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Einführung
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In
Zeiten des freien Strommarktes wird es für die Marktteilnehmer immer
wichtiger, einen möglichst umfassenden
und vor allem unabhängigen Überblick über den
Markt zu haben. Ein wichtiger Aspekt dabei ist, genau zu wissen,
wie die Leistungen in einem Netz fließen, ohne auf die Angaben der
Versorgungsunternehmen angewiesen zu sein.
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Stand der Technik
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Als
ein Stand der Technik wurde das Europäische Patent
EP 1297347 B1 ermittelt.
Darin wird gleichzeitig das elektrische und das magnetische Feld
gemessen, beide Werte in Strom und Spannung umrechnet und damit
die übertragene
Wirk- und Scheinleistung bestimmt.
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Problematisch
bei diesem Verfahren die Messung des elektrischen Feldes, insbesondere wenn
es gegen ein lokales Referenzpotential (in diesem Fall Potential
Erde) gemessen wird. Die elektrische Feldkomponente wird durch die
Umgebung stark beeinflusst, da bei dieser Messung sämtliche auch
nur gering leitenden Gegenstände
in der Umgebung eingehen. Das magnetische Feld hingegen wird nur
durch ferromagnetische Stoffe nennenswert beeinflusst, mit denen
bei Messungen im Feld nicht, oder nur mit vernachlässigbaren
Mengen gerechnet werden muss.
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In
der Druckschrift
WO/2008/143520
A1 wird wie die hiesige Anmeldung nur das Magnetfeld gemessen,
versucht jedoch, die Phasensprünge
dieses Signals beim Wechseln der Leistungsflussrichtung zu bestimmen.
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Problematisch
bei diesem Verfahren ist, dass der Phasensprung des Magnetfeldes
kein plötzliches
Ereignis ist, sondern durch die Trägheit der Komponenten des Netzes
langsam erfolgt. Die Detektion eines solchen Ereignisses ist tech nisch äußerst aufwändig zu
lösen,
besonders da es in seinem Erscheinungsbild einer kurzzeitigen Frequenzänderung
sehr ähnlich
ist.
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Weiter
beschreibt diese Druckschrift die Verwendung eines Bandpassfilters,
welcher das zu messende Signal vom Rauschen trennen soll. Auch das wirft
in der Praxis große
Probleme auf. Solche Filter neigen dazu, in ihrer Resonanzfrequenz
und Kreisgüte
abhängig
von z. B. Temperatur und Alterung zu driften, was die Phase des
durch sie gehenden Signals beeinflusst. Die Änderung der Phase ist somit abhängig von
den momentanen Eigenschaften des Filters sowie der momentanen Netzfrequenz.
Eine sichere Trennung der unterschiedlichen Störeinflüsse vom Nutzsignal ist technisch
viel aufwändiger
als im von uns vorgestellten Verfahren.
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In
der gattungsbildenden Druckschrift
WO/2008/031029 A2 wird
das Magnetfeld mit Hilfe von mehreren Spulen vermessen und aus diesen
Daten die Position der einzelnen Leiter, sowie der dadurch fließende Strom
errechnet. Diese Daten werden dann genutzt, um die relative Auslastung
der Leitung zu bestimmen. Eine Bestimmung der Leistungsflussrichtung
ist darin nicht beschrieben.
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Verzichtet
man bei den herkömmlichen
Verfahren auf eine der beiden Feldkomponenten, so kann die Richtung,
in die die Leistung fließt,
prinzipiell nicht mehr festgestellt werden.
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Um
die Wirkleistung an einer Wechselstromleitung zu bestimmen, benötigt man
den Strom durch die Leitung, die Spannungsdifferenz, die der Verbraucher
erfährt,
sowie den Leistungsfaktor, welcher die Phasenverschiebung zwischen
Strom und Spannung ausdrückt.
Die Spannung sowie der Leistungsfaktor können in der Praxis als weitgehend
konstant angenommen werden und mit Erfahrungswerten oder Kalibriermessungen
angenähert
werden. Zusätzlich kann
man auch die Schätzung
des Leistungsfaktors mit Hilfe der Phaseninformation verbessern.
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Hierbei
gilt: P = UIcosφ
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Das
bedeutet, dass die übertragene
Wirkleistung P proportional zum Stromfluss I, der Spannung U und
dem Leistungsfaktor cosφ ist.
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Den
Stromfluss I können
wir jedoch einfach über
das Magnetfeld bestimmen. Dies wird weiter unten näher erläutert.
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Die
Richtung, in die die Leistung fließt, kann über die relative Richtung von
Strom und Spannung bestimmt werden. Unser Verfahren bestimmt diese Richtung
aus einem neuen Verfahren zur Bestimmung der Phasendifferenz. (Näheres siehe
unten)
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Bestimmung des Stromflusses aus dem Magnetfeld
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Betrachten
wir hier zunächst
einmal den umgekehrten Fall. Welche Magnetfelder entstehen bei einem
gegebenen Stromfluss?
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Zuerst
müssen
wir unsere Übertragungsleitung
modellieren. Diese können
wir als eine Stromdichteverteilung ansehen. Da die Leitung sowie
die Umgebung näherungsweise
als gerade angesehen werden kann, beschränken wir uns darauf, eine Schnittebene
durch unser System zu betrachten. Den Drähten entspricht hierbei ein
Bereich mit einem komplexen, in der Regel ortsabhängigen,
Stromflussdichtevektorfeld: J →(x, y)
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Das
Integral über
den Drahtquerschnitt A ergibt den Stromfluss
I durch diesen Leiter.
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Wie
in der Energietechnik üblich,
betrachten wir alle elektrotechnischen Größen als komplexe Zeiger bezogen
auf die Netzfrequenz. Der Winkel der Größe gibt den Phasenwinkel der
Wechselgröße an.
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Laut
dem Ampereschen Gesetz in differentieller Form gilt: rotB → = μ0J →
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Definiert
man noch eine Reihe von Sensoren mit gegebener Richtwirkung, so
erhält
man ein Gleichungssystem. Jede Gleichung steht für das Signal, welches vom jeweiligen
Sensor empfangen wurde.
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In
einem Dreileitersystem stehen die durch die drei Leiter fließenden Ströme immer
in einem festen komplexen Verhältnis
zueinander. So kann der Stromfluss durch ein solches System deshalb
durch eine Variable beschrieben werden.
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Wir
haben somit bei n unabhängigen
stromführenden
Systemen n Variablen und benötigen
somit mindestens n Gleichungen, um Lösungen finden zu können. Hat
man noch mehr Gleichungen, so kann man zusätzlich noch Fehlerterme einführen, welche
minimiert werden können.
Dadurch erreicht man eine höhere
Messgenauigkeit, da man die Fehler schätzen und abziehen kann.
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Die
Anzahl der Systeme lässt
sich einfach durch Zählen
der Drähte
der Leitung abschätzen.
In einem Dreileitersystem, wie es beispielsweise in Europa üblich ist,
zählt man
einfach die Anzahl der Drähte
und teilt diese Anzahl durch 3. Bei anderen Systemen können sinngemäß ähnliche
Verfahren angewendet werden.
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Bestimmung des Magnetfeldes
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Magnetfelder
können
mit unterschiedlichsten Sensoren wie Spulen oder Hallsensoren bestimmt werden.
Diese Sensoren messen entweder die magnetische Feldstärke oder
die magnetische Flussdichte, wobei in der Praxis beide Werte über einen
konstanten Faktor miteinander verbunden sind.
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Die
Sensoren geben in der Regel ein Signal aus, welches entweder proportional
zum Magnetfeld in einer Richtung ist oder proportional zu seiner
zeitlichen Ableitung.
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Aufgabenstellung
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Ein
alternatives Verfahren zur Messung und Überwachung von Stromerzeugung
und Übertragung sollte
die Nachteile existierender Verfahren selbstverständlich nicht
aufweisen, nämlich
die Messung des elektrischen Feldes.
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Auch
ist es sinnvoll, die gewonnenen Messwerte an Zentren sammeln zu
können,
um sie dann gebündelt
weiterzugeben.
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Das erfindungsgemäße Verfahren im Einzelnen
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Erfindungsgemäße Basis
für die
weiteren Schritte des hier neu vorgestellten Verfahrens ist der Umstand,
dass an der eigentlichen Messstelle nur das Magnetfeld gemessen
wird und dessen relative Phasenlage zur Bestimmung der Richtung
des Leistungsflusses und/oder der Leistungsfaktor aus dem Vergleich
mit einem zentral gewonnenen Referenzsignal ermittelt wird.
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An
der Messstelle werden hierzu ein oder mehrere Komponenten des Magnetfeldes,
gemessen. Ist auf der Leitung nur ein Stromkreis, so kann bereits
mit einem Sensor, sowie einem Umrechnungsfaktor der Stromfluss auf
dieser Leitung bestimmt werden. Aus diesem Stromfluss lässt sich dann,
unter der Annahme dass die Spannung sowie der Leistungsfaktor näherungsweise
zeitinvariant sind, die Leistung bestimmen wie dies bereits oben beschrieben
wird. Ist der Leistungsfaktor in einzelnen Fällen auch zeitvariant in bestimmten
Grenzen (kein Sprung zwischen induktiver und kapazitiver Last),
so kann auch dieser mit dem vorliegenden Verfahren bestimmt werden.
In einem System mit mehreren Stromkreisen („Leitungskombination”) geht
noch die Lage der einzelnen Leiter im Verhältnis zu der Messvorrichtung
des resultierenden Magnetfeldes in die Messung ein, und es existiert
somit ein lineares Gleichungssystem, welches die Werte der Sensoren
(in derselben Anzahl wie Stromkreise in der Leitungskombination
vorhanden sind) in die Leistung der einzelnen Stromkreise umsetzt.
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Wenn
man Unschärfen
in Kauf nimmt, ist es auch denkbar, den (dann empfindlicheren) Sensor
für das
Magnetfeld in größerer Entfernung
zu platzieren, so dass die Abstände
zwischen den Leitungen und der daraus resultierende Einfluss auf
das Magnetfeld am Sensor mit zunehmendem Abstand zum Sensor geringer
wird.
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Bestimmung der Richtung des Leistungsflusses
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Um
die Richtung des Stromflusses zu bestimmen, ist es nun wichtig zu
wissen, welche Phasenlage der Strom zur Spannung hat. Unser Verfahren
verwendet hierzu eine an zentralen Stellen gewonnene Netzphase.
Diese Phase kann dort entweder einfach über die Steckdose gewonnen,
mit Hilfe einer Art ”Abstimmung” aus den
Messwerten bestimmt, oder von einer externen Quelle bezogen werden.
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Um
die Phasenlage der Referenzphase mit einer Phasenlage vor Ort an
der Messstelle zu überprüfen und
abzustimmen, können
Kalibriermessungen vorgenommen werden, um das Verfahren zuverlässiger zu
machen. Ebenso kann die – eigentlich
bekannte – Spannung
der betreffenden Leitung am Messort mit Kalibriermessungen überprüft werden, um
das Verfahren zuverlässiger
zu machen.
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Die
alternativen Verfahrensschritte werden im nächsten Abschnitt genauer erläutert. Mischformen
können
die Genauigkeit erhöhen.
Eine Grundvoraussetzung dabei ist, dass alle Messpunkte sowie die
Zentralen sich innerhalb des selben Verbundnetzes befinden. Im Normalfall
bleiben die kurzzeitig zeitinvarianten Phasenlagen aller Messpunkte
phasenstarr zur Netzphase. Wechselt die Leistungsflussrichtung einer
Leitung, so springt die Phase der entsprechenden Messpunkte um 180
Grad. Kleinere Schwankungen können
von Änderungen
des Leistungsfaktors, herrühren.
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Eine
illustrierende Ausführung
dieses Verfahrens findet sich im Abschnitt „Praktische Implementierungsbeispiele”.
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Bestimmung der Netzphase
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Im
Falle der Gewinnung per Steckdose kann man die Spannung an einer
oder mehren Phasen bestimmen und daraus die Netzphase bestimmen. Zweckmäßigerweise
erfolgt dies beispielsweise durch Bestimmung der Nulldurchgänge. Dieser
Vorgang kann selbstverständlich
hinter jeder weitgehend phasenstarren Anordnung stattfinden, beispielsweise hinter
einem Transformator. Ebenso kann der Vorgang auf den durch einen
lokalen Verbraucher verursachten Stromfluss angewendet werden.
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Um
Fehlmessungen zu vermeiden ist es sinnvoll, ein schmalbandiges Filter
zu verwenden welcher nur den Bereich um die Netzfrequenz durchlässt.
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Wird
die Netzphase über
eine Art „Abstimmung” bestimmt,
so betrachtet man die Differenzen zwischen allen Phasen, sowie einen
aus ihnen bestimmten Mittelwert. Ändert sich nun in einer oder mehrerer
Leitungen die Leistungsflussrichtung, so springt deren Phase um
180 Grad. Dieser Phasensprung muss natürlich bei der Mittelwertbildung
berücksichtigt
werden. Andererseits lässt
sich in der Gesamtschau die Flussrichtung bzw. deren Änderung
für jeden
einzelnen Messpunkt sehr einfach bestimmen.
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Die
Mittelwertbildung könnte
beispielsweise mit einem Modulo-Verfahren durchgeführt werden, bei
dem der Zahlenraum gewissermaßen
zu einem zyklischen Zahlenkreis verbogen wurde. Zählt man hier
von 179 Grad aufwärts,
so landet man bei 0 Grad. Dieses Verfahren wird dann so ausgelegt,
dass es blind gegenüber
Phasendrehungen von 180 Grad ist.
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Natürlich ist
es auch möglich,
die Netzfrequenz, und somit auch die Phase, aus externen Quellen
zu beschaffen. Beispielsweise veröffentlichen verschiedene Netzbetreiber
diese Daten über das
Internet. Diese Daten könnten
mit in die Auswertung einfließen,
oder zumindest helfen, die Qualität der gewonnenen Phasendaten
zu beurteilen.
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Vergleichsstelle der Phasen
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Der
Vergleich der Phase der Messwerte und der Netzphase kann nun entweder
am Messort selbst erfolgen, oder an zentralen Datensammelstellen.
In beiden Fällen
ist es notwendig, eine zeitabhängie Phaseninformation
zu übertragen.
Diese Information kann, zusammen mit Informationen über die
Amplitude eines Signales, über
eine zeitweilig oder dauerhaft bestehende Verbindung, sowie über nachrichtenbasierte
Verfahren ausgetauscht. Dies kann natürlich elektronisch, drahtgebunden
oder per Funk, optisch oder gar akustisch erfolgen.
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Phasenvergleich mit Hilfe eines Referenzsignales
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Neben
der vollständigen Übertragung
des Signales kann hier auch nur der Zeit- und Phasenunterschied
zu einer an allen Punkten verfügbaren
virtuellen Referenz angegeben werden. Diese Referenz kann aus überall verfügbaren Signalen,
wie beispielsweise Signalen aus Navigationssystemen (GPS, Gallileo,
Glonas, etc), Zeitzeichensendern (z. Bsp. DCF77) oder synchronen
Kommunikationssystemen (z. Bsp. DVB-T) abgeleitet werden. Auch kann eine
ausreichend genaue Uhr über
Einzelereignisse wie Blitzschläge
oder markante Wechsel der Netzfrequenz synchonisiert werden. Das
Vergleichsergebnis kann datensparend als Phasen- oder Zeitabweichung
zu Referenzzeiten gespeichert und übertragen werden.
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Beispielsweise
könnte
man 2 Uhren laufen lassen, die eine läuft basierend auf der Netzfrequenz von
etwa 50 Hz und zählt
somit die Zyklen. Die andere zählt
Zyklen eines Referenzsignales. Regelmäßig bestimmt man dann die Differenz
aus beiden Signalen und überträgt sie.
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Dabei
ist zu beachten, dass Schaltereignisse wie Richtungs- oder Laständerungen
ausreichend gut aufgelöst
werden. Gegebenenfalls können
Schaltereignisse auch an der Vergleichsstelle bestimmt werden.
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Übertragung
der Messwerte
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Die Übertragung
der Messwerte kann kontinuierlich oder in Paketen über elektronische,
optische oder mechanische Verfahren erfolgen, welche leitungsgebunden
oder drahtlos, sowie öffentlich oder
privat sein können.
Die Übertragung
kann wertdiskret oder wertkontinuierlich sowie zeitdiskret oder -kontinuierlich
stattfinden.
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Weitere Verarbeitung
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In
einer oder mehreren Stellen können
die Daten der Messgeräte
an den Messorten gesammelt und weiterverarbeitet werden. Dort können die
Daten auf Plausibilität
geprüft
werden und Messfehler erkannt und beseitigt werden. Hierbei können Methoden
der Graphentheorie verwendet werden.
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Manipulations- und Diebstahlserkennung
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Da
das Messgerät
in der Regel auf öffentlich zugänglichen,
eher abgelegenem Gebiet aufgestellt wird, ist es sinnvoll, Manipulationen
und Diebstahl erkennen zu können.
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Ja
nach konkretem Aufbau kann das Messgerät an der Messstelle einen Empfänger für ein Positionsbestimmungssystem
enthalten. Viele solche Empfänger
bieten als Nebenprodukt noch sehr präzise Zeitinformationen an,
welche in den oben genannten Verfahren benötigt werden. Man kann über nun beispielsweise
die aktuelle Position mit den Messwerten mitschicken, oder auch
beim Überschreiten einer
bestimmten Grenze einen Alarm auszulösen.
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Zusätzlich kann
mit Hilfe mehrerer Sensoren mit unterschiedlicher Richtempfindlichkeit
ein gewisser Manipulationsschutz erreicht werden, da man durch die
zusätzliche
Richtungsinformation entscheiden kann, ob ein externes Feld plausibel
ist, oder auf eine Manipulation hinweist. Diese Information kann dann
auch an die zentralen Stellen übermittelt
werden.
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Vorteile des Verfahrens gegenüber dem
Stand der Technik
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Im
Gegensatz zu bisherigen Verfahren verwendet dieses Verfahren keine
Messung des elektrischen Feldes und ist somit weniger aufwändig und zudem
potentiell weniger störanfällig.
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Praktische Implementierungsbeispiele
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Eine
einfache Ausformung des Verfahrens ist eine Vorrichtung, welche
Sender enthält,
welche, sobald sie Strom bekommen, ein von der Spannung abhängiges Signal
aussenden.
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Diese
Sender werden, beispielsweise über Einweggleichrichter,
von im Feld befindlichen Spulen versorgt. Das Signal trägt dann
die Information über Stärke und
zeitliche Phasenlage des Magnetfeldes, da es aus den Halbwellen
der gleichgerichteten Wechselspannung resultiert.
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Man
könnte
nun mehrere dieser Sender um eine Leitung oder um benachbarte Leitungen
platzieren und an einem bei einiger Entfernung gelegenen Empfänger die
Signale in einen niedrigeren Frequenzbereich herabsetzen. Das dabei
entstehende Signal könnte
man dann beispielsweise über
eine isochrone Telefonleitung an die zentralen Stellen schicken,
wo es rekonstruiert und ausgewertet werden kann.
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Man
erhält
dann an der Zentrale mehrere phasenbehaftetete Signale, aus denen
man die Leistung sowie die Leistungsflussrichtung der einzelnen Leitungen
herleiten kann.
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Eine
weitere vorteilhafte Ausformung des Verfahrens ist ein Gerät, welches
2 Uhren sowie eine Speicher und Übertragungseinrichtung
enthält.
Uhr A wird von einem externen Zeittakt, beispielsweise einem Zeitzeichensender
synchronisiert und liefert die an anderen Orten ebenfalls verfügbare Referenzzeit a.
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Uhr
B wird mit dem Netz synchronisiert und zeigt somit die Anzahl der
Schwingungen an. Sie liefert die lokale Netzzeit b an der Messstelle.
Diese Zeit ist von der momentanen Phasenverschiebung abhängig.
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Uhr
A bestimmt nun regelmäßige Zeitabstände, in
denen der Wert beider Uhren, sowie die Stärke des Magnetfeldes gespeichert
werden.
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Diese
Werte können
nun einzeln oder in Bündeln
zu den Zentralen übertragen
werden. In der Zentrale steht nun ein ähnliches Gerät, welches
jedoch nicht das Magnetfeld, sondern ein fest mit der Netzfrequenz
gekoppeltes Signal misst, dies jedoch möglichst gleichzeitig mit dem
Gerät an
der Messstelle. Über
die gleichzeitig aufgenommenen Netzzeiten b1 und b2 der B Uhren
kann man eine Zeitdifferenz dB = b1–b2 bestimmen. Diese Differenz
hängt nun hauptsächlich von
den Zeitpunkten des 0-Punktes der
beiden Uhren ab. Die Differenz sollte ohne Leistungswechsel immer
konstant bleichen. Findet ein Wechsel des Leistungsfaktors statt,
so zeigt sich dies in kleinen Abweichungen. Eine Änderung
von ungefähr
einer halben Periodendauer deutet auf einen Wechsel der Stromflussrichtung
hin. Dies ist leicht feststellbar. Gegebenenfalls kann aus numerischen Gründen ein
zyklisches Zeitmaß verwendet
werden, um die zu übertragenen
Zahlen klein zu halten.