werden wie folgt eingegeben:
· Wählen Sie die Funktion Extra|Optionen.
· Wählen Sie den Reiter Berechnung und wählen Sie danach den nachfolgenden Reiter Zuverlässigkeit.
· Geben Sie die Zeitangaben für die Signalisierung eines Fehlers ein. Die kurze Zeit wird benutzt, wenn sich
unter den Abschaltern ein fernbedienter Leistungsschalter befindet oder der ausfallende Knotenpunkt einen
ferngemeldeten Kurzschlußanzeiger enthält.
· Geben Sie die Zeit für den Einsatz des Störungsteams ein.
· Geben Sie die Zeitangaben für die Lokalisierung des Fehlers ein. Wenn sich in der vom Ausfall betroffenen
Gruppe keine Knotenpunkte ohne ferngemeldete Kurzschlußanzeiger befinden, wird die kurze Zeit
benutzt.
· Geben Sie Zeiten für die Isolation des Fehlers ein. Wenn alle Trennschalter fernbedient sind, wird die
kurze Zeit benutzt.
· Geben Sie die Zeitangaben für die Schaltung (Ein- oder Umschalten) ein. Für die Einschaltung
(Einschaltung eines geöffneten Schutzschalters): Wenn alle wieder einschaltenden Schalter fernbedient
sind, wird die kurze Zeit benutzt. Für das Umschalten (Schließen einer Netzöffnung): Wenn alle
Umschalter fernbedient sind, wird die kurze Zeit benutzt.
· Geben Sie die Zeit ein, die zur Einschaltung der Notstromversorgung benötigt wird. Geben Sie danach ein,
wie groß die Höchstleistung der Notstromversorgung ist.
· Wählen Sie OK, um die Daten zu speichern, oder Abbrechen, wenn Sie die alten Werte beibehalten
wollen.
Die in Optionen, bei Berechnung | Zuverlässigkeit definierte Einstellungen werden zusammen mit den
Netzwerkdaten aufbewahrt, damit die Berechnung später reproduziert werden kann.
241
Bei der Lokalisierung des Fehlers besteht weiterhin die Möglichkeit, eine Suchstrategie einzugeben. Jede
Strategie hat ihre eigenen langen Zeiten. Diese Zeiten basieren auf einer Zahl von Stationen. Die Zeiten für die
gewählte Strategie müssen eingegeben werden.
Bei der sequentiellen Suche werden alle Stationen nacheinander einzeln auf der Suche nach dem Fehler
überprüft, wobei eine mittlere Dauer sowie die Zahl der Stationen, für die dieser Mittelwert gilt, eingegeben
werden. Wenn eine mittlere Zeit von 60 Minuten für fünf Stationen (aus eigener Erfahrung) eingegeben wird,
wird in einer Gruppe von zehn Stationen die Zeit variieren zwischen 12 Minuten (Fehler in der ersten Station)
und 120 Minuten (Fehler in der letzten Station).
Bei der binären Suche wird zuerst die mittlere Station des Strangs betrachtet, danach in der Mitte der Hälfte
des Strangs usw. So wird der Suchprozeß verfeinert, bis der Fehler gefunden wurde. Die benötigte Zeit zur
Fehlersuche hängt dabei folglich logarithmisch von der Zahl der Stationen ab. Auch hier muß die mittlere Zeit
für eine Zahl von Stationen eingegeben werden (aus eigener Erfahrung).
Komponentengebundene Eingabedaten:
Bei jeder Komponente im Netz müssen die Daten über die Zuverlässigkeit sowie die Schalter eingegeben
werden. Diese Daten sind über die Reiter Feld und Zuverlässigkeit verteilt. Der Reiter Zuverlässigkeit
enthält die Ausfall-, Reparatur- und Instandhaltungsdaten. Bei manchen Komponenten können auch
zusätzliche Daten eingegeben werden. Die spezifischen Daten betreffen:
· Kabel: Daten über die Muffen (Zahl der Muffen und Ausfallhäufigkeit einer Muffe);
· Knotenpunkt: Anwesenheit eines Kurzschlußanzeigers und/oder Fernmeldung.
Die Feld-Reiter enthalten Informationen über den Schaltertyp und die Ausfalldaten des gewählten Schalters
(nicht vorhanden bei einem Knotenpunkt).
Eine einfache Eingabemöglichkeit für die gleichzeitige Eingabe mehrere Komponenten bietet Bearbeiten|
Kollektiv.
Common-Cause-Fehler:
Abschließend können für zwei oder mehr Komponenten auch noch Ausfalldaten für Common-Cause-Fehler
eingegeben werden. Zu diesem Zweck gehen Sie wie folgt vor:
·
Wählen Sie die Komponenten an, die gleichzeitig ausfallen werden.
·
Wählen Sie die Funktion Neu/Auswahl... .
·
Im Falle von Common-Cause-Fehlern muß der Name einer Auswahl eine besondere Konvention erfüllen:
Diese sieht wie folgt aus:
c ommon <Aus f al l häuf i gk ei t > < Repar at ur dauer > [ <Name>]
·
d.h. wenn für zwei Kabel gilt, daß eine Common-Cause-Ausfallhäufigkeit [/Jahr] von 0,0001 und eine
Reparaturdauer [Minuten] von 8 Stunden (= 480 Minuten) gilt, muß der Name der Auswahl wie folgt
lauten:
c ommon 0. 0001 480
·
Wenn noch genug Platz vorhanden ist, kann optional noch ein kleiner, einmaliger Zusatz eingegeben
werden, um die Auswahl von anderen unterscheiden zu können (insgesamt höchstens 20 Zeichen).
·
Wählen Sie OK, um die Daten zu speichern.
6.8.5
Modellierung
Die Modellierung für die Zuverlässigkeitsberechnungen läßt sich in zwei Teile aufgliedern. Zuerst der
Ausfallprozess und danach die Störungsbeseitigung. Nachfolgend wird jeder Teil einzeln erläutert werden. Bei
der Berechnung der Zuverlässigkeitskennzahlen werden Formeln benutzt, die auf Billinton basieren.
Ausfallprozeß
Die Zuverlässigkeitsberechnung benutzt keine Kurzschlußberechnungen. Bei der Zuverlässigkeitsberechnung
fällt jede der Komponenten nacheinander durch die Öffnung der Sicherungen rund um die betreffende Gruppe
herum aus. Danach wird der Einfluß des Ausfalls dieser Gruppe auf die übrigen Gruppen berechnet. Der Begriff
‚Gruppe’ wurde definiert in Zuverlässigkeit: Begriffe 239 .
242
Der Ausfallprozeß verläuft wie folgt:
· Eine Komponente fällt aus.
· Die jeweilige Gruppe wird abgeschaltet.
· Ggf. benachbarte Gruppen werden – bei Fehlen einer Schienen-Sicherung – abgeschaltet.
· Gruppen, in denen eine Überlastung vorliegt, werden abgeschaltet.
Danach wird im Laufe der Störungsbeseitigung die Dauer bestimmt, wie lange die verschiedenen
Komponenten nicht verfügbar sind.
Störungsbeseitigung
Im Teil der Störungsbeseitigung wird die Dauer der Nichtverfügbarkeit der Komponenten berechnet. Das
Verfahren ist nicht dazu bestimmt, eine optimale Strategie für die Störungsbeseitigung festzustellen. Da nur
die Zuverlässigkeit der Belieferung der Abnehmer relevant ist, reicht es aus, die Dauer für eine beliebige NetzTopologie auszurechnen, die zu einer Liefersituation führt. Die behobene Netzsituation wird dem Benutzer
nicht gezeigt.
Global gesehen führen alle Störungen zu demselben Beseitigungsprozeß. Die schlußendliche Modalität der
Beseitigung ist u.a. stark von der Netzkonfiguration abhängig. Der Beseitigungsprozeß sieht im allgemeinen
wie folgt aus:
· Signalisierung der Störung
· Aktivierung des Störungsteams
· Lokalisierung der Fehlerkomponente
· Isolation der Fehlerkomponente
· Wiederherstellung der Verfügbarkeit
Die Dauer der ersten vier Aktivitäten wird immer in der Dauer der Nichtverfügbarkeit summiert. Hinsichtlich der
letzten Aktivität (Wiederherstellung der Verfügbarkeit) gibt es verschiedene Möglichkeiten. So unterscheiden
wir vier gesonderte Phasen, die mit verschiedenen Handlungen übereinstimmen. Eine Komponente wird in
einer dieser Phasen wieder verfügbar. Diese Phasen sind wie folgt definiert:
1
Einschalten: Es wird versucht, die geöffneten, nicht trennenden Schalter zu schließen. Dabei darf im
gesamten Netz keine Überlastung entstehen. Bei Überlastung wird versucht, möglichst viele Schalter zu
schließen.
Auch Doppelschienensysteme werden in dieser Phase behandelt. Die Kurzkupplung kann geschlossen
werden, bzw. die Felder auf die andere Schiene umgeschaltet werden.
TWiederherstellung:= TSignalisation + TStörungsteam + TLokalisierung + TTrennung + TEinschalten
2
Umschalten: Es wird versucht, alle Netzöffnungen um nicht verfügbare Gruppen herum zu schließen,
wofür ebenfalls gilt, daß keine Überlastung entsteht. Bei Überlastung wird versucht, möglichst viele
Netzöffnungen zu schließen.
TWiederherstellung:= TSignalisation + TStörungsteam + TLokalisierung + TTrennung + TEinschalten+ TUmschalten
3
Notstrom: Wenn die Zeit für die Notstromversorgung kleiner ist als die Dauer für die Reparatur (bzw. den
Abbruch der Instandhaltung), wird der Versuch der Notstromversorgung unternommen. Die nichtverfügbare
Leistung wird summiert, und falls diese Summe kleiner ist als die maximale Notstromleistung, werden alle
nichtverfügbaren Komponenten wiederhergestellt.
TWiederherstellung:= TSignalisation + Tstörungsteam + TLokalisierung + TTrennung + TNotstrom
4
Reparatur oder Instandhaltungsabbruch: Alle weiteren nichtverfügbaren Komponenten werden durch
Reparatur (oder ggf. den Instandhaltungsabbruch) wiederhergestellt.
TWiederherstellung:= TSignalisation + TStörungsteam + TLokalisierung + TTrennung + TReparatur
oder
TWiederherstellung:= TSignalisierung + TStörungsteam + TLokalisierung + TTrennung + MIN(TReparatur,TAbbruch)
Dabei wird davon ausgegangen, daß die Einschaltung und Umschaltung immer kürzer ist als
Instandhaltungsabbruch, Notstrombenutzung oder Reparatur.
243
6.8.6
Berechnung
Wenn alle Zuverlässigkeitsdaten eingegeben sind, kann die Berechnung gestartet werden. Zu diesem Zweck
gehen Sie wie folgt vor:
· Wählen Sie Berechnen | Zuverlässigkeit.
· Auf Wunsch können Sie eingeben, ob das Versagen von Schaltern berücksichtigt werden soll. Das
bedeutet, daß die Wahrscheinlichkeit berücksichtigt wird, daß ein Schalter sich nicht öffnet, während ein
Fehler im Netz aufgetreten ist.
· Auf Wunsch kann eingegeben werden, ob Common-Cause-Fehler berücksichtigt werden müssen. Ein
Common-Cause-Fehler ist ein Doppelfehler mit gemeinsamer Ursache, der den gleichzeitigen Ausfall von
zwei oder mehr Netzkomponenten auslöst. Dafür müssen entsprechende Wahlmöglichkeiten aktiviert
worden sein.
· Auf Wunsch kann auch eingegeben werden, ob die Instandhaltung berücksichtigt werden soll.
· Wählen Sie OK, um die Berechnung zu starten.
Wenn die Berechnung beginnt, kann der Fortschritt auf der Fortschritt-Leiste verfolgt werden. Wenn eine der
Optionen (Ausfall der Schalter, Common-Cause-Fehler, Instandhaltung) berücksichtigt wird, verlängert sich die
Rechenzeit. Dasselbe gilt für vermascht betriebene Netze. Auch dadurch kann sich die Rechenzeit
verlängern.
6.8.7
Es
·
·
·
·
Ergebnisse
gibt folgende Möglichkeiten zur Betrachtung der Ergebnisse:
im Einlinien-Diagramm
in Ergebnisse | Allgemeines
in Ergebnisse | Einzelheiten
in Ergebnisse | Graphik
Einlinien-Diagramm
Neben einer Komponente werden folgende Zuverlässigkeitsergebnisse aufgeführt:
· F: … /Jahr
· D: … min (berechnet als P/F)
· P: … min/Jahr
· P: … %
(berechnet aus diesen Faktoren mit 1/525600 als min/Jahr und mal 100%)
Neben jedem Element wird die nicht gelieferte Energie dargestellt:
· NGE: … kWh/Jahr (Leistung einer Komponente x P/100)
Neben jedem Last oder Transformatorlast wird den Kundenstörungsdauer dargestellt:
· P*GK: … min/Jahr (Anzahl Grosskunden x P)
· P*KK: … min/Jahr (Anzahl Kleinkunden x P)
Ergebnisse | Allgemeines
In dieser Übersicht werden durchschnittliche Zuverlässigkeitsergebnisse nach Komponentensorte zu sehen.
Dies gilt sowohl für das ganze Netz als auch für den angewählten Teil.
Ergebnisse | Einzelheiten
Für die angewählte Komponente wird abgebildet:
· Name:
· Zuverlässigkeitsergebnisse
Nachdem Einzelheiten angeklickt wurde, erscheint eine Tabelle, der folgende Betriebsaspekte zu entnehmen
sind:
· Ausfallende Komponente, die die Nichtverfügbarkeit der gewählten Komponente beeinflußt;
· Eventuelle erläuternde Angaben, z.B. der Hinweis, daß es sich hier um den Einfluß eines ausfallenden
Schalters handelt.
244
·
·
·
·
·
·
F (Nichtverfügbarkeitshäufigkeit)
D (Nichtverfügbarkeitsdauer pro Ereignis)
P (Nichtverfügbarkeitswahrscheinlichkeit P)
Phase, die Maßnahme, die zur Wiederherstellung der Lieferung führt.
D (Tsig + Tsp + Tlok + Tiso + Tins + Toms + Tnr): individuelle Wiederherstellzeiten die addieren zu D
[min]. Es sind:
Tsig : Signalisierung der Störung
Tsp : Aktivierung des Störungsteams
Tlok : Lokalisierung der Fehlerkomponente
Tiso : Isolation der Fehlerkomponente
Tins : Einschalten
Toms: Umschalten
Tnr : Notstrom oder Reparatur
Unter der Tabelle sind die Summen von F und P aufgeführt.
Mit diesen Angaben läßt sich die größte Ursache der Nichtverfügbarkeitshäufigkeit bzw. der
Nichtverfügbarkeitsdauer einfach lokalisieren.
Ergebnisse | Graphik
Mit Ergebnisse/Graphik können von ausgewählten Knotenpunkten und Zweigen die
Zuverlässigkeitsergebnisse F, D oder P in einem Stabdiagramm dargestellt werden. Die Sorte der
Zuverlässigkeitsergebnisse kann mit dem Auswahlkasten gewählt werden. Die Knotenpunkte in der Graphik
werden entsprechend der Beschreibung sortiert.
Wenn Sie einen Balken im Balkendiagramm anklicken, gehen Sie direkt zum Objekt im Graphischen Editor.
Mit Gespeichert können die Ergebnisse verglichen werden mit Ergebnisse von eher ausgeführten
Berechnungen.
Ergebnisse | Aufbewahren
Aufbewahren zum späteren vergleich mit Ergebnisse von anderen Berechnungen.
Exportieren
Die Ergebnisse können Exportiert werden zu Excel, mit: Ergebnisse | Exportieren. Ein festes Format für
Knotenpunkte, Zweige und Elemente.
6.9
Schutz
6.9.1
Allgemeines
Zur Kontrolle der richtigen Einstellung der Sicherungen gibt es zwei Möglichkeiten: Simulation und Selektivität:
Weitere Informationen dazu im Abschnitt: Schutz: Berechnung 247 .
Um die Berechnung durchzuführen, müssen alle Schutzeinheiten im Netzmodell spezifiziert werden. Für einen
Leistungsschalter kann die Schaltungszeit spezifiziert werden.
Wenn ein Schutzschalter (Schmelzsicherung oder Leistungsschalter) gewählt wurde, kann die Anwesenheit
einer Höchststrom-/Zeit-Sicherung eingegeben werden. Danach kann der Typ aus der Liste ausgewählt bzw.
die Einzelheiten der Schutz eingegeben werden.
Siehe auch:
· Leistungsschalter 172
· Sicherung 171
· Überstromstromschutz
· Erdfehlerschutz 178
· Spanningsschutz 180
· Distanzschutz 181
· Differentialschutz 186
174
245
Ausgangspunkte
· Die Berechnung ist völlig dreiphasig, d.h. alle drei Phasen werden gesondert behandelt.
· Vorläufig sind nur Höchststrom-/Zeit-Sicherungen möglich.
· Die Sicherungen basieren auf dem Absolutwert des Stroms und sind richtungsunempfindlich.
Simulation
Bei der Abschaltung von Sicherungen kann es geschehen, daß andere, nicht abgeschaltete Sicherungen in
zweiter oder späterer Linie einen anderen Strom aufnehmen müssen. Dieser neue Strom verursacht eine neue
Ausschaltzeit. Da das Verhalten der Sicherungen in diesem Punkt nicht eindeutig ist, enthält Vision dafür eine
bestimmte Modellierung, die die Wirklichkeit gut bzw. relativ gut nachbildet. Dieses Modell sieht so aus:
Ausgehend von einer Sicherung, die zum Zeitpunkt T0:=0 s einen bestimmten Strom I1 erfaßt, können wir die
zu I1 gehörende relative Abschaltzeit t1 aus der Kennlinie bestimmen. Wenn I1 zu klein ist, wird die Sicherung
nicht abschalten, und damit ist t1 = unendlich. Die absolute Abschaltzeit, die wir als T1 bezeichnen, ist T0+t1,
und das entspricht in diesem Fall t1, da T0=0.
Wenn nun im Zeitpunkt Tu, für T1, eine andere Sicherung abschaltet und unsere Sicherung einen anderen
Strom I2 erfaßt, muß eine neue absolute Abschaltzeit T2 bestimmt werden, die anders sein kann als T1. Die
neue T2 wird wie folgt berechnet, ausgehend von der neuen relativen Abschaltzeit t2, die nach der Kennlinie zu
I2 gehört:
· wenn t2= unendlich, wird T2:= unendlich (die Sicherung funktioniert nicht (mehr)).
· wenn I2>I1 und T1= unendlich, wird T2:=Tu+t2 (die Sicherung funktionierte erst nicht, aber jetzt wohl)
· wenn I2>I1 und T1< unendlich, so wird T2:=Tu+t2 (die Sicherung funktionierte erst auch schon, und jetzt
noch immer)
· wenn I2<I1 und t2=t1, dann wird T2:=T1 (die Sicherung funktionierte bereits, und jetzt noch immer in
derselben relativen Zeit).
· wenn I2<I1 und t2=t1, dann wird T2:=Tu + t2 (die Sicherung funktionierte bereits, und jetzt noch immer, in
einer längeren relativen Zeit).
· wenn I2=I1, dann wird T2:=T1 (es ändert sich nichts).
Bei dieser Modellierung muß besonders auf folgende Punkte geachtet werden:
Punkt 1 bedeutet, daß eine Sicherung, die in zweiter Linie nicht mehr auszuschalten braucht, auch nicht
ausschaltet. Das ist die Worst-Case-Modellierung hinsichtlich der Überlastung. In der Praxis wird eine
Sicherung, die in erster Linie mit einem zu großen Strom beaufschlagt wird, möglicherweise immer
abschalten. Für die Stromversorgung können wir diese Situation als Worst-Case bezeichnen.
Punkt 5 kann sich ebenfalls als schlimmer Worst-Case erweisen. Bei einem (kleinen) Rückgang des Stroms
wird die neue relative Abschaltzeit zur heutigen Zeit hinzugezählt.
Selektivität
Mit der Selektivitätberechnung kann analysiert werden, wenn ein Objekt oder eine Gruppe Objekte selektiv
geschützt wird. Ein Knotenpunkt, eine Zweig oder eine Gruppe Objekte wird selektiv geschützt, wenn nur die
Leistungsschalter in Zweigen, welche direkt die kurzgeschlossene Gruppe umgeben, sich öffnen. Das
Schalten einer Sicherung oder des Stromunterbrechers in einem isolierten Netzteil beeinflußt die Selektivität
nicht. In den Optionen (bei: Berechnung | Schutz | Selektivität | Einfluss Elementschutz) kann definiert
werden, ob dieser auch auf Sicherungen oder Schalter in den Elementen zutrifft. Abhängig von dieser
Einstellung, beeinflusst eine Abschaltung einer Sicherung oder Leistungschalter im Element die Selektivität
oder nicht. Default ist nicht.
Das Selektivitätmodul gebraucht die Simulationberechnungen. Das Verfahren errechnet alle Ausschaltungen
auf alle möglichen Kurzschlußsituationen auf einem vorgewählten Objekt.
In der Berechnung werden einige Störungen mit verschiedenen Widerständen auf einem Knotenpunkt oder in
einer Zweig (Kabel/Leitung) angewendet. Die Reihe der Störungswiderstände wird automatisch hergestellt. Für
jede Störung werden alle Ströme und Spannungen im Netz errechnet. Die Schutze, für die der Strom größer
als der Schwellenwert ist, werden aktiviert. Für diese Schutze werden die Ausschaltzeiten errechnet. Diese
Zeiten werden gespeichert und können mit Ergebnis | Graph | Details | Selektivität angesehen werden.
Zunächst sind die ausgelösten Leistungsschalter geöffnet und die Ausschaltzeiten der restlichen Schutze
246
(besonders in vermaschten Netzen) werden errechnet. Diese Tätigkeit wird wiederholt, bis der Kurzschluß
beendet hat.
Das Resultat ist eine Kurve des möglichen Ausschaltzeiten als Funktion des Kurzschlußstromes. Dargestellt
in einem Diagramm, geben diese Kurven einen guten Einblick in der Schutzselektivität. Die Kurven
präsentieren:
· Vorgenommen Ausschaltungen: Selektivitätkurven für die zuerst aktivierten Schutze, die sich
vorgenommen haben auszuschalten
· Tatsächliche Ausschaltungen: Kurven für die tatsächlich ausgeschaltete Leistungsschalter oder
Sicherungen.
6.9.2
Selektivitätsdiagramm
Die Eigenschaften der vorgewählten Stromschutzvorrichtungen 174 können in einem Diagramm zusammen
präsentiert werden. Dieses wird als Extrafunktion eingeführt in: Extra | Schutzen.
Die Abschaltcharakteristiken können in einem Selektivitätdiagramm überprüft werden. Es gibt die
Eigenschaften für die vorgewählten Schutzvorrichtungen, entweder auf ihren inividuelle Spannungsebene oder
auf dem gewählten Spannungsebene der vorgewählten Schutzvorrichtungen bezogen.
Als Wahl können die Maximallasteigenschaften (Ik, 1s) für Kabel und Linien und für Transformatoren (Ik, 2s) in
diesem Diagramm kombiniert werden. Dieses ermöglicht dem Benutzer, die Schutze zu diesen
Niederlassungen optimal abzustimmen.
Das Selektivitätdiagramm kann mit farbigen Linien oder in Schwarzem dargestellt werden. Auch können die
Linien mit unterschiedlichen Arten dargestellt werden.
247
6.9.3
Berechnung
Die Berechnung der Sicherungen läuft darauf hinaus, daß der Typ bzw. die Einstellung der Sicherungen
kontrolliert wird. Vision berechnet selbst keine Einstellung, sondern kontrolliert die thermische Belastung der
Zweige und die Selektivität der Sicherungen. Zu diesem Zweck bringt Vision nach der Methode der
sequentiellen Störungsanalyse Kurzschlüsse an den selektierten Knotenpunkten an. Die Schutzberechnungen
können dann auch im einzelnen analysiert werden, indem Sie eine sequentielle Störungsanalyse ausführen.
Vision kennt zwei Arten von Schutzberechnungen: Simulation und Selektivität.
Eine Fehler
Der Schutzsequenz kann für einen Fehler auf einem einzigen Ort ausgewertet werden. Dies ist prinzipiell die
gleiche Berechnung wie der Simulation Berechnung, aber immer für nur einen Fehler auf ein bestimmtes
Objekt. Mit dieser Berechnung sind detailliertere Ergebnisse in den Sequenzen der Schutzmassnahmen zur
Verfügung.
Die Ergebnisse sind:
· Detailliertes Übersicht den Schutzmassnahmen
· Kurzschlussströme am Kurzschlusslokation während der Schutzsequenz (Maximalwert für die 3 Phasen)
· Knotenspannungen während der Schutzsequenz (Minimalwert für die 3 Phasen)
· Zweig- und Elementströme während der Schutzsequenz (Maximalwert für die 3 Phasen)
· Zweige: I²t
· Kurzgeschlossen Knoten: I²t
Simulation
Das Verfahren der Simulationsberechnung ist wie folgt:
· Bei der Simulation wird ein Fehler in einem Knotenpunkt angebracht.
248
·
·
·
·
·
·
Danach werden alle Ströme im Netzwerk berechnet.
Bei den Strömen durch alle Sicherungen werden Abschaltzeiten bestimmt.
Die Sicherung, die als erste abschaltet, wird auch tatsächlich abgeschaltet, indem der Schalter einoder dreiphasig geöffnet wird.
Danach wird das Netzwerk erneut berechnet.
Die jetzt schnellste Sicherung schaltet den dazugehörigen Schalter (bei der Schmelzsicherung
integriert) aus.
Dieser Prozeß wird wiederholt, bis keine Sicherungen mehr abschalten.
Auch die Konsequenzen eines verweigernden Schutzes oder Leistungsschalters können analysiert werden.
Wenn diese Wahl eingeschaltet werd, werden Extraberechnungen ausgeführt und sind Extraresultate sichtbar.
Das Ergebnis ist folglich eine Reihe von Sequenzen von Abschaltungen.
Die Sicherungsberechnung findet wie folgt statt:
· Wählen Sie die Knotenpunkte, für die die Sicherung ausgerechnet werden muß.
· Wählen Sie Berechnen | Schutz.
· Wählen Sie die Sorte: Simulation.
· Wählen Sie eine Fehlersorte.
· Geben Sie eine Fehlerimpedanz ein, wie bei Fehler Sequentiell 224 .
· Geben Sie die Wahl mit oder ohne verwergernde Schutz oder Leistungsschalter ein.
· Verlassen Sie das Formular mit OK.
Mit der Taste F9 wird die vorhergehende Berechnung wiederholt. Meistens gebraucht man dies in einer
Empfindlichkeitsanalyse.
Selektivität
Das Verfahren der Selektivitätsberechnung ist wie folgt:
· Bei der Selektivität werden verschiedene Fehler mit verschiedenem Fehlerwiderstand in einem
Knotenpunkt angebracht.
· Bei jedem Fehler werden alle Ströme im Netzwerk berechnet.
· Bei den Strömen durch alle Sicherungen werden Abschaltzeiten bestimmt. Diese Zeiten werden
gespeichert.
· Sicherungen werden tatsächlich geöffnet.
· Dann werden alle geänderten Netzströme und geänderte Ausschaltzeiten errechnet.
· Die ausgelösten Schalter sind geöffnet und die vorhergehenden Schritte werden wiederholt, bis der
Kurzschluß ausgeschaltet worden ist.
Das Ergebnis ist für jede Sicherung eine Ausschaltkennlinie in Abhängigkeit vom Kurzschlußstrom.
Dargestellt in einer Graphik bieten diese Kennlinien ein gutes Bild von der Selektivität der Sicherungen.
Die Selektivitätsberechnung findet wie folgt statt:
· Wählen Sie die Knotenpunkte, für die die Sicherung ausgerechnet werden muß.
· Wählen Sie Berechnen | Schutz.
· Wählen Sie die Sorte: Selektivität
· Wählen Sie eine Fehlersorte.
· Verlassen Sie das Formular mit OK.
Einstellungen
Kabelberechnungschritte
Die Anzahl equidistant Plätzen innerhalb des Kabels, in denen Kurzschlüsse simuliert werden sollen, kann mit
der Anzahl Kabelberechnungschritte spezifiziert werden. Eine Option wurde hinzugefügt, um Kurzschlüsse in
der Nähe der Von- und Zu-Knoten (1% und 99% der Distanz) zu simulieren.
6.9.4
Ergebnisse
Netzwerk
Nach der Ausführung einer Lastflußberechnung werden Ergebnisse bereits dargestellt.
249
·
·
Simulationsberechnung:
o Knotenpunkte: Ausschaltungsverfahren (Kurzschlußstrom und Ausschaltzeit)
o Zweige: I²t als Prozentsatz von I(max)²t; werden in "Hoch" Farbe dargestellt, wenn sie nach I²t überlastet
sind
o Zweige: I²t als Prozentsatz von I(max)²t; bei verweigernde Schutz oder Leistungsschalter
Selektivitätsberechnung:
o Knotenpunkte: Ja/Nein Selektiv
o Zweige: Ja/Nein Selektiv
Jetzt sollen nacheinander die Möglichkeiten mit der Menüposition Ergebnisse erläutert werden.
Allgemein
Mit Ergebnisse | Allgemein wird eine Übersicht über Zahlen von Komponenten mit einem bestimmten
Ergebnis gegeben.
· Simulationsberechnung:
o Anzahl überbelastete Zweige (I²t)
· Selektivitätsberechnung:
o Anzahl Objekte die Ja/Nein selektiv sind
Einzelheiten
Mit Ergebnisse | Einzelheiten werden Informationen in bezug auf ausgewählte Knotenpunkte, Zweige und
Elemente in einem Formular angezeigt.
Wenn mehrere Komponenten angewählt wurden, können mit Vorige und Nächste die weiteren Komponenten
angezeigt werden.
Bei einem Knotenpunkt werden mit dem Schaltfeld ‚Details' (Einzelheiten) alle Einzelheiten angezeigt.
· Nach einer Simulationsberechnung sind dies für jeden einzelnen Knotenpunkt die folgenden Daten:
o Fehlersorte, Fehler-Knotenpunkt-Name und Fehlerimpedanz
o Reihe der Sequenzen, sowie für jede einzelne Sequenz:
§ Ik": Kurzschlußstrom im Fehler-Knotenpunkt (3 Phasen)
§ Schalter:
v t: Auschaltzeit
v Phase(n)
v Name
§ Schutz:
v Name
v Art
v Trigger
v Zone *)
v t: Ausschaltbefehlzeit
· Nach einer Selektivitätsberechnung sind dies für jeden einzelnen Knotenpunkt die folgenden Daten:
o Fehlersorte und Fehler-Knotenpunkt-Name
o Reihe von Fehler; sowie für jede einzelne Fehler:
§ Rff oder Rfa: Fehlerwiderstand Phase-Phase oder Phase-Erde
§ Ik": Kurzschlußstrom (3 Phasen)
o alle ansprechenden Sicherungen, sowie für jede einzelne Sicherung:
§ Art
§ Schutz
§ Schalter
§ t: Abschaltzeit je Phase
· Nach einer Selektivitätsberechnung sind dies für jede einzelne Zweig die folgenden Daten:
o die gleichen Ergebnisse wie auf Knotenpunkten, aber für alle Kabelberechnungschritte.
*) Die zone ist bezogen auf die Schutzcharakteristik. Die nächste Codierung ist angewendet.
· Sicherung: das grösste Strom-Zeitpunkt im Charakteristik dass kleiner ist als die aktuelle Strom
· Stromschutz mit Kurve: das grösste Strom-Zeitpunkt im Charakteristik dass kleiner ist als die aktuelle
Strom
250
· Stromschutz mit Festzeit: das grösste Strom-Zeitpunkt dass kleiner ist als die aktuelle Strom (1, 2 oder 3)
· Stromschutz mit inverse Charakteristik: aktuelle Strom im Kurve:1; Strom grösser als I>>: 2; Strom grösser
als I>>>: 3
· Stromschutz mit spezielle Charakteristik: aktuelle Strom im Kurve:1; Strom grösser als I>>: 2; Strom
grösser als I>>>: 3
· Stromschutz mit spezifische Charakteristik: aktuelle Strom grösser als I>: 1
· Spannungsschutz: Spannung grösser als U>: 1; Spannung grösser als U>>: 2; Spannung kleiner als U<: 1; Spannung kleiner als U<<: -2
· Distanzschutz: nach die definierte 3 Zonen; gerichtete Endzeit: 4; Rückwärts: -1
· Differentialschutz: 1
Graphik
Mit Ergebnisse | Graph können die Ergebnisse von bestimmten Knotenpunkten graphisch dargestellt
werden.
Nach einer Simulationsberechnung ist dies pro Knotenpunkt der Verlauf von Kurzschlußstrom und Zeit.
Nach einer Selektivitätsberechnung ist dies für jeden einzelnen Knotenpunkt der Strom durch die
verschiedenen Sicherungen in Abhängigkeit vom Kurzschlußstrom im Fehlerknotenpunkt oder die Abschaltzeit
der verschiedenen Sicherungen in Abhängigkeit vom Kurzschlußstrom. Außerdem kann eine Phase gewählt
werden.
Nach einer Simulationsberechnung ist dies von ausgewählten Zweigen die Zweigbelastung I²t / I²tmax . Die
Zweige in der Graphik werden entsprechend der Beschreibung sortiert.
Hinsichtlich der Farbe wird die Farbe des Zweigs übernommen.
Simulationsberechnung
Nach eine Simulationsberechnung für alle Objekte, in denen ein Kurzschluß simuliert wird, wird der
Kurzschlußstrom wie eine Funktion der Zeit dargestellt. Für alle Zweige, die in den Kurzschluß einziehen,
kann die Strombelastung I²t/I²t(max) in einem Balkendiagramm gezeigt werden.
Ergebnisse | Graph | Allgemein
· Präsentiert für alle vorgewählten Zweige, die in den Kurzschluß einziehen, das maximale I²t/I²t(max) als
Prozentsatz in einem Balkendiagramm, wahlweise freigestellt ohne oder mit verweigernden Shutzen oder
Leistungsschaltern (mit Wiedergabe).
Abbildung: Strombelastung Zweige nach eine Simulationsberechnung
Ergebnisse | Graph | Einzelheiten
· Präsentiert von allen Kurzgeschlossene Objekte das simulierte Verlauf von Kurzschlußstrom als Funktion
der Zeit. Diese graphische Darstellung entspricht mit den Resultaten der kurzgeschlossene Objekte, mit
Ergebnisse | Einzelheiten | Einzelheiten.
251
Abbildung: Kurzschlußstrom als Funk tion der Zeit nach eine Simulationsberechnung
Selektivitätsberechnung
Die Selektivitätberechnung wird für eine Reihe der Kurzschlußströme durchgeführt. Nach einer
Selektivitätberechnung für alle kurzgeschlossene Objekte (Knotenpunkt/Kabel/Verbindung) werden die
Ausschaltzeiten als Funktion des Stromes durch die Schutze dargestellt.
Einzelheiten | Grafik
Der Schutzselektivität eines Objekts wird in einem Graphen dargestellt. Angezeigt werden: die Selektivität und
ob ein Fehler ausgeschaltet wird oder nicht. Wenn in den Optionen angegeben ist die Selektivität über einen
Bereich von Fehlerwiderständen zu berechnen, ermöglicht diese Funktion dem Benutzer zu sehen, bis zu
welchem ?
Fehlerwiderstand ein Objekt ausreichend geschützt wird (selektiv und korrekt ausgeschaltet). Im
nächsten Beispiel wird der Knoten selektiv geschützt, sondern ein Kurzschluß mit einem Fehlerimpedanz
größer als 0,4 Ohm wird nicht abgeschaltet. Alle Kurzschlüsse im Kabel werden abgeschaltet.
252
Ergebnisse | Graph | Allgemeines
· Gibt keine Ergebnisse
Ergebnisse | Graph | Einzelheiten
· Präsentiert für alle kurzgeschlossene Objekte die Resultate:
o Selektivität: Mögliche Ausschaltzeiten bevor einer Schalter Ausschaltet
o Ausschaltung: Zeiten von ausgeschaltete Schalter. Die Zeiten für den größten Kurzschlußstrom in
diesem Diagramm passen mit dem Resultat einer Simulationsberechnung zusammen, mit
Ergebnisse | Einzelheiten | Einzelheiten.
Die folgenden Abbildungen veranschaulichen die Unterschiede zwischen Darstellung der Staffelung den
Ausschaltzeiten für alle zuerst aktivierten Schalter und der Darstellung der Ausschaltungen in einem
vermaschten Netz. Die erste Abbildung (Selektivität) stellt die Initiale Ausschaltzeiten für die Schutze in
"Station 1 veld 3" und "Station 4 veld 4" (unter anderen) dar.
Als Folge des erstens geöffneten Schalters "Station 1 veld 3" sieht der restliche Schutz "Station 4 veld 4"
einen größeren Strom und muß den Schutz früher als zuerst auslösen. Dieses wird in der zweiten Abbildung
(Ausschalten) veranschaulicht, wo das Diagramm für den zweiten Schutz abwärts verschoben worden ist.
253
Abbildung: Berechnete Ausschaltzeiten bevor einen Schalter ausschaltet
Abbildung: Ausschaltzeiten
6.9.5
Schutzanalyse
Diese Funktion analysiert die Schutzeinstellungen, im Kombination mit der möglichen Verweigerung des
Betriebes. Die Funktion simuliert viele Kurzschlüße, des unterschiedlichen Art und Bogenwiderstandes, auf
einigen Positionen im Netz. Die Analyse zielt auf die Primärresultate für jede Störung. Während der
Ereignisreihenfolge analysiert das Modul das folgende:
254
· Schutztätigkeiten (Lokation und Zeit)
· Thermische Belastung von Zweigen (I2t)
· Ströme am Ende der Ereignisreihenfolge
Das Modul Berichtet über:
· Fehlerhaft ausschaltende Schutze
· Nicht ausschaltende Schutze
· Zu spät ausschaltende Schutze
· Noch fließenden Kurzschlussstrom nach ausschalten
· Spannungslose Knotenpunkte nach ausschalten
· Thermische Überbelastung bevor, während und nach ausschalten
· Strombelastung nach ausschalten
6.10
Spannungseinbruchsanalyse
Spannungeinbruchanalyse ist eine Funktion für die Berechnung der Spannungseinbrüche, verursacht durch
Kurzschlüsse an allen möglichen Positionen in diesem Netz. Diese Funktion kombiniert
Zuverlässigkeitsanalyse, Kurzschlußberechnungen und Schutzberechnungen. Das Resultat ist ein
statistischer Überblick über die Spannungaqualität.
6.10.1
Allgemeines
Neben der plötzlichen Zunahme von Lastströmen und transienten Vorgängen entstehen Spannungseinbrüche
besonders durch Kurzschlußströme im Energieversorgungsnetz. Die tiefsten Einbrüche treten dabei durch 2und 3-polige Kurzschlüsse auf, welche die Außenleiterspannung bis auf 0 % absinken lassen.
Spannungseinbrüche werden vom fehlerbehafteten Netz über die Transformatoren in alle nachfolgenden Netze
übertragen, d.h. von einem Kurzschluß z.B. im Mittelspannungsnetz sind alle unterlagerten
Niederspannungsnetze betroffen. Dagegen kann bei der Übertragung von voltage dips aus der MS-Ebene auf
die HS-Ebene das HS-Netz als starr angesehen werden. Je niedriger die Spannungsebene, um so öfter kommt
es zu Spannungseinbrüchen, da die Fehlerhäufigkeit im Netz steigt und voltage dips aus allen vorgelagerten
Netzen hereingetragen werden.
Für die Dauer der Spannungseinbrüche sind die Schutzeinrichtungen im Netz von entscheidendem Einfluß.
Voltage dips können an angeschlossenen Geräten zu Funktionsstörungen oder Ausfällen führen. Besonders
gefährdet sind dabei Computersysteme und elektrische Antriebe.
Mittels Fehlerstatistik und Kurzschlußberechnung kann für jeden beliebigen Punkt im Energieversorgungsnetz
die statistisch zu erwartende Auftrittshäufigkeit von Spannungseinbrüchen in Abhängigkeit von Tiefe und Dauer
ermittelt werden. Die Fehlerstatistik bestimmt dabei die Häufigkeit, die Kurzschlußberechnung die Tiefe und
die Schutzeinrichtungen im Netz die theoretische Dauer der Spannungseinbrüche.
Die Spannungseinbrüche sind kategorisiert wie:
· neun Spannungskategorien in Stufen von 10%
· neun Zeitkategorien:
§ < 20 ms
§ 20 ... 100 ms
§ 100 ... 300 ms
§ 300 ... 500 ms
§ 0.5 ... 1 s
§ 1 ... 2 s
§ 2 ... 5 s
§ 5 ... 10 s
§ > 10 s
255
6.10.2
Berechnung
Bevor eine Netzanalyse durchgeführt werden kann, muß das Verteilungsnetz zu einer Anzahl von
Bedingungen einwilligen:
· Das Netz muß einen guten Lastfluß haben.
· Das Netz muß gegen alle möglichen Kurzschlüße geschützt werden.
· Alle Schutze müssen richtig eingestellt werden.
· Alle Knotenpunkte (und kabels und Verbindungen), müssen mit Ausfallhäufigkeitdaten versehen werden.
Das Verfahren simuliert Kurzschlüsse auf allen angewählten Knotenpunkten, Kabeln und Verbindungen. Ihre
Ausfallhäufigkeit stellt die jährliche Auftretenrate fest. Nach jedem Kurzschluß werden die Spannungeinbrüche
im vollständigen Netz errechnet. Die Schutz stellt die Dauer jedes entsprechenden Spannungseinbruchs fest.
Starten Sie die Berechnung mit: Berechnen | Spannungseinbruchsanalyse.
Die Berechnung kann einige Zeit dauern, abhängig von der Netzgröße und der Anzahl
Kabelberechnungschritten in den Zweigen.
Optionen
Es gibt zwei Optionen in Optionen, in Berechnung | Netzanalyse.
Anzahl Kabelberechnungschritte
Die Anzahl Kabelberechnungschritten stellt fest, wieviele Kurzschlüße in allen Kabeln und in Verbindungen
simuliert werden müssen. Standard ist die Anzahl Kabelberechnungschritten gleich null. Das Maximum ist 9.
Fehlersortanteil
Die Fehlersortanteil ist eine Reihe von Zahlen und definiert das Gewicht aller möglichen Störungen in den
Ausfallhäufigkeitparameter. Folgendes Beispiel definiert, daß ein einphasige Störung zweimal soviel auftritt wie
eine Zweiphasenstörung und wie eine Dreiphasenstörung. Dies heißt, daß z.B. für eine Kabelausfallhäufigkeit
von 0.02 /km/Jahr, die Frequenz eines einphasigen Störung 0.01 /km/Jahr und für die anderen zwei
Störungsarten 0.005 /km/Jahr ist.
256
6.10.3
Ergebnisse
Die Resultate einer Netzanalyse können in drei Möglichkeiten angesehen werden:
· Im Knotenpunkt Ausgabedetailblatt: das maximale Spannungseinbruch und die maximale dauer.
· Detail für jeden Knotenpunkt: Tabelle mit den Spannungseinbruchfrequenzen, eingestuft in 9 Tiefen und in 9
Dauerkategorien.
· Graphisch für jeden Knotenpunkt: Zirkeldiagramm mit den Spannungseinbruchfrequenzen, eingestuft in 9
Tiefen und in 9 Dauerkategorien.
Tabellarisch
Folgende Tabelle stellt ein Beispiel der Spannungseinbruchfrequenzen für einen Knotenpunkt "Substation Rail
A" dar, eingestuft in 9 Tiefen und in 8 Dauerkategorien.
257
Graphisch
Folgendes Diagramm stellt ein Beispiel der Spannungseinbruchfrequenzen für einen Knotenpunkt "Substation
Rail A" dar, eingestuft in 9 Tiefen und in 9 Dauerkategorien. Die Kreisgröße stellt die Frequenz dar.
6.11
Störungsanalyse
Diese Funktion analysiert die Wiederherstellung der Anlieferung von Elektrizität nach Ausfällen im Netz.
Rahmenbedingungen sind Last der Kabel, Linien und Transformatoren in der neuen Situation, nachdem
geschaltet ist. Die Zahl der Schaltungen für Schützen, Lokalisieren und Wiederherstellung wird berichtet. Auch
die größte Kabellast und die niedrigsten Spannung werden berichtet. Probleme werden besonders berichtet.
Bevor die Analyse beginnen kann, sollte das Netz den folgenden Anforderungen genügen:
· das Netz soll einen korrekten Lastfluß haben
258
· Leistungsschalter und Sicherungen sollten modelliert werden; keine Schutzdaten notwendig
· Knotenpunkte und Zweige sollten Ausfallhäufigkeitsdaten haben
Das Modul simuliert Störungen auf Knotenpunkten und in den Zweigen. Die Fehlerangaben stellen die
Fehlerquoten fest. Das Modul analysiert die Ereignisse des Ausfallens und der Wiederherstellung der
Anlieferung von Energie. Aufmerksamkeit geht zu Belastung, Strom und Spannung.
Während der Ereignisse werden bis fünf Schalttätigkeiten durchgeführt für die Umlenkung des Stroms. Für die
Umlenkungstätigkeiten sind drei Arten Schaltpunkte definiert worden:
· Einschaltpunkte: geöffnete Schalter in einem Zweig zwischen spannungsloses Netz und
spannungsführendes Netz
· Koppelpunkte: geöffnete Schalter in einem Zweig im spannungslosen Netz
· Teilpunkte: geschlossen Schalter in einem Zweig im spannungsführenden Netz
6.12
Trennstellenoptimierung
6.12.1
Trennstellenoptimierung: Allgemeines
Die Trennstellenoptimierung berechnet die optimale Lage der Trennstellen im Distributionsnetz. Das
Optimierungsalgoritmus basiert auf einer Suche mit dem Ziel, die Netzverluste so klein möglich zu bewirken.
Ausgangspunkt ist eine geöffnete Schalter. Alternative werden gesucht in beide Richtungen von der
Trennstelle, bis einen Knotenpunkt mit 4 oder mehr verbundene Zweigen angetroffen wird.
Überschreitungen von Spannungsgrenze und maximale Strombelastbarheit werden verhindert. Die Funktion
durchführt Optimierung für alle geöffnete Trennstellen.
6.12.2
Trennstellenoptimierung: Berechnung
Die Trennstellenoptimierung braucht keine Parameter. Die Funktion berechnet zuerst die Initalverluste.
Anschließend werden die Verluste berechnet für alle alternative Trennstellen. Alternative werden gesucht in
beide Richtungen von der Trennstelle, bis einen Knotenpunkt mit 4 oder mehr verbundene Zweigen angetroffen
wird.
6.12.3
Trennstellenoptimierung: Ergebnisse
Ein Kabel mit einem vorgeschlagenen geschlossen Schalter wird in der Diagramm mit der Hoch-Farbe
dargestellt.
Ein Kabel mit einem vorgeschlagenen geöffneten Schalter wird in der Diagramm mit der Niedricher-Farbe
dargestellt. Alternativen werden mit der Niedrich-Farbe dargestellt.
Die Hoch- und Niedrich-Farben sind definiert in den Optionen, bei Berechnung | Allgemeines.
Ergebnisse | Allgemein präsentiert die Ergebnisse in eine Tabelle. Eingeschlossen sind vorgeschlagen
geschlossen und geöffneten Schalter und die berechnete Reduktion der Verluste.
Ergebnisse | Graphik | Allgemein präsentiert die Reduktion der Verluste für alle Alternativen.
Wenn es keine Alternativen gibt, werden keine Ergebnisse präsentiert.
259
7
Makros
Normalerweise werden in Vision Einzelberechnungen durchgeführt. Manchmal ist es jedoch erwünscht,
Berechnungen einige Male hintereinander mit leicht veränderten Daten durchzuführen. Hierfür ist in Vision eine
Programmsprache, eine Makrosprache, entwickelt.
Zum Schreiben der Makros ist ein Makro-Editor verfügbar. Weil die Makros nichts mit den Netzdateien zu tun
haben, ist der Makro-Editor unter Extra | Makros zu finden. Die Makros werden in Textbeständen gespeichert.
Der Editor liest und schreibt die Makros von und nach Dateien mit dem Erweiterungsteil 'vmf': Vision Makro
File.
Die Ergebnisse können automatisch in Excel übernommen werden. Der Benutzer kann selbst definieren,
welche Daten in den Arbeitsblättern ausgegeben werden sollen. Auch kann der Benutzer großenteils die
Einteilung definieren.
Ein Makro wird am aktuellen Netz durch Berechnung | Makro durchgeführt. Wähle hier eine Makrodatei. Es
ist auch möglich, das Makro direkt vom Makro-Editor aus zu führen mit Makro | Ausführen oder die F9Taste.
Vor der Durchführung eines Makros wird eine Netzkopie gespeichert. Das aktuelle Netz wird dadurch nicht
verändert. Das bedeutet, dass die vom Makro in den Einstellungen gemachte Veränderungen nach der
Durchführung nicht mehr verfügbar sind.
Die Makrosprache ist zeilenorientiert. In jeder Zeile steht ein einziger Befehl mit - zwischen Klammern - den
dazugehörigen Parametern, die untereinander durch Kommas getrennt sind.
Alle Komponenten im Netz werden in der Makrosprache durch den Sammelnamen Objekt angedeutet. So
sind beispielsweise Knotenpunkte, Kabel und Lasten Objekte.
Ein spezifisches Objekt wird durch seinem Namen angedeutet. Dieser kann ein Text oder eine Textvariable
sein. Hier ist ein Unterschied zwischen Groß- und Kleinbuchstaben zu machen. Die allgemeine Angabe
lautet: Objekt( ObjektName ). So kann zum Beispiel ein einziger spezifischer Knotenpunkt angedeutet werden
durch: Node( 'MeinKnotenpunkt' ).
In diesem Schriftstück wird der Begriff Wert gebraucht. Ein Wert kann sein: direkter Wert, Wert einer
Variablen, Wert eines Attributes. Ein direkter Wert kann ein Text zwischen einfachen Anführungszeichen
'Abcde…'), eine Zahl, ein Objekt ( Node( 'MeinKnotenpunkt' ) ) oder ein besonderer Ausdruck sein.
Der Benutzer kann in seinem Makro selbst Variablen definieren. Diese können zum Beispiel als Zähler oder
Hilfsvariablen, um Attribute zu bearbeiten, gebraucht werden. Es gibt Variablen, die Text, eine Zahl, einen
logischen Wert, einen Schalterstand oder die Leistungsrichtung enthalten können.
Alle Objekte haben Attribute. Zum Einen sind das die Inputdaten, wie sie (in den Formularen) in Vision vom
Benutzer einzugeben sind, zum Anderen sind das die berechneten Outputdaten, wie sie nach einer
Berechnung im Netzschema oder Im Detailausschnitt anzusehen sind.
Jeder Befehl benötigt eine Anzahl Parameters. Parameter stehen in Klammern - getrennt durch Kommas hinter einem Befehl. Ein Parameter kann ein Wert, ein Attribut oder ein Vergleichszeichen sein.
· Ein Wert kann Text, Zahl, logischer Wert (true/false), Schalterstand (open/closed), Leistungsrichtung
(supply/absorb) oder Objekt sein. Dieser Wert kann in einer Variablen oder in einem Attribut eines Objekts
(zum Beispiel die Knotenpunktspannung) gespeichert sein.
· Ein Attribut ist eine Inputgröße oder eine Outputgröße einer der Netzkomponenten. In der Makrosprache
können die Inputdaten verändert und befragt werden. Outputdaten können nur befragt werden.
· Für logische Funktionen benötigt man Vergleichszeichen. In der Makrosprache sind diese : = (gleich), <>
(ungleich), < (kleiner), <= (kleiner gleich), > (größer) und >= (größer gleich). Diese Zeichen werden bei den
Befehlen If, While und Until gebraucht.
Es gibt Befehle für:
· Bearbeitung: ändern des Netzes oder der Variablen
· Arithmetische Funktionen: kwadrat, potenz, logarithmus und goniometrie
· Procedure: vom Verbraucher definierte Prozedure
· Bedingt: abhängig von Werten wird ein Teil des Makros durchgeführt oder übersprungen
260
·
·
·
·
·
Schleife: abhängig von Werten wird ein Teil des Makros wiederholt durchgeführt oder übersprungen
Berechnung: Ergebnisse berechnen
Input: lesen von Daten aus den Zellen eines Spreadsheets
Bericht: präsentieren und formatieren
Netzbefehle: die vom Makro bearbeiteten Netze speichern.
Für mehr Informationen, sehen Sie bitte die Makro Reference Manual, mittels: www.phasetophase.nl/pdf/
VisionMacroDE.pdf.
261
8
Beilage
8.1
Vision: info Berechnungen
Lastfluß
· Newton-Rapson-Verfahren
· Berechnung von:
o Netzbelastung und Spannungen
o Einstellung des Regelschalters bei den Transformatoren
o Motorstart Anlaufstrom und Spannungssenkung
o N-1-Analyse
o Restkapazität
o Netzverluste.
IEC (60)909
· Superposition Verfahren nach IEC 909 oder IEC 60909
· Passives Netzmodell
· Symmetrische und Asymmetrische Kurzschlußberechnungen
· Berechnung von:
o Subtransienter Kurzschlußstrom und Kurzschlußleistung
o Maximale Kurzschlußstrom
o Zulässige Kurzschlußzeit
o R/X Beziehung am Fehlerort
o Alle Phasenströme im Netz.
Störung Sequentiell
· Kompensation Verfahren
· Actives Netzmodell
· Symmetrische und Asymmetrische Störungsanalyse
· Fehlerimpedanzen
· Öffnen Schalter
· "Fehler nach Fehler"
· Berechnung von:
o Subtransienter Kurzschlußstrom
o Alle Ströme und Spannungen (je Phase oder je Symmetrische Komponent).
8.2
Vision: info Komponenten
Komponenten
· Zwei- und Dreiwicklungstransformatoren
· Transformator Spannungsregelung mit Stromkompensation
· Synchrongenerator mit cos phi Regelung oder Spannungsregelung mit Statik
· Synchronmotor
· Asynchrongenerator und Asynchronmotor
· Kabel (auch sektioniert)
· Verbindungen (Hochspannungslinie)
· Links
· Drosselspule
· Shunts (Spule und Kondensator)
· Last (konstante Leistung und Konstante Admittanz)
· Sammelschienensystem
· Schutzsystem.
262
8.3
Vision: info Benutzeroberfläche
Graphische Editor
· Logisch aufgebaute Benutzeroberfläche mit einem schnellen Netzschema-Editor
· Gleichzeitige bearbeitung von mehrere Netzmodellen
· Kopieren und Kleben, auch zu anderen Programmen (Enhanced Meta File)
· Ansichtgruppen definieren
· Auswähle speichern
· Berichte definieren
· Editor für Komponenttypen
· Mehrere Symbole für Knotenpunkten
· Farbenindikation für Ergebnisse
· Graphische darstellung Ergebnisse
· Sortierungsmöglichkeiten nach Eingabedaten und Ergebnisse
· On-line Hilfe.
8.4
Vision: info Abonnements
Für die Benutzer sind Abonnements erhältlich; diese werden jedes Jahr stillschweigend verlängert. Ein
Abonnementsjahr läuft vom 1. Januar bis zum 31. Dezember.
Abonnements müssen spätestens zwei Monate vor dem Ende der laufenden Abonnementsperiode schriftlich
gekündigt werden.
Abonnement Basis
Das Abonnement Basis gilt zusammen mit einem PC- oder Netzwerkschlüssel für einen, zwei oder drei
Benutzer.
Das Abonnement Basis besteht aus:
·
Unterstützung
·
Updates und Upgrades
·
Zeitschrift
Unterstützung
Die Unterstützung (e-mail) besteht aus fachmännischer Beratung bei Fragen, die während des Gebrauchs oder
der Anwendung von Vision und Gaia auftreten. An Werktagen wird während der Bürostunden, wenn möglich,
sofort ein fachmännischer Rat erteilt, anderenfalls innerhalb dreier Werktage. Die Anwendung der Software ist
derartig, dass ein 24-Stunden-Service nicht nötig ist.
Upgrades
Ein neuer Upgrade liegt vor, als, verglichen mit einer existierenden Version, neue Rechenmöglichkeiten
zugefügt sind. Eine neue Version wird durch eine höhere Versionsnummer X.X gekennzeichnet. Diese Version
wird dem Verantwortlichen zugesandt. Die neueste Version ist immer auf der Internetsite
www.phasetophase.com verfügbar.
Updates
Wenn in einer Version kleine Verbesserungen oder Ergänzungen eingebracht sind, wird dies ein Update
genannt. Ein neuer Update wird durch eine höhere Versionsnummer in der Form X.X.X gekennzeichnet; das
letzte X ist die Updatenummer. Die neueste Version ist immer auf der Internetsite www.phasetophase.com
verfügbar.
Zeitschrift
Die Zeitschrift informiert zweimal jährlich über neue Entwicklungen. Allgemeine technische Information wird
auch auf dem Internet publiziert: www.phasetophase.com.
263
8.5
Software Installation und Hardwareschlüssel
VISION NETWORK ANALYSIS INSTALLATION
Die Installation von Vision geschieht einfach wie folgendermaßen:
· die Installation von CD ROM starten
· das Programm "Autorun.exe" starten
· Vision Network analysis installieren
· Software für PC-Schlüssel oder Netzwerkschlüssel installieren. Sehen Sie unten.
· PC- oder Netzwerkschlüssel in den USB-Port des Computers stecken
SOFTWARE INSTALLATION FÜR PC-SCHLÜSSEL ODER NETZWERKSCHLÜSSEL
Das Nutzungsrecht von Vision wird bestimmt von den mit der Software mitgelieferten Schlüsseln. Ohne PCSchlüssel oder Netzwerk-Schlüssel können Vision im Demo-Modus benutzt werden. Es ist dann nicht
möglich, Netzwerk-Dateien zu speichern, und außerdem steht nur eine begrenzte Netzgröße für die
Ausführung von Berechnungen zur Verfügung.
Driver für PC-Schlüssel
Bei Benutzung von Vision mit PC-Schlüssel muß der Sentinel-Driver installiert werden. Dieser Driver steuert
die Kommunikation zwischen dem Computer und dem Schlüssel.
Installation des Sentinel-Treibers
· legen Sie die CD in den Computer
· gehen Sie mit dem Windows Explorer zu: Sentinel
· starten Sie: Sentinel System Driver Installer 7.5.2.exe.
Unikey PC-Schlüssel
Der Unikey PC-Schlüssel benötigt keinen Driver Software.
264
Protection Server (spnsrvnt.exe) für SuperProNet-Netzwerkschlüssel
Wenn man Vision mit dem SuperProNet-Netzschlüssel verwendet, müssen den Sentinel Driver und den
Sentinel Protection Server auf den Computer angebracht werden, in dem der Netzwerkschlüssel gefunden
werden soll. Der Driver kümmert sich um Kommunikation zwischen dem Computer und dem
Netzwerkschlüssel; der Server kümmert sich um Kommunikation zwischen dem Computer und den Clients.
Keine Software muß auf die Clients angebracht werden.
Installation des Sentinel Drivers und der Sentinel Protection Server
·
legen die CD in den Computer
·
gehen Sie mit dem Windows Explorer zu: Sentinel
·
starten Sie: Sentinel Protection Installer 7.6.3.exe
·
wählen Sie: Custom
·
wählen Sie nicht: Sentinel Keys Server
·
wählen Sie nicht: Sentinel Security Runtime
Der Driver und der Server sind beide angebracht.
Einstellungen in Vision
Mit in Optionen, Schlüssel können Einstellungen für den Netzwerk-Schlüssel geändert werden.
SuperProNet-Netzwerkschlüssel
Hiermit kann man angeben, ob man einen SuperProNet-Netzwerkschlüssel benutzt. Wenn jedoch einen
gültiger PC-Schlüssel anwesend ist, wird dieser bevorzugt.
Server
Beliebig kann die IP Nummer des Servers, der das SuperProNet enthält, eingetragen werden. Die
Kommunikation kann hierdurch verbessern.
265
Index
Erdfehlerschutz 178
Exportieren Typendaten
Externe Ganglinie 197
Extra 85
-AAbdrucken 84, 84, 95
Abdrucken Einstellungen 110
Akku 168
Allgemeines 6
Ansicht 52, 95
Ansichtgruppen Definition 55
Anwählen 61
Anwählen Speziell 61
Arc flash 98
Asymmetrische Lastfluss 210
Asynchrongenerator 149
Asynchronmotor 151, 154
Asynchronmotorgruppe 154
Aufteilen 72
Ausfallhäufigkeit 239
Ausrichten 75
Auswahl 200
-BBearbeiten Komponenten 69
Belastung 71
Benutzeroberfläche 48
Berechnungen Einstellungen 108
Berichte 84, 84, 95
Besonderheiten 200
Bild 52
Blatt 50
-DDatei 59
Dateilokations 108
Differentialschutz 186
Distanzschutz 181
Dreiwicklungstransformator
Drosselspule 127
-FFehleranalyse 223
Freileitungen 100
-GGanglinie 72, 195, 197
Gebiet, Definition 56
Generator 145, 149
Geographie 93
Geographie Einstellungen
Gleichzeitigkeit 70, 116
Gruppe 239
Gruppe, Definition 55
106
Copyright © Phase to Phase BV
111
-HHardwareschlüssel 263
Hardwareschlüssel Einstellungen
Harmonische Lastfluss 231
Harmonischen 226
Hyperlinks 200, 202
-IIEC 60909 214
IEC 909 223
Imex 103
Impedanzberechnung 100
Impedanzspektrum 231
Import 103
Importieren 86
Indivuduell bearbeiten 69
Inselmodus 204
Installation 19, 263
Introduction 19
-K-
-EEditor Einstellungen
Einfügen 64, 67
Einstellungen 106
Entfernen 76
137
94
Kabel 124
Kabelbelastbarkeit
Kartblatt 50
Knicken 75
97
111
266
Knotenpunkt 112
Knotenpunkt herausnehmen 76
Kollektiv bearbeiten 70
Kommentar 202
Kondensator 159
Konvergenz Lastfluss 205
Kopieren 67
Koppelimpedanz 121
Kosten 236
Kundennichtverfügbarkeitsdauer 239
Kurzkupplung 123
Kurzschlußanzeiger 187
Kurzschlußberechnung 214, 223, 223
-LLast 156, 157
Lastfluss 204
Lastganglinie 195, 197
Lastschalter 170
Lasttrennschalter 170
Lastverhalten 193
Leistung nicht ausreichend
Leistungsschalter 172
Lichtbogen 98
Nichtverfügbarkeitsfrequenz 239
Nichtverfügbarkeitswahrscheinlichkeit
NLE 239
239
-OOptionen 106
Optionendatei 96
-PPC-schlüssel 263
Pi-Modell 118
Plot 84
Präsentation Objekte
Print 84, 95
Profil 195, 197
202
-QQuerspule
204
-MMagazin 68
Makro Editor 103
Makros 259
Mausbedienung 21
Maximalstromschutz 174
Messfeld 187
Modus 52
Motor 148, 151
Motorgruppe 154
Munü 21
Mutual coupling 121
-NNetzanalyse 254
Netzdarstellung 48
Netzdatei 59
Netzeinspeisung 143
Netzwerkschlüssel 263
Neuigkeiten 8
Nichtgelieferte Energie 239
Nichtverfügbarkeitsdauer 239
161
-RRahmen 191
Raster 50
Redo 74
Reparaturdauer 239
Repräsentieren 52, 68
Revision 71
Richtung, Definition 56
Route 61
Rückgängig machen 74
-SSammelschienen 117
Schneiden 67
Schnelltasten 23
Schutz 86, 244
Schutzanalyse 253
Selektivität 244
Selektivitätsdiagramm 246
Sentinel 263
Sicherung 171
Skalieren 75
Software installation 263
Spahrtransformator 133
Spannungseinbruchanalyse 254
Copyright © Phase to Phase BV
267
Spannungseinbrüche 254
Spannungsschutz 180
Spannungswandler 187
Specialtransformator 133
Speziell bearbeiten 70, 71, 71
Störungsanalyse 257
Stromschutz 174
Stromschutzcharakteristiken 246
Stromwandler 187
Suchen 61
SuperPro 263
Synchrongenerator mit cos phi-Regelung 145
Synchrongenerator mit U-Regelung 145
Synchronmotor 148
Szenario 81
-TTeilnetzrand 71
Text 189
Transformator 129
Transformatorlast 157
Transformatorphase 97
Trasse 61
Trennstellen optimierung 258
Typen 58
Typendaten erneut einlesen 94
Typendaten exportieren 94
Typ-schauer 94
-UÜbernehmen 72
Übernehmen aus Netz 86
Überstromschutz 174
Undo 74
Unikey 263
Unsymmetrische Lastfluss 210
-VVariante 76
Verbindung 119
Vergleichen Netz 85
Versagenchance 239
Verschieben 73
Versetzen 74
Copyright © Phase to Phase BV
-WWiedereinsetzen 75
Wiederum 74
Windturbine 163
-ZZickzackspule 162
Zoom 52
Zoomfenster 52
Zurücksetzen 75
Zusammenfügen 74
Zuverlässigkeit 238

Das Knotenpunktsystem Genial einfach – einfach genial!

Produktdatenblatt: EuK-Konfigurator: Einfach online konfigurieren

DIN EN 60721-3-2:1998-03 (D) - KAN

Hohlwellen- Servomotoren

Untitled

IEC/EN 60335-1 – Haushaltsgeräte

angekommen in deutschland

A4 - cappelner ringweg

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