EP1687646A1 - Verfahren zum bestimmen des ohmschen isolationswiderstandes - Google Patents

Verfahren zum bestimmen des ohmschen isolationswiderstandes

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EP1687646A1
EP1687646A1 EP04818814A EP04818814A EP1687646A1 EP 1687646 A1 EP1687646 A1 EP 1687646A1 EP 04818814 A EP04818814 A EP 04818814A EP 04818814 A EP04818814 A EP 04818814A EP 1687646 A1 EP1687646 A1 EP 1687646A1
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EP
European Patent Office
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mode voltage
voltage signal
common mode
common
earth
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP04818814A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Dieter Hackl
Burkhard Macht
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Dipl-Ing Walther Bender & Co KG GmbH
Original Assignee
Dipl-Ing Walther Bender & Co KG GmbH
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Filing date
Publication date
Application filed by Dipl-Ing Walther Bender & Co KG GmbH filed Critical Dipl-Ing Walther Bender & Co KG GmbH
Publication of EP1687646A1 publication Critical patent/EP1687646A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
    • G01R27/02—Measuring real or complex resistance, reactance, impedance, or other two-pole characteristics derived therefrom, e.g. time constant
    • G01R27/16—Measuring impedance of element or network through which a current is passing from another source, e.g. cable, power line
    • G01R27/18—Measuring resistance to earth, i.e. line to ground
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H1/00—Details of emergency protective circuit arrangements
    • H02H1/0007—Details of emergency protective circuit arrangements concerning the detecting means
    • H02H1/003—Fault detection by injection of an auxiliary voltage
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H02H3/32—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors
    • H02H3/33—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers
    • H02H3/332—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers with means responsive to dc component in the fault current
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    • H02H3/33—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers
    • H02H3/337—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents involving comparison of the voltage or current values at corresponding points in different conductors of a single system, e.g. of currents in go and return conductors using summation current transformers avoiding disconnection due to reactive fault currents
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
    • G01R31/086—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution networks, i.e. with interconnected conductors

Definitions

  • the invention relates to a method for determining the ohmic insulation resistance of a grounded, single-phase or multi-phase, ready-to-operate, with or without DC superimposition by connected consumers, such as converters, working AC network against earth with a signal feed into the AC network and a signal evaluation of the resulting network signals.
  • the capacitive leakage current which is present in the "good state" of the network to be monitored is already above the permissible limit value for the residual current (ohmic leakage).
  • the residual current measuring device uses Limit a value is set which corresponds to the arithmetic sum of the existing leakage current and residual current limit. Since capacitive and ohmic derivatives do not add up arithmetically, but geometrically, the resulting error is sometimes very large. This solution is inadequate and only acceptable as long as there is no better solution.
  • EP 0 990 292 B1 describes a method for the selective detection of leakage and fault currents. In favorable network constellations, a partial solution to the problem described under 2 is possible. However, this does not solve the problems described under 1 and 3.
  • the present invention is therefore based on the object of designing a method of the type mentioned in the preamble which works with a signal feed so that the ohmic insulation resistance can be determined reliably and precisely.
  • the common-mode voltage signal component based on the common-mode voltage signal fed in is determined by filtering from the common-mode voltage signal thus detected, and that if the residual current measurement signal component remains essentially unchanged after the transient state of the discharge capacitance between the network conductors and earth has been transposed to the injected common mode voltage signal, the ohmic component of the insulation resistance between the network conductors and earth by forming the quotient between the instantaneous common mode voltage signal component is determined at the measuring point and the instantaneous residual current measuring signal component at the measuring point.
  • Such a method enables a very reliable and precise determination of the ohmic insulation resistance, because the detected residual current measurement signal component in the steady state depends only on this, namely because of the then existing constant of the common mode voltage signal component. Based on the differential current measurement, this method works in a directionally selective manner and only detects insulation faults behind the measuring point. This enables targeted monitoring of certain network sections. The process also works perfectly if there is a direct current superimposition by connected consumers, such as frequency converters.
  • the method is fundamentally not only limited to earthed AC networks, but can also be used in earthed DC networks or in earthed DC networks with an AC component.
  • claims 5 to 7 enable effective interference suppression by signal averaging in a suitable time window. As a result, measurement errors can be avoided.
  • digital filtering techniques can be used that work accurately and are not susceptible to interference.
  • simple resistance star points can be used to detect the common mode voltage signals at the feed-in and measuring points. Alternatively, it can be used in the event of a network phase failure or in single-phase networks may be advantageous to use the common mode voltage between the N conductor and ground.
  • FIG. 1 shows, in a simplified block diagram, an insulation monitoring device which is used to carry out the method and which has alternative supply options, directly into all network conductors or indirectly via the star earthing of the AC network to be monitored,
  • FIG. 2 shows an overall view which is more detailed with respect to the AC network to be monitored and simplified with respect to the insulation monitoring device from FIG. 1, with a feed directly into all network conductors of the AC network to be monitored
  • Fig. 3 is a schematic overall view with a central feed directly into all network conductors and with decentralized measuring points in different branches of the AC network to be monitored and
  • Fig. 4 is a schematic overall view with a central feed via the star point earthing and with decentralized measuring points in different branches of the AC network to be monitored.
  • a three-phase network 10 which is supplied with voltage via a network feed 12, is connected to the network conductors L1 (phase), L2 (phase), L3 (phase), N (neutral conductor) via a star earthing 11 to earth (PE).
  • the three-phase network 10 has only one network branch as shown in FIGS. 1 and 2 and two network branches as shown in FIGS. 3 and 4. In the present case, a load 14 is connected to each network branch.
  • the three-phase network 10 has a mixed capacitive and ohmic network derivative between the network phases L1, I_2, L3 and earth PE.
  • the network derivation is symbolized in a simplified manner as follows: in FIG. 1 by C A and R - in FIG. 2 by C A ⁇ , C A2 , C A3 for the individual network phases L1, L2, L3 and by R F for the network phase L1 - in FIGS. 3 and 4 by R F1 and R F2 for one network phase each of the two network branches.
  • An insulation monitoring device generally designated 38 in FIGS. 1 and 2, operates in such a way that a reliable and precise determination of the ohmic insulation resistance R F is possible even during operation of the grounded AC network 10.
  • a feed point 16 for a rectangular common mode voltage signal to earth PE to be fed in by the insulation monitoring device 38 can be located at any point in the AC network 10, as in its neutral earthing 11 (FIGS. 1 and 4) - i.e. directly at the beginning of the network - or behind its network feed 12 ( 1, 2, 3). The feed point 16 can also be located directly on the grid feed 12.
  • the common-mode voltage signal can be fed in, for example, in a transformer.
  • a feed in the star earthing 11 only one feed winding 22 is required, while in all other feed cases four feed windings 22 are required for all network conductors including neutral conductors, i.e. for L1, L2, L3 and N.
  • a generator 20 generates a common-mode voltage signal against earth PE to be fed in via the feed winding or windings 22 and, by means of suitable control processes, ensures that the common-mode voltage signal against earth PE present at the feed point 16 on the AC network 10 is essentially rectangular. This is understood to mean a signal that is largely constant, at least between its flank areas.
  • the generator 20 is supplied with an input signal via a voltage or line conductor tap 24, such as a resistance star point, which corresponds to the common-mode voltage signal to ground PE present at the supply point 16 at the line conductors L1, L2, L3 and N. If this input signal deviates from the rectangular shape, the generator 20 adjusts the feed accordingly.
  • the differential current ⁇ l of all network conductors L1, L2, L3 and N is detected by a residual current meter 28 at a measuring part 18 of the AC network 10 located behind the feed point 16.
  • a residual current meter 28 at a measuring part 18 of the AC network 10 located behind the feed point 16.
  • all components not belonging to the common-mode voltage signal fed in are filtered out of the latter.
  • the evaluator 34 thus ensures that the differential current measurement signal component generated by the fed common-mode voltage signal is determined in a direct or indirect manner by filtering.
  • an input signal is tapped from the network conductors via a voltage or line conductor tap 30, such as a resistance star point, which corresponds to the common mode voltage signal to earth PE actually present at the measuring point 18 and is supplied to an evaluator 32.
  • a common voltage or mains conductor tap 24/30 such as a resistance star point, can be used.
  • the evaluator 32 thus ensures that, in a direct or indirect way, that on the injected common mode voltage signal to earth PE based common mode voltage signal component against earth PE is determined by filtering.
  • a time window is preferably determined in which the residual current measurement signal portion remains essentially unchanged after the transient state of the charge transfer capacitance C A between the mains conductors and earth has been reached and the common-mode voltage signal fed in.
  • This time window can be determined directly by evaluating the course of the output signal from the evaluator 34, that is to say the residual current measurement signal component.
  • the time window can also be determined indirectly in a simple manner in that, on the basis of the time profile of the output signal, the edge regions for the common-mode voltage signal are left out by predetermined fixed time differences.
  • the output signals of the evaluator 34 are averaged within the time window in order to eliminate disturbance variables.
  • the size of the possibly averaged output signal of the evaluator 32 is then divided by the size of the averaged output signal of the evaluator 34 in order to obtain the ohmic insulation resistance R F as a result.
  • the frequency of the square-wave common mode voltage signal that is fed in which deviates from the mains frequency, may not correspond to harmonics of the mains frequency due to the necessary filtering. Furthermore, in view of effective interference suppression, it should be as small as possible, so that longer time windows arise during which the residual current measurement signal component is essentially constant. On the other hand, the frequency cannot be chosen too low, particularly in the case of a transformer feed. In practice, a frequency of 175 Hz has proven itself for a mains frequency of 50 Hz for the common-mode voltage signal to be fed in.
  • the size of the rectangular common mode voltage signal to be fed in relative to earth PE can largely be chosen as desired. In principle, it has proven to be expedient to feed in a positive and negative common-mode voltage signal that alternates with earth.
  • its peak-to-peak amplitude can then be used as the instantaneous common-mode voltage signal component at the measuring point and its peak-to-peak amplitude as the instantaneous residual current measuring signal component at the measuring point.
  • the peak-to-peak amplitudes taken into account when forming the quotient can be averaged, as described above, in order to suppress interference signals.
  • a voltage of + and - 10 V against earth has proven itself.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen des ohmschen Isolationswiderstandes (RF) eines geerdeten Wechselstromnetzes. Um den ohmschen Isolationswiderstand (RF) ermitteln zu können, wird an einer beliebigen Einspeisestelle (22) des Wechselstromnetzes in alle Netzleiter desselben ein an der Einspeisestelle zumindest weitgehend auf Rechteckform geregeltes Gleichtakt-Spannungssignal (20) gegen Erde eingespeist und an einer beliebigen Messstelle hinter der Einspeisestelle der Differenzstrom aller Netzleiter erfasst (28). Aus dem Differenzstrom wird der durch das eingespeiste Gleichtakt-­Spannungssignal erzeugte Differenzstrom-Messsignalanteil durch Filterung bestimmt und an der Messstelle das dort an den Netzleitern anstehende Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde erfasst (24/30). Aus dem so erfassten Gleichtakt-Spannungssignal wird der auf dem eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal beruhende Gleichtakt-­Spannungssignalanteil durch Filterung bestimmt und der ohmsche Anteil des Isolationswiderstandes (RF) zwischen den Netzleitern und Erde durch Quotientenbildung zwischen dem momentanen Gleichtakt-Spannungssignalanteil an der Messstelle und dem momentanen Differenzstrom-Messsignalanteil an der Messstelle wird bestimmt.

Description

Anwaltsakte 2733/1054 PCT
VERFAHREN ZUM BESTIMMEN DES OHMSCHEN ISOLATIONSWIDERSTANDES
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Bestimmen des ohmschen Isolationswiderstandes eines geerdeten, ein- oder mehrphasigen, betriebsbereiten, ohne oder mit Gleichstromüberlagerung durch angeschlossene Verbraucher, wie Umrichter, arbeitenden Wechselstromnetzes gegen Erde mit einer Signaleinspeisung in das Wechselstromnetz und einer Signalauswertung von hierdurch entstehenden Netzsignalen.
Bei einem bekannten Verfahren gemäß der US-PS 4 638 242 erfolgt eine ungeregelte Netzeinspeisung von sinusförmigen Meßsignalen (vorzugsweise zwei). Der ohmsche Isolationswiderstand wird unter Ausnutzung der Phasenbeziehung zwischen Meßsignalspannung und Meßsignalstrom bestimmt und durch phasenrichtige Gleichrichtung aus dem Meßsignalstrom ermittelt. Hierbei handelt es sich um eine sehr komplexe Methode, die zu großen Fehlern führen kann. Zum einen kann beim Einsatz von realen Übertragern in der Praxis der Einfluss von Parametern wie Wicklungswiderständen, Eisenverlusten, Wirbelstromverlusten, Streuinduktivitäten, Wicklungskapazitäten usw. nicht vernachlässigt werden. Je nach Ableitung gegen Erde verändern sich sowohl die Amplitude als auch die Phase der eingespeisten Meßsig- nalspannung gegen Erde, und dies unterschiedlich für verschiedene Signalfrequenzen. Bei schwankenden und zusätzlich recht großen Netzableitkapazitäten im Netz ist die Bestimmung von geringen ohmschen Ableitungen bei diesem Verfahren nur mit großen Fehlem möglich, da die tatsächlich im Netz vorhandene Meßsignalspannung von der eingespeisten Signalspannung deutlich abweichen kann.
In geerdeten Versorgungs- oder Steuernetzen werden die verschiedenen Bereiche der elektrischen Sicherheit überwiegend durch den Einsatz differenzstrominessender Einrichtungen abgedeckt. Unterschieden wird hierbei zwischen abschaltenden Fehlerstrom-Schutzeinrichtungen (RCD) und nicht abschaltenden Differenzstromüberwachungsgeräten (RCM). Als funktional abzudeckende Bereiche können der Personenschutz, der Anlagenschutz, der Brandschutz, die Sicherstellung der Stromversorgung und die vorbeugende Instandhaltung genannt werden. Mit dem Einsatz differenzstrominessender Einrichtungen für die oben beschriebenen Aufgaben sind die folgenden Problemfälle technisch nicht oder unzureichend gelöst:
1. In Drehstromnetzen können bestimmte Kombinationen von ohmschen und kapazitiven Ableitungen (z.B. auch symmetrische ohmsche Ableitungen) dazu führen, daß der von der differenzstrommessenden Einrichtung erfaßbare Differenzstrom nahezu Null wird, obwohl ein unzulässig hoher Fehlerstrom über die ohmsche Ableitung fließt. Je nach Fehlerfall liegt hier ein Problem im Personenschutz, Brandschutz oder im Anlagenschutz vor.
2. Der im „Gut-Zustand" des zu überwachenden Netzes vorhandene kapazitive Ableitstrom liegt bereits über dem zulässigen Grenzwert für den Fehlerstrom (ohmsche Ableitung). Als Lösung wird an der differenzstrommessenden Einrichtung als Grenzwert ein Wert eingestellt, der der arithmetischen Summe aus vorhandenem Ableitstrom und Fehlerstromgrenzwert entspricht. Da sich kapazitive Ableitungen und ohmsche Ableitungen jedoch nicht arithmetisch, sondern geometrisch addieren, ist der daraus entstehende Fehler teilweise sehr groß. Diese Lösung ist unzureichend und nur akzeptabel, solange keine bessere Lösung existiert.
3. Immer häufiger kommen in den Versorgungsnetzen Verbraucher zum Einsatz, die hinter Gleichrichter- und/oder Wechselrichter-Schaltungen liegen. Beispiele hierfür sind Schaltnetzteile und Frequenzumrichter. Hinter dem Gleichrichter entstehende Ableitungen gegen Erde werden durch die differenzstrommessenden Einrichtungen, zwar fallabhängig, jedoch überwiegend mit sehr großen Fehlern erfaßt.
Die bisherige Praxis mit differenzstrommessenden Einrichtungen besteht darin, einen von der Netzspannung getriebenen Ableit- oder Fehlerstrom zu erfassen und bei Überschreiten eines Grenzwertes eine definierte Aktion (Abschaltung, Meldung) auszulösen. In der EP 0 990 292 B1 wird ein Verfahren zur selektiven Erfassung von Ableit- und Fehlerströmen beschrieben. In günstigen Netzkonstellationen ist hiermit eine Teillösung des unter 2 beschriebenen Problems möglich. Die unter 1 und 3 beschriebenen Probleme werden hierdurch jedoch nicht gelöst.
Daher wird nach einer mit einer Signaleinspeisung arbeitenden besseren Methode gesucht, den ohmschen Isolationswiderstand gegen Erde zu bestimmen. Daraus können beispielsweise über die Netzspannungsamplitude andere Kenngrößen abgeleitet werden, wie z.B. der maximal zu erwartende Fehlerstrom oder die maximal zu erwartende Wirkleistung. Der vorliegenden Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, ein mit einer Signaleinspeisung arbeitendes Verfahren der im Oberbegriff genannten Art so auszubilden, daß der ohmsche Isolationswiderstand sicher und genau ermittelt werden kann.
Zur Lösung der gestellten Aufgabe zeichnet sich ein Verfahren der im Oberbegriff von Anspruch 1 genannten Art erfindungsgemäß durch die im Kennzeichen dieses Anspruchs aufgeführten Merkmale aus, nämlich dadurch,
daß an einer beliebigen Einspeisestelle deςs Wechselstromnetzes in alle Netzleiter desselben ein an der Einspeisestelle zumindest weitgehend auf Rechteckform geregeltes Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde eingespeist wird,
daß an einer beliebigen Meßstelle hinter der Einspeisestelle der Differenzstrom aller Netzleiter erfaßt wird,
daß aus dem erfaßten Differenzstrom direkt oder indirekt der durch das eingespeiste Gleichtakt-Spannungssignal erzeugte Differenzstrom-Meßsignalanteil durch Filterung bestimmt wird,
daß an der Meßstelle das dort an den Netzleitern anstehende Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde erfaßt wird,
daß aus dem so erfaßten Gleichtakt-Spannungssignal der auf dem eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal beruhende Gleichtakt-Spannungssignalanteil durch Filterung bestimmt wird und daß dann, wenn der Differenzstrom-Meßsignalanteil nach Erreichen des Einschwingzustandes vom Umladevorgang der Ableitkapazitäten zwischen den Netzleitern und Erde auf das eingespeiste Gleichtakt-Spannungssignal im wesentlichen unverändert bleibt, der ohmsche Anteil des Isolationswiderstandes zwischen den Netzleitern und Erde durch Quotientenbildung zwischen dem momentanen Gleichtakt- Spannungssignalanteil an der Meßstelle und dem momentanen Differenzstrom- Meßsignalanteil an der Meßstelle bestimmt wird.
Ein solches Verfahren ermöglicht ein sehr zuverlässiges und genaues Bestimmen des ohmschen Isolationswiderstandes, weil der erfaßte Differenzstrom- Meßsignalanteil im eingeschwungenen Zustand nur hiervon abhängt, und zwar wegen der dann vorhandenen Konstanz des Gleichtakt-Spannungssignalanteils. Dieses Verfahren arbeitet aufgrund der Differenzstrommessung richtungsselektiv und erfaßt nur Isolationsfehler hinter der Meßstelle. Dadurch ist eine gezielte Überwachung bestimmter Netzabschnitte möglich. Das Verfahren arbeitet auch dann einwandfrei, wenn eine Gleichstromüberlagerung durch angeschlossene Verbraucher, wie Frequenzumrichter, erfolgt.
Das Verfahren ist grundsätzlich nicht nur auf geerdete Wechselstromnetze beschränkt, sondern kann auch in geerdeten DC-Netzen oder in geerdeten DC-Netzen mit AC-Anteil eingesetzt werden.
Die Weiterbildung von Anspruch 2 ist bevorzugt, weil eine transformatorische Einspeisung besonders einfach ist. Grundsätzlich könnten jedoch auch andere Lösungen eingesetzt werden. Gemäß den Ansprüchen 3 und 4 ist eine vielseitige Einspeisung des Gleichtakt- Spannungssignals an verschiedenen Stellen des Wechselstromnetzes möglich.
Die weiteren Ausgestaltungen der Ansprüche 5 bis 7 ermöglichen eine wirksame Störunterdrückung durch Signalmittelung in einem geeigneten Zeitfenster. Dadurch können Meßfehler vermieden werden.
Nach Anspruch 8 können digitale Filtertechniken eingesetzt werden, die genau und störunanfällig arbeiten.
Gemäß den Ansprüchen 9 und 10 ist es in einfacher Weise möglich, ferner die durch den Isolationsfehler begründete Wirkleistung und den maximalen Fehlerstrom zu bestimmen.
In weiterer Ausgestaltung der Ansprüche 11 und 12 können auch komplizierte und verzweigte Wechselstromnetze bezüglich ihrer verschiedenen Bereiche gezielt überwacht werden. Theoretisch wäre es auch möglich, mehrere Einspeisestellen mit verschiedenen Gleichtakt-Spannungssignalen einzusetzen, beispielsweise in verschiedenen Netzzweigen. Dann aber müßte an den Meßstellen zwischen den verschiedenen Gleichtakt-Spannungssignalen unterschieden werden.
Nach den Ansprüchen 13 und 14 können zum Erfassen der Gleichtakt-Spannungssignale an den Einspeise- und Meßstellen einfache Widerstandssternpunkte benutzt werden. Alternativ kann es gemäß Anspruch 15 bei Ausfall einer Netzphase oder bei einphasigen Netzen vorteilhaft sein, die Gleichtaktspannung zwischen dem N-Leiter und Erde zu verwenden.
Während die Maßnahme von Anspruch 16 erforderlich ist, um eine einwandfreie Signalfilterung und -auswertung zu gewährleisten, haben sich die Merkmale von Anspruch 17 als besonders zweckmäßig erwiesen, um Offsetströme und Offsetspan- nungen zu unterdrücken.
Die Weiterbildungen der Ansprüche 18 und 19 haben sich im praktischen Betrieb bewährt.
Die Erfindung wird nachfolgend an zeichnerisch dargestellten Ausführungsbeispielen näher erläutert. Es zeigen:
Fig. 1 in einem vereinfachten Blockschaltbild eine zum Durchführen des Verfahrens dienende Isolationsüberwachungseinrichtung mit alternativen Einspeisungsmöglichkeiten direkt in alle Netzleiter oder indirekt über die Sternpunkterdung des zu überwachenden Wechselstromnetzes,
Fig. 2 eine bezüglich des zu überwachenden Wechselstromnetzes detailliertere und bezüglich der Isolationsüberwachungseinrichtung aus Fig. 1 vereinfachte Gesamtansicht mit einer Einspeisung direkt in alle Netzleiter des zu überwachenden Wechselstromnetzes, Fig. 3 eine schematische Gesamtansicht mit einer zentralen Einspeisung direkt in alle Netzleiter und mit dezentralen Meßstellen in verschiedenen Zweigen des zu überwachenden Wechselstromnetzes und
Fig. 4 eine schematische Gesamtansicht mit einer zentralen Einspeisung über die Sternpunkterdung und mit dezentralen Meßstellen in verschiedenen Zweigen des zu überwachenden Wechselstromnetzes.
Gemäß den Figuren 1 bis 4 ist ein über eine Netzeinspeisung 12 spannungsversorgtes Drehstromnetz 10 mit den Netzleitern L1 (Phase), L2 (Phase), L3 (Phase), N (Nulleiter) über eine Sternpunkterdung 11 mit Erde (PE) verbunden. Das Drehstromnetz 10 hat gemäß den Fig. 1 und 2 beispielhaft nur einen Netzzweig und gemäß den Fig. 3 und 4 beispielhaft zwei Netzzweige. An jeden Netzzweig ist im vorliegenden Fall eine Last 14 angeschlossen.
Das Drehstromnetz 10 hat prinzipiell eine gemischt kapazitive und ohmsche Netzableitung zwischen den Netzphasen L1 , l_2, L3 und Erde PE. Die Netzableitung ist zeichnerisch beispielhaft wie folgt vereinfacht symbolisiert: In Fig. 1 durch CA und R - in Fig. 2 durch CAι, CA2, CA3 für die einzelnen Netzphasen L1 , L2, L3 und durch RF für die Netzphase L1 - in den Fig. 3 und 4 durch RF1 sowie RF2 für jeweils eine Netzphase der beiden Netzzweige.
Ein in den Fig. 1 und 2 allgemein mit 38 bezeichnetes Isolationsüberwachungsgerät arbeitet in der Weise, daß auch im Betrieb des geerdeten Wechselstromnetzes 10 eine sichere und genaue Bestimmung des ohmschen Isolationswiderstandes RF möglich ist. Eine Einspeisestelle 16 für ein von dem Isolationsüberwachungsgerät 38 einzuspeisendes rechteckförmiges Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde PE kann an beliebiger Stelle des Wechselstromnetzes 10 liegen, wie in dessen Sternpunkterdung 11 (Fig. 1 und 4) - also direkt am Netzanfang - oder hinter dessen Netzeinspeisung 12 (Fig. 1 , 2, 3). Die Einspeisestelle 16 kann sich auch direkt an der Netzeinspeisung 12 befinden.
Gemäß Fig. 1 kann die Einspeisung des Gleichtakt-Spannungssignals beispielsweise transformatorisch erfolgen. Hierbei ist für den Fall einer Einspeisung in der Sternpunkterdung 11 nur eine Einspeisewicklung 22 erforderlich, während in allen anderen Einspeisefällen jeweils vier Einspeisewicklungen 22 für alle Netzleiter einschließlich Nulleiter, also für L1, L2, L3 und N, benötigt werden.
Ein Generator 20 erzeugt ein über die Einspeisewicklung bzw. -Wicklungen 22 einzuspeisendes Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde PE und sorgt durch geeignete Regelungsvorgänge dafür, daß das an der Einspeisestelle 16 am Wechselstromnetz 10 anstehende Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde PE im wesentlichen rechteck- förmig ist. Hierunter wird ein Signal verstanden, daß zumindest zwischen seinen Flankenbereichen weitgehend konstant ist. Zu diesem Zweck wird dem Generator 20 über einen Spannungs- oder Netzleiterabgriff 24, wie einen Widerstandssternpunkt, ein Eingangssignal zugeführt, das dem an der Einspeisestelle 16 an den Netzleitern L1 , L2, L3 und N anstehenden eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde PE entspricht. Falls dieses Eingangssignal von der Rechteckform abweicht, erfolgt durch den Generator 20 eine entsprechende Nachregelung der Einspeisung. An einer hinter der Einspeisestelle 16 liegenden Meßsteille 18 des Wechselstromnetzes 10 wird der Differenzstrom Δl aller Netzleiter L1 , L2, L3 und N durch einen Differenzstrommesser 28 erfaßt. In einem mit digitalen Filtertechniken arbeitenden Bewerter 34 für den erfaßten Differenzstrom werden aus diesem alle nicht zum eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal gehörigen Komponenten ausgefiltert. Der Bewerter 34 sorgt somit dafür, daß auf direktem oder indirektem Wege der durch das eingespeiste Gleichtakt-Spannungssignal erzeugte Differenzstrom-Meßsignalanteil durch Filterung bestimmt wird.
An der Meßstelle 18 wird an den Netzleitern über einen Spannungs- oder Netzleiterabgriff 30, wie einen Widerstandssternpunkt, ein Eingangssignal abgegriffen, das dem an der Meßstelle 18 an den Netzleitern tatsächlich anstehenden Gleichtakt- Spannungssignal gegen Erde PE entspricht und einem Bewerter 32 zugeführt wird. Gemäß Fig. 1 kann bei unmittelbar benachbarten oder zusammenfallenden Einspeise- und Auswertestellen 16, 18 ein gemeinsamer Spannungs- oder Netzleiterabgriff 24 / 30, wie Widerstandssternpunkt, benutzt werden. Es ist jedoch im Unterschied zu der Ausführungsform aus Fig. 1 auch möglich, beispielsweise bei weiter auseinanderliegenden Einspeise- und Auswertestellen 16, 18 an diesen völlig getrennte, mit separaten Spannungs- oder Netzleiterabgriffen 24 / 30 arbeitende Geräteteile vorzusehen, die keine verbindenden Steuerleitungen benötigen.
In dem im vorliegenden Fall ebenfalls mit digitalen Filtertechniken arbeitenden Bewerter 32 für das erfaßte Gleichtakt-Spannungssignal an der Meßstelle 18 werden aus diesem Signal alle nicht zum eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal gehörigen Komponenten ausgefiltert. Der Bewerter 32 sorgt somit dafür, daß auf direktem oder indirektem Wege der auf dem eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde PE beruhende Gleichtakt-Spannungssignalanteil gegen Erde PE durch Filterung bestimmt wird.
In einem an die Bewerter 32, 34 angeschlossenen Widerstandsauswerteglied 36 wird aus dessen Eingangssignalen der ohmsche Isolationswiderstand RF bestimmt. Hierzu wird vorzugsweise jeweils ein Zeitfenster bestimmt, in dem der Differenzstrom- Meßsignalanteil nach Erreichen des Einschwingzustandes vom Umladevorgang der Ableitkapazitäten CA zwischen den Netzleitern und Erde auf das eingespeiste Gleichtakt-Spannungssignal im wesentlichen unverändert bleibt. Das Bestimmen dieses Zeitfensters kann durch Auswertung des Verlaufs des Ausgangsignals vom Bewerter 34, also des Differenzstrom-Meßsignalanteils, direkt erfolgen. Das Zeitfenster kann stattdessen auch indirekt in einfacher Weise dadurch bestimmt werden, daß unter Zugrundelegung des zeitlichen Verlaufs des Ausgangsignals vom Bewerter 32 für das Gleichtakt-Spannungssignal die Flankenbereiche durch vorgegebene feste Zeitdifferenzen ausgespart werden.
Innerhalb des Zeitfensters werden die Ausgangssignale des Bewerters 34, alternativ auch des Bewerters 32, gemittelt, um Störgrößen auszuschalten. Die Größe des gegebenenfalls gemittelten Ausgangssignals des Bewerters 32 wird dann durch die Größe des gemittelten Ausgangssignals des Bewerters 34 dividiert, um als Ergebnis den ohmschen Isolationswiderstand RF zu erhalten.
Mit Hilfe des so ermittelten ohmschen Isolationswiderstandes RF können die durch den Isolationsfehler und die Netzspannungskomponenten begründeten Größen der Wirkleistung und des maximalen Fehlerstroms bestimmt werden. Die von der Netzfrequenz abweichende Frequenz des eingespeisten rechteckförmigen Gleichtakt-Spannungssignals darf mit Rücksicht auf die erforderlichen Filterungen nicht mit Oberwellen der Netzfrequenz übereinstimmen. Ferner sollte sie mit Rücksicht auf eine wirksame Störunterdrückung möglichst klein sein, damit längere Zeitfenster entstehen, während derer der Differenzstrom-Meßsignalanteil im wesentlichen konstant ist. Andererseits kann die Frequenz insbesondere im Falle einer transformatorischen Einspeisung auch nicht zu klein gewählt werden. In der Praxis hat sich bei einer Netzfrequenz von 50 Hz für das einzuspeisende Gleichtakt-Spannungssignal eine Frequenz von 175 Hz bewährt.
Die Größe des einzuspeisenden rechteckförmigen Gleichtakt-Spannungssignals gegenüber Erde PE kann weitgehend beliebig gewählt werden. Grundsätzlich hat es sich als zweckmäßig erwiesen, ein gegen Erde abwechselnd positives und negatives Gleichtakt-Spannungssignal einzuspeisen. Bei der auswertenden Quotientenbildung können dann als momentaner Gleichtakt-Spannungssignalanteil an der Meßstelle dessen Spitzen-Spitzen-Amplitude und als momentaner Differenzstrom-Meßsignalanteil an der Meßstelle dessen Spitzen-Spitzen-Amplitude benutzt werden. Die bei der Quotientenbildung berücksichtigten Spitzen-Spitzen-Amplituden können wie zuvor beschrieben gemittelt sein, um Störsignale zu unterdrücken. In der Praxis hat sich eine Spannung von + und - 10 V gegenüber Erde bewährt.
Es wird nochmals darauf verwiesen, daß das geschilderte Verfahren grundsätzlich nicht nur auf geerdete Wechselstromnetze beschränkt ist, sondern auch in geerdeten DC-Netzen oder in geerdeten DC-Netzen mit AC-Anteil eingesetzt werden kann.

Claims

Anwaltsakte 2733/1054 PCTPatentansprüche
Verfahren zum Bestimmen des ohmschen Isolationswiderstandes eines geerdeten, ein- oder mehrphasigen, betriebsbereiten, ohne oder mit Gleichstromüberlagerung durch angeschlossene Verbraucher, wie Umrichter, arbeitenden Wechselstromnetzes gegen Erde mit einer von der Netzfrequenz abweichenden Signaleinspeisung in das Wechselstromnetz und einer Signalauswertung von hierdurch entstehenden Signalen, dadurch gekennzeichnet, daß an einer beliebigen Einspeisestelle des Wechselstromnetzes in alle Netzleiter desselben ein an der Einspeisestelle zumindest weitgehend auf Rechteckform geregeltes Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde eingespeist wird, daß an einer beliebigen Meßstelle hinter der Einspeisestelle der Differenzstrom aller Netzleiter erfaßt wird, daß aus dem erfaßten Differenzstrom direkt oder indirekt der durch das eingespeiste Gleichtakt-Spannungssignal erzeugte Differenzstrom-Meßsignalanteil durch Filterung bestimmt wird, daß an der Meßstelie das dort an den Netzleitern anstehende Gleichtakt- Spannungssignal gegen Erde erfaßt wird, daß aus dem so erfaßten Gleichtakt-Spannungssignal der auf dem eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal beruhende Gleichtakt-Spannungssignalanteil durch Filterung bestimmt wird und daß dann, wenn der Differenzstrom-Meßsignalanteil nach Erreichen des Einschwingzustandes vom Umladevorgang der Ableitkapazitäten zwischen den Netzleitern und Erde auf das eingespeiste Gleichtakt-Spannungssignal im wesentlichen unverändert bleibt, der ohmsche Anteil des Isolationswiderstandes zwischen den Netzleitern und Erde durch Quotientenbildung zwischen dem momentanen Gleichtakt-Spannungssignalanteil an der Meßstelle und dem momentanen Differenzstrom-Meßsignalanteil an der Meßstelle bestimmt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, daß das Gleichtakt- Spannungssignal transformatorisch eingespeist wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß die Einspeisung des Gleichtakt-Spannungssignals über die Netzeinspeisung oder über die Stempunkterdung durchgeführt wird.
4. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß die Einspeisung des Gleichtakt-Spannungssignals hinter der Netzeinspeisung durchgeführt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß ein Zeitfenster bestimmt wird, in dem der Differenzstrom-Meßsignalanteil nach Erreichen des Einschwingzustandes vom Umladevorgang der Ableitkapazitäten zwischen den Netzleitern und Erde im wesentlichen unverändert bleibt, daß in diesem Zeitfenster der Mittelwert des Differenzstrom-Meßsignalanteils gebildet wird und daß der so gemittelte Differenzstrom-Meßsignalanteil für die Bestimmung des ohmschen Anteils des Isolationswiderstandes benutzt wird.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß das Zeitfenster aus dem durch Filterung erzeugten Gleichtakt-Spannungssignalanteil bestimmt wird, indem dessen Flanken und flankennahen Signalbereiche ausgespart werden.
7. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß das Zeitfenster aus dem durch Filterung erzeugten Differenzstrom-Meßsignalanteil bestimmt wird, indem dessen Flanken und flankennahen Signalbereiche ausgespart werden.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß für die Filterungen digitale Filtertechniken eingesetzt werden.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß die durch einen ohmschen Isolationsfehler begründete Wirkleistung festge- stellt wird, indem die Netzspannungskomponenten in einem definierten Frequenzbereich erfaßt und hieraus über den ermittelten ohmschen Anteil des Isolationswiderstandes die Wirkleistung bestimmt werden.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, daß der durch einen ohmschen Isolationsfehler begründete maximale Fehlerstrom festgestellt wird, indem die Netzspannungskomponenten in einem definierten Frequenzbereich erfaßt und hieraus über den ermittelten ohmschen Anteil des Isolationswiderstandes der maximale Fehlerstrom bestimmt werden.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, daß eine zentrale Einspeisestelle für das geregelte Gleichtakt-Spannungssignal und mehrere dezentrale Meßstellen für die dort auftretenden Differenzströme sowie Gleichtakt-Spannurigssignale benutzt werden.
12. Verfahren nach Anspruch 11 , dadurch gekennzeichnet, daß zum selektiven Überwachen eines Wechselstromnetzes mit mehreren Netzzweigen in jedem Netzzweig eine Meßstelle für die dort auftretenden Differenzströme sowie Gleichtakt-Spannungssignale benutzt wird.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß an der Einspeisestelle das eingespeiste Gleichtakt-Spannungssignal über einen Widerstandssternpunkt erfaßt und für die Regelung seiner weitgehenden Rechteckform benutzt wird.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, daß an der Meßstelle das dort an den Netzleitern anstehende Gleichtakt-Spannungssignal gegen Erde über einen Widerstandssternpunkt erfaßt und für das Bestimmen des auf dem eingespeisten Gleichtakt-Spannungssignal beruhenden Gleichtakt-Spannungssignalanteils benutzt wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß bei Einphasennetzen oder bei Ausfall zumindest einer Leiterspannung an der Einspeisestelle und an der Meßstelle das jeweilige Gleichtakt-Spannungssignal zwischen dem Nulleiter und Erde erfaßt wird.
16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, daß ein von den Oberwellen der Netzfrequenz abweichendes Gleichtakt-Spannungssignal benutzt wird.
17. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16, dadurch gekennzeichnet, daß ein gegen Erde abwechselnd positives und negatives Gleichtakt-Spannungssignal eingespeist wird und daß bei der auswertenden Quotientenbildung als momentaner Gleichtakt-Spannungssignalanteil an der Meßstelle dessen Spitzen-Spitzen-Amplitude und als momentaner Differenzstrom-Meßsignalanteil an der Meßstelle dessen Spitzen-Spitzen-Amplitude benutzt werden.
18. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 17, dadurch gekennzeichnet, daß bei einer Netzfrequenz von 50 Hz ein Gleichtakt-Spannungssignal von 175 Hz eingespeist wird.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 18, dadurch gekennzeichnet, daß bei einer Netzspannung von 230 V bis 400 V ein Gleichtakt-Spannungssignal mit etwa + und - 10 V gegenüber Erde eingespeist wird.
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