Netzschutztechnik. Walter Schossig/Thomas Schossig. Rolf R. Cichowski (Hrsg.) Anlagentechnik für elektrische Verteilungsnetze. 5. Auflage =E03 -Q1 -Q2

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1 Walter Schossig/Thomas Schossig Netzschutztechnik =E03 -Q1 -Q2 -Q0 +SR01 -F301 -F302 Z< I < (21L) (67N) -T1 -T5 =NK01 -G1 Rolf R. Cichowski (Hrsg.) Anlagentechnik für elektrische Verteilungsnetze 5. Auflage

2 Die Ratschläge und Empfehlungen dieses Buches wurden von Autoren und Verlag nach bestem Wissen und Gewissen erarbeitet und sorgfältig geprüft. Dennoch kann eine Garantie nicht übernommen werden. Eine Haftung der Autoren, des Verlages oder seiner Beauftragten für Personen-, Sach- oder Vermögensschäden ist ausgeschlossen. Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main 2016 EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Das gilt vor allem für Vervielfältigungen in irgendeiner Form (Fotokopie, Mikrokopie oder ein anderes Verfahren), Übersetzungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elek tronischen Systemen. Verlag EW Medien und Kongresse GmbH, Kleyerstraße 88, Frankfurt am Main So erreichen Sie das Buch-Team von EW Medien und Kongresse EW Medien und Kongresse GmbH, Montebruchstraße 20, Essen Telefon Telefax vertrieb@ew-online.de Internet ISBN (Print) ISBN (edok-pdf) VDE VERLAG GMBH, Bismarckstraße 33, Berlin ISBN (Print) ISBN (edok-pdf)

3 Inhalt Vorbemerkung 19 1 Einleitung 21 Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main 2 Aufgaben der Schutztechnik 24 3 Fehlerarten 25 4 Begriffe, Relaistypenschlüssel, Formelzeichen, Indizes und Abkürzungen Begriffe Relaistypenschlüssel Formelzeichen Indizes und Abkürzungen 32 5 Wirkungsweise von Schutzsystemen Schutzkriterien Arbeitsweise von Schutzsystemen Anforderungen an Schutzsysteme Schutzgenerationen 40 6 Messwandler Spannungswandler Arbeitsweise und Auswahl Einbauhinweise Stromwandler Arbeitsweise und Auswahl Einbauhinweise Kombi-Wandler 50 13

4 7 Leitungsschutz Überstromzeitschutz Arbeitsweise Staffelplan Einstellregeln Relaissortiment Vor- und Nachteile Überstromrichtungszeitschutz Arbeitsweise Staffelplan Einstellregeln Relaissortiment Vor- und Nachteile Distanzschutz Arbeitsweise Staffelplan Einstellregeln Relaissortiment Vor- und Nachteile Leitungs-Differenzialschutz Arbeitsweise Einstellregeln Relaissortiment Automatische Wiedereinschaltung (AWE) Arbeitsweise Einstellregeln Integrierte Schutz- und Steuereinheit Arbeitsweise Relaissortiment Vor- und Nachteile Verifizierung der Schutzeinstellungen 96 14

5 8 Transformatorenschutz Buchholz- und Hermetikschutz Differenzialschutz Arbeitsweise Einstellregeln Relaissortiment Überstromzeitschutz Arbeitsweise Einstellregeln Distanzschutz Thermoschutz Sicherungen Überspannungsschutz (Sekundärschutz) Schutzkonzept Erdschlussspulenschutz Kupplungsschutz Mittelspannung Hochspannung Sammelschienenauftrennung Leitungsschutz Einstellregeln Sammelschienen- und Anlagenschutz Mittelspannungsanlagen Stationen Umspannwerke Hochspannungsanlagen Relaissortiment

6 12 Kondensatorenschutz Überstrom- und Kurzschlussschutz Überspannungsschutz und Nullspannungsauslösung Schutz gegen innere Fehler 132 Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main 13 Erdschlussschutz Grundsätzliche Funktionsweise und Auswahl Erdschlussortungsmethoden in verschiedenen Netzen _ Erdschlusserfassungsverfahren und Schutzeinrichtungen Erdschlussmelderelais Erdschluss-Wischerrelais (Standard Auswerte-Algorithmus) Erdschluss-Wischerrelais (qu-, und qu2-algorithmus) Oberschwingungsrelais Oberschwingungs-Relativmessung Wattmetrische Relais (Cos-Phi-Schaltung) gelöschte Netze Wattmetrische Relais (Sin-Phi-Schaltung) isolierte Netze Pulsortungsmethode Admittanz-Verfahren Ortung mit Kurzschlussschutz-Relais Ortung durch Erhöhung des Nullstromes ( KNOSPE ) Einsatz digitaler Schutzrelais Vor- und Nachteile Schutzkonzept Einbauhinweise Verwaltung und Dokumentation

7 14.5 Kommunikation in Schaltanlagen Einleitung IEC (auch VDEW-Protokoll bzw. VDEW6) IEC Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main 15 Automatisierungseinrichtungen Automatische Frequenzentlastung (AFE) Automatische Spannungsregelung Arbeitsweise Einstellregeln Umschaltautomatik Verstimmungsgradregelung Schutz in Kleinkraftwerken und dezentrale Einspeisungen Schaltfehlerschutz und Synchrocheck Schaltfehlerschutz Synchrocheck Nebenanlagen Gleichstromversorgung (DC-Anlagen) Drehstrom-Eigenbedarf (AC-Anlagen) Prüfungen Inbetriebsetzungsprüfungen Allgemeine Prüfungen Inbetriebsetzungsprüfungen bei digitalen Distanzschutzeinrichtungen

8 Inbetriebsetzungsprüfungen bei digitalen Differenzialschutzeinrichtungen Turnusprüfungen Allgemeines Turnusprüfungen bei digitalen Distanzschutzeinrichtungen Turnusprüfungen bei digitalen Differenzialschutzeinrichtungen Prüfeinrichtungen Protokollarische Nachweisführung Schaltpläne und Kennzeichnungen in Schaltanlagen Schaltzeichen Schaltungsunterlagen Empfehlungen für Betriebsmittelkennzeichnungen Kennzeichnung der Schutzsysteme mit ANSI-Code Störwerterfassung und Fehlerortung Schutzdaten Kurzschlussstromanzeiger Störschreiber und Schutzdaten-Zentralgeräte Normen und Vorschriften 267 Literaturverzeichnis 276 Ausgewählte Links 296 Stichwortverzeichnis

9 Vorbemerkung Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Mit diesem Buch soll dem für den Netzschutz verantwortlichen Praktiker, und hier insbesondere dem Einzelkämpfer in kleineren Unternehmen, Hinweise für seine tägliche Arbeit gegeben werden. Aber auch der mit der Planung, Inbetriebnahme und dem Betrieb Beauftragte ist angesprochen. Ebenso ist es für die Ausbildung zur Erlangung der Schaltberechtigung und als Nachschlagewerk für den Netzdispatcher und das Schaltpersonal gedacht. Theoretische Überlegungen wurden nur soweit aufgenommen, wie sie für die Auswahl, Inbetriebnahme und Wartung der Schutzeinrichtungen erforderlich sind. Zur weiteren Vertiefung der Schutztechnik wird auf die im Literaturverzeichnis aufgeführten Standardwerke und Empfehlungen verwiesen. Großen Wert wird auf Hinweise zur Ermittlung der Einstellwerte gelegt und es werden Einstellregeln empfohlen. Durch den Nachnutzer ist zu prüfen, inwieweit diese Einstellempfehlungen für seinen Einsatzfall optimal sind. Zur Erstellung eines Staffelplanes für den Distanzschutz im Mittelspannungsnetz können die Dateien Staffel-Programm einschließlich einer Datenbank über R - und X -Werte in Ω pro km für Mittelspannungsleitungen vom Autor bezogen werden. Der Nachnutzer hat die Möglichkeit, beim Staffelprogramm die verwandten Algorithmen zu übernehmen oder diese individuell anzupassen. Das Gleiche gilt für die Ermittlung der Leitungsdaten. Auch hier können die vom Kabelhersteller mitgelieferten bzw. die im Unternehmen allgemein verwandten Werte eingegeben oder auf die in der Datenbank enthaltenen Größen zurückgegriffen werden. Ein Dank gilt den Mitgliedern des VDEW-AA Relais- und Schutztechnik, jetzt VDE/FNN, des VDE-AK Mittelspannungsschutztechnik und Netzschutz Thüringen, des BAG-AK Schutzeinrichtungen sowie unseren ehemaligen Mitarbeitern in der TEAG, Thüringer Energie AG, und SAT, jetzt Siemens, für den permanenten Erfahrungsaustausch. Mein besonderer Dank geht an Herrn Univ.-Prof. Dr. Lothar Fickert, jetzt TU Graz, sei- 19

10 nerzeit WIENSTROM und Vorsitzender des VEÖ-PAK Schutztechnik sowie Herrn Dr. Gernot Druml, A. Eberle/TRENCH/ Sprecher Automation für die Zuarbeit in erster Linie beim Abschnitt Erdschlussschutz. Den Herstellern wird für die Bereitstellung der Bilder gedankt. In der 5. Auflage wurde der aktuelle Stand der Schutz- und Leittechnik sowie der anerkannten technischen Regeln eingearbeitet. Zudem wurde ergänzt: Gewinnung der Nullgrößen und Prüfung von Erdschlussschutzsystemen, Technische Bedingungen für den Anschluss und Betrieb von Kunden an das Hochspannungsnetz, VDE-AR-N 4120, Einstellregeln für den Distanzschutz bei dezentralen Einspeisern, Eigenbedarfstransformator mit Sternpunktbildner, Parallelschaltbedingungen bei Netzkupplungen und Einspeisern Entwicklungen der Prüftechnik und neue Ansätze, Kommunikationstechnik in Schaltanlagen berücksichtigt aktuelle Entwicklungen und Empfehlungen in den deutschsprachigen Ländern. Für Korrektur- oder Ergänzungshinweise sind wir dankbar und stehen für Fragen jederzeit gern zur Verfügung. Gotha (D) / Klaus (A), Januar

11 2 Aufgaben der Schutztechnik In elektrischen Übertragungs- und Verteilungsanlagen ist das Auftreten von Fehlern und Betriebsstörungen nicht auszuschließen. Derartige Fehler können z. B. sein: Überspannungen durch Blitzschlag, Kurzschluss durch mechanische Zerstörung bei Baggerarbeiten und Überbrückung der Isolation durch Tiere oder Äste bzw. infolge Seilriss, thermische Überbeanspruchung durch Überströme, klimatische Beeinflussung durch Feuchtigkeit, Alterung der Isolation, Bedienungsfehler infolge Schaltens auf eingebaute Erd- und Kurzschlussvorrichtung oder Öffnen von Trennschaltern unter Last. Die eingebauten Netzschutzeinrichtungen, auch Relais- oder Selektivschutzeinrichtungen genannt, verhindern zwar nicht das Auftreten von Fehlern, sondern greifen i.allg. erst ein, nachdem der Fehler eingetreten ist. Sie haben die Aufgabe, die auftretenden Störungen schnell und zuverlässig zu erkennen und durch das Ausschalten des gestörten Netzteiles (z. B. des Kabels oder Transformators) dieses vor größeren Zerstörung zu schützen, eine Umweltgefährdung zu vermeiden, Gefahren für Mensch und Tier zu verringern und den weiteren Betrieb der ungestörten Netzelemente zu ermöglichen. Netzrückwirkungen, die durch Kurzschlüsse hervorgerufen werden, führen zu Spannungseinbrüchen im gesamten Netz und müssen deshalb zeitlich begrenzt werden. Einige Schutzeinrichtungen wirken nur auf Meldung und weisen so das Bedienungspersonal auf Unregelmäßigkeiten hin. 24

12 3 Fehlerarten Die häufigsten Fehlerarten sind im Bild 3-1 dargestellt. Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Bild 3-1 Fehlerarten 25

13 Tabelle 5-1 Schutzkriterien und ihre Anwendungen Strom Kriterium Anwendung Schutzart Aufgabe Schutzobjekt Überstrom I> Überstromzeit-, Distanzschutz Anregung des Schutzes Leitung, Transformator, Generator Hochstrom I>> Hochstromschnellschutz Transformator, Leitung Stromdifferenz ΔI Differenzialschutz Transformator, Generator, Leitung, Sammelschiene Spannung Überspannung U> Verlagerungsspannung Uo> Überspannungsschutz, Erdschlusserfassung Anregung der Meldung Transformator, Sammelschiene, Generator Unterspannung U< Umschaltautomatik Anregung der Automatik Leitung, Transformator, Generator Impedanz Widerstand Z oder X Distanzschutz Fehlerortmessung Leitung, Transformator, Generator, Unterimpedanz U/I, Anregung des Schutzes Sammelschiene Impedanz-Polygon R-X Leistungsrichtung Wirkleistung P Überstromrichtungs-, Distanzschutz, Netzentkupplung/-trennung Fehlerrichtung Leitung, Generator Nulleistung Po Erdschlussschutz Frequenz Unterfrequenz f< Frequenzlastabwurf Anregung des Schutzes Transformator, Leitung Überfrequenz f> Netztrennung Generator Frequenzänderung df/dt Vektor Spannungsvektorsprung Δϕ Netztrennung Anregung des Schutzes Generator 35

14 Tabelle 5-1 Schutzkriterien und ihre Anwendungen (Fortsetzung) Kriterium Anwendung Schutzart Aufgabe Schutzobjekt Temperatur Übertemperatur δ> Überlastwarnung Anregung des Schutzes Transformator Lüftersteuerung Untertemperatur δ< Geschwindigkeit Ölströmung ν> Buchholzschutz Anregung des Schutzes Transformator Volumen Ölstand V< Ölstandsüberwachung Anregung des Schutzes Transformator, Wandler Oberwellen Gasdruck Licht 2. Harmonische (100 Hz), 5. Harmonische (250 Hz) Überdruck p>, Unterdruck p< Differenzial- und Überstromzeitschutz, Erdschlussrichtungsschutz Schaltanlagenschutz, Kabelüberwachung Einschaltstabilisierung, Erdschlussrichtung Transformator Leitung Anregung des Schutzes Schaltzelle, Kabel Lichtstrom Φv Lichtbogenschutz Anregung des Schutzes Schaltzelle Körperschall Zeit Schwingungsbeschleunigung α Schaltanlagenschutz Anregung des Schutzes Schaltzelle Staffelzeit Δt Überstromzeit-, Distanzschutz Selektivität Leitung, Transformator, Generator Verzögerung t Erdschlussmeldung Wischerunterdrückung Transformator, Sammelschiene, Leitung 36

15 Forderungen nach noch geringeren Abschaltzeiten bei innenliegenden Fehlern sind für Gasisolierte Schaltanlagen (GIS) 52 kv in DIN EN VDE 0671, Teil 203 enthalten. In Tabelle 5-2 sind auf der Grundlage gesetzlicher Vorgaben, Herstellerangaben und Betriebserfahrungen die zulässigen Fehlerklärungszeiten im 110-kV- und Mittelspannungsnetz zusammengestellt [E2][E37]. Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Tabelle 5-2 Zulässige Fehlerklärungszeiten im 110-kV- und MS-Netz Schutzbereich Hauptschutz 110-kV-Leitung und -Anlage 120 ms / 400 ms * Reserveschutz 2 s ** 110-kV-SF 6 -Anlage *** < 40 ka 0,2 s 0,5 s 40 ka 0,1 s 0,3 s MS-Leitung und -Anlage 1 s 2 s Schalterversagerschutz 110-kV-/MS-Trafo 150 ms 2 s *** 300 ms MS-/0,4-kV-Trafo 300 ms 2 s * zur Überstaffelung von Kupplungen kann 600 ms erforderlich sein ** durch Laufzeitadditionen kann diese überschritten werden *** soweit nicht anders vereinbart Zuverlässigkeit Die Funktionstüchtigkeit zeichnet sich aus durch hohe Sicherheit gegen: Unterfunktion, d. h. kein Auslösen bei einem Primärfehler sowie Überfunktion, d. h. Auslösen ohne Primärfehler bzw. Falschaus lösung. Empfindlichkeit Der Schutz muss den Störfall vom Normalbetriebsfall bzw. einer zulässigen Überlastung unterscheiden können. Wirtschaftlichkeit Der finanzielle Aufwand, hierzu zählen neben den Investitionen auch die Instandhaltungsaufwendungen (Wartung, Nachführung auf technischen Stand), müssen in einem an- 39

16 7 Leitungsschutz Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Die Schutzeinrichtungen für Leitungen werden im wesentlichen bestimmt durch die Netzfahrweise (Strahlen-, Ring- oder Maschennetz), die Spannungsebene (MS oder HS) und erforderliche Selektivitätsabschnitte (Anzahl der Schutzeinrichtungen). Der Leitungsschutz wird als Kurzschlussschutz ausgelegt, d. h. er stellt in der Regel keinen Schutz gegen Überlast dar. Die über Wandler gewonnenen Messgrößen werden dem Relais zugeführt. Bei Überschreiten des eingestellten Schwellwertes wird das Relais angeregt. In der Mittelspannungsebene wird hierzu die Über strom anregung genutzt. Der Anregewert muss dabei über dem maximal zu erwartenden Belastungsstrom (I Lo max) liegen und muss wiederum so tief sein, dass im Fehlerfall dieser Wert auch erreicht wird. Bei der unteren Grenze ist das Rückfallverhältnis (beim elektromechanischen Relais etwa 0,85) zu beachten. Das bedeutet, ein z. B. auf einen Anregewert von 100 A eingestelltes Relais fällt erst bei 85 A wieder ab. Für den oberen Wert gilt der minimal zu erwartende Kurzschlussstrom. Beim generatorfernen Fehler (für den Netzfehler allgemein zutreffend) ist dies der zweipolige Kurzschluss Im Einzelfall ist zu prüfen, ob die Anregesicherheit und Anregeverlässlichkeit gem. Tabelle 7-1 bis 7-4 gegeben ist. [E2] Wird die empfohlene Anregeverlässlichkeit nicht erreicht, so ist der Einsatz eines Distanzschutzes mit Unterimpedanzanregung oder die Verkürzung der Schutzstrecken durch zusätzlichen Schutzeinbau zu prüfen. Im Hochspannungsnetz kann der Fehlerstrom (z. B. in Schwachlastzeiten oder bei starrer Sternpunkterdung) Beträge annehmen, die unter dem des Nennstroms liegen. Deshalb wird in diesen Fällen eine Unter impedanzanregung eingesetzt, die parallel oder anstelle der Über strom anregung wirkt. 51

17 Tabelle 7-1 Zuverlässigkeit Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Anregesicherheit aus Lastbedingungen Zulässiger Einstellbereich der I > - Anregung Anregeverlässlichkeit aus Kurzschlussbedingungen 0 Betriebslast I zul I AL I AK I k min Kurzschlussströme Tabelle 7-2 Anregesicherheit Anregesicherheitsfaktor f AS für Lastbedingungen f AS f = f ÜL M f R Anwendungsbeispiel transient V f S Einfachleitung Schutz digital I AL = f AS I Doppelleitung Schutz digital zul I k Doppelleitung Schutz elektromech. Anregesicherheitsfaktor f AS 1,4 1,7 2 Überlastfaktor f ÜL 1,25 1,5 1,5 Rückfallverhältnis Anregung R V 0,95 0,95 0,80 Transientenfaktor f transient

18 Tabelle 7-3 Lastfaktoren I AL I = zul f ÜL f f R f M V transient S Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Tabelle 7-4 Anregeverlässlichkeit Hauptschutz I f AV-I = I kmin Reserveschutz Anregeverlässlichkeitsfaktor f AV-I 1,5 1,8 1,3 Genauigkeit der Impedanzwerte ± 5 % ± 10 % ± 10 % Anregemessfehler ± 5 % ± 5 % ± 5 % Spannungsbeiwert c 1,0 1,0 1,0 Reglerstellung des Transformators Mittelstellung Mittelstellung Mittelstellung Lichtbogeneinfluss berücksichtigt vernachlässigt vernachlässigt Anmerkung: Wandlerfehler sind in den angegebenen Werten enthalten A [E2] 53

19 5,00 t [s] 4,00 UW G SSt F SSt E SSt D SSt C SSt B UW A 3,00 =J01 =J01 =J01 =J01 =J01 =J01 2,00 1,00 Bild 7-13 Distanzschutz klassischer Staffelplan 0,00-0,100 0,000 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 0,600 0,700-1,00-2,00 =J02 =J02 =J02 =J02 =J02 =J02-3,00-4,00-5,00 Variable für Diagrammverlängerung 0,05 Anlage UW A SSt B SSt C SSt D SSt E SSt F UW G =J01 =J01 =J01 =J01 =J01 Abgang ab bc cd de ef fg Kennlinie Bild 7-13 zeigt einen mit einem Excel-Programm erstellten Staffelplan für Mittelspannungs-Stich- oder Ringnetze. Hierzu werden die Leitungs- und Wandlerdaten sowie Kommandozeiten wie in Bild 7-14 ersichtlich eingegeben und es entsteht das in Bild 7-15 aufgeführte Relaiseinstellblatt. Das Programm hierzu kann zusammen mit einer Datenbank über R - sowie X -Werte in Ω/km vom Autor bezogen werden. X [Ω] Anlage UW G SSt F SSt E SSt D SSt C SSt B UW A ba =J02 dc =J02 cb =J02 ed =J02 Abgang =J02 gf =J02 fe Kennlinie Bearbeiter: M. Weber Datum:

20 Nachteile: Eine ursprünglich gesehene Anzahl von Nachteilen hat sich in der Praxis nicht bestätigt. In der Mittelspannung ist der Einsatz der Kombigeräte in der NS-Nische zum Standard geworden. 7.7 Verifizierung der Schutzeinstellung Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Zur Prüfung der Anregesicherheit Selektivität und Einhaltung der zulässigen Abschaltzeit durch den Haupt- und Reserveschutz empfiehlt sich der Einsatz eines Fehlersimulationsprogramms [P26][P27]. Nach Eingabe der Netzelemente, wie Einspeisungen, Transformatoren und Leitungen sowie Wandler und der sekundären Relaiseinstellwerte der Stufenimpedanzen, zugehörige Kommandozeiten so- Bild 7-24 Schutzmeldungen bei simuliertem Schutzversager, SIMP 96

21 wie der Überstrom- und Impedanzanregungen wird für den Normalschaltzustand und der hiervon abweichenden Schaltzustände bei den verschiedensten Fehlerfällen ein- oder mehrpolig, mit und ohne Lichtbogeneinfluss das Schutzverhalten getestet. Gleichzeitig werden die sich am jeweiligen Relaiseinbauort einstellenden symmetrischen Komponenten ausgewiesen. Eine Anwendung mittels einer transienten Simulation des primären Energiesystems deckt das Programm RelaySimTest [P37] (s.a. Abschn. 19.3) ab. Anwendungsorientierte Prüfungen sind unabhängig vom Gerätetyp und -hersteller. RelaySimTest ist hauptsächlich für die folgenden Anwendungen konzipiert: Aufdecken von Fehlern in den Relaiseinstellungen mittels realistischer Fehlerszenarien Ausführen von einschlägigen und realistischen Prüffällen aiterative Prüfung von automatischen Wiedereinschaltfunktionen mit Simulation von relaisgesteuerten LS-Schaltvorgängen Prüfung von verteilten Schutzsystemen einschließlich beider Enden und der Kommunikationskanäle Steuerung von mehreren Prüfgeräten aus einer einzigen Software-Anwendung Ausführen eines verteilten Schusses (Prüfschritt) auf dieselbe Weise wie ein Schuss an nur einem Ende Sofortige Beurteilung und Bewertung der Prüfergebnisse in einer einzigen Anwendung Automatische Ausführung von mehreren Prüfschritten nacheinander Effiziente Fehlersuche für Prüfschritte Dem Schutzverantwortlichen wird hiermit Sicherheit gegeben, dass sein Netz selektiv gestaffelt ist und Schutzversagen oder Fehlauslösung nicht zu befürchten sind. 97

22 a) b) c) I od Bild 8-6 Nullstrom-Differenzialschutz Prinzip a) Arbeitsweise bei außenliegendem Fehler b) Arbeitsweise bei innenliegendem Fehler c) Schaltzeichen 107

23 Tabelle 8-3 Einstellbeispiele für den UMZ- und Distanzschutz von Transformatoren [E25] Sn [MVA] , Bemerkung Inom [Aprim] 2 ) IStufe 19 [Aprim] I >> [Aprim] 3 ) ti >> [s] uz [%] 1 ) 12/11 12/11 12/11 12/11 12/11 12/11 80,3 94, ,4 118, UMZ-Schutz OS-Seite 125,5 148, ,1 186, ,8 237, , bei 115 kv Regelber. ± 15,3 % IE >> [Aprim] tie >> [s] I > [Aprim] ti > [s] 4 ) IE > [Aprim] 5 ) tie > [s] 5 ) AUS 130 2,4 s 130 3,5 AUS 160 2,4 s 160 3,5 AUS 200 2,4 s 200 3,5 AUS 250 2,4 s 250 3,5 Distanzschutz US-Seite AUS 320 2,4 s 320 3,5 AUS 400 2,4 s 400 3,5 AUS 1,6 InomTr 2,4 s 1,6 InomTr 3,5 Inomprim. [A] 439,9 549,9 687, ,7 1374,6 bei 21 kv IL >> prim. [A] ,6 InomTr IE > prim. [A] 0,2 Inom 0,2 Inom 0,2 Inom 0,2 Inom 0,2 Inom 0,2 Inom 0,2 Inom Wandler IF > prim. [A] 0,25 Inom 0,25 Inom 0,25 Inom 0,25 Inom 0,25 Inom 0,25 Inom 0,25 Inom Wandler U < [%]

24 Tabelle 8-3 Einstellbeispiele für den UMZ- und Distanzschutz von Transformatoren (Fortsetzung) Sn [MVA] , Bemerkung uz [%] 1 ) 12/11 12/11 12/11 12/11 12/11 12/11 XA prim. [Ω] RA1 prim. [Ω] 6 ) ,5 4,5 RLL = RLE RA2 prim. [Ω] 6 ) RLL = RLE Z A / Z+A α [ ] Mitn. 1pol. Anr. 7 ) LL / LE LL / LE LL / LE LL / LE LL / LE LL / LE siehe Fußnote 7 ) Leiterausw. 2pol.-E LE LE LE LE LE LE Leiterbev. 2pol.-E L3 (L1) azykl. L3 (L1) azykl. L3 (L1) azykl. L3 (L1) azykl. L3 (L1) azykl. Ausw. mehrpol. LL LL LL LL LL LL L3 (L1) azykl. oder andere einheitliche Einstellungen tg [s] 2,0/2,4 2,0/2,4 2,0/2,4 2,0/2,4 2,0/2,4 2,0/2,4 Drei/Zweiwickler Die Angaben der Tabelle sind beispielhaft es können davon abweichende Einstellungen erforderlich werden 1 ) bei Mittel-/Endstellung des Reglers bei min. Stufenspannung (19 Trafostufen) 2 ) bei Unom = 115 kv bzw. 21 kv 3 ) bemessen für Reglerstellung Umin ( 15,3 %) 4 ) mit Blockierung durch I E im Netz mit niederohmiger Sternpunkterdung 5 ) nur im Netz mit niederohmiger Sternpunkterdung 6 ) Parameter ist nur fabrikatabhängig vorhanden R AI 21 kv 0,8/ 3 I >> [ka] 7 ) Unterschiedliche Einstellung für Sternpunktbehandlung gelöscht / niederohmig geerdet 113

25 Zur Verringerung der Gefahr der Fehlauslösung empfiehlt sich eine UND-Verknüpfung, die den AUS nur freigibt, wenn Warnung und Auslösung anstehen. 8.8 Schutzkonzept Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main In Bild 8-10 ist das Schutzkonzept für einen 110/20(10)/20-kV- Transformator dargestellt. [E2][E27] Fehler im Transformator -T101 bzw. in der Erdschlussdrossel -L21 sowie innerhalb des Diff.-Bereiches führen durch das Ansprechen des Buchholzschutzes CF050B bzw. CF061 bzw. Diff.-Schutzes -F321 zur unverzögerten Auslösung aller Transformatoren-Leistungsschalter. Der Überstromzeitschutz -F311 auf der Oberspannungsseite stellt mit seiner Hochstromstufe je nach Fehlerort einen unverzögerten bzw. verzögerten Reserveschutz dar. Der im -F321 integrierte Nullstrom-Diff.-Schutz wirkt bei einpoligen Fehlern im Nullstrom-Diff.-Bereich (d.h. zwischen -T1 und -T90) bzw. bei Isolationsfehler im NOSPE-Widerstand -R21 unverzögert auf alle Transformatorschalter. Der Distanzschutz -F301A auf der Unterspannungsseite des Transformators arbeitet als Anlagenschutz bzw. Reserveschutz für die Leitungsabgänge und wirkt mit seiner Stufenzeit auf den zugehörigen Leistungsschalter sowie als Schalterversagerschutz zeitverzögert auf die übrigen Leistungsschalter des Transformators. Der am Sternpunktwandler -T90 angeschlossene Nullstrom-Zeitschutz -F311 wirkt mit der ersten Zeitstufe als SS- bzw. Leitungsreserveschutz auf den zugehörigen Transformatorschalter und mit der zweiten Zeitstufe als Schalterversagerschutz bzw. Schutz für den Fehler zwischen Leistungsschalter und Transformatorsternpunkt bzw. weiteren Schutz für den Widerstand -R21. Das Erdschlussmelderelais -K5 führt über das Steuergerät -A201 unverzögert zur Verriegelung der Betätigung des Sternpunkttrenners -Q6 und Weitermeldung an die Netzleitstelle. 119

26 Legende: -A201 Steuereinheit -F301A Distanzschutz, bei Transformatoreinspeisung mit R-X-Anregung und Schalterversagerschutz bzw. bei Leitungen mit Überstromanregung (bei DZE spannungsgesteuert). -F311 Überstromzeitschutz mit Hochstromschnellstufe bzw. Nullstromzeitschutz -F321 Differenzialschutz mit Nullstrom-Differenzialschutz (REF) -K5 Erdschlussmelderelais -Y1 Ausspule 1 -Y2 Ausspule 2 CF050A CF050B CF061 Buchholz-Warnung Kessel Buchholz-AUS Kessel Buchholz-AUS Stufenlastumschalter Bild 8-10 Transformatoren-Schutzkonzept 120

27 tung ist nach wenigen Kilometern keine Anregung und somit kein Reserveschutz mehr gegeben. Im Bild 11-1 ist erkennbar, dass der Leitungsschutz unter den gegebenen Bedingungen bei 95 mm 2 Al/St Fehler bis zu einer Netzlänge von 33 km noch sicher erfasst. Der Reserveschutz dagegen ist schon nach 8 km nicht mehr gegeben. Noch Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main f AV Z/Ω l/km X/Ω S K "=5 GVA 110-kV-Netz /1A /1A 95 mm² Al/St 1,8 16,5 33 *) U momtr =110/21/21 kv S Tr =31,5/20/20(40/25/25) MVA *) bei I A = 320 A U Z =8% 1,1X Ltg. Z Ltg. = 16,5 Ω, ϕ Ltg. = mm² Al/St Reichweite der I > - Anregung ϕ = ,6 I nomtr 1, I nomtr Z Last = 11 Ω, ϕ = 0 bis 27 Lastbereich 1,8 2,5 5 0,85 R Last R Last 1,25 R Ltg. +2 Ω R/Ω Bild 11-1 Distanzschutz als Anlagen- und Reserveschutz 126

28 Tabelle 13-2 Erdschlusserfassungsmethoden Schutzeinrichtung und Erdschlusserfassung Erfassungskriterium Gelöschtes Netz Isoliertes Netz Niederohmig geerdetes Netz Erdschlussmelderelais Verlagerungsspannung Uo > x x x Erdschluss-Wischerrelais Einschwingvorgang und Polaritätsvergleich io & uo Erdschluss-Wischerrelais (qu und qu2) Einschwingvorgang Integrale Bewertung io & uo Erkennen des intermittierenden Erdschlusses (qui) Integrale Bewertung des Zündimpulses von io & uo x x x bei KNOSPE x x x x Oberschwingungsrelais 5. Oberschwingungswelle Io & Uo x x Oberschwingungs-Relativmesssung 5. berschwingungswelle Io & Uo und Abgang mit größtem Io Wattmetrische Relais (cos phi) Wirk-Nulleistungs-Richtung Iow & Uow Wattmetrische Relais (sin phi) Blind-Nulleistungs-Richtung Iob & Uob Pulsortungsmethode Änderung des Abgangs-Nullstromes Io Netz-Erdschluss-Analysator, Ortung mit Strominjektion Änderung des Abgangs- Nullimpedanzleitwertes Yo x x x x x x x x x x 136

29 Tabelle 13-2 Erdschlusserfassungsmethoden (Fortsetzung) Schutzeinrichtung und Erdschlusserfassung Admittanz-Methode, Ortung mit Strominjektion Ortung mit Kurzschlussschutz-Relais (KNOSPE) Ortung mit kurzzeitiger niederohmiger Sternpunkterdung (KNOSPE) Erfassungskriterium Gelöschtes Netz Änderung der Abgangs- Nullimpedanzleitewertes Yo Erdkurzschlussstrom Io bzw. Il > (&Uo) Erdkurzschlussstrom Io bzw. Il > (&Uo) Isoliertes Netz Niederohmig geerdetes Netz x x x x 137

30 Ungestörter Betrieb Erdschluss in L3 Bild 13-2 Spannungsverhältnisse oben: im Netz bzw. in der Messwicklung / unten: in der im offenen Dreieck geschalteten Erdschlusshilfswicklung 138

31 14 Einsatz digitaler Schutzrelais 14.1 Vor- und Nachteile Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Die Erfahrungen beim Einsatz der 3. Schutzgeneration (s. Abschn. 5.4) haben dazu geführt, dass viele Anwender in Neuanlagen fast ausschließlich nur noch digitale Schutzeinrichtungen einsetzen. [E1][E2] Die wesentlichen Vorteile sind: Multifunktionalität: mehrere Schutzaufgaben (z. B. Kurzschluss- und Erdschlussrichtungsschutz) können von einem Gerät praktisch gleichzeitig ausgeführt werden und zusätzlich im nicht angeregten Zustand Mess- und Überwachungsaufgaben übernehmen, Zuverlässigkeit: durch weitestgehenden Wegfall von verschleiß baren, mechanisch bewegten Teilen und weitreichende Selbstüberwachung der Relaisfunktion und der Wandlerkreise sowie Verbesserung des Reserveschutzes, Schnelligkeit und Genauigkeit: dadurch geringe Staffelund damit kürzere Fehlerabschaltzeiten, Anpassungsfähigkeit: der Anrege- und Auslösecharakteristik (gutes Rückfallverhältnis und Anpassung an Lastverhältnisse bzw. Licht bogenwiderstand) sowie schaltzustandsabhängige Auswahl von Parameter sätzen, Wegfall der Anpassungswandler beim Differenzialschutz, Wirtschaftlichkeit: durch Verringerung des Planungs-, Montage-, Inbetriebsetzungs- und Wartungsaufwandes sowie der benötigten Wandlerleistung und der Hilfsenergie, Zusatz- und Ergänzungsfunktionen: als wichtigste seien genannt AWE (ein- oder mehrfach), selektive Erdschlusserfassung, Unter impedanzanregung, Signalvergleich, Schalterversagerschutz und Synchrocheck, Schalten auf Fehler Störwertspeicherung durch Erfassung von Fehlermeldungen in Echtzeit und Störschreiberfunktion, 159

32 160 Erfassung von Betriebsmesswerten und Fehlerortung mit Anzeige am Relaisdisplay bzw. Weitergabe zur Leittechnik, Fernübertragung von Meldungen, Mess- und Störwerten sowie Para metern über die serielle Schnittstelle zur Leittechnik. Als Nachteile sind zu nennen: Besondere Forderungen an: Hilfsenergie (geringe Restwelligkeit der Batteriespannung) und EMV-Maßnahmen, Software-Schnellebigkeit und dadurch Variantenvielfalt bei Schutzrelais und Bedienprogrammen, Dokumentation aller Parameter erforderlich und Hilfsenergieverbrauch auch in Ruhestellung Schutzkonzept Auf der Grundlage des durch die Netzplanung entworfenen und mit den übrigen Fachbereichen abgestimmten Netzkonzeptes (Nennspannungsebenen, Netzfahrweise, Sternpunktbehandlung, Versorgungszuverlässigkeit usw.) ist ein Schutzkonzept zu erstellen. Damit wird eine weitestgehende Einheitlichkeit für die Betriebsführung und die Wiederverwendung von Projekten erreicht. Ein Beispiel hierfür ist als Auszug [E28] in Tabelle 14-1 für 110/20-kV-Anlagen enthalten und im Bild 14-1 dargestellt. Als Reserveschutzkonzept gilt [E2]: Für alle Netze ist ein durchgängiges Haupt- und Reserveschutzsystem aufzubauen, welches ein Versagen einzelner Elemente dieser Wirkungskette auffangen kann. Ein solches System ist sowohl für den Normalschaltzustand als auch für abgestimmte, davon abweichende Schaltzustände auszu legen. Der Reserveschutz kommt zur Wirkung, wenn der Hauptschutz einen Fehlerzustand in der vorgegebenen Zeit nicht oder nicht korrekt klären kann. Ein Reserveschutz kann verzögert und/oder mit verminderter Selektivität arbeiten.

33 Tabelle 14-1 Schutzrelais- und Wandlerauswahl (Beispiel) 110-kV-Leitung, -Kupplung oder -Ersatzschalter Abgang Einbauort Schutz Optionen Stromwandler =E..+SR01 Relaishaus bzw. R01 Relaiswarte 110-kV-Trafo, OS und Diff. =E..+SR01 Relaishaus bzw. R01 Relaiswarte 20-kV-Trafoeinspeisung =J00+SR01 Relaishaus bzw. =J..+SR1 NS-Nische Distanz AWE, Z<, PU, Fehlerort, Störschrieb, Ed-Wi UMZ Diff. I>>, Störschrieb I>>, Iod>, Störschrieb TPZ 5 W ± 1 % ± 10 % 50 ms 400/1/1/1 A ext. 200 % TPZ 5 W ± 1 % ± 10 % 50 ms 30 VA 5P30 200/1/1/1 A ext. 200 % Distanz Z<, Störschrieb /1/1 A 5 VA 5P20 20-kV-Leitung =J..+SR1 NS-Nische Distanz AWE, Ed, Fehlerort, Störschrieb 400/1 A 5 VA 5P20 60/1 A 20-kV-Eigenbedarf =J..+SR1 NS-Nische UMZ I>> 100/1 A 5 VA 5P20 20-kV-Quer- oder =J..+SR1 NS-Nische nur Steuergeräte, ohne Schutz und Wandler Längskupplung Digitaler Schutz mit den technischen Daten: 220 V DC, 1 A, 100, V Schnittstelle zur Leittechnik mit LWL-Anschluss, für Schalttafeloder Schrankeinbau AWE Automatische Wiedereinschaltung PU Parameter- (Kennlinien-) Umschaltung Ed Selektive Erdschlussrichtungserfassung im Distanzrelais oder separates Relais Z< Unterimpedanz - (R-X-) Anregung Ed-Wi Selektive Erdschlussrichtungs-Wischererfassung =E 110-kV-Abgang I>> Hochstromstufe =J 20-kV-Abgang Iod> Nullstromdiff.-Schutz 161

34 Zur Prüfung der Schnittstelle empfiehlt sich der Einsatz eines Protokolltestsystems. Es werden Systeme empfohlen, die die Informationen im verständlichen Klartext (und nicht als Funktionstyp und Informationsnummer) anzeigen. Des Weiteren sollte es möglich sein, den Datenverkehr zwischen Relais und Leittechnik aufzuzeichnen (Protokollierung) Schutzgerät oder Leittechnik für Testzwecke zu simulieren (Geräte-Simulation) einzelne Befehle wie Generalabfrage zu simulieren (Telegrammsimulation) Störschriebe auszulösen und aufzuzeichnen (Störschriebsimulation) IEC Einleitung Beim Einsatz der im vorherigen Abschnitt erwähnten Protokolle wie auch diverser herstellerspezifischen Lösungen zeigten sich Probleme. Um diese zu lösen, wurden vor Erarbeitung des neuen Kommunikationsstandards Ziele definiert, die auch die Unzulänglichkeiten bisheriger Lösungen ausgleichen sollten. Das waren [K8]: Interoperabilität, d. h. Geräte verschiedener Hersteller können Informationen austauschen, das bedeutet aber nicht Austauschbarkeit Freie Konfigurierbarkeit, d. h. der Standard beschränkt sich nicht auf eine spezielle Technologie oder schreibt dem Anwender Strukturen und Ausbaustufen vor Langzeitstabilität, d. h. Zukunftssicherheit in der Art, das neue Kommunikationstechnologien keinen neuen Standard erfordern werden, zudem ist das Engineering der Kommunikation in der Schaltanlage mit enthalten. Mit diesem Ansatz wurde der Standard Communication Networks and Systems in Substations (Kommunikationsnetzwerke und Systeme in Umspannwerken) [K9] in den Jahren bis 2006 veröffentlicht, er bestand aus insgesamt 14 Teilen mit 172

35 über 1000 Seiten. Ihn in allen Details zu erörtern ist im Rahmen dieses Buches natürlich nicht möglich. Mittlerweile ist die Edition 2 des Standards komplett verfügbar [K10]. Nicht nur der Titel der Standardserie Communication networks and systems for power utility automation (Kommunikationsnetzwerke und Systeme für Automatisierung in der Energieversorgung) sondern auch sein massiv gestiegener Umfang zeigen, dass der Standard weit akzeptiert ist und sich ständig neue Anwendungsgebiete erschließt. So ist mittlerweile auch die Modellierung von dezentralen Einspeisungen genauso möglich wie auch von Wasserkraftwerken. IEC ist DER Kommunikationsstandard des Smart Grid [K11] Ansatz Die Norm beschreibt Kommunikation auf eine neue Art und Weise, das Bild 14-4 soll das verdeutlichen. Bild 14-4 Ansatz der IEC Ausgangspunkt sei ein reales Schutzgerät, hier ein Distanzschutz. Um das Gerät kommunikationsmäßig zu beschreiben, wird es in einer virtuellen Welt modelliert. In dieser virtuellen Welt sind alle Geräte IEDs (Intelligent Electronic Devices), hier heißt es IED_001. Dieses IED besteht aus einem oder mehreren logischen Geräten (logical devices LD), in unserem Beispiel einem Schutzgerät mit dem Namen PROT. Die Aufteilung in logische Geräte ist herstellerspezifisch. Genau festgelegt im Standard ist aber die nächste Ebene, die der logischen Knoten (logical nodes LN). Hier 173

36 16 Schutz in Kleinkraftwerken und dezentralen Einspeisungen Sollen Generatoren mit dem öffentlichen Netz parallel betrieben werden, sind Schutzeinrichtungen für die Eigenerzeugungsanlage selbst und anderseits zur weitest gehenden Vermeidung unzulässiger Rückwirkungen auf das Verteilungs- bzw. Übertragungsnetz einzusetzen. Der Umfang der einzureichenden Unterlagen und die vorzusehenden Schutzeinrichtungen sind in VDE/FNN-, BDEW-, VDEW/VDN- bzw. VEÖ- oder swissgrid-richtlinien geregelt [E5] bis [E9][E19][E41][E42]. Bereits beim Anmeldeverfahren sind für den Schutztechniker folgende Unterlagen wichtig: Übersichtsschaltplan der gesamten Anlage (einpolige Darstellung genügt) mit Nenndaten der Betriebsmittel, Beschreibung der Schutzeinrichtungen mit genauen Angaben über Art, Fabrikat, Schaltung und Funktion sowie Einstellbereich und vorgesehene Einstellung, Normgerechte Stromlaufpläne und Beschreibung der Art und Betriebsweise von Antriebsmaschine, Generator und ggf. Wechselrichter bzw. Frequenzumrichter sowie der Zuschaltung zum Netz. Nach VDE 0100 sind vorzusehen: Kurzschlussschutz, Überlastschutz und Schutz gegen gefährliche Körperströme. Zum Schutz der eigenen und anderer Kundenanlagen sind weitere Schutzeinrichtungen erforderlich, die bei Spannungs- oder Frequenzabweichung den Kuppelschalter zum Netz auslösen. Weitere Gründe für eine Netzentkupplung sind: Verhinderung von unkontrollierten Netzinseln, bei denen die Spannung für Dritte (Verbraucher) durch ein ungewollt im Inselbetrieb befindliches Kraftwerk vorgegeben wird, 190

37 Abschaltung von Hand oder durch AWE im vorgeordneten Netz, asynchrone Spannungswiederkehr (auch ohne AWE) nach Fehlerheraustrennung oder einpolige Unterbrechung (z. B. Seilriß). Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Einstellempfehlung für Überlastwarnung üblicher K-Faktor = 1,1 Kurzschlussschutz I >> = 1,4 I nomg und t = 3 s bzw. über der größten Kommando- bzw. Endzeit der im Netz eingebauten Schutzrelais. Weitere Hinweise zur Einstellung des Ständer- und Läufererdschlussschutzes, Schieflast-, Rückleistungs- und Untererregungsschutz sind in den Applikations-Beispielen [P17] enthalten. In Bild 16-1 bzw sind die Einstellwerte für DZE ersichtlich. Die Einstellwerte sind als Richtwerte anzusehen und im speziellen Anwendungsfall mit dem EVU abzustimmen [E5] bis [E9][E34][E37][G8] bis [G12]. Bei Absinken und Verbleib der Spannung am Netzanschlusspunkt auf und unter einen Wert von 85 % der Bezugsspannung (U n in Hoch- und Höchstspannungsnetzen (380/220/110kV) bzw. U c in Mittelspannungsnetzen) und gleichzeitigem Blindleistungsbezug am Netzanschlusspunkt (untererregter Betrieb) Bild 16-1 Anschluss an Mittelspannungs-Sammelschiene im Umspannwerk 191

38 Tabelle 18-1 Hilfsenergieversorgung von Schutz und Steuerung 110/20-kV-Transformator (Beispiel) Schutzart Bezeichnung DC-Anlage AUS-Impuls Überstromzeitschutz 110 kv -F DIN ANSI =NK =NL =E01 =J05 Y1 Y2 Y1 Y2 x (x) x (x) (x) Differenzialschutz -F321 87T x x (x) x (x) x (x) x (x) x Buchholz Kessel CF050A CF050B 63A 63 Buchholz Lastschalter CF x (x) x (x) x Temperaturwächter CT x Distanzschutz 20-kV-Einsp. -F301A 21 x x (x) x (x) Erdschlussmeldung 20 kv -K5 64 x Frequenzlastabwurf -A x x Ort- und Fernsteuerung -K0A/E x x x Distanzschutz MS-Leitungen -F301A 21 x =J =Jn x x =NK DC-Anlage 1 -Y1 AUS-Spule 1 am Leistungsschalter =NL DC-Anlage 2 -Y2 AUS-Spule 2 am Leistungsschalter =E kV-Transformatorfeld weitere Betriebsmittel- bzw. Bauteilkennzeichnung sowie ANSI-Code s. Abschnitt 20 =J01...Jn 20-kV-Leitungsabgänge x bzw. (x) angeschlossen bzw. zusätzlich angeschlossen =J05 20-kV-Transformatorzelle 204

39 19 Prüfungen Sowohl neue Anlagen als auch Änderungen und Erweiterungen bestehender Anlagen müssen vor ihrer Inbetriebnahme und dann turnusmäßig auf Grund der Forderungen in der VDE 0105 und der BGV A2 (ehemals VGB 4) geprüft werden. Der Zweck von Prüfungen besteht in dem Nachweis, dass die Anlage den Errichtungsnormen und Sicherheitsvorschriften entspricht bzw. noch entspricht. Bild 19-1 Primärprüfgerät CPC100 und Sekundärprüfeinrichtung CMC 356, OMICRON, im Einsatz 19.1 Inbetriebsetzungsprüfungen Vor der Inbetriebnahme neu errichteter, erweiterter oder rekonstruierter Anlagen sind diese einer Prüfung zu unterziehen. Dabei ist der gesamte Funktionsumfang beginnend am Wandler, den Einstellwerten im Schutzrelais, der Außenverdrahtung bis zur Auslösung des oder der Leistungsschalter einschließlich Meldung und Überwachung zu erfassen. Nachstehend werden die einzelnen Prüfschritte behandelt. 206

40 Beim Kabelumbauwandler ist eine Prüfung nach Bild 19-2 [S25] vorzunehmen. Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Bild 19-2 Kabelumbauwandlerprüfung Bürdenmessung Die Bürdenbestimmung erfolgt durch Messung des Spannungsabfalles bei Erregung des Wandlers oder des Wandlerkreises mit I nom (S = U I nom sek ). 3 Spannungswandler Isolationsprüfung Mit einem Isolationsmesser, Messspannung 1000 V, sind die Isola tionswerte der einzelnen Kerne gegen Erde und gegeneinander zu messen. Der Isolationswert muss 2 MΩ sein. Wird der Wert von 2 MΩ mit angeschlossener Wandlerleitung nicht erreicht, so ist die Prüfung ohne Wandlerleitung durchzuführen. Übersetzungsprüfung Die Wandlergruppe ist mit Drehstrom zu erregen. Der Übersetzungsfehler muss 10 % sein. Schaltungsprüfung Die Wandlergruppe wird nach Bild 19-3 geprüft, indem primärseitig 0,01 x U nom angelegt wird, sodass sekundärseitig 208

41 1 V gemessen werden kann. Durch Simulation eines Erdschlusses wird an der da(e)-dn(n)-wicklung dann die Änderung von 0 auf 1 V in Betrag und Richtung geprüft [S25]. Walter Schossig/Thomas Schossig: Netzschutztechnik EW Medien und Kongresse GmbH, Frankfurt am Main Bild 19-3 Prüfung des Spannungswandlersatzes mit CMC 356, Omicron Bürdenmessung Bei Nennspannung ist der Belastungsstrom zu messen und die Bürde (S = U nom sek I ) zu ermitteln. Sperrung der R-X- bzw. Unterimpedanz-Anregung Im Bedarfsfall ist der Distanzschutz mit Nennstrom zu erregen und am wandlerfernsten Punkt mit einer Messleitung ein Kurzschluss einzuleiten, Der Spannungswandlerschutzschalter muss dabei auslösen und die Anregung des Distanzrelais gesperrt werden. 4 Leistungsschalter Überprüfung der Auslöser Der Auslöser (und bei vorhandener AWE auch die EIN-Spule) muss bei 0,8 U nom ansprechen. Kontrolle der Leistungsaufnahme Bei angelegter Nennspannung wird die Stromaufnahme gemessen (S = U nom I ). 209

42 Bild 19-4 Differenzialschutz 400-V-Prüfung Beim Einbau eines Kurzschlusses auf der Unterspannungsseite im Diff.-Bereich müssen die Leiter- und Diff.-Ströme übereinstimmen. 7 UMZ-Funktion Bei der Überstromanregung ist der Anrege- und Abfallwert für I 1, I 2, und I 3 mit Prüfstrom sowie die Auslösezeiten zu kontrollieren. Die Ansprechwerte dürfen dabei maximal ± 5 % abweichen. Das Rückgangsverhältnis muss 0,95 sein. 8 Prüfung der benutzten Binäreingänge Die Simulation erfolgt durch Potentialänderung und das Ergebnis wird in der Ereignisliste bzw. an den LEDs abgelesen. 9 Parameterumschaltung Erfolgt über Binäreingänge oder die Leittechnik-Schnittstelle eine Parameter-(Kennlinien-)Umschaltung, so sind die Prüfungen für jeden Parametersatz vorzunehmen. 10 Auslösekontrolle Als Abschluss der Prüfung ist die Auslösung aller zugehöriger Leistungsschalter und ggf. des Ersatzschalters über das Schutzrelais zu prüfen. 215

43 a) b) Bild 19-5 Sekundärprüfeinrichtungen a) ARTES 460, KoCoS b) CMC 356, OMICRON Bild 19-6 Auszug aus Prüfvorlage für Q-U-Schutz 223

44 Bild 19-7 Auszug aus Prüfvorlage für das Distanzrelais DSREY6 von Sprecher Automation sehr vereinfacht. Die Vorlage kann dabei leicht an spezielle Anforderungen angepasst werden, Verdrahtungshinweise können eingebunden werden. Verknüpfungen zu definierten Relaisparametern erleichtern die Berechnung der Prüfwerte. Das klassische Parameterprüfen wie hier beschrieben stößt mehr und mehr an seine Grenzen. Komplexe und verteilte Schutzsysteme können so gar nicht mehr oder nur sehr aufwendig getestet werden. So entstehen neue Prüfansätze. Zum Beispiel wird in Zukunft mehr simulationsbasiert getestet werden. Einige wenige Netzparameter und die Topologie werden vorgegeben. Die Prüfsoftware [P37] berechnet die Werte für den einzelnen Fehlerfall und das zu prüfende Schutzsystem wird mit den Werten getestet. Der Vorteil: Es wird nicht ein einzelner (vielleicht gar nicht korrekt berechneter) Relaisparameter geprüft, sondern das Verhalten des Schutzgerätes im Fehlerfall. Die Abbildung 19-8 zeigt eine solche Prüfapplikation im Einsatz. Veränderte Netzzustände, Schalterstellungen und dezentrale Einspeiser können so einfach mit simuliert und in den Schutztest einbezogen werden. Moderne Prüfgeräte unterstützen die Prüfansätze wie beschrieben. Entsprechend gehören analoge Verstärker wie auch 224

45 20 Schaltpläne und Kennzeichnungen in Schaltanlagen Die Sprache des Technikers ist die Zeichnung. Damit sich Fachleute verständigen können, wurden nationale und internationale Regeln für Schaltzeichen und Schaltpläne sowie die Kennzeichnung in den Schaltplänen und der Anlage selbst geschaffen. Speziell für die Energieverteilungsanlagen wurden von der IG-EVU Empfehlungen erarbeitetet [E29]. Mit der Verabschiedung der IEC wurde eine Dokumentationsnorm geschaffen, deren Wirkungsbereich sich über die Elektrotechnik hinaus erstreckt. Gleichzeitig wurde die bisherige Norm DIN zurückgezogen. Da die neue Norm in den Durchsetzungsrichtlinien noch nicht ausgereift ist, die Werkzeuge hierfür teilweise noch nicht existieren und eine Mischung von Dokumentationsteilen nach alter und neuer Norm (z. B. bei vorhandenen Anlagen) nicht sinnvoll ist, wird nachstehend das bisherige System behandelt. Zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme, aber auch für die spätere Betriebsführung (Turnusprüfung, Fehlersuche oder Änderung), müssen nach VDE 0105 aktuelle Schaltpläne und Anlagenbeschriftungen vorliegen. Ein Beispiel für einen Auszug aus einem Übersichtsschaltplan ist im Bild 20-1 enthalten Schaltzeichen Eine Auswahl der häufigst anzutreffenden Schaltzeichen ist in der Tabelle 20-1 zusammengestellt. 230

46 Empfehlungen und Richtlinien [E1] FNN-Hinweis: Anforderungen an digitale Schutzeinrichtungen. Ausg. Januar [E2] Leitfaden zum Einsatz von Schutzsystemen in elektrischen Netzen. VDE- FNN / VEÖ. Ausg. September 2009 und Anhang für die Schweiz. VSE/AES. Ausgabe: und [E3] Fachbericht Instandhaltungsmanagement. VDN Berlin, August 2004, [E4] Anforderungen an die Qualifikation und die Organisation von Unternehmen für den Betrieb elektrischer Energieversorgungsnetze. VDN-Richtlinie S 1000, VDN Berlin, Dezember 2003, [E5] DistributionCode 2007 Regeln für den Zugang zu Verteilungsnetzen. Version 1.1, VDN Berlin, August 2007, [E6] TransmissionCode 2007 Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Version 1.1, VDN Berlin, August 2007, [E7] Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Eigenerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. 4.Ausgabe 2001, mit VDN-Ergänzungen, Stand September 2005, VDEW/VDN, VWEW Energieverlag, [E8] Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mitttelspannungsnetz. Richtlinie für den Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz). BDEW, Ausgabe Juni 2008 mit Ergänzung 2010 bzw. Ergänzung 1. Januar 2013, [E9] EEG-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz. Leitfaden für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien an das Hoch- und Höchstspannungsnetz in Ergänzung zu den NetzCodes. VDN Berlin, August 2004, [E10] IEC Anforderungen aus Anwendersicht. Begleitende Empfehlungen zur Umsetzung von Erstprojekten. VDN Berlin, Juli 2004, [E11] Technische Richtlinie Transformatorstationen am Mittelspannungsnetz. Bau und Betrieb von Übergabestationen zur Versorgung von Kunden aus dem Mittelspannungsnetz. Ausgabe: Juni 2003, VDN Berlin, [E12] VDEW-Ringbuch Schutztechnik Frankfurt/M: VWEW Energieverlag Das Ringbuch wird nicht mehr als Ringbuch weitergeführt. Die relevanten Kapitel wurden in [E1] und [E2] übernommen. Teil 1, Begriffsbestimmungen der Schutztechnik. Ausg Teil 2, Richtlinien für Statische Schutzeinrichtungen. Ausg

47 Inhalt Der Netzschutztechniker und Betreiber elektrischer Verteilungsnetze findet in diesem Band Ratschläge für die Praxis. Neben der Beschreibung der Funktion der Leitungs-, Transformatoren- und Anlagenschutzeinrichtungen, der selektiven Erdschlusserfassung, Spannungs- und Verstimmungsgradregelung werden Hinweise für die Auswahl, Inbetriebsetzung und Betriebsführung gegeben. Besonderer Wert wird auf allgemein gültige Einstellregeln und Prüfempfehlungen gelegt. Behandelt sind auch Messwandler, Hilfsenergieversorgung und Schaltfehlerschutz sowie Kennzeichnungssystematiken für Betriebsmittel und Schaltungsunterlagen. Es wurden in der 5. Aufl. Aktualisierungen und Ergänzungen vorgenommen. Diese betreffen insbesondere die Anforderungen an den Schutz bei regenerativen Erzeugern durch die Einführung der VDE-Anwendungsregeln für Einspeiser im Mittelspannungs- und 110-kV-Netz, Auswirkungen auf den Staffelplan und die Schutzprüfung. Erkenntnisse beim Einsatz von Integrierten Schutz- und Steuereinheiten, Hinweise zum Netzwiederaufbau nach einem Blackout, und Prüftechnologien für die Inbetriebnahme- und Turnusprüfung von Wandlern und Schutzrelais sowie die Berücksichtigung des Standes der IEC sorgen für eine Anwendung des neuesten Standes der Technik. Dipl.-Ing. Walter Schossig ([FH) war als Ingenieur für Relaisschutz bei der Thüringer Energie AG tätig. Er arbeitete im VDEW-AA Relais- und Schutztechnik und im DKE-Komitee K434 Messrelais und Schutzeinrichtungen mit. Er ist Mitglied im VDE-AK Netzschutz. Eine weitere Aktivität besteht in der Erarbeitung einer Chronik Geschichte der Elektroenergieversorgung mir Schwerpunkt Schutz- und Leittechnik. EW Medien und Kongresse Dipl.-Ing. Thomas Schossig studierte Elektrische Energietechnik an der TU Ilmenau. Seine berufliche Tätigkeit begann 1998 bei der VA TECH SAT, Waltershausen, zunächst als Projektingenieur für Leittechnik, dann als Gruppenleiter Schutztechnik. Seit 2006 ist er Product Manager bei OMICRON, Klaus (A). Schwerpunkte seiner Tätigkeit sind IEC und Prüflösungen für den Bereich erneuerbare Energien. Er ist Autor diverser Veröffentlichungen und Mitglied von Normungsgruppen. VDE VERLAG ISBN ISBN