Smart Modular Switchgear für den Einsatz in Gleichstromsystemen Smart Modular Switchgear for DC systems

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1 Smart Modular Switchgear für den Einsatz in Gleichstromsystemen Smart Modular Switchgear for DC systems Christoph Klosinski, Dr.-Ing. Nasser G. A. Hemdan, Michael Hilbert, Prof. Dr.-Ing Michael Kurrat Institut für Hochspannungstechnik und Elektrische Energieanlagen elenia, TU Braunschweig, Deutschland Dr.-Ing. Frank Gerdinand, E-T-A Elektrotechnische Apparate GmbH, Altdorf, Deutschland, Dr.-Ing. Johann Meisner, Stephan Passon, Physikalisch-Technische Bundesanstalt, Braunschweig, Deutschland Kurzfassung Infolge des vermehrten Einsatzes und der steigenden Komplexität von Gleichspannungsnetzen in Haushalten, Rechenzentren, Schiffsnetzen und der Elektromobilität steigt die Nachfrage nach innovativer Schalt- und Schutztechnik. Die Betriebs- und Steuerungstechnik von Nieder- und Mittelspannungs-Gleichstromnetzen befinden sich in der Forschungsphase. Im Niederspannungsbereich geht der Trend zum vermehrten Einsatz von 380 V-Gleichspannungsnetzen. Für die Unterbrechung von Gleichströmen für Systemspannungen von 380 V werden spezielle Schaltgeräte benötigt. Der Einsatz von leistungsfähigen AC-Schalt- und Schutzkomponenten ist nicht geeignet. Aufgrund der Verschaltung der Netzkomponenten müssen unter hohen Kosten und technischem Aufwand Leistungs- und Schutzschalter mit hoher Schaltleistung entwickelt werden. Die Modulbauweise der dezentralen Stromversorgungssysteme bietet hierbei die Möglichkeit für den Einsatz von innovativen Schaltkonzepten für eine intelligente Lösung der Schaltaufgabe. Im Folgenden wird das Konzept eines softwarebasierten intelligenten Schalt- und Schutzkonzepts für Gleichspannungsnetze vorgestellt. Das Konzept basiert auf PSCAD-Simulationsergebnissen von Strom- und Spannungssteilheiten in einem 24V-DC-Netz. Unterschiedliche Fehlerarten und Fehlerorte lassen sich aufgrund der Ergebnisse voneinander abgrenzen. Auf Basis dieser Untersuchungen ist eine Detektionseinheit erstellt worden, welche eigenständig Schaltentscheidungen trifft. Zur Verifikation der Detektionseinheit ist eine 24 V-Versuchsanlage entwickelt, aufgebaut und in Betrieb genommen worden. Abstract The use of DC power for supplying the energy for different loads such as households, data centres, electric vehicles, and shipboards, is increased dramatically. The operation and control of LV and MV DC systems are now in the research phase. In the LV DC the use of 380 V systems is rising steadily. The breaking of fault currents in DC systems is characterized by the arc-quenching. Especially at a system voltage of 380 V the use of AC switching and protection components for the use in LV DC power grids is not applicable. In order to establish reliable DC systems intelligent protection is becoming increasingly important. In the current research a novel software-based intelligent switching and protection scheme for 24 V DC systems is proposed. The protection concept was developed based on numerical detection of current and voltage derivatives in the DC network. Based on the numerical detection of the currents and the voltages, the fault location and type can be identified, and therefore the optimal switching decision can be specified. In order to validate the numerical detection concept a 24- V DC test system was established in the laboratory. 1 Einleitung Im Zuge der Energiewende werden durch den vermehrten Einsatz von regenerativen Energien zunehmend Niederspannungs-Gleichstromnetze eingesetzt. Zeitgleich zum kontinuierlichen Ausbau der regenerativen Energien steigen die erzeugten Leistungen. Um selbst in ausgedehnten Netzen Gleichstrom weitestgehend verlustarm übertragen zu können, ist eine stetige Erhöhung der Netzspannung notwendig. Gleichstrom-Komponenten finden sich in nahezu allen Spannungsebenen von 5 V bis hin zu über 500 kv. Hierbei wächst die Netzausdehnung mit höherer Netznennspannung. Verbraucher, wie z.b. Laptops, Tablets oder Telefonstationen benötigen Spannungen bis zu etwa 48 V. In höheren Spannungsebenen finden sich Anwendungen für Elektromobilität, Rechenzentren oder für private und gewerbliche Gebäude. Hierfür werden Spannungen oberhalb von 100 V eingesetzt. [1] [2] [3] Für all diese Spannungsebenen muss ein Schalt- und Schutzkonzept vorhanden sein, welches im Fehlerfall Schalthandlungen durchführt, um Lasten, Speicher oder Quellen vom Netz zu trennen, oder um einen detektierten Fehler auszuschalten. Im Falle eines Netzfehlers ist eine

2 schnelle und sichere Abschaltung notwendig, um Folgeschäden bei elektrischen Komponenten zu vermeiden. In der Literatur [4], [5], [6], [7], [8], [9], [10] und [11] sind unterschiedliche Schutzsysteme für verschiedene DC- Spannungsebenen untersucht worden. 2 Problemstellung Ein wesentlicher Vorteil des Wechselstroms ist der natürliche Stromnulldurchgang. Dieser wird genutzt um den Stromkreis zu unterbrechen. Das Ausschalten von Gleichströmen hingegen muss über alternative Ausschaltmechanismen sichergestellt werden. Als geeignete Methode wird in Niederspannungs-Gleichstromschaltern das Gleichstromlöschprinzip angewandt. Neben der sicheren Fehlerabschaltung ist aufgrund der steigenden Komplexität der Gleichspannungsnetze die Nachfrage nach innovativer Schalt- und Schutztechnik groß. 2.1 Intelligentes Schalten Derzeit werden Fehlerfälle in Niederspannungs- Gleichstromnetzen üblicherweise mit einem zentralen Schutzschalter abgeschaltet. Folglich sind nach dem Abschalten eines Über- oder Kurzschlussstromes jegliche Lasten, Speicher oder Quellen die am Netz angeschlossen sind, freigeschaltet [12]. Stand der Technik innerhalb der Niederspannungs- Gleichstromnetze ist der Einsatz von Modulen, die in der Lage sind Strompfade selektiv abschalten zu können [13]. Diese teilen den Strom auf einzelne Pfade auf und können im Fehlerfall einzelne Lasten ausschalten. Die Fehlererkennung erfolgt über die Überwachung der Stromstärke. Kurzzeitige Stromspitzen werden zugelassen. Längere Überlastströme können im Millisekunden-Bereich abgeschaltet werden. Bei größeren Netzen reicht die Technik der Selektivitätsmodule nicht mehr aus. Durch die erhöhte Komplexität des Netzes steigen die Anforderungen an die Schalt-, Kommunikations- und Messtechnik. Intelligente Lösungen sind in der Niederspannungs-Energieverteilung vorhanden [14]. Diese Niederspannungs-Schaltanlagen weisen durch den intensiven Informationsaustausch mit der Steuer-, Mess-, Schalt- und Schutztechnik eine gute Kontrollmöglichkeit auf. Die Kommunikation erfolgt in der Regel über Bussysteme. Durch den kontinuierlichen Datenaustausch mit Schalt-, Schutz-, Sensor- und Steuertechnik kann das Netz vollständig überwacht werden. Derartige Schaltanlagen stehen derzeit nicht für DC-Netze zur Verfügung. Die Herausforderung von Schalthandlungen in Gleichstromnetzen liegt nicht nur in der Koordination der verteilten Schalt- und Schutztechnik. Eine weitere Herausforderung liegt in der raschen Erkennung der Fehlerströme, sowie der unmittelbaren Übermittlung eines Ausschaltbefehles an die Schalt- und Schutztechnik. Dem folgt das synchrone Ausschalten der Gleichstromschalter sowie der annährend gleichmäßigen Aufteilung der Schaltleistung. 2.2 Signalanalyse Zur Erkennung von zeitlich veränderlichen elektrischen Größen muss der Signalverlauf kontinuierlich gemessen werden. Hierbei kann das Signal mit einer konstanten Abtastfrequenz abgetastet werden. Sie sollte so groß wie möglich gewählt werden, da sonst schnelle Strom- und Spannungssteilheiten nicht fehlerfrei erkannt werden können. Eine weitere Möglichkeit ist die Überwachung des Augenblickwerts. Dessen alleinige Verwendung ist jedoch kritisch zu bewerten, da z.b. in elektronischen Auslösern mit Stromwandlern der Fehlerstrom über einen Vergleichswert bestimmt werden muss. Dies kann je nach Fehlerart zu langen Detektionszeiten führen. Um die Netzkomponenten und Schaltgeräte nicht zu belasten, bietet sich hierfür strombegrenzendes schalten an. Um strombegrenzend Schalten zu können, müssen große Stromsteilheiten schnell detektiert werden. Bild 1 zeigt einen bespielhaften Stromanstieg des Stromverlaufs (). Die Berechnung der Stromsteilheit erfolgt mithilfe zweier, zeitlich auseinander liegender Stromwerte und. Wird neben einem steigenden Strom eine sehr große Stromsteilheit detektiert, kann es sich um einen Kurzschlussstrom handeln. Jedoch können am Netz angeschlossene Verbraucher, wie elektrische Maschinen, große Anlaufströme kurzfristig aus dem Netz anfordern, welche als solche erkannt werden müssen [15]. Die Fehlerdetektion ist daher spezifisch auf die Lastcharakteristik abzustimmen. Bild 1 Bestimmung der Stromsteilheit aus dem Verlauf des Stroms i(t) 2.3 DC-Netzkomponenten In Niederspannungs-Gleichstromnetzen sind überwiegend folgende Netzkomponenten enthalten: - Schalt- und Schutzkonzepte - Elektrische Lasten und Energiequellen - Elektrische Energiespeicher Unter elektrische Lasten lassen sich z.b. folgende Betriebsmittel einordnen:

3 - Elektrische Maschinen - Heizlüfter - Großrechner Aus dem Begriff elektrische Energiequellen folgen: - Netzteile - Brennstoffzellen - Photovoltaik-Anlagen Unter elektrische Energiespeicher sind einzuordnen: - Akkumulatoren - Batterien - Superkondensatoren Elektrische Lasten sind Senken. Elektrische Energiequellen und Lasten bewirken deshalb einen unidirektionalen Stromfluss in Schutz- und Schaltkonzepten, der im Sonderfall, z.b. aufgrund eines Fehlers, umgekehrt werden kann. Ein elektrischer Energiespeicher kann sowohl Senke, als auch Quelle sein. Der elektrische Energiespeicher arbeitet deshalb bidirektional. Im Normalbetrieb kann der Stromfluss bereits in beide Richtungen erfolgen. In Bild 2 ist ein beispielhaftes Gleichspannungsnetz abgebildet. Die Netzkomponenten sind seriell sowie parallel verschaltet. Der Schalter ist geschlossen. Es fließen die Ströme, und. Öffnet Schalter kann das Netz aufgrund der parallel geschalteten Energiequellen weiter betrieben werden. Bild 2 Beispiel eines DC-Netzes mit Netzkomponenten und einem Hauptschutzschalter Tritt jetzt ein weiterer Fehler im Bereich der Lasten, Speicher und Quellen auf, ist eine Abschaltung ohne weitere Schalt- und Schutztechnik nicht mehr möglich. Wird, wie in Bild 3 dargestellt, ein Schalter an jedes Modul angebracht, ist eine selektivere Abschaltung möglich. 2.4 Fehlerfälle im Gleichstromnetz In Bild 4 ist eine für diese Untersuchungen aufgebaute 24 V-DC-Versuchsanlage dargestellt. Anhand der Versuchsanlage werden mögliche Fehlerfälle im DC-Kreis abgeleitet. Hier wird zwischen vier Fehlerarten unterschieden: 1. Leiter-Leiter 2. Leiter-Erde 3. Leiter-Leiter mit Erdberührung 4. Unterbrechung Bild 4 Mögliche Fehlerfälle im DC-Netz 3 Konzept eines 24 V-Modellnetzes Für Untersuchungen mit einem neuartigen Schalt- und Schutzkonzept ist die Spannungsebene zunächst auf 24 V begrenzt worden. Zur Verifikation der Prüfergebnisse ist deshalb die in Bild 4 dargestellte Versuchsanlage umgesetzt worden, welche über eine Prüfkreisspannung von = 24 V verfügt. 3.1 Versuchsanlage Die Versuchsanlage ist in Bild 5 abgebildet. Ein Transformator ist primärseitig am Drehstromnetz angeschlossen. Ein ungesteuerter B6-Gleichrichter erzeugt eine ungeglättete Gleichspannung. Zur Glättung der gleichgerichteten Spannung werden Kondensatoren verwendet. Zur Ansteuerung der Schütze S1 und S2 ist im Zuge einer wissenschaftlichen Arbeit eine digitale Ablaufsteuerung (DAS) entwickelt worden. Mithilfe der DAS kann die Versuchsdauer über Ein- und Ausschaltpunkte eingestellt werden. Die Betriebsmittel der Versuchsanlage sind für einen Prüfkreis-Nennstrom von 100 A ausgelegt. Über das Zuschalten von S1 und S2 wird der Prüfkreis vom Gleichrichter gespeist. Bild 3 Beispiel eines DC-Netzes mit Netzkomponenten und Schutzschaltern vor jedem Modul Bild 5 Versuchsanlage mit 24 V-DC-Prüfkreis

4 Einige Parameter des Transformators, der Kondensatoren und des Prüfkreises sind in Tabelle 1 dargestellt. Betriebsmittel Bezeichnung Einheit Wert Transformator Scheinleistung VA 2700 Primärseite V 400 Sekundärseite V 19 Verschaltung - Dd Kondensator Nennspannung V 100 Kapazität mf 4*47 Prüfkreis Nennspannung V 24 Nennstrom A 100 Variable Versuchsdauer ms >1 s <1000 Tabelle 1 Betriebsmittel-Parameter der Versuchsanlage aus Bild Modellnetz Zur Verifikation einer zu realisierenden Detektionseinheit sind Simulationen in einem 24 V-Modellnetz durchgeführt worden. Bild 6 zeigt die Topologie des Modellnetzes. Die in Bild 6 dargestellte Topologie ist in PSCAD überführt worden. Für die Topologie geltende Randbedingungen sind in Tabelle 2 hinterlegt. Element Bezeichnung Einheit Wert Schalter Ω 1 M Ω 20 m ö s 10 m ß s 5 m Leitung Ω 180 m H 0,05 m Fehler "#$% Ω 1 M! Lasten, "#& Ω 20 m Ω 20 Ω 10 ' Ω 2 ( Ω 10 ( H 0,1 m Tabelle 2 Randbedingungen zur Simulation der Topologie gemäß Bild 6 In Bild 7 und Bild 8 sind exemplarisch die simulierten Signalverläufe eines Leiter-Erde-Kurzschluss vor der Last abgebildet. Bild 6 Topologie mit Lasten nur an Bus B Die Lasten sind an einer Sammelschiene mit der Bezeichnung Bus B 1 angeschlossen. Die Sammelschiene ist über zwei in Reihe geschaltete Schalter 2 und 4 sowie einer Leitung 3 an die Sammelschiene Bus A 5 angeschlossen. Zwischen dem Netz 8 und Bus A 5 liegt eine zusätzliche Leitung 7, gefolgt von einem Schalter 6. Bild 7 Signalverläufe des Stromes ) und der Spannung ) im Falle eines Leiter-Erde-Kurzschlusses Das Modellnetz basiert somit auf einer Reihen- und Parallelschaltung von Schaltern. Die Topologie ist übersichtlich konzipiert worden, um unidirektionale Stromflüsse, transparente Fehlerfälle und zeitunkritische Simulationen gewährleisten zu können. Von den in Bild 4 beschriebenen Fehlerfällen ist der Leiter-Erde-Fehlerfall der Ausgangspunkt der ersten Untersuchungen. 3.3 Netzsimulation Für die Modellierung und Simulation von Gleichspannungsnetzen und zur Berechnung von Lastflüssen ist die Software PSCAD eingesetzt worden. Die in dieser Untersuchung dargestellten Simulationsergebnisse basieren auf Berechnungen in PSCAD. Bild 8 Signalverläufe der Stromsteilheit * ) * und der Spannungssteilheit *, ) * im Falle eines Leiter-Erde- Kurzschlusses

5 Nach Fehlereintritt sinkt in Bild 7 aufgrund des geringen Erdwiderstands - & die Spannung am Fehlerort nahezu auf 0 V. Die maximale Stromsteilheit nach Fehlereintritt beträgt in diesem Spezialfall *. * = 2695 A/s. Die Spannungssteilheit beträgt im Minimum *. * = V/s. Betrachtet werden die Ströme )/.0 und Spannungen )/.0 in den Parallelpfaden, an den Sammelschienen 1$%, 1$% sowie an der Einspeisung,. Werden die Ergebnisse aller Spannungs- und Stromsteilheiten der Fehlerorte! nach Bild 6 gegenübergestellt, ist es möglich den Fehlerort anhand der Simulationsergebnisse eindeutig zu bestimmen. Tabelle 3 beinhaltet alle Stromsteilheiten der in Bild 6 eingezeichneten Fehlerorte. 4 Prototyp eines Smart Modular Switchgear Das in dieser Untersuchung getestete Schalt- und Schutzkonzept besteht aus einem mechanischen Relais, welches mit Strom- und Spannungssensoren und einer Detektionseinheit ausgestattet ist. Die in Bild 6 dargestellten Schalter sind die in dieser Untersuchung betrachteten Smart Modular Switchgear (SMS). In Bild 9 sind die im SMS integrierten Sensoren abgebildet. * ) * ) * )' *.( * 1$% 1 * 1$% 2 * in A/s in A/s in A/s in A/s in A/s in A/s in A/s! ! 1$% ! 1$% ! ) ! ) ! )' !.( Tabelle 3 Maximale Stromsteilheit bei Fehlereintritt auf Basis der Topologie in Bild 6 und der Randbedingungen in Tabelle 2 Mit Ausnahme des Fehlers! 1$% 1 ist die Fehlerortung ausschließlich über die Stromsteilheit realisierbar. Wird die Spannungssteilheit hinzugezogen, so ist eine vollständige Fehlerortung auf Basis der Topologie in Bild 6 möglich. In Tabelle 4 sind die Spannungssteilheiten nach Bild 6 dargestellt. Bild 9 Integrierte Sensoren innerhalb des SMS Der Spannungssensor ist ein ohmsch-kapazitiver Teiler mit einem Teilungsverhältnis von 10:1. Nach Bild 9 sind die Spannungssensoren am Eingang 2 und am Ausgang 3 des Relais 1 integriert. Die Differenzspannung der Spannungssensoren ergibt den Spannungsabfall über dem Relais. Ein auf dem magnetoresistiven Effekt [16] basierender Sensor 4 misst den Stromfluss, der durch die Last 5 fließt. Die Sensoren sind von der Physikalisch Technischen Bundesanstalt (PTB) kalibriert worden. In Bild 10 ist das Schema eines SMS abgebildet, der über I/O-Schnittstellen mit einer Software verbunden ist. Innerhalb der Software ist die Detektionsnumerik erstellt. * ) * ) * )' *.( * 1$% 1 * 1$% 2 * in V/s in V/s in V/s in V/s in V/s in V/s in V/s! ,3! 1$% ,3! 1$% ,2! ) ,3! ) ,2! )' ,3!.( ,14 Tabelle 4 Maximale Spannungssteilheit bei Fehlereintritt auf Basis der Topologie in Bild 6 und der Randbedingungen in Tabelle 2 Werden im Fall des Fehlers! 1$% 1 die Spannungssteilheiten an den Sammelschienen Bus B und Bus A verglichen, so ist am Bus B eine größere Steilheit erkennbar. Aufgrund der Leitungsinduktivität ist die Steigung der Spannung am Bus A geringer. Bild 10 Schema eines Smart Modular Switchgear Zur Kommunikation des SMS mit der Detektionsnumerik stehen I/O-Module zur Verfügung. Ein Eingangsmodul tastet mit einer maximalen simultanen Abtastrate von 100 ks/s die Analogsignale ab. Die Schaltbefehle erfolgen über ein digitales Ausgangsmodul. Eine Treiberstufe schaltet mithilfe der Ausgangsspannung des Digitalausgangsmoduls 24 V an den elektromechanischen Antrieb des Schalters. Für die Parameter,(), *, *, () und * * sind Grenzwerte vorgegeben. Je nach Eingabe entstehen

6 dadurch unterschiedliche Auslösecharakteristika. In Bild 11 ist der Messvorgang bis zum Ausschaltbefehl schematisch dargestellt. und selektive Abschaltung auf Grundlage der Strom- und Spannungssteilheiten bezüglich der Fehlerfälle innerhalb der Topologie in Bild 6 erstellt worden. Die in Bild 10 entwickelten SMS sind in der Bild 5 dargestellten 24 V- Versuchsanlage integriert und erprobt worden. Die bisherigen Messungen zeigen, dass eine effiziente Fehlerortdetektion durch präzise Auswertung der gemessenen Parameter im Fehlerfall sichergestellt wird. Die fehlerfreie Erkennung von Netzfehlern zwischen seriell verschalteten SMS stellt erhöhte Anforderung an die Sensorik und Informationstechnik. Bei geringen Leitungslängen ist der Stromanstieg in allen SMS nahezu identisch. Dadurch sind, neben dem Stromanstieg, weitere Parameter erforderlich. Leitungsinduktivitäten haben einen großen Einfluss auf die Spannungssteilheit an den jeweiligen Messpunkten in Bild 6. Auf Basis dieser Erkenntnis ist die Spannungssteilheit als zusätzlicher Parameter ermittelt worden. Die fehlerfreie Erkennung der Spannungssteilheit wird dadurch zur zentralen Herausforderung. Bild 11 Konzept der Detektionseinheit eines SMS Die kontinuierliche Abtastung der elektrischen Größen Spannung und Strom erfolgt, um Fehlerströme schnell und sicher detektieren zu können. Aus den zeitlichen Verläufen werden Parameter, die zur Erkennung eines Fehlers führen, abgeleitet. Aus den gemessenen Signalen werden die Steilheiten und Augenblickswerte an den Strom- und Spannungssensoren des SMS ausgewertet. 5 Ergebnisse Die Detektionsnumerik ist in LabView erstellt worden. Sie besteht aus einer Eingabemaske und Funktionsblöcken die zu einem virtuellen Instrument verknüpft werden. Die über das Analogeingangsmodul gemessenen Signale werden digital über Plots in Echtzeit ausgegeben. Digitale Signallampen visualisieren welcher Parameter einen Grenzwert überschritten hat. Werden die maximalen Grenzwerte der Eingangsparameter überschritten, zeigen Textfelder dies an. In Tabelle 5 sind die Eingangsparameter hinterlegt. Parameter Kürzel Einheit Nennstrom 3-&& A Nennspannung 3-&& V Überlast Ü5 A Kurzschluss 67 A */*-Grenzwert */* A/s *,/*-Grenzwert *,/* V/s Differenzspannung 88 V Tabelle 5 Eingangsparameter-Grenzwerte innerhalb der Detektionsnumerik Basierend auf den Simulationsergebnissen aus Kapitel 3.3 Netzsimulation ist in LabView eine Fehlerlokalisierung 6 Zusammenfassung Die Untersuchungen an der Topologie in Bild 6 zeigen, dass eine Fehlerlokalisierung auf Basis einer Auswertung von Strom- und Spannungssteiheiten möglich ist. Für kommende Untersuchungen sind weitere Topologien und Fehlerfälle zu modellieren, simulieren und experimentell an der in Bild 5 dargestellten 24 V-Versuchsanlage zu testen. Zur Realisierung des in Bild 10 und Bild 11 dargestellten intelligenten Schutz- und Schaltkonzeptes, sind die Informationstechnik und Sensorik von fundamentaler Bedeutung. Durch zu geringe Abtastraten und unzureichende Strom- und Spannungssensoren ist eine fehlerfreie Fehlerdetektion und Fehlerlokalisierung sehr wahrscheinlich nicht möglich. Zudem werden in kommenden Untersuchungen weitere Eingangsparameter für die Detektionsnumerik des SMS analysiert, bewertet, simuliert und experimentell erprobt. Abschließend ist zu untersuchen, inwieweit die Ergebnisse aus der 24 V-Spannungsebene auf die 380 V- Spannungsebene skalierbar sind. 7 Danksagung Die Autoren danken besonders dem Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) zur Förderung des Projekts SMS: Schalterkonzepte für intelligente DC- Netze. Ein besonderer Dank gilt den zuständigen Mitarbeitern des Projektträgers Jülich für die hervorragende fachliche und administrative Betreuung. Vor allem bedanken sich die Autoren bei Herrn Florian Lippold für den Aufbau der 24 V-Versuchsanlage sowie bei Herrn Mark Werbik für die Unterstützung bei der Konzeptionierung der Detektionseinheit und den experimentellen Untersuchungen. Großer Dank geht auch an alle anderen

7 Studenten die im Rahmen ihrer Abschlussarbeit oder einer wissenschaftlichen Hilfsstelle mitgeholfen haben. 8 Literaturverzeichnis [1] B. Wunder, 380V DC in Commercial Buildings and Offices, Fraunhofer Institute for Integrated Systems and Device Technology, [2] Direct Current Components + Grid (DCC+G), Impact of a ±380 V DC Power Grid Infrastructure on Commercial Building Energy Profiles, [3] D. E. Geary, 380V DC Power for Data Centers, Conference on Local DC Electricity: Transforming the 21st Century Energy Economy, [4] W. L. Huimin Li, M. Luo, A. Monti und F. Ponci, Fault detection and isolation in low voltage DC-bus microgrid system, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 28, No. 2, pp [5] S. Vanteddu, A. Mohamed und O. Mohammed, Protection design and coordination of DC distributed power systems architectures, IEEE Power and Energy Society General Meeting (PES), July 2013, pp [6] J.-D. Park und J. Candelaria, Fault detection and isolation in low-voltage DC-bus microgrid system, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 28, No. 2, pp [7] P. Cairoli, Fault Protection in DC Distribution Systems via Coordinated Control of Power Supply Convertres and Bus Tie Switches, PhD Thesis, University of South Carolina, [8] P. Cairoli, R. Dougal, U. Ghisla und I. Kondratiev, Power sequencing approach to fault isolation in dc systems: Influence of system parameters, IEEE Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE), Sept. 2010, pp [9] P. Cairoli, I. Kondratiev und R. Dougal, Controlled power sequencing for fault protection in DC nanogrids, International Conference on Clean Electrical Power (ICCEP), June 2011, pp [10] D. Salomonsson, L. Söder und A. Sannino, Protection of Low Voltage DC Microgrids, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 24, No. 3, July [11] P. Salonen, P. Nuutinen, P. Peltoniemi und J. Partanen, Protection Scheme for an LV DC Distribution System, 20th International Conference on Electricity Distribution, CIRED, [12] M. Lindmayer, Schaltgeräte: Grundlagen, Aufbau, Wirkungsweise, Springer-Verlag, Berlin Heidelberg, [13] Siemens AG, SITOP PSE200U; Selektivität und schnelle Fehlerortung in 24-V-Abzweigen, [14] Siemens AG, SIVACON S8; Technische Informationen für die Planung, [15] E. Spring, Elektrische Maschinen: Eine Einführung, Springer-Verlag, Berlin Heidelberg, [16] T. Elbel, Mikrosensorik: Eine Einführung in Technologie und physikalische Wirkungsprinzipien von Mikrosensoren, Springer Fachmedien, Wiesbaden, 1996.