Störungs- und Schadensanalyse Feedback für Diagnostik von Betriebsmitteln aus dem Netzbetrieb

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1 Störungs- und Schadensanalyse Feedback für Diagnostik von Betriebsmitteln aus dem Netzbetrieb Kurzfassung Prof. Dr.-Ing. Claus Neumann, Dr.-Ing. Karl-Heinz Weck, RWE Net AG, Dortmund FGH e.v., Mannheim Die Störungs- und Schadensanalyse bildet die Basis für die Entwicklung geeigneter Überwachungs- und Diagnosesysteme und verfahren. Unter diesem Gesichtspunkt wird das Störungsgeschehen für die Betriebsmittel Leistungsschalter, gasisolierte Schaltanlagen (GIS), Transformatoren und Kabel analysiert. Bei Leistungsschaltern lassen sich die Fehlerschwerpunkte Hochspannungsteil, insbesondere SF 6 -Leckagen, Antrieb sowie Steuerung und Überwachung unterscheiden. Die höchsten Fehlerraten entfallen auf das Antriebssystem. Für Überwachung und Diagnose von Hochspannungs-Leistungsschaltern sind vorrangig die Zustandsgrößen des Antriebs, die SF 6 -Gasdichte sowie das Verhalten der Sekundär- u. Hilfsstromkreise von Bedeutung. In GIS-Anlagen sind etwa die Hälfte der Fehler auf Isolationsfehler zurückzuführen. Die Ursache sind Partikel, Fehler in der Feststoffisolierung oder Fehler an Abschirmelektroden bzw. stromtragenden Kontakten. Mehr als die Hälfte dieser Fehler hätten durch geeignete Überwachungs- und Diagnoseverfahren erfasst werden können. Bei Transformatoren zeigen sich folgende Fehlerschwerpunkte: Wicklung, Kessel mit Isolierölfüllung, Durchführungen sowie Stufenschalter. Als Hauptursache können Design-, Fertigungs- und Materialfehler genannt werden. Zur Ermittlung des dielektrischen und mechanischen Zustandes sind Diagnosemessungen am Aktivteil, an Durchführungen und am Stufenschalter von Interesse. Die Schadensrate bei Mittelspannungskabeln liegt etwa bei 3 Fehlern und die der 110-kV-Kabel bei etwa 1 Fehler pro 100 km und Jahr. Aber nur ein Drittel kann auf die Minderung der elektrischen Eigenschaften zurückgeführt werden. Daher kann die Schadensrate durch Diagnostik nur unwesentlich beeinflusst werden. Lediglich bei VPE-Kabeln mit hoher Alterungsrate durch Water-treeing sind aussagefähige Diagnoseverfahren willkommen. Bei 220-kV- und 380-kV-Kabeln können noch keine zuverlässigen Fehlerraten angegeben werden. 1 Einleitung Deregulierung und Liberalisierung haben die Bemühungen der Netzbetreiber verstärkt, ihre Betriebsmittel in technischer und wirtschaftlicher Hinsicht optimal auszunutzen. Daher sind für ein effizientes Asset-Management leistungsfähige Werkzeuge erforderlich. In diesem Zusammenhang sind Lebensdauerund Instandhaltungsfragen von besonderem Interesse. Um hier angemessene Antworten geben zu können, müssen die Betriebserfahrungen ausgewertet und Störungs- und Schadensanalysen durchgeführt werden. Hieraus ergibt sich das Feed-back für die Optimierung der Instandhaltung und für eine qualifizierte Lebensdauerabschätzung. Es bildet die Basis für die Entwicklung geeigneter Überwachungs- und Diagnosesysteme und verfahren und ist die Voraussetzung für eine zielführende Weiterentwicklung der Betriebsmitteltechnik. In dieser Hinsicht sollen im folgenden die Betriebsmittel Leistungsschalter, gasisolierte Schaltanlagen (GIS), Transformatoren und Kabel betrachtet werden. Dabei wird auf nationale, internationale und Betreiber und Hersteller spezifische Störungsstatistiken zurückgegriffen. 2 Leistungsschalter Die ersten SF 6 -Leistungsschalter wurden Mitte der 70iger Jahre im Hochspannungsnetz eingesetzt. Heute liegt ihr Anteil weit über 5 und wird in den nächsten Jahren noch zunehmen. Daher soll im folgenden nur dieser Schaltertyp betrachtet werden. Die Zuverlässigkeit der SF 6 -Schalter konnte im Laufe der Zeit erheblich verbessert werden. Dies zeigt auch der Vergleich der Fehlerraten der ersten CIGRE- Umfrage, veröffentlicht Ende 1981 [1], mit der zweiten Umfrage aus 1994 [2] (Bild 2.1). Fehler / 100 Schalterjahre kv kv kv 1. CIGRE-Umfrage 1981 Major Failures minor failures 2. CIGRE-Umfrage 1994 Major Failures minor failures Bild 2.1 Fehlerraten für SF 6 -Leistungsschalter gem. 1. und 2. CIGRE-Umfrage

2 Insbesondere die Major Failures, die Fehler die eine Außerbetriebnahme des Schalters erforderlich machten, sind in allen Spannungsebenen deutlich zurückgegangen. Die relativ hohe Zahl an minor failures bei der 2. Umfrage ist vorwiegend darauf zurückzuführen, dass bei dieser Technologie mehr Warnmeldungen, z. B. auf Grund von Gasleckagen, erzeugt wurden. Z. T. mag auch eine genauere Datensammlung hierfür verantwortlich sein. Die Fehlerschwerpunkte bei SF 6 -Leistungsschaltern gehen aus Bild 2.2 hervor. Die aus der 2. CIGRE- Umfrage abgeleiteten Daten zeigen, dass etwa 3 der Fehler auf den Funktionsbereich Hochspannungsteil, 43% auf das Antriebssystem und 21% auf Steuerung und Überwachung entfallen. Die Fehler am Antriebssystem (Bild 2.5) können unabhängig vom Antriebsprinzip Federspeicherbzw. Hydraulikantrieb betrachtet werden. Die Fehler am Energiespeicher - Feder- bzw. Stickstoffspeicher - sind in erster Näherung proportional zur Spannungsebene. Was darauf zurückzuführen ist, daß bei 420-kV-Schaltern diese Antriebselemente in jedem Schalterpol vorhanden sind, wohingegen 123- kv-schalter gewöhnlich einen gemeinsamen Antrieb pro Schalter besitzen. Bei den Überwachungseinheiten kann man auf Grund der starken Unterschiede bei den verschiedenen Herstellern keine eindeutige Tendenz erkennen. Bei den Sekundär- und Hilfsstromkreisen (Bild 2.6) verursachen Relais und Schütze die meisten Fehler. Unzureichende Langzeitstabilität und elektromagnetische Verträglichkeit von elektronischen Relais sind hier die wesentliche Fehlerursache. Aber auch Sen- Hochspannungsteil 21% Antrieb 6% Steuerung & Überwachung 3 Sonstiges Fehlerrate stat. Dichtungen dynam. Dicht. Rohrverb., Ventile 123 kv 245 kv 420 kv Bild 2.4 Fehlerursachen für Gasleckagen Gehäuse Gasleckagen (Bild 2.4) sind zu einem großen Teil auf fehlerhafte statische Dichtsysteme zurückzuführen. Hier ist insbesondere Flanschkorrosion als Ursache zu nennen. Aber auch Undichtigkeiten an dynamischen Dichtungen sowie an Rohrverbindungen und Ventilen bilden einen deutlichen Fehlerschwerpunkt. Undichtigkeiten an Gehäusen sind gering, seitdem strenge Dichtigkeitsprüfungen an den betreffenden Bauteilen durchgeführt werden. 43% Bild 2.2 Fehlerschwerpunkte gem. 2. CIGRE- Umfrage kv 245 kv 420 kv Eine ähnliche Verteilung ergibt sich aus der Fehlerstatistik eines großen deutschen Netzbetreibers (Bild 2.3). Es ist allerdings zu erkennen, dass ein Großteil der Fehler des Hochspannungsteiles auf SF 6 - Leckagen zurückzuführen ist. Der verbleibende auf den Hochspannungsteil entfallende Fehleranteil beträgt weniger als 1. Fehlerrate kv 245 kv 420 kv SF6-Leckagen Antrieb Sek.-Kreise Hochspgs-Teil Bild 2.3 Typische Fehler von SF 6 -Schaltern gem. Statistik eines Netzbetreibers Die einzelnen Fehlerschwerpunkte können in weitere Fehlerkategorien und Fehlerursachen unterteilt werden. Fehlerrate 4 2 Energiespeicher Ladeeinricht. Bild 2.5 Ursachen für Fehler am Antrieb Steuerung, Überwach.

3 soren und hier insbesondere SF 6 -Dichtemesser bilden einen deutlichen Fehlerschwerpunkt. 3 Gasisolierte Schaltanlagen (GIS) kv 245 kv 420 kv Die GIS-Technik hat seit ihrer Einführung Ende der 60er Jahre erhebliche Fortschritte gemacht. Wie zwei CIGRE-Umfragen zeigen, sind die Fehlerraten (Major Failures) insbesondere bei den nach 1985 installierten Anlagen deutlich zurückgegangen (Bild 3.1). In den Spannungsebenen kv ist darüber hinaus ein Rückgang der Fehlerraten zwischen der 1. Umfrage 1991 und der zweiten 1996 zu erkennen [3]. Relais, Schütze Hilfsschalt. Sensoren Verdraht. Bild 2.6 Ursachen für Fehler in Sekundärund Hilfsstromkreisen Fehler im Hochspannungsteil sind relativ selten. Ein großer Teil ist auf Fehler an Steuerkondensatoren auf Grund von Öl-Undichtigkeiten zurückzuführen. Daher sind diese Fehlerraten bei 123-kV-Schaltern, die keine Steuerkondensatoren besitzen, sehr gering. Für die Überwachung und Diagnose von Hochspannungs-Leistungsschaltern müssen somit vorrangig die Zustandsgrößen des Antriebs, wie Antriebsbewegung, Energiespeicher und Ladeeinrichtung erfasst werden. Daneben ist eine permanente Überwachung der SF 6 - Dichte sowie der Sekundär- und Hilfsstromkreise sinnvoll. Auf Grund der geringen Fehlerraten des Hochspannungsteiles wird heute auf das Öffnen der Unterbrechereinheit zu Inspektionszwecken meistens verzichtet. Um dennoch Informationen über den Zustand der Schaltkammer zu erhalten, bieten sich Diagnosemessungen an, z.b. statischer und dynamischer Übergangswiderstand, Gaszustand etc. oder Ermittlung des Summenkurzschlussstromes. F e h l e r r a t e [%] 5,0 4,0 3,0 2,0 Total < Umfrage (1991) kv kv >1985 Total < Umfrage (1996) >1985 Bild 3.1 Fehlerraten (Major Failures) für GIS gem. 1. und 2. CIGRE-Umfrage Fehlerrate [%] 0,8 0,6 0,4 0,2 Total <1985 Umfrage kv 420 kv >1985 Bild 3.2 Fehlerraten in deutschen GIS gem. Umfrage des GIS-Anwender-Forums Die Fehlerraten in Deutschland liegen allerdings erheblich niedriger. Aus einer 1999 durchgeführten Umfrage des GIS-Anwender-Forums, dem etwa 15 deutsche GIS-Anwender angehören, ergibt sich für 420-kV-Anlagen eine Fehlerrate pro 100 Feldjahre von etwa 1% und für 123-kV-Anlagen von 6% (Bild 3.2) [4, 5]. Antriebs-Gasüberwsyst. 7% 15% Sek.- & Hilfsst.-Kr. 16% kv Komp. auf HSP 18% SF6- Feststofisol. Dichtsyst. 1 15% Komp. a. Erds. 1% Gasisolation 5% Schalteinh. 9% and. Kontakt- Anord. 4% Antriebssyst. 13% Sek.- & Hilfsstromkr. 5% SF6- Dichtsyst. 7% > kv Komp. auf Komp. auf HSP Erdseite Gasisolation 22% 3% 1 Schalteinh. Gasüberw. 8% 1% and. Konta Anord. 13% Feststofisol. 18% Bild 3.3 Für Fehler verantwortliche Komponenten

4 Für die Fehler sind Komponenten auf Hochspannungspotential sowie Antriebssysteme, Sekundär- und Hilfsstromkreise, SF 6 -Dichtungssysteme und Gasüberwachung verantwortlich (Bild 3.3). Dabei liegt der Fehleranteil der Hochspannungskomponenten in den unteren Spannungsebenen leicht unter 5, in den höheren aber deutlich über Gem. CIGRE-Umfrage sind der Major Failures Isolationsfehler, d.h. dielektrische Fehler (Bild 3.4). Bei der Umfrage des GIS-Anwender- Forums wurde allerdings nur ein Anteil von etwa 3 ermittelt. Ein GIS-Hersteller gibt einen Anteil von etwa 7 an, wobei zu berücksichtigen ist, dass die Fehlerrate dieses Herstellers insgesamt sehr gering ist. Die auf dielektrische Fehler zurückzuführende Fehlerraten sind in Bild 3.5 zusammengestellt. Die aus vier unterschiedlichen Quellen entnommenen Fehlerraten stimmen für die kV-Spannungsebene relativ gut überein, unterscheiden sich jedoch deutlich in der kV-Ebene. Fehler pro 100 Feldjahre 1,5 CIGRE-Umfrage GIS-Anwender-Forum GIS-Hersteller total kv > kv 0,22 1,4 0,18 CIGRE-Umfrage GIS-Anwender- Forum kv kv 110 kv kv Bild 3.4 Anteil dielektrischer Fehler an Major Failures insgesamt 0,26 0,27 CIGRE 33/ deutsche Netzbetreiber 1,8 0,95 Bild 3.5 Fehlerraten auf Grund dielektrischer Fehler Die Ursachen für dielektrische Fehler sind aus Bild 3.6 zu entnehmen. Etwa 25% der Fehler sind auf Partikel, etwa 1 auf Fehler in der Feststoffisolierung und weitere 3 auf fehlerhafte Abschirmelektroden bzw. stromtragende Kontakte zurückzuführen. Der Ursprung der dielektrischen Fehler lag vor allem im unzureichenden Design (32%) und in Mängeln sowohl in der Fertigung (24%) als auch vor Ort (32%). Dies ergibt sich aus einer Umfrage der CIGRE WG 33/23-12 [6], stimmt aber auch mit den Erfahrungen mehrer großer deutscher Netzbetreiber überein. Die Mängel in der Fertigung und vor Ort können mit einer verbesserten Prüftechnik, insbesondere durch eine aussagekräftige Vorort-Prüfung, überwunden werden. Gasfeuchte 7% Abschirmelektroden 18% Feststoff- Isolation 1 Unbekannt 11% Kein Fehler in Isolation 8% Stromtragende Kontakte 11% Isol. Koord. von Trennschaltern 1 Partikel & Fremdkörper 2 Spitzen / Partikel auf HV 5% Bild 3.6 Ursachen für dielektrische Fehler Mehr als die Hälfte der dielektrischen Fehler hätte durch geeignete Monitoring- und Diagnosesysteme, ausreichende Empfindlichkeit vorausgesetzt, erfasst werden können (Bild 3.7). Z. T. hätten die Unregelmäßigkeiten bei Auftreten, vielfach aber im Laufe ihrer Entwicklung bemerkt werden können. Ein Teil der Fehler, z.b. Design-Fehler lassen sich jedoch nicht mit Diagnosesystemen feststellen. Entwickl. nicht erfassbar 37% Unbekannt 6% Erfassbar 13% Entwickl. erfassbar 44% Bild 3.7 Erfassbarkeit von dielektrischen Fehlern mit Monitoring- und Diagnosesystemen Die Häufigkeit dielektrischer Fehler bezogen auf das Alter der Anlagen ist in Bild 3.8 dargestellt. Die erhöhte Fehlerhäufigkeit zu Anfang der Betriebszeit, ( teething faults ) erfordert eine verbesserte Prüfphilosophie, um hier die Zuverlässigkeit zu steigern. Der Anstieg nach Jahren Betriebszeit wird vorwiegend durch Alterungserscheinungen an Gießharzelementen insbesondere an Gießharz isolierten

5 Wandlern verursacht. Durch geeignete Diagnosemessungen hätten diese Defekte erfasst werden können. Nach dem Austausch dieser Komponenten ist die Fehlerrate im weiteren Verlauf sehr gering, d.h. Alterungserscheinungen im Langzeitverhalten sind nicht zu erkennen. Fehler / 100 Felder 0,6 0,4 0,3 0,2 0,1 Fehler / 100 Felder Mittelwert 3-Jahres-Mittelwert Alter bei Fehlereintritt Bild 3.8 Häufigkeit dielektrischer Fehler in GIS-Anlagen bezogen auf Alter bei Fehlereintritt Insgesamt ist eine leicht fallende Tendenz in den Fehlerraten festzustellen. Erwartungsgemäß treten die höchsten Fehlerraten an 380-kV-Transformatoren auf, wohingegen die Fehlerraten der 110-kV-Transformatoren um den Faktor niedriger liegen. Darüber hinaus sind noch weitere Transformatoren zu berücksichtigen, die auf Grund von Diagnosemessungen und dabei festgestellten Fehlerindikationen vorsorglich außer Betrieb genommen wurden (Bild 4.2). Fehlerrate 5% 4% 3% 2% 1% N etz-trafo M asch.-trafo 60...<100 kv <300 kv <700 kv Spannungsebene 4 Transformatoren Bild 4.3 Fehlerraten gem. CIGRE-Umfrage Sowohl Hochspannungs- als auch Mittelspannungstransformatoren weisen, wie die Betriebserfahrungen zeigen, ein gutes Langzeitverhalten auf. Die Fehlerraten aus der langjährigen Statistik eines großen deutschen Netzbetreibers sind in Bild 4.1 dargestellt. Stück / % 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 380 KV 220 KV 110 KV Jahr Bild 4.1 Fehlerraten von 110-kV-, 220-kV- und 380-kV-Transformatoren Stück / % 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1, Jahr 380 KV 220 KV 110 KV Bild 4.2 Anteil von vorsorglich außer Betrieb genommenen 110-kV-, 220-kV- und 380-kV-Transformatoren Ähnliche Fehlerraten ergeben sich aus einer Anfang der 80er Jahre veröffentlichten CIGRE-Umfrage [7] (Bild 4.3). Hierbei fällt allerdings die relativ hohe Fehlerrate in den niedrigen Spannungsebenen auf, die nicht mit den deutschen Erfahrungen übereinstimmt. Die Fehler können grundsätzlich ihren Ursprung in mechanischen, dielektrischen, thermischen und chemischen Beanspruchungen haben. Dabei zeigt sich, dass mehr als 8 der Fehler auf mechanische und dielektrische Beanspruchungen zurückzuführen sind. Als fehlerhafte Komponenten sind Aktivteil mit Wicklung, Kern, Kessel, Isolierflüssigkeit sowie Durchführungen, Stufenschalter und andere Zubehörteile zu nennen (Bild 4.4). Fehlerhafte Komponente Wicklung Kern Durchführungen Kessel & Isolieröl Zubehörteile Stufenschalter Bild 4.4 Verteilung der fehlerhaften Transformator-Komponenten

6 Der aus der CIGRE-Umfrage zu entnehmende hohe Anteil an Stufenschalter-Fehlern entspricht nicht den deutschen Betriebserfahrungen. Als Fehlerursachen können die in Bild 4.5 angegebenen Gründe genannt werden. Als Hauptursachen lassen sich Design-, Fertigungs- und Materialfehler anführen. Fehlerursache Die Störungs- und Schadensanalysen zeigen, dass für Transformatoren zunächst eine sorgfältige und aussagefähige Werksprüfung von Bedeutung ist. Im Betrieb sind Diagnosemaßnahmen zur Ermittlung des dielektrischen und mechanischen Zustandes von Interesse. Daneben bieten sich Diagnosemessungen zur Zustandsüberwachung und erfassung von Durchführungen und Stufenschalter an. Hoher Diagnoseaufwand lässt sich jedoch nur in den hohen Spannungsebenen rechtfertigen. 5 Kabel In deutschen Mittelspannungsnetzen sind heute im wesentlichen noch zwei Kabeltypen zu finden, Papier- Masse-Kabel und PE/VPE-Kabel. Die Altersverteilung dieser beiden Kabeltypen ist aus Bild 5.1 zu entnehmen [8]. Systemlänge in 1000 km Design Fertigung Material Transport Montage vor Ort Instandhaltung Überlast Übererregung Blitzüberspg ext. Kurzschluss Kühlung unbekannt Bild 4.5 Verteilung der Fehlerursachen 1 bis bis bis 30 über 30 Betriebsalter in Jahren PE/VPE wt-gef. VPE Papiermasse Bild 5.1 Alterstruktur und Systemlängen der 10-kV- und 20-kV-Kabel in Verteilungsnetzen Papier-Masse-Kabel wurden bis 1975 installiert. Die meisten dieser Kabelsysteme sind mehr als 30 Jahre alt und große Teile haben bereits eine Betriebszeit von 40 Jahren erreicht, die früher als max. Kabellebensdauer angesehen wurde. Bereits in der Einführungsphase der PE- Kabeltechnologie sind die deutschen Energieversorger auf moderne VPE-Kabel umgestiegen. Die zwischen 1970 und 1980 installierten Kabel haben sich als empfindlich gegen Water-treeing erwiesen und ein Großteil dieser Kabel musste ersetzt werden. Schäden pro 100 km System Jahr 10/20 kv 110 kv Bild 5.2 Schadensraten an Kabeln zwischen 1994 und 1998 Die Schadensrate der Mittelspannungs-Kabelsysteme liegt bei etwa 3 Fehler pro 100 km Systemlänge und Jahr (Bild 5.2). Eine Analyse der Schadensursachen geht aus Bild 5.3 hervor [9]. Schadensrate [1/100 km/a] 2,50 2,00 1, kV, Massekabel 20-kV, Massekabel 10-kV, Kunststoffkabel Rest 20-kV, Kunststoffkabel Minderung der elektrischen Eigenschaften(Alterung,Abnutzung) Minderung der mechanischen Eigenschaften(Alterung,Abnutzung) Betrieb und Instandhaltung Keine erkannte Schadensursache Bild 5.3 Schadensursache an Kabeln im Verteilungsnetz (Mittelwert )

7 Der größte Anteil entfällt auf die unter Rest aufgeführten Schäden. Es handelt sich hierbei hauptsächlich um die mechanischen Beschädigungen durch Bagger und andere Erdarbeiten. Lediglich ein Viertel der Schäden wird auf Minderung der elektrischen Eigenschaften zurückgeführt und könnte durch Diagnose verhindert werden. Es ist aber anzunehmen, dass sich unter der Rubrik keine erkannte Schadensursache ein beträchtlicher Anteil aus dieser Minderung der Eigenschaften befindet, da nicht erkannt mit aller Voraussicht nicht untersucht bedeutet. Es muss also für die Mittelspannungs-Kabelnetze davon ausgegangen werden, dass 2/3 der Schäden oder mehr durch Vorgänge verursacht wurden, die durch eine Diagnose der Kabel nicht hätten vermieden werden können. Dies hat zur Folge, dass die Gesamtfehlerrate der Kabel erst dann ansteigt, wenn sich die Schäden durch Minderung der elektrischen Eigenschaften wenigstens verdoppeln. Bevor dies geschieht, hat die Diagnose wenig Auswirkung auf das Schadensgeschehen insgesamt. Das heute zurückhaltende Verhalten der Netzbetreiber zur Durchführung der Kabeldiagnose ist in dieser Tatsache begründet. Fehlerrate [1/km*a] 0,6 0,4 0,3 0,2 Prod.1975, 1975, Earth Erdfehler fault Prod. 1975, Normal normaler operation Betrieb Failure Fehlerstatistik statistics 0, Kabelalter [a] Bild 5.4 Fehlerrate eines 20-kV-VPE-Kabels in 1975 gefertigt abhängig vom Kabelalter Etwas anders ist die Sachlage bei VPE-Kabeln, deren in Einzelfällen ungewöhnliche Alterung durch Watertreeing dem Netzbetreiber bekannt ist. Als Beispiel ist aus Bild 5.4 die Fehlerrate eines Kollektivs von 1975 hergestellten 20-kV-VPE-Kabeln zu entnehmen. Etwa 75% dieser Fehler treten in der Folge von Erdschlüssen auf und zwar entweder durch die zeitweilige Überspannung in den nicht Erdschluss behafteten Phasen oder durch Schaltüberspannungen beim Fehlereintritt oder beim Zuschalten von fehlerfreien Systemabschnitten. In solchen Fällen wäre ein aussagefähiges Diagnoseverfahren willkommen. Im 110-kV-Kabelsystem beträgt die Fehlerrate etwa 1 Fehler pro 100 km Systemlänge und Jahr. Ein Drittel davon ist auf dielektrische Überbeanspruchung oder Isolationsfehler zurückzuführen. Kabel, Endverschlüsse sowie Muffen sind etwa gleichwertig am Fehlergeschehen beteiligt. Als Kabeltypen sind Gas(außen)druckkabel und seit einigen Jahren ausschließlich VPE-Kabel im Einsatz. Da bei diesem Kabeltyp wasserhemmende Schirme verwendet werden, spielt Water-treeing nur eine geringe Rolle. Bei einigen älteren Gas(außen)druckkabeln sind Alterungserscheinungen auf Grund von Alterungseffekten der Isolierflüssigkeit oder Undichtigkeit der Kabelendverschlüsse und -muffen aufgetreten. Die Nachfrage nach dielektrischer Kabeldiagnose ist ähnlich gering wie bei Mittelspannungskabeln. Die im 220- und 380-kV-Netz installierten Kabellängen sind mit etwa 30 km bzw. 45 km relativ kurz. Zudem sind die Betriebszeiten ebenfalls vergleichsweise kurz, so dass keine zuverlässigen Fehlerraten angegeben werden können. Für 220-kV-Systeme wurden im Zeitraum zwischen 1994 und Fehler und für 380-kV-Systeme 1 Fehler berichtet. Hieraus würde sich eine Fehlerrate von 1,8 Fehler pro 100 Systemkilometer und Jahr ergeben. Wegen der hohen Bedeutung von 380-kV-VPE- Kabeln für das Netz, werden die Garnituren mit speziell gefertigten Sonden zur Messung von Teilentladungen versehen, die eine Überwachung während der Vorortprüfung aber auch während des Betriebes ermöglichen. 6 Schlussfolgerungen Aus den Störungs- und Schadensanalysen können die folgenden Konsequenzen für die Weiterentwicklung der Diagnostik für Betriebsmittel gezogen werden. Bei Hochspannungs-Leistungsschaltern sind vorrangig die Zustandsgrößen des Antriebs, wie Antriebsbewegung, Energiespeicher und Ladeeinrichtung zu erfassen. Daneben ist eine permanente Überwachung der SF 6 -Dichte sowie der Sekundär- und Hilfsstromkreise sinnvoll. Mehr als die Hälfte der Fehler in GIS-Anlagen sind auf Isolationsfehler zurückzuführen. Die Ursache sind Partikel, Fehler in der Feststoffisolierung sowie Fehler an Abschirmelektroden bzw. stromtragenden Kontakten. Die Vielzahl dieser Fehler kann durch geeignete Überwachungs- und Diagnoseverfahren erfasst werden. Für Transformatoren ist zunächst eine sorgfältige und aussagefähige Werksprüfung von entscheidender Bedeutung. Zur Ermittlung des dielektrischen und mechanischen Zustandes im Betrieb sind Diagnosemessungen am Aktivteil, an Durchführungen und am Stufenschalter von Interesse. Bei Mittelspannungs-Kabeln kann die Schadensrate zur Zeit durch Diagnostik nur unwesentlich beeinflusst werden. Lediglich bei VPE-Kabeln mit hoher Alterungsrate durch Water-treeing sind aussagefähige

8 Diagnoseverfahren interessant. Für Höchstspannungskabel erscheint eine Teilentladungs-Überwachung der Muffen und Endverschlüsse zumindest bei der Vorortprüfung nach Montage sinnvoll. 7 Literatur [1] G. Mazza, R. Michaca: The first international enquiry on circuit-breaker failures and defects in service. Electra (1981) No. 79, S [2] CIGRE Technical Brochure No 83, Final report of the second international enquiry on high voltage circuit-breaker failures and defects in service, [3] CIGRE WG 23-10: Report on the second international survey on high voltage gasinsulated substations (GIS) service experience. CIGRE , [4] G. Balzer, J. Becker, M. Dzieia, A. Strnad, C. Neumann: Erfahrungen mit gasisolierten Schaltanlagen (GIS). Elektrizitätswirtschaft 99 (2000), Heft 12, S [5] G. Balzer, C. Neumann, A. Strnad: German utilities experience with the service performance of GIS. SEE Conference MatPost 99: HV & MV Substation Equipment, From their performance to the network performance. Lyon, Nov [6] JWG 33/23-12: Insulation co-ordination of GIS: Return of experience, on-site tests and diagnostic technique. Electra 176, February [7] CIGRE-WG 12-05: An international survey on failures in large power transformers in service. Electra No. 88 (1983), S [8] M. Böhme, I. Krage, K.-H. Weck: Instandhaltung von Mittelspannungskabelanlagen. ETG-Fachbericht 82 (2000) [9] M. Schwan: Versorgungszuverlässigkeit und Komponenten-Fehlerwahrscheinlichkeiten. FGH-Workshop Instandhaltungsstrategien für Verteilungsnetze, , Mannheim.