TRANSFORMATOR- DIFFERENTIALSCHUTZ · stabilen Instrument bei innenliegenden Transformator-fehlern. Spezialeffekte wie der Sympathic Inrush sind Teil der Betrachtungen in diesem Heft

Gerätetechnik

Phasenschieber-Transformatoren

Prüftechnik

Moderne Prüfverfahren

Theorie & Praxis

Grundlagen,Zusatzfunktionen undBlockierfunktionen

Das Magazin für Schutztechnik 04

38 54

2018

06

TRANSFORMATOR-DIFFERENTIALSCHUTZStrombasiert, schnell und zuverlässig

AB 2019 NUR NOCH

ONLINE MEHR DAZU

AB S. 48

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iem

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AG

THEORIE & PRAXIS GERÄTETECHNIK PRÜFTECHNIK

AKTUELLES/TERMINE

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Grundlagen und Zusatzfunktionen

Phasenschieber- Transformatoren

Prüfverfahren

Konferenzen, Tagungen, Seminare

Impressum

Blockierfunktionen

Simulation von Schutz, Strom-wandlern und Transformator

ADMS-Projekt

Etappen der Innovation

TRANSFORMATORDIFFERENTIALSCHUTZ

Der Stromdifferentialschutz gehört neben dem Überstrom-zeitschutz zu den ältesten Schutzkriterien. Schon seit ge-raumer Zeit wird der Differentialschutz genutzt, um vor allem Transformatoren schnell und selektiv zu schützen. Der vom Prinzip einfache Stromvergleichsschutz wird durch den Einsatz von Falschstrom-, Einschaltstabilisierung und Nullstromeliminierung zu einem höchst zuverlässigen und

stabilen Instrument bei innenliegenden Transformator-fehlern. Spezialeffekte wie der Sympathic Inrush sind Teil der Betrachtungen in diesem Heft. Bei Sonderformen wie Schräg-/Querreglertransformatoren sind spezielle Anfor-derungen zu beachten. Diese und der generelle Wandel der Schutzgerätetechnik sowie der technische Fortschritt erfordern auch Veränderungen der Prüfverfahren.

INHALT

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VE

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Die Alternativein der mehrphasigenSchutzprüfung

Peter Schitz

Herausgeber und Chefredakteur

Liebe Kolleginnen und Kollegen,

um Ihnen zukünftig mehr Information aus der Welt der Schutztechnik und vielen anderen Bereichen der elektrischen Energietechnik fle-xibler und vielseitiger als bisher zu präsentieren, wird NETZSCHUTZ ab 2019 nur mehr online erscheinen und mit diesem Heft das letzte Mal als Papier-Magazin an Sie gehen.

Für den zahlreichen Zuspruch von Leserschaft und Werbepartnern und die verhältnismäßig hohe Leserzahl des Magazins bin ich sehr dankbar. All dies war für mich ein klarer Auf-trag, dieses Format online fortzusetzen und zu erweitern.

Wir als NETZSCHUTZ-Team möchten mit die-sem Schritt auch auf das neue mediale Ver-halten reagieren: M das Abrufen von benötigten Informationen

nach Bedarf – on demand. Und dies M schnell via Suchmaschine und M idealerweise kostenlos bzw. wenn nicht,

dann nur, wenn zu geringen Geldbeträgen erwerbbar.

Auf vielseitigen Wunsch und auch um großen Themen wie „Digital Substation“ branchenüber-

greifend begegnen zu können, kommt es zu einer Erweiterung um die Bereiche: M Primärtechnik und hier v. a. Schalt-

anlagentechnik M Bus-Kommunikationstechnik in der

Schutztechnik M Überwachungs- und Prüftechnik für

Transformatoren, Motoren etc.

Die digitale Erscheinungsform wird der Online- und Download-PDF-Artikel in optisch gewohnter Aufbereitung sein. Es wird kein Abonnement mehr nötig sein, um die Inhalte von NETZSCHUTZ lesen zu können, der Groß-teil der Inhalte wird kostenlos zur Verfügung stehen.

Zum Abschluss möchte ich Sie noch auf den Sonderartikel „NETZSCHUTZ AB 2019“ hinwei-sen, in dem noch mehr auf den allgemeinen und unseren Branchen-Veränderungsprozess eingegangen wird.

Mit dem Wunsch, gemeinsam mit Ihnen das Projekt Wissensplattform fortzusetzen, wün-sche ich Ihnen eine erholsame Weihnachtszeit und einen guten Start in das Jahr 2019!

EDITORIAL

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MEHR ZUR ZUKUNFT VON NETZSCHUTZ AUF SEITE 48

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Die intelligenten Schutz- und Automatisierungsgeräte der SPRECON-Plattform bilden eine international bewährte Basis für einen sicheren und stabilen Netzbetrieb. Von Übertragungs- und Verteilungslösungen bis hin zu den Herausforderungen für den Betrieb aktiver Netze umfasst SPRECON alle notwendigen Funktionen zur Errichtung von neuen sowie zur Modernisierung bestehender Energieanlagen.

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* Das Magazin ist als Kompendium aufgebaut. Jedes Heft ist einem Thema gewidmet. Je mehr Hefte, desto mehr Lösungen – von Leitungsschutz bis Erdschlussschutz, von Maschinenschutz bis Spezialschutz, von Allgemein bis UMZ-SchutZ.

Bestellungen an [email protected] oder per Post an EET Verlag GmbH, Westbahnstraße 7/6a, 1070 Wien, Österreich

Preis pro Heft: € 45,00 zzgl. MwSt. und Versand

MIT DETAILLIERTEN, GRAFISCH EDITIERTEN SCHALTPLÄNEN, DIAGRAMMEN, TABELLEN UND ABBILDUNGEN

02 2018ÜBERSTROMZEITSCHUTZBasis- und Reserveschutz

02 2017DISTANZSCHUTZLeitungsfehler nah und fern orten

03 2018STROMWANDLERWichtigster Signalüberträger für den Schutz

01 2018LICHTBOGENSCHUTZMenschenleben schützen und Anlagen vor Schaden bewahren

01 2017LEITUNGSDIFFERENTIAL-SCHUTZSchnell und zuverlässig Leitungsfehler erkennen

03 2017ERDSCHLUSSSCHUTZZuverlässige Detektion mit innovativen Technologien

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WIRKUNGSWEISE Der Differentialschutz – oder, wie er auch richtig bezeichnet wird, „Differenzialschutz“ bzw. kurz „Diff.-Schutz“ – vergleicht die in das Schutzobjekt (Leitung, Generator, Motor oder Transformator) hineinfließenden mit den her-ausfließenden Strömen. Bei letzteren wird das Übersetzungsverhältnis des Transformators und dem ober- und unterspannungsseitig vorhandenen Stromwandlersatz bei der Re-laiseinstellung berücksichtigt, sodass immer die sich ergebende Stromdifferenz ein Kriteri-um für die Fehlererfassung darstellt. Ein durch den Transformator fließender Last- oder Kurz-schlussstrom ergibt im Auslösesystem A einen resultierenden Strom von etwa null – Abb. 1a. Bei einem innenliegenden Fehler addieren sich die Ströme i1 und i2, regen das Auslösesystem A an und führen zur unverzögerten ober- und unterspannungsseitigen Leistungsschalter-auslösung – Abb. 1b.

Bei Dreiwicklern bzw. gespreizter Wicklung müssen natürlich alle weiteren Transformator-schalter auch ausgelöst werden.

↙ b) Arbeitsweise bei innenliegenden Fehlern

Abb. 1 Differentialschutz – Prinzip

Der vom Prinzip einfache Stromvergleichsschutz wird durch den Einsatz von Falsch-strom-, Einschaltstabilisierung und Nullstromeliminierung zu einem höchst zuverlässigen und stabilen Instrument bei innenliegenden Transformator-fehlern. Einige Hinweise für den Einbau und Betrieb sind dabei zu beachten.

Walter Schossig,

geb. 1941, Autor des Buches „Netzschutz-technik“ und der His-tory-Serie in der PAC World. Als Absolvent der Ingenieurschule Elektroenergie Zittau arbeitete er über 40 Jahre als Elektroinge-nieur, von 1967 an war er bei der Thüringer Energie AG, Erfurt, für Relais schutz verant-wortlich. Mitarbeit im VDEW-AA „Relais- und Schutztechnik“, im Normenausschuss DKE K434 „Messrelais und Schutzeinrichtungen“ und im Bayernwerk-AK „Schutzeinrichtungen“. Bis heute aktiv im VDE AK.

↖ a) Arbeitsweise bei außenliegenden Fehlern bzw. Last

GRUNDLEGENDES UND ZUSATZFUNKTIONEN

=E01 =J05-T1-T1

-F321 A

H

I0S=J01

-Q0 -Q0-Q0

≈0

IUS

i1

i1-i2

i2

=E01 =J05-T1-T1

-F321 A

H

I0S

ID-F321

=J01-Q0 -Q0-Q0

IUS

i1

i1+i2

i2

Abb 01

6 7Transformatordifferentialschutz / / Transformatordifferentialschutz

1

0,67

0,57

0,2

0,2

32

1

Yy

Dy

0,44 0,55 10,59

0

Ido

f

Id = f • Id max

IdIokorr = f 2 • Id max

Id = • f 2 • Id max

Io max

IdIo max

-T101YNyn0(d)

=J05

0 . . . f . . . 1

-T1=E01-T1

-R21

-T90

23

Id = • f 2 • Id max1

√3

Abb 03

0

IdInom Tr

1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

1

2

3

4

5

6

RelaiskennlinieFalschstrom

Wandlersättigung

Stufenschalter

Leerlaufstrom

I�Inom Tr

Abb 02

FALSCHSTROMSTABILISIERUNG Im praktischen Anwendungsfall treten jedoch falsche Differenzströme auf – Abb. 2. Dies sind M der durch die Magnetisierung des Transfor-

mators auftretende Leerlaufstrom (von der Belastung unabhängig und deshalb eine Gerade),

M Auswirkung der Stellung des Stufenschalters Stufe 1 bis 19 bzw. 27 von üblich ±16 % (ab-hängig vom Last- bzw. Kurzschlussstrom),

M auftretende unterschiedliche Sättigung der ober- und unterspannungsseitigen Strom-wandler (bei Überschreitung),

die sich geometrisch zu einem Falschstrom addieren. Während der Leerlaufstrom mit etwa 0,5 % vom Transformator-Nennstrom Inom Tr gering und un-abhängig von der Last ist, steigt der Falschstrom je nach Stufenstellung linear abhängig von der Last an. Besonders große Diff.-Ströme treten bei unterschiedlichen Wandlerverhalten bei außenliegenden Kurzschlüssen auf. Dies liegt vor allem daran, dass ober- und unterspan-nungsseitig unterschiedlicher Wandleraufbau bzw. -bebürdung vorliegt und Sättigungser-scheinen auftritt. Die in Abb. 2 dargestellten

Ströme addieren sich geometrisch zu einem Falschstrom. Um ein Fehlansprechen Id zu vermeiden, muss der Ansprechwert in Abhängigkeit vom Durch-gangsstrom I∑ durch eine Falschstromstabi-lisierung erhöht werden. Hierzu addiert sich im Haltesystem H die Wirkung von i1 und i2 als Durchgangsstrom I∑ und verringert die Wirkung des Auslösestromes Id. Mit der gewählten Re-laiskennlinie wird die Falschstromstabilisierung gegen Fehlauslösen erreicht, indem nur Fehler-ströme oberhalb der Kennlinie zur Auslösung führen.

Übersteigt der Diff.-Strom Id den maximal bei einem Kurzschluss auf der Unterspanungsseite des Transformators möglichen Kurzschluss-strom – Gl. 1:

- Auswirkung der Stellung des Stufenschalters Stufe 1 bis 19 bzw. 27 von üblich ±16 % (abhängig vom Last- bzw. Kurzschlussstrom), - auftretende unterschiedliche Sättigung der ober- und unterspannungsseitigen

Stromwandler (bei Überschreitung),

die sich geometrisch zu einem Falschstrom addieren.

Während der Leerlaufstrom mit etwa 0,5 % vom Transformator-Nennstrom Inom Tr gering und unabhängig von der Last ist, steigt der Falschstrom je nach Stufenstellung (üblich sind Stufen 1 bis 19 bzw. 27 mit ±16 %) linear abhängig von der Last an. Besonders große Diff.-Ströme treten bei unterschiedlichen Wandlerverhalten bei außenliegenden Kurzschlüssen auf. Dies liegt vor allem daran, dass ober- und unterspannungsseitig unterschiedlicher Wandleraufbau bzw. -bebürdung vorliegt und Sättigungserscheinen auftritt. Die in Abb. 2 dargestellten Ströme addieren sich geometrisch zu einem Falschstrom.

Um ein Fehlansprechen Id zu vermeiden, muss der Ansprechwert in Abhängigkeit vom Durchgangsstrom I∑ durch eine Falschstromstabilisierung erhöht werden. Hierzu addiert sich im Haltesystem H die Wirkung von i1 und i2 als Durchgangsstrom I∑ und verringert die Wirkung des Auslösestromes Id. Mit der gewählten Relaiskennlinie wird die Falschstromstabilisierung gegen Fehlauslösen erreicht, indem nur Fehlerströme oberhalb der Kennlinie zur Auslösung führen.

- Abb.2FalschströmeFalschströme.pngÜbersteigtderDiff.-StromIddenmaximalbeieinemKurzschlussaufderUnterspanungsseitedesTransformatorsmöglichenKurzschlussstrom

𝐼𝐼" > 𝐼𝐼$%&' =𝐼𝐼)*%+, ∗ 100%

𝑢𝑢3,

somussderFehlerinnerhalbdesDiff.-Schutzbereichesliegen,sodasskeineStabilisierungmehrerforderlichist.DieeingestellteKennliniegehtdannineineWaagerechteüber–Abb.5.Nullstromeliminierung

Formatiert: Einzug: Links: 0 cm

Formatiert: Schriftfarbe: Rot

Kommentiert [ES1]: Fehlthieretwas?Bittegegebenenfallsergänzen.

Formatiert: Schriftart:Fett


Gelöscht: ,


Gelöscht: (Gelöscht: )

so muss der Fehler innerhalb des Diff.-Schutz-bereiches liegen, sodass keine Stabilisierung mehr erforderlich ist. Die eingestellte Kennlinie geht dann in eine Waagerechte über – Abb. 6.

NULLSTROMELIMINIERUNGIst an einem ober- oder/und unterspan-nungsseitigen Transformatorsternpunkt eine starre oder niederohmige Erdung vorgenom-men bzw. eine Petersenspule angeschlossen, so muss an der jeweiligen Wicklung der bei einem einpoligen Fehler auftretende Nullstrom eliminiert werden, um Fehlauslösungen zu ver-meiden. Damit geht allerdings die Empfindlich-keit auf 2/3 gegenüber dem mehrpoligen Feh-ler zurück (rote Kennlinien 1 in Abb. 3). Hinzu kommt, dass bei inneren Fehlern der auftreten-de Fehlerstrom zum Sternpunkt hin (f < 1) rasch abklingt und somit der Schutz unwirksamer wird. Durch Anschluss des Sternpunktstromes, gemessen über -T90, wird Kennlinie 2 oder noch besser durch Nutzung des zusätzlichen Nullstrom-Diff.-Schutzes Kennlinie 3 erreicht.

Die Wirkungsweise des Nullstromzeitschutzes ist in Abb. 4 bei einem außen- und innenliegen-den Fehler dargestellt. Weitere Informationen hierzu in [4].

EINSCHALTSTABILISIERUNG, EINSCHALTRUSHBeim Einschalten eines leerlaufenden Trans-formators – Abb. 5 – kommt es zu Einschalt-strömen (Rush-Effekt), die ein Mehrfaches

Abb. 4a Nullstromdifferentialschutz – außenliegender Fehler

Abb. 4b Nullstromdifferentialschutz – innenliegender Fehler

Abb. 5 Einschaltströme

Abb. 2 Falschströme

Abb. 3 Verringerung der Ansprechempfindlichkeit

-T101YNyn0(d)

UW A

Ltg N

Ltg E

=J05-T1

=E01

3IO= IR

= 300 A

3IO= 300 A

I Od=

0

IR = 300 A

IR = 300 A

-T1

-R21

-F321

=J02

L1 L2 L3

-F311

-T1/-T90

-F321-T90

I0>t

I od>

I0>

=J01

-F311

-F311

-T1/-T90

I0>

-T101YNyn0(d)

UW A

Ltg N

Ltg E

=J05-T1

=E01

I Od>

0

IR = 300 A

-T1

-R21

=J02

L1 L2 L3

-F311

-T1/-T90

-F321-T90

I0>t

I od>

I0>

=J01

-F311

-F311

-T1/-T90

I0>

-F321

Abb 04

-T101YNyn0(d)

UW A

Ltg N

Ltg E

=J05-T1

=E01

3IO= IR

= 300 A

3IO= 300 A

I Od=

0

IR = 300 A

IR = 300 A

-T1

-R21

-F321

=J02

L1 L2 L3

-F311

-T1/-T90

-F321-T90

I0>t

I od>

I0>

=J01

-F311

-F311

-T1/-T90

I0>

-T101YNyn0(d)

UW A

Ltg N

Ltg E

=J05-T1

=E01

I Od>

0

IR = 300 A

-T1

-R21

=J02

L1 L2 L3

-F311

-T1/-T90

-F321-T90

I0>t

I od>

I0>

=J01

-F311

-F311

-T1/-T90

I0>

-F321

Abb 04

i L1

Kursorstellung für Fournier-Analyse

i L2

i L3

i L1

i L2

i L3

Abb 05


des Transformator-Nennstromes ausmachen können. Diese Rushströme treten nur auf der eingeschalteten Transformatorseite und so-mit als Diff.-Strom auf. Zur Verhinderung einer Wiederauslösung wirkt eine Einschaltstabili-sierung. Zum Unterschied gegen einen Fehler im Transformator ist der Einschaltstrom stark oberwellenbehaftet, sodass durch einen Filter ab einem bestimmten Verhältnis von 100-Hz- zum 50-Hz-Strom eine Sperrung der Auslösung vorgenommen wird.

Digitale Relais ermöglichen eine leiterüber-greifende Blockierung. Diese sogenannte Cross-Blocking-Funktion wird jedoch von ei-nigen Netzbetreibern nicht genutzt, um eine denkbare ungewollte Blockierung bei einem Transformatorfehler zu vermeiden.

Abb. 7 Sympathisierender Einschaltrush

Abb. 6 Auslösekennlinie

EINSTELLEMPFEHLUNGAbb. 6 zeigt eine Einstellempfehlung mit nach-stehenden Werten [2]:

Ansprechwert bei Haltestrom IS = 0 – Gl. 2:

Abb. 6 Auslöekennlinie[Scho-Ns]Bild8-4

Ansprechwert bei Haltestrom I = 0

Id>

= 0,2 Inom

(bei Trafo-Regelbereich 16 %) Gl.2

als arithmetischer Mittelwert gilt:

Inom

= (Inom Stufe 1

+ Inom Stufe 19 bzw. 27

) / 2 Gl.3

Anstieg für die Falschstromstabilisierung

m1 = 0,25 mit Fußpunkt I

= 0


= 2,5 I

nom

Hochstromstufe bei stromstarken Fehlern

Id »

wie Hochstromschnellstufe beim UMZ [3]

Einschaltstabilisierung

I100 Hz / I50 Hz = 0,15 Gl.4

„cross-blocking“ (Oberwellensperre leiterübergreifend) nicht aktiviert

Nullstromeliminierung bei starrer oder niederohmiger Transformator-Sternpunkterdung oder angeschlossener Petersenspule Nullstromfilter in dieser Wicklung aktivieren

Wenn im Relaishandbuch vorgegeben ist, das bei einem am Transformatorsternpunkt angeschlossenen Überspannungsableiter der Nullstromfilter zu aktivieren ist, wollte man ein Auslösen des Diff.-Schutzes beim Ansprechen des Überspannungsableiters vermeiden. Untersuchungen der TU Ilmenau haben ergeben, dass bei Metall-Oxid-Ableitern bedingt durch die kurze Einwirkzeit und geringen Netzfolgeströmen eine Diff.-Auslösung nicht zu erwarten ist.

Nullstrom-Differentialschutz

Iod>

= 0,15 Inom

bezogen auf die zugehörige Leistungswicklung Gl.5

Sympathisierender Einschaltrush (sympathetic inrush)

Beim Einschalten eines leerlaufenden Transformators T1 (Abb. 7) in einem Umspannwerk kann es passieren, dass der in Betrieb befindliche Transformator T2 auslöst. Der Grund ist ein „sympathisierender Rushstrom“, der durch den ursprünglichen Rushstrom des zugeschalteten Transformators verursacht wird. Der Spannungsabfall am vorgeschalteten

Als arithmetischer Mittelwert gilt – Gl. 3:



Id>

= 0,2 Inom



Inom

= (Inom Stufe 1


) / 2 Gl.3



= 0


= 2,5 I

nom


Id »



I100 Hz / I50 Hz = 0,15 Gl.4





Iod>

= 0,15 Inom







Id>

= 0,2 Inom



Inom

= (Inom Stufe 1


) / 2 Gl.3



= 0


= 2,5 I

nom


Id »



I100 Hz / I50 Hz = 0,15 Gl.4





Iod>

= 0,15 Inom







Id>

= 0,2 Inom



Inom

= (Inom Stufe 1


) / 2 Gl.3



= 0


= 2,5 I

nom


Id »



I100 Hz / I50 Hz = 0,15 Gl.4





Iod>

= 0,15 Inom




1

1

2

3

4

7

8

9

10

IdInom Tr

5

6

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14I∑

Inom Tr

Id›an

Id›an Ansprechwert bei Haltestrom = 0

zur Falschstrom-stabilisierung

Ansprechwert der Hochstromstufeohne weitere Stabilisierung

Id»

Fehlerkennlinie

Auslösen

Sperren

m1m2

Steigung 1Steigung 2

m1

m2

Inom Tr

Id»Inom Tr

Abb 06

I1

Trafo wird zugeschaltet

Zwischen den Trafos zirkulierender Strom

WiderstandG G

Trafo bereits in Betrieb

I2

IT

IT

Kurvenform Transiente Ströme

T1 T2

I1

I2

IT

IT

I1

I1

I2

I

RS XS

t

I2

Abb 07


Quellen

1 G. Ziegler, Digitaler Differentialschutz. Grundlagen und Anwendung, Siemens, Erlangen 20132 P. Hühnlein; H. Hupfauer; P. Kronschnabl; W. Schossig, Richtlinie für die Einstel

Die Stromwandler müssen den maximalen durchfließenden Kurzschlussstrom so lange sättigungsfrei übertragen, bis das Schutzgerät auf einen außenliegenden Fehler erkannt hat – Abb. 8. Bei innenliegenden Fehlern dürfen die Wandler sättigen.

Werden ober- oder unterspannungsseitig Spannungswandler eingesetzt, so ist da-rauf zu achten, dass diese innerhalb des Diff.-Schutz-Bereiches eingebaut werden.

Da der Schutzbereich durch die Einbauorte der Stromwandlersätze begrenzt ist, muss als Hauptschutz für die Mittelspannungs-Sam-melschiene sowie als Reserveschutz für die Leitungsabgänge ein weiterer Schutz (Über-stromzeit- oder Distanzschutz) zur Anwendung kommen. Bei Dreiwicklern mit unterschiedli-chen Bemessungsleistungen (z. B. 110/20/10 kV, 40/20/20 MVA) gilt als Bezugsgröße für den Diff.-Schutz die größte Bemessungsleistung.

Tab. 1 Begriffe IEV Wörterbuch

IEVNummer Benennung DE Benennung EN Benennung FR

448-14-16 Längsdifferential schutz longitudinal differential protection; line differential protection (USA)

protection différentielle longitudinale

Selektivschutz, dessen Funktion und Selektivität vom Vergleich des Betrags und /oder dem Phasenwinkel der Ströme an den Enden des geschützten Abschnitts abhängig ist.448-14-29 Nullstromdifferential-

schutzrestricted earth-fault pro-tection; ground differential protection (USA)

protection différentielle de défaut à la terre

Selektivschutz, bei dem der Summenstrom eines dreiphasigen Stromwandlersatzes mit dem Summenstrom eines gleichartigen Stromwandlersatzes oder – häufiger – mit dem Strom eines allfälligen Neutralpunktstromwandlers verglichen wird.

lung von Selektivschutzeinrichtungen, BAGKonzern AK Schutzeinrichtungen, September 19963 W. Schossig, Einsatz der Hochstromstufe. In: NetzschutzMagazin 2/2018, S. 18–22, www.netzschutzmagazin.com

4 W. Schossig; P. Meinhardt, Der Nullstromdifferenzialschutz als Erweiterung des Transformatorenschutzes, OMICRON Anwendertagung 2007, www.omicronenergy.com

5 M. Rock, Ansprechen von Überspannungsableitern und Anregung des TransformatorDifferentialschutzes bei Blitzeinwirkung. BerichtNr.: VDE BV. Thüringen – TU Ilmenau/FG BUE01/12

Abb. 11 Schaltzeichen und ANSINr.

Schaltzeichen und ANSI-Nr.

Begriffe IEV Wörterbuch

IEV-Nummer

Benennung DE Benennung EN Benennung FR

448-14-16 Längsdifferentialschutz longitudinal differential protection; line differential protection (USA)

protection différentielle longitudinale

Selektivschutz, dessen Funktion und Selektivität vom Vergleich des Betrags und/oder dem Phasenwinkel der Ströme an den Enden des geschützten Abschnitts abhängig ist.

448-14-29 Nullstromdifferentialschutz restricted earth-fault protection; ground differential protection (USA)

protection différentielle de défaut à la terre

Selektivschutz, bei dem der Summenstrom eines dreiphasigen Stromwandlersatzes mit dem Summenstrom eines gleichartigen Stromwandlersatzes oder – häufiger – mit dem Strom eines allfälligen Neutralpunktstromwandlers verglichen wird.

Liegt z. B. bei einer US-Leistungsabführung eine Spreize vor, so können die Sekundärströme bei gleichem Übersetzungsverhältnis parallel-geschaltet werden – Abb. 9.

Der Schutzbereich – Abb. 10 – umfasst Feh-ler an den zwischen den Stromwandlersätzen eingebauten Betriebsmitteln (Überspannungs-ableiter -F1, Durchführungen und Transforma-torisolation -T101, Leistungsabführungskabel unterspannungsseitig und Spannungswandler -T5) sowie Fehler der Stromwandler -T1 selbst oder in deren Sekundärverdrahtung.

Schaltzeichen und ANSI-Nummern sowie die Definition für den Differentialschutz sind in Abb. 11 und Tab.1 dargestellt.

Einschaltstabilisierung – Gl. 4:



Id>

= 0,2 Inom



Inom

= (Inom Stufe 1


) / 2 Gl.3



= 0


= 2,5 I

nom


Id »



I100 Hz / I50 Hz = 0,15 Gl.4





Iod>

= 0,15 Inom




„crossblocking“ (Oberwellensperre leiter-übergreifend) nicht aktiviert

NULLSTROMELIMINIERUNGbei starrer oder niederohmiger Transformator- Sternpunkterdung oder angeschlossener Pe-tersenspule Nullstromfilter in dieser Wicklung aktivieren.

NULLSTROMDIFFERENTIALSCHUTZGL. 5:

Abb. 6 Auslösekennlinie [Scho-Ns]Bild8-4

Ansprechwert bei Haltestrom IΣ

= 0

Id>

= 0,2 Inom

(bei Trafo-Regelbereich ± 16 %) als arithmetischer Mittelwert gilt: I

nom = (I

nom Stufe 1 + I

nom Stufe 19 bzw. 27) / 2

Anstieg für die Falschstromstabilisierung m

1 = 0,25 mit Fußpunkt I

Σ

= 0


Σ

= 2,5 Inom

Hochstromstufe bei stromstarken Fehlern I

d» wie Hochstromschnellstufe beim UMZ [3]

Einschaltstabilisierung I100 Hz / I50 Hz = 0,15 „cross-blocking“ (Oberwellensperre leiterübergreifend) nicht aktiviert

Nullstromeliminierung bei starrer oder niederohmiger Transformator-Sternpunkterdung oder angeschlossener Petersenspule Nullstromfilter in dieser Wicklung aktivieren Wenn im Relaishandbuch vorgegeben ist, dass bei einem am Transformatorsternpunkt angeschlossenen Überspannungsableiter der Nullstromfilter zu aktivieren ist, wollte man ein Auslösen des Diff.-Schutzes beim Ansprechen des Überspannungsableiters vermeiden. Untersuchungen der TU Ilmenau haben ergeben, dass bei Metall-Oxid-Ableitern bedingt durch die kurze Einwirkzeit und geringen Netzfolgeströmen eine Diff.-Auslösung nicht zu erwarten ist.

Nullstrom-Differentialschutz I

od> = 0,15 I

nom bezogen auf die zugehörige Leistungswicklung


Beim Einschalten eines leerlaufenden Transformators T1 – Abb. 7 – in einem Umspannwerk kann es passieren, dass der in Betrieb befindliche Transformator T2 auslöst. Der Grund ist ein „sympathisierender Rushstrom“, der durch den ursprünglichen Rushstrom des zugeschalteten Transformators verursacht wird. Der Spannungsabfall am vorgeschalteten Netzwiderstand wirkt parallel auf den Transformator und treibt den sympatisierenden Rushstrom I2. [1]


Formatiert: Schriftfarbe: Rot

Gelöscht: (Formatiert: Schriftart:FettGelöscht: )

bezogen auf die zugehörige Leistungswicklung

SYMPATHISIERENDER EINSCHALTRUSH

(SYMPATHETIC INRUSH)

Beim Einschalten eines leerlaufenden Transfor-mators T1 – Abb. 7 – in einem Umspannwerk kann es passieren, dass der in Betrieb befind-liche Transformator T2 auslöst. Der Grund ist ein „sympathisierender Rushstrom“, der durch den ursprünglichen Rushstrom des zugeschal-teten Transformators verursacht wird. Der Spannungsabfall am vorgeschalteten Netzwi-derstand wirkt parallel auf den Transformator und treibt den sympatisierenden Rushstrom I2 – siehe dazu „Blockierfunktionen” ab S. 26 . [1]

NULLSTROMELIMINIERUNG

Wenn im Relaishandbuch vorgegeben ist, dass bei einem am Transformatorsternpunkt an-geschlossenen Überspannungsableiter der Nullstromfilter zu aktivieren ist, wollte man ein Auslösen des Diff.-Schutzes beim Ansprechen des Überspannungsableiters vermeiden. Un-tersuchungen der TU Ilmenau haben ergeben, dass bei Metall-Oxid-Ableitern bedingt durch die kurze Einwirkzeit und geringen Netzfolge-ströme eine Diff.-Auslösung nicht zu erwarten ist. [5]

HINWEISE FÜR DEN EINBAU UND BETRIEBDie Diff.-Schutz ist dreiphasig auszuführen, da sonst im starr oder niederohmig geerdeten Netz bzw. im kompensierten oder isolierten Netz beim Doppelerdschluss der einpolige Feh-ler im Schutzbereich nicht erfasst wird.

Abb. 9 Dreiwicklerschutz mit Spreize

Abb. 8 Begrenzung des Kurzschlussstromes durch die Kurzschlussspannung des Transformators

Abb. 10 Schutzbereich des Diff.Schutzes

-T1

-T101

-Q0

=E01

-T1

-Q0

=J05

ID

Abb 08

=E01OS

MS

US

Id-F321

=K15

=K05

=H05

Abb 09

-T1-F1

-F321

Mes

sber

eich

Abs

chal

tber

eich

-T101

-Q0

=E01

-T1

=E01=J05-F1-F321-Q0-T1-T5-T101-Z

110-kV-Schaltfeld 120-kV-Schaltfeld 5ÜberspannungsableiterDiff.-RelaisLeistungsschalterStromwandlerSpannungswandlerTransformatorEndverschluss

-Z1

-Z2

-Q0

=J05

Id

-T5

Abb 10


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http://www.omicronenergy.com/

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Die Arbeitsweise eines Transformatordiffe-rentialschutzes wird im Folgenden anhand von Simulationen erläutert. Abb. 1 zeigt einen Ausschnitt des dafür verwendeten MATLAB/Simulink-Modells. Das Modell beinhaltet sowohl das elektrische Energienetz als auch den ein-gesetzten Schutz, einschließlich zeitgerechter digitaler Signalverarbeitung vom Stromwandler über die Schutzalgorithmen bis zu den Leis-tungsschalterkontakten [1].

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Abb. 1 Modell des Differentialschutzes (KOMBISAVE_Diff) für einen Drehstromtransformator

Der Beitrag veranschaulicht die Wirkungsweise von TransformatordifferentialschutzAlgorithmen, die in einem modernen Schutzgerät zum Einsatz kommen. Die Korrektur der grundfrequenten Strommessung bei Wandlersättigung verspricht zukünftig eine weitere Reduktion der StromwandlerAnforderungen.

Wilhelm Fromm,

geb. 1954, nach dem Studium der Elektrotech-nik an der Universität Stuttgart wissenschaft-licher Mit arbeiter am dortigen Institut für Ener-gieübertragung und Hochspannungstechnik, 1985 zum Dr.-Ing. pro-moviert. Anschließend bei ABB Schweiz AG mit Algorithmen und Soft-wareentwicklung für nu-merische Schutzsysteme befasst, zuletzt als Ent-wicklungsleiter für Schutz- und Stationsleit-technik. Seit 1996 ist er als Professor für Auto-matisierung mit Schwer-punkt in der elektrischen Energietechnik an der HTWG Hochschule Konstanz tätig.

Andreas Aebersold,

geb. 1967, gelernter Elektromechaniker, Studium zum Diplom-ingenieur in Steuer- und Regelungstechnik am Technikum Winterthur. 1990 Verleihung des Dipl.-Ing. FH für Energie-technik. Anfang der neunziger Jahre bei GEC Alsthom entwi-ckelte er erste statische Schutzrelais der Type RN1.2 und half bei der Grundsteinlegung des MICOM. 1999 gründete er die Firma NSE in Wohlen, welche im Mai 2017 an die Phoenix Contact verkauft wurde, seither Leiter F&E für Schutz- und Steuerge-räte der Baureihe SAVE.

SIMULATION VON SCHUTZ, STROM-WANDLERN UND TRANSFORMATOR

Das Modell kann umfassend parametriert wer-den, beispielsweise bezüglich Schutzeinstellun-gen, Netz- und Transformatordaten, Fehlerar-ten, Stromwandler.

SIGNALVERARBEITUNG MIT DISKRETER FOURIER-TRANSFORMATIONDas Schutzgerät wird an die Sekundärströme des Anlagenstromwandlers angeschlossen. Ein weiterer geräteinterner Stromwandler liefert über einen Shunt stromproportionale Span-nungen. Diese werden zunächst so vorgefil-tert, dass Signalanteile oberhalb der halben


a) Dreipoliger interner Kurzschluss (1‐seitig gespeist) b) Externer Kurzschluss L1‐L2

Abtastfrequenz stark gedämpft werden. Die Analog-Digital-Umsetzung erfolgt dann mit einer Abtastfrequenz von 1 kHz. Es werden also 20 Werte pro Netzperiode T = 20 ms bei Nennfrequenz verarbeitet.

Die weitere digitale Signalverarbeitung erfolgt im Wesentlichen mittels FIR-Filtern für die dis-krete Fourier-Transformation. Berechnet wer-den neben der Grundschwingung (1. Harmoni-sche, 50 Hz) auch die 2., 3. und 5. Harmonische (100, 150 und 250 Hz).

Die resultierenden Amplitudenfrequenzgänge für die 1. und die 2. Harmonische zeigt Abb. 2. Man erkennt, dass die gewünschten Frequenz-anteile durchgelassen werden und alle stören-den Harmonischen und der Gleichstromanteil unterdrückt werden. Das Verhalten der Strommessung im Zeit-bereich illustriert Abb. 3 für die Auswertung der Grundschwingung eines leicht verlager-ten Kurzschlussstroms, der zum Zeitpunkt t=0 eingeschaltet wird: Aus den Abtastwerten des Stroms i(t) werden zunächst Realteil (Re) und

Imaginärteil (Im) bestimmt. Der resultierende Strombetrag |I| steigt entsprechend der Filter-ordnung innerhalb der ersten Periode nach Kurzschlussbeginn etwa auf den Effektivwert des stationären Stroms an. Durch den abklin-genden Gleichstromanteil dauert das vollstän-dige Einschwingen entsprechend der Abkling-zeitkonstante etwas länger als 1 Netzperiode. TRANSFORMATORDIFFERENTIAL-SCHUTZ-ARBEITSWEISEHier wird zunächst ein Überblick über die Arbeitsweise des Transformatordifferential-schutzes gegeben, bevor in den folgenden Abschnitten einige technische Details vertieft werden. Abb. 4 illustriert und vergleicht für ei-nen Yd5-Drehtstromtransformator die Diffe-rentialschutz-Arbeitsweise bei einem internen und einem externen Kurzschluss.

Die Kennlinie wurden mit typischen Werten wie folgt parametriert:Idiff>= 0,2; mdiff= 0,5; bstab= 1,5; Idiff>>= 18.

Die übereinander angeordneten Zeitdiagram-me stellen Folgendes dar: M Leiterströme der Oberspannungsseite (S1):

Analoge Schutz-Eingangsgrößen (sekun-därseitige Stromwandler-Größen, durchge-zogene Linien) und die vom Schutz gewon-nenen und weiterverarbeiteten Abtastwerte (Punkte, zu den jeweiligen Abtastzeiten).

M Leiterströme der Unterspannungsseite (S2): Entsprechend S1

M Differenzströme Idiff und Stabilisierungs-ströme Istab , jeweils pro Phase

M Resultierende Binärsignale des Schutzes, insbesondere der Auslösebefehl Diff-AUS zur Ansteuerung des Leistungsschalters (ohne Berücksichtigung eines Schutz-in-ternen Ausgangsrelais mit einer Schaltzeit von z. B. 2 ms).

Mit Simulationsbeginn ist der Transformator bereits eingeschaltet und belastet. Der Kurz-schluss tritt zum Zeitpunkt t=0,04 s ein. M Beim internen Kurzschluss (Fehlerstelle KS2)

gemäß Abb. 4a wird der Fehler in allen 3 Phasen erkannt, und der Auslösebefehl er-folgt in weniger als einer Netzperiode nach ca. 15 ms.

M Beim externen Kurzschluss (Fehlerstelle KS3) gemäß Abb. 4b erfolgt keine Auslösung, und die Logik signalisiert einen externen Fehler. Der Fehlerstrom verschwindet nach gut 3 Perioden, weil der Kurzschluss extern vom Netz getrennt wird.

Der Schutz verhält sich also wie angestrebt und erreicht Auslösezeiten von weniger als einer Netzperiode.

Abb. 2 Amplituden-frequenzgänge der ver-wendeten Fourierfilter (Real- und Imaginär-teil)

Abb. 4a Typisches Verhalten des Differentialschutzes (Beispiele) – Dreipoliger interner Kurzschluss (1-seitig gespeist)

Abb. 4b Typisches Verhalten des Differentialschutzes (Beispiele) – Externer Kurzschluss (L1-L2)

Abb. 3 Einschwing-verhalten bei der 50-Hz-Auswertung (1. Harmonische) eines Kurzschlussstroms


a) b)


AMPLITUDENANPASSUNGEin Transformator mit den Windungszahlen w1 (Primärseite) und w2 (Sekundärseite) transfor-miert nicht nur die Spannungen entsprechend dem Transformator-Übersetzungsverhältnis – Gl. 1:

ü = w1 / w2

sondern auch die Ströme zwischen Primär- und Sekundärseite – Gl. 2:

I 2 / I 1 = w1 / w2

Anzumerken ist, dass zusätzlich die Überset-zungsverhältnisse aller beteiligten Stromwand-ler zu berücksichtigen sind.

Für den Differentialschutz bezieht man alle auszuwertenden Ströme auf eine Seite (z. B. Seite 1, Oberspannung) und bildet den Diffe-renzstrom dementsprechend als Gl. 3:

I diff = I 1 + (w2 / w1) · I 2

Bei Transformatoren mit Stufenschaltern kön-nen je nach Schalterstellung mehr oder weni-ger große Fehlanpassungen auftreten. Daraus kann im fehlerfreien Betrieb ein Differenzstrom mit einer Streuung des Differentialschutz- Ansprechwerts resultieren. Beispielhaft ist ein Bereich für Stufenschalterstellungen von ca. -15 % ... +15 % angedeutet. Normalerweise kann der Schutz trotzdem mit ausreichender Ansprechempfindlichkeit parametriert werden. Eine adaptive Schutzeinstellung ist denkbar, aber in der Regel nicht erforderlich.

SCHALTGRUPPENANPASSUNGEin direkter Vergleich der Leiterströme ver-schiedener Enden eines Drehstromtrans-formators würde im Allgemeinen schon im fehlerfreien Betrieb zu beträchtlichen Diffe-renzströmen führen. Die korrekte Funktion des Differentialschutzes kann jedoch erreicht werden, indem die durch die Schaltgruppe definierte Phasenverschiebung und damit die Verkettung der Ströme kompensiert wird. Dies wird am Beispiel der häufigen Schaltgruppe Yd5 in Abb. 5 illustriert.

Im fehlerfreien Betrieb ist die Summe der Durchflutungen eines Transformator-Schen-kels etwa null, wenn der relativ kleine Mag-netisierungsstrom vernachlässigt wird. So gilt entsprechend Abb. 5 beispielsweise für den ersten Schenkel unter Annahme gleicher Span-nungen auf beiden Seiten – Gl. 4:

√3 1 · (I L1, S1 - I L2, S1) = - I L1, S2)

Zum Vergleich werden in der „Phase 1“ (ent-sprechend dem ersten Schenkel) also folgende Ströme herangezogen – Gl. 5:

Seite 1: I 1, S1 = √3 1 · (I L1, S1 - I L2, S1)

Seite 2: I 1, S2 = - I L1, S2)

Für die beiden anderen „Phasen“ beziehungs-weise Schenkel arbeitet der Differentialschutz entsprechend, wobei sich die Indizes der ausgewerteten Ströme durch zyklische Ver-tauschung ergeben.

Der Stromvergleich wird also immer in Bezug auf die Ströme der Dreieckseite durchgeführt. Das Prinzip ist für alle auftretenden Schaltgrup-pen geeignet, auch für Transformatoren mit Zickzack-Schaltung.

NULLSTRÖMEBei Transformatoren mit geerdetem Sternpunkt kann Strom über die Erdungseinrichtung flie-ßen, der normalerweise vom Differentialschutz nicht erfasst wird. Dadurch darf weder eine Überfunktion bei unsymmetrischen Betriebs- und Fehlerfällen noch eine Unterfunktion bei internen Fehlern verursacht werden.

Die von verschiedenen Herstellern in der Pra-xis eingesetzten Verfahren unterscheiden sich insbesondere bei unsymmetrischen Strömen mit Erdstromanteilen bzw. Nullstromanteilen [3]. Verfahren, die lediglich die Phasenverschie-bungen im symmetrischen Betrieb korrigieren, benötigen eine zusätzliche Elimination der Null-ströme. Diese Korrektur mit Hilfe des Nullstroms führt jedoch zu Empfindlichkeitseinbußen bei einpoligen Fehlern, und fehlerhafte Wicklungen sind noch schwerer zu lokalisieren.

Die im Abschnitt „Schaltgruppenanpassung” beschriebene Schaltgruppenanpassung ba-siert auf den Durchflutungen der Transforma-torschenkel. Somit stimmt der Stromvergleich auch bei eventuellen Sternpunktströmen (Null-strom, Erdstrom). Das ermöglicht eine hohe Stabilität bei externen Fehlern und gleichzeitig eine gute Ansprechempfindlichkeit bei internen Fehlern.

Abb. 5 Auswirkung der Transformator- Schaltgruppe auf die gemessenen Leiter-ströme (Beispiel Yd5)

a) Einschaltvorgang ohne Last und hinzukommender externer Kurzschluss L1‐L2

b) Einschaltvorgang mit Last und hinzukommender interner Kurzschluss L1‐L2

a) Einschaltvorgang ohne Last und hinzukommender externer Kurzschluss L1‐L2

b) Einschaltvorgang mit Last und hinzukommender interner Kurzschluss L1‐L2

Abb. 6a Transformator-Einschaltvorgänge (Beispiele) – Einschaltvorgang ohne Last und hinzukommender externer Kurzschluss L1-L2

Abb. 6b Transformator-Einschaltvorgänge (Beispiele) – Einschaltvorgang mit Last und hinzukommender interner Kurzschluss L1-L2

Schaltgruppe Yd5• Primär: Sternschaltung• Sekundär: Dreieckschaltung• Winkel zwischen beiden

Leiterströmen einer Phase: 5·300 = 1500

Yd5Sekundärseite

Seite 2 (S2)

d5PrimärseiteSeite 1 (S1)

Y(0)IL1,S2

IL1,S1

IL2,S1L1

L2

L3

L1

L2

L3

Differentialschutz-Schutzbereich

IL1,S1

IL1,S2

1500

N


Durch den Bezug der Differenzstrommessung auf die Dreiecksseite des Transformators ist eine Nullstromelimination nicht notwendig und normalerweise auch nicht sinnvoll. Nur wenn sich ein separater Sternpunktbildner innerhalb der Schutzstrecke befindet, ist eine Nullstrom-elimination erforderlich und möglich.

Eventuelle Nullströme auf der Stern-Seite des Transformators werden vom Differentialschutz erfasst und ausgewertet. Damit wird eine sehr gute Ansprechempfindlichkeit auch bei Erd-strömen erreicht. Ein separater Nullstromdif-ferentialschutz oder ähnliche Maßnahmen zur Detektion von Erdfehlern sind dementspre-chend in der Regel nicht erforderlich.

TRANSFORMATOR-MAGNETISIERUNGS-STROM UND EINSCHALTVORGANGIm normalen stationären Betrieb eines Trans-formators betragen seine Magnetisierungs-ströme höchstens einige Prozent seines Bemessungsstroms und sind damit für den Differentialschutz unkritisch.

Bei transienten Vorgängen kann der Transfor-matorkern stärker magnetisiert werden, insbe-sondere beim Einschalten des Transformators (Inrush, Einschaltstrom, Rushstrom). Die resul-tierenden Magnetisierungsströme können ein Vielfaches der Betriebsströme betragen und dürfen bei fehlerfreien Transformatoren den-noch nicht zu einer (Fehl-) Auslösung führen. Transformator-Einschaltvorgänge (Beispiele)Die auftretenden Leiterströme und das Schutz-verhalten beim Einschalten des Transformators werden in Abb. 6 für 2 ausgewählte Beispiele untersucht: M Abb. 6a zeigt einen Fall ohne Laststrom und

einen hinzukommenden externen 2-poligen Kurzschluss

M Abb. 6b zeigt einen Fall mit Laststrom und einen hinzukommenden einseitig gespeis-ten internen Kurzschluss L1-L2 auf der Un-terspannungsseite

Das Einschalten des Transformators geschieht zum Zeitpunkt t=0, bevor nach 2 fehlerfreien Perioden mit t=0,04 s der Kurzschluss eintritt. Sowohl bei externem Fehler wie auch bei in-ternem Fehler reagiert der Schutz richtig. Die Auslösezeit beim internen Fehler bleibt trotz der

vorangegangenen Inrush-Blockierung unter 1 Netzperiode.

Der Differentialschutz löst die Einschaltstrom-Problematik nach folgendem Prinzip:

M Ausgewertet wird das Verhältnis der 2. zur 1. Harmonischen im Differenzstrom: Idiff, H21.Dabei wird für die 2. Harmonische der Mit-telwert der 3 Phasengrößen benützt und für die 1. Harmonische der betragsgrößte Phasenwert. Damit wird die 2. Harmonische immer ausreichend bewertet. Eventuelle interne Kurzschlussströme weisen einen großen Grundschwingungsanteil auf und sorgen damit für relativ kleines Idiff, H21 , sodass eine deutliche Unterscheidung zum reinen Einschaltstrom ermöglicht wird.

M Die Auslösung wird bei Überschreiten eines Schwellwerts blockiert: Idiff, H21 > InrushH21 (Inrushsperre). Ein typischer Einstellwert ist InrushH21=0,15. Das Verhältnis Idiff, H21 ist charakteristisch für den Transformator als Ganzes und nicht nur für einzelne Phasen. Eine Parametrierung für die Verknüpfung der Blockierung einzelner Phasen ist nicht erforderlich.

M Für große Differenzströme Idiff > IRush, max wird die Inrushsperre unwirksam gemacht. Der Parameter IRush, max ist so zu wählen, dass er von einem reinen Einschaltstrom nicht er-reicht wird. Die Einstellung bezieht sich auf den grundfrequenten Differenzstromanteil (1. Harmonische), sodass IRush, max = 3 IN trotz größerer Momentanwert-Spitzen als typi-scher Einstellwert verwendet werden kann.

Damit wird einerseits eine sichere Blockierung bei Einschaltvorgängen erreicht. Wenn ande-rerseits ein Transformatorfehler gleichzeitig mit dem Einschalten oder während des Einschalt-vorgangs auftritt, ergibt sich dennoch eine gute Ansprechempfindlichkeit. Abb. 7 illustriert die Schutz-interne Wirkungs-weise der Inrushsperre für den Einschaltvor-gang mit Last und hinzukommendem internen Kurzschluss L1-L2 (entsprechend Abb. 6b). Wie angestrebt, wird zunächst der Einschaltstrom sicher erkannt. Nach Kurzschlusseintritt ver-schwindet einerseits die Blockierung durch die 2. Harmonische und gibt die Auslösung ent-sprechend der Differentialschutz-Kennlinie frei.

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20 / Transformatordifferentialschutz

Auch das Auslösekriterium für große Differenz-ströme (IRush, max) kann zur Wirkung kommen.

Ähnliche Effekte wie beim Einschalten von Transformatoren sind auch bei Schaltvorgän-gen beispielsweise mit Phasensprüngen in der Spannung möglich. Die Auswertung der 2. Har-monischen im Differenzstrom verspricht unab-hängig von der Ursache ein korrektes Verhalten des Schutzes.

Bei überhöhten Transformatorspannungen treten ebenfalls stark überhöhte Magnetisie-rungsströme auf. Eine Sperre gegen Differen-tialschutz-Fehlauslösungen in diesen Fällen funktioniert ähnlich wie die Inrushsperre, je-doch wird als Blockier-Kriterium ein zu hoher Anteil der 5. Harmonischen im Differenzstrom herangezogen.

AUSWIRKUNGEN VON STROMWANDLER-SÄTTIGUNGDie vom Differentialschutz auszuwertenden Ströme werden in der Regel von induktiven Stromwandlern geliefert. Im Bemessungsbe-trieb ist die Genauigkeit für betriebsfrequente Vorgänge bei Weitem ausreichend. Es tre-ten aber auch Fälle auf, bei denen mit stark verfälschten Sekundärströmen in Folge einer Sättigung der Wandlerkerne gerechnet wer-den muss. Diese sind für den Differentialschutz

M Abb. 8a zeigt den Fall eines internen Feh-lers: Alle Ströme auf der einspeisenden Seite werden deutlich zu klein gemessen. Den-noch bleiben die gemessenen Differenz-ströme groß genug, es gibt keine ungewollte Stabilisierung, und die Auslösung erfolgt wie gewünscht.

M Abb. 8b zeigt den Fall eines externen Feh-lers: Während auf der Oberspannungsseite S1 die Ströme unverfälscht zur Verfügung stehen, sind die Stromwandler auf der Un-terspannungsseite stark gesättigt. Dement-sprechend treten große Differenzströme auf, die aber dank der immer noch aus-reichenden Stabilisierungsströme zu keiner Auslösung führen.

Der Differentialschutz mit seiner typischen Aus-lösekennlinie bewährt sich also auch in Fällen mit starker Sättigung der Stromwandlerkerne.

Die Anforderungen für die Projektierung der Stromwandler werden vom Schutzgeräteher-steller vorgegeben. Beispielsweise muss der 10-fache Nennstrom bei Nennbürde noch ohne starke Sättigung übertragen werden (entspre-chend einem Stromwandler der Klasse 5P10), und es sollen gleichartige und gleich bebürdete Wandler an allen Enden des zu schützenden Objekts verwendet werden.



Abb. 7 Einschalt-strom-Erkennung und Inrushsperre

Abb. 8a Beispiele für Stromwandlersättigung bei internem und bei externem Kurzschluss – Drei-poliger interner Kurzschluss (1-seitig gespeist)

Abb. 8b Beispiele für Stromwandlersättigung bei internem und bei externem Kurzschluss – Externer Kurzschluss (L1-L2)

besonders relevant, zumal dadurch sowohl Unter- wie auch Überfunktion verursacht werden können. Typische Ursachen sind: M Die Kurzschlussströme können größer wer-

den, als bei der Auslegung der Stromwand-ler vorgesehen.

M Ströme können abklingende Gleichstrom-anteile enthalten, die von Stromwandlern nicht korrekt übertragen werden.

M Je nach Einschaltzeitpunkt bzw. -winkel wird die erste Periode des Stromverlaufs auch dann stark verfälscht, wenn stationär keine Sättigung auftritt.

M Die Remanenz der Wandlerkerne kann schon in den ersten Millisekunden nach Feh-lerbeginn zu sehr starker Sättigung führen, auch wenn das entsprechend der Wand-lerdimensionierung für stationäre Vorgänge nicht zu erwarten wäre.

M Ein besonders kritischer Fall für die Anfangs-magnetisierung sind automatische Wieder-einschalt-Vorgänge, weil dabei abklingende Gleichstromanteile im letzten Fehlerstrom in Verbindung mit kurzen Pausenzeiten auf-treten können.

Beispiele für die Arbeitsweise des Differential-schutzes bei Stromwandlersättigung in Verbin-dung mit internen und externen Kurzschlüssen werden in Abb. 8 gezeigt.

Transformator‐Einschaltung

Kurz‐schluss‐Eintritt

InrushH21

sichere Blockierung IH2/IH1 sinkt

unter den Schwellwert

Blockierung verschwindet: Idiff,H21 < InrushH21,und Idiff > IRush,max

IRush,max

Idiff = 1. Harmonischevon idiff(t)2. Harmonische

von idiff(t)


Die Differentialschutz-Blockierung bei Ein-schaltvorgängen erfolgt weiterhin über die Bewertung der Differenzstrom-Oberschwin-gungen. Eine Strom-Korrektur bei Sättigungs-effekten in Verbindung mit Transformator-Ein-schaltströmen wird nicht angestrebt.

EINSATZ DER SCHUTZALGORITHMEN IN REALEN SCHUTZGERÄTENDie in den gezeigten Simulationen eingesetz-ten Algorithmen wurden direkt in die Software aktueller Schutz- und Steuergeräte [1] umge-setzt. Die Geräteprüfung zeigt eine praktisch vollständige Funktionsgleichheit mit den Simu-lationsergebnissen. Erste Betriebserfahrungen mit der Differentialschutz-Funktion zeigen das erwartete und erwünschte Verhalten.

Der Schutz kann damit sehr umfassend geprüft werden, je nach Anforderung mit unterschied-lichen Schwerpunkten:

M Prüfungen mit dem realen Schutzgerät, z.B. für Typentests oder den Test von Kommuni-kationsschnittstellen bei Schutz-Ereignissen.

M Simulationstests, z.B. für die Entwicklung von Schutzalgorithmen oder für die Unter-suchung des Schutz-Verhaltens bei transi-enten Vorgängen im Hochspannungsnetz (entsprechend einem „digitalen Zwilling“).

Als Schnittstelle zwischen Simulation und realen Geräten ist der Einsatz von COMTRADE- Dateien hilfreich: M Reale Störschreiberaufzeichnungen können

für die Simulation des Schutzgeräts verwen-det werden

M Reale Schutzgeräte können mit Analog-signalen aus der Netzsimulation getestet werden.

Die beschriebene Differentialschutzfunktion kann mit relativ kleinen technischen Anpas-sungen für weitere Anwendungen eingesetzt werden, zunächst für den Schutz von Leitungen (optional mit Transformator in der Schutzstre-cke) oder für einen Drei-Enden-Differential-schutz.

Quellen

1 Gerätebeschreibung NSE KOMBISAVE: https://www.nse.ch/fileadmin/ Redakteure/PDF/Produkte/KOMBISAVE/KOMBISAVE- 2018-DE.pdf, November 20182 W. Fromm; J. Bertsch, Simulation für Schutz und Steuerung in Hochspan-nungsanlagen, Bulletin SEV/VSE, Ausgabe 24/25 05, 2005, S. 46-503 J. Herrmann, Digitale Schutztechnik. Grundlagen, Software, Ausführungs-beispiele. VDE Verlag, Berlin, 19974 G. Ziegler, Digitaler Differentialschutz. Grund-lagen und Anwendung, Erlangen, 2. Auflage 20135 W. Fromm, Genaue Strommessung trotz Wandlersättigung. In ew Magazin für die Energie-wirtschaft, Jg. 118 (2018), H. 3-4, S. 44-48

GENAUE STROMMESSUNG MIT KORREK-TUR DER WANDLERSÄTTIGUNGDer hier beschriebene Differentialschutz arbei-tet im Wesentlichen mit der Grundschwingung der gemessenen Leiterströme und beherrscht die möglichen Sättigungseffekte bei Strom-wandlern gemäß dem Abschnitt „Auswirkun-gen von Stromwandlersättigung”. Ziel aktueller Entwicklungsprojekte ist eine genaue Messung von Betrag und Winkel der Strom-Grund-schwingung auch in allen Fällen von schwacher bis sehr starker Stromwandlersättigung [5]. Dabei wird ein komplexer Korrekturwert auf die gemessene Grundschwingung angewendet, der sich aus dem Gehalt der Harmonischen ergibt.

Abb. 9 illustriert beispielhaft die Korrektur für einen Kurzschlussstrom: M Der unverfälschte Strom (d.h. ohne Sättigung)

hat einen Effektivwert von 5 A, der transiente Gleichstromanteil beträgt 80 Prozent bei einer Abklingzeitkonstante von 50 ms

M Der beispielhafte Stromwandler kann statio-när 20 A ohne Sättigung übertragen (Grenz-genauigkeitsfaktor ALF=20).

M Trotz eigentlich überdimensioniertem Wandler tritt (relativ spät) eine Sättigung auf, die entsprechend dem Gleichstroman-teils nur langsam wieder verschwindet.

M Der Betrag des korrigierten Sekundärstroms steigt vor Sättigungsbeginn so an, als wäre keine Korrektur wirksam. Auch nach Sätti-gungseintritt bleiben Betrag und Winkel sehr nahe und für typische Schutzanwendungen ausreichend am idealen Wert. Eine auf der Auswertung der Strom-Grundschwingung basierende Schutzfunktion kann also trotz Sättigung genau messen.

Auch bei anderen Fällen als dem in Abb. 9 ist eine sehr schnelle und genaue Messung gegeben, insbesondere bei starker und früh eintretender Sättigung (entsprechend dem in [5] gezeigten Beispiel).

Der Einsatz des Korrekturverfahrens verspricht also eine völlig unproblematische und einfache Wandlerauslegung: Selbst mit unterdimensio-nierten Wandlern werden schnelle Auslösun-gen bei internen Fehlern erreicht, während die Gefahr einer Überfunktion bei externen Fehlern noch kleiner wird.

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Abb. 9 Simulierte IED-Strommessung bei Stromwandlersätti-gung: Verhalten im Zeitbereich, Strom-werte in Ampere auf die Wandler-Sekundär-seite bezogen

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Ein erhöhter Magnetisierungsstrom wird durch verschiedene Ursachen hervorgerufen. Die Höhe hängt von verschiedenen Faktoren ab. Ein besonderer Effekt tritt beim Zuschalten auf einen parallel in Betrieb befindlichen Transformator auf. Für diese und weitere Einflüsse werden Blockierfunktionen zur Stabilisierung eingesetzt.

Jede größere und plötzliche Spannungsände-rung an den Transformatoranschlüssen kann zu Betriebsbedingungen führen, die durch eine hohe Verzerrung des Magnetisierungsstroms gekennzeichnet sind. Obwohl der häufigste Grund für das Auftreten des Magnetisierungs-stroms in Leistungstransformatoren das Be-spannen des unbelasteten Transformators ist, kann dieser auch noch durch andere Ursachen hervorgerufen werden: M das Auftreten eines externen Fehlers, M die Spannungsänderung nach dem Entfer-

nen des externen Fehlers, M durch Veränderung der Art des externen

Fehlers (z. B. Umschalten des einphasigen Fehlers auf zweiphasig),

M durch Einschalten eines zweiten, unbelaste-ten Transformators, mit dem der Transfor-mator parallel arbeitet – Sympathetic Inrush

Die anfängliche Magnetisierung während des Schaltens des Transformators wird als ein sehr signifikanter Übergangsprozess im Transfor-mator angesehen. Wenn dieser zuvor von der Stromversorgung abgeschaltet wird, fällt der Magnetisierungsstrom auf null ab, während der Fluss der Hysterese des Transformator-kerns folgt.

Dies führt zum Auftreten einer bestimmten Re-manenz-Flussdichte im Kern. Wird der Trans- Abb. 1 Auswirkungen von Remanenz [3]

BLOCKIERFUNKTIONEN

formator wieder an die sinusförmige Span-nung angeschlossen, wird der Fluss ebenfalls sinusförmig, jedoch um den Wert der Rema-nenz erhöht, der mehr als 80 % des Nennflusses

Magneti-sierungs-strom

a) Typische Magnetisierungskennlinie

b) Steady and maximum offset fluxes

Normaler Maximalwert

Flus

sdic

hte

Zeit

Spannung

eingeschwungenerBetrieb

Einschalttransienteohne Remanenz

Einschalttransientebei 80% Remanenz

Span

nung

und

Fl

ussd

icht

e

Abb 01


Vedran Suljkanovic,

geb. 1979, Diplom-

studium der Elektro-

technik an der Univer-

sität Tuzla, Bosnien und

Herzegowina, und

TU Wien. Als Project

Engineer für MS-

Anlagen bis 2016 bei

ABB beschäftigt.

Aktuell als Energie- und

Schutztechnikspezialist

bei ELIN GmbH & Co

KG angestellt.

Ls Rs

AC

R1

T1

R2

S

T2

Abb 04

la1l total

Y

T2

D1,0e6 Ohm

0,05 Ohm3,2 H

la

Y

T1R=0

D

Abb 03

betragen kann – siehe Abb. 1. Dies kann dazu führen, dass sich die Fluss-Strom-Charakteristik über die Knie-Charakteristik hinaus bewegt und zu großen Spitzen und einer starken Ver-zerrung des Magnetisierungsstroms führt [1] [2].

Die Form, die Amplituden und die Dauer des Spitzenmagnetisierungsstroms hängen von mehreren Faktoren ab, von: M den Transformatorparametern, M dem Remanenz-Fluss und M dem Schaltmoment bzw. dem Anfangswert

der Spannung zum Zeitpunkt des Einschal-tens.

ERFASSUNG Um Fehlauslösungen des Differentialschutzes zu vermeiden, ist eine Erfassung des Spitzen-magnetisierungsstroms erforderlich. Dazu wer-den folgende Eigenschaften herangezogen [2]: M der Magnetisierungsstrom enthält ein be-

trächtliches Niveau an höheren Harmoni-schen, besonders die zweite Harmonische,

M der Magnetisierungsstrom enthält eine ab-klingende DC-Komponente,

M während jeder Periode gibt es flache Berei-che, in denen der aktuelle Stromwert sehr klein oder fast null ist – siehe Abb. 2. Dieses Verfahren wird Kurvenformanalyse, engl. Current Wave Shape Analysis – CWA, ge-nannt.

Die Höhe des Stroms sowie der Anteil der Har-monischen hängen von der Position des Span-nungsvektors zum Zeitpunkt des Einschaltens ab – siehe Tab. 1. Bei einem höheren Strom ist der Übergangswinkel zum gesättigten Bereich kleiner und daher ist der Anteil der höheren Harmonischen ausgeprägter.

Bei Dreiphasen-Leistungstransformatoren va-riiert der in bestimmten Phasen gemessene Einschaltstrom aus folgenden Gründen be-trächtlich: M Die Phasenlage der Versorgungsspannung

ist zu verschiedenen Zeitpunkten unter-schiedlich, wenn der Leistungstransformator eingeschaltet wird

M Es kann vorkommen, dass nur einige der Trafowicklungen gesättigt sind.

Tab. 1 Harmonische an bezogen auf Nennfrequenz a1 [6]

Abb. 2 Einphasiger Strom/Spannungsverlauf beim Zuschalten eines Transformators

Harmonischean/a1

α=60⁰ α=90⁰ α=120⁰2 0,705 0,424 0,1713 0,352 0,000 0,0864 0,070 0,085 0,0175 0,070 0,000 0,0176 0,080 0,036 0,0197 0,025 0,000 0,0068 0,025 0,029 0,0069 0,035 0,000 0,008

10 0,013 0,013 0,00311 0,013 0,000 0,00312 0,020 0,009 0,00513 0,008 0,000 0,002

BLOCKADEVERFAHREN Um das unerwünschte Ansprechen des stabi-lisierten Differentialschutzes bei Spitzenmag-netisierungsströmen zu vermeiden, wird eine Relaisblockierung bei Vorhandensein der zwei-ten Harmonischen realisiert [5]. Verschiedene Relaishersteller empfehlen unterschiedliche Grenzwerte, bei denen die Differentialschutz-funktion gesperrt ist. Die untere Schwelle zum Sperren der zweiten Harmonischen liegt zwi-schen 15 % und höher.

Der Nachteil dieses Ansatzes ist, dass bei inter-nen Kurzschlüssen der Transformatorspule ein signifikanter Pegel der zweiten Harmonischen vorhanden sein kann und dabei eine Blockie-rung der Auslösung verhindert wird. Hier kann das als Zusatz-Inrush-Detektion verwendete CWA-Verfahren entgegenwirken: Wenn es nach genau einer Periode nach Fehlereintritt keine flachen Gebiete findet, wird auf inneren Fehler erkannt, die 2. Harmonischen und das CWA-Inrush-Verfahren werden blockiert [7].

Bei Transformatoren neuer Generation werden amorphe Materialien mit geringen Verlusten

eingesetzt, die hohe Amplitudenwerte mit ei-nem signifikant niedrigeren Pegel der zweiten Harmonischen aufweisen. Dies erfordert die zusätzliche Verwendung der vierten Ober-schwingungen zur Blockierung.

ÜBERERREGUNG Im normalen Betriebsmodus sind Flüsse im Kern des Energietransformators Φ direkt pro-portional zur Spannung und indirekt proporti-onal zur Frequenz. Gl. 1:

3

Suljkanovic ELIN Wien

BeiTransformatorenneuerGenerationwerdenamorpheMaterialienmitgeringenVerlusteneingesetzt,diehoheAmplitudenwertemiteinemsignifikantniedrigerenPegelderzweitenHarmonischenaufweisen.DieserfordertdiezusätzlicheVerwendungderviertenOberschwingungenzurBlockierung.

Übererregung

ImnormalenBetriebsmodussindFlüsseimKerndesEnergietransformatorsΦ direktproportionalzurSpannungundindirektproportionalzurFrequenz.

𝛷𝛷 = 𝑐𝑐 ∗𝑈𝑈𝑓𝑓

DerTransformatorwirdübererregt,wenndieSpannungansteigtund/oderdieFrequenzabnimmt,wieesbeimStartendesGeneratorsoderbeimAbschaltendesGenerator-Transformator-Blocksauftretenkann.

SieverursachteinenAnstiegvonmagnetischemStrom,Überhitzung,LärmundVibrationen.EinstarkerregterTransformatorsollteausgeschaltetwerden,umSchädenamTransformatorzuvermeiden.EineffektiverSchutzwirdz.B.beiGeneratorschutzanwendungenmittelsU/f-Schutzrealisiert.

DiebeiÜbererregungentstehendeStromverzerrungistdurchdasVorhandenseinvonungeradenHarmonischenimMagnetisierungsstromgekennzeichnet.DieAnwesenheitderdrittenundfünftenOberwelleistamauffälligsten.DadiedritteHarmonischeinDreieck-WicklungenaufgehobenwirdunddieseauchausanderenGründenauftretenkann,wirddiefünfteHarmonischefüreineBlockierfunktionbeiÜbererregungherangezogen.

ZusätzlichgibtesdieMöglichkeiteineEntsperrungzuaktivieren,wennderPegelderfünftenHarmonischenz.B.50%überschreitet.DamitdieEntblockierungswertekorrektausgewähltwerden,istesnotwendig,dieMagnetisierungseigenschaftendesTransformatorszukennen.

Sympathetic Inrush

Wiezuvorbereitserwähnt,beeinflusstderEinschaltstromnichtnurdenzugeschaltetenTransformator.ErwirktsichvielmehrauchaufalleparallelgeschaltetenTransformatorenaus.DieserEffektistalsSympatheticInrushbekannt.

EineeinfacheAnordnungdafürzeigtAbb.3:WenneinTransformatorT2miteinembereitsenergetisiertenTransformatorT1zusammengeschaltetwird,fließteinEinschaltstrominTransformatorT2.DieserasymmetrischeStrom,dervomNetzbezogenwird,verursachteinenverzerrtenSpannungsabfallamWiderstanddesvorgelagertenSystems.

DadermagnetischeFlussimTransformatorkernproportionalzurSpannungswellenformandemTransformatorwicklungsanschlussist,wirdderTransformatorkernflussasymmetrisch,waszueinemEinschaltstrominTransformatorT1führt,nurwenigeZyklennachdemEinschaltenvonT2.

DaherhängtderEinschaltstromvomSystemwiderstandRsystemab.JehöherderWiderstand,d.hschwächerdasSystem,destohöheristdieser.DieHöheistvielniedrigeralseinnormalerEinschaltstrom,aberbleibtinbeidenEinheitenviellängererhalten–sieheAbb.4.

Abb.3Schemaeiner2-Transformator-Anordnung[4]

Abb.4Ersatzschaltbildder2-Transformator-Anordnung[4]

Gelöscht: Abb.3Gelöscht: wGelöscht: energetisierterGelöscht: Gelöscht: vorgelagteren

Gelöscht: Abb.4

Der Transformator wird übererregt, wenn die Spannung ansteigt und/oder die Frequenz ab-nimmt, wie es beim Starten des Generators oder beim Abschalten des Generator-Trans-formator-Blocks auftreten kann.

Sie verursacht einen Anstieg von magneti-schem Strom, Überhitzung, Lärm und Vibra-tionen. Ein stark erregter Transformator sollte ausgeschaltet werden, um Schäden am Trans-formator zu vermeiden. Ein effektiver Schutz wird z. B. bei Generatorschutzanwendungen mittels U/f-Schutz realisiert.

Die bei Übererregung entstehende Strom-verzerrung ist durch das Vorhandensein von ungeraden Harmonischen im Magnetisie-rungsstrom gekennzeichnet. Die Anwesenheit der dritten und fünften Oberwelle ist am auf-fälligsten. Da die dritte Harmonische in Drei-eck-Wicklungen aufgehoben wird und diese auch aus anderen Gründen auftreten kann, wird die fünfte Harmonische für eine Blockier-funktion bei Übererregung herangezogen.

Zusätzlich gibt es die Möglichkeit eine Entsper-rung zu aktivieren, wenn der Pegel der fünften Harmonischen z. B. 50 % überschreitet. Damit die Entblockierungswerte korrekt ausgewählt werden, ist es notwendig, die Magnetisierungs-eigenschaften des Transformators zu kennen.

SYMPATHETIC INRUSHWie zuvor bereits erwähnt, beeinflusst der Einschaltstrom nicht nur den zugeschalteten Transformator. Er wirkt sich vielmehr auch auf alle parallel geschalteten Transformatoren aus. Dieser Effekt ist als Sympathetic Inrush bekannt. Dieser tritt selten und wenn, dann v.a. in Hoch- und Höchstspannungsnetzen auf.

Eine einfache Anordnung dafür zeigt Abb. 3: Wenn ein Transformator T2 mit einem be-reits energetisierten Transformator T1 zusam-mengeschaltet wird, fließt ein Einschaltstrom in Transformator T2. Dieser asymmetrische Strom, der vom Netz bezogen wird, verursacht einen verzerrten Spannungsabfall am Wider-stand des vorgelagerten Systems.

Da der magnetische Fluss im Transformator-kern proportional zur Spannungswellenform an dem Transformatorwicklungsanschluss ist, wird der Transformatorkernfluss asymmet-risch, was zu einem Einschaltstrom in Transfor-mator T1 führt, nur wenige Zyklen nach dem Einschalten von T2.

Daher hängt der Einschaltstrom vom System-widerstand Rsystem ab. Je höher der Widerstand, d. h schwächer das System, desto höher ist dieser [7]. Die Höhe ist viel niedriger als ein normaler Einschaltstrom, aber bleibt in beiden Einheiten viel länger erhalten – siehe Abb. 4.

Dann beginnt die Gleichstromkomponente der Einschaltströme in der Schleife zu zirku-

Abb. 3 Schema einer 2Transformator Anordnung [8]

Abb. 4 Ersatzschaltbild der 2Transformator Anordnung [8]

Zeit [s] 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.1

-5

0

5

10

15

20

25

30

[A];

[

*102 V

]

Strom Spannung

Abb 02


lieren, die durch die Primärwicklungen von T1 und T2 gebildet wird. Da die Richtung dieses Gleichstromflusses in T2 der von T1 entgegen-gesetzt ist, werden die Transformatorkerne in entgegengesetzte Richtungen gesättigt, und daher tritt die Stromspitze in den zwei Wick-lungen in abwechselnden Halbwellen in ent-gegengesetzten Richtungen auf – siehe Abb. 5. Der Einschaltstoßstrom bleibt bestehen, bis diese DC-Komponente abklingt. Wenn sich die abklingenden Gleichstromkomponenten von zwei Strömen ausgleichen, verschwindet die DC-Komponente in dem Einschaltstrom, aber es gibt immer noch Gleichstromkompo-nenten in den Magnetisierungsströmen beider Transformatoren. Die Reduktion dieser „einge-fangenen“ DC-Komponenten kann ziemlich langsam sein, wobei ein ausgeprägter Einfluss der höheren Harmonischen im Transforma-torstrom vorhanden ist. Der Strom, der von der Leitung gezogen wird, ist die Summe der Tra-fo-Einschaltströme von T1 und T2 (unter der Annahme, dass T1 im Leerlauf ist) und derselbe wird nahezu ein symmetrischer Überstrom sein, wobei die harmonische Begrenzung des Relais umgangen wird.

Die Betriebsfolge oder der Störeffekt des sym-pathischen Einschaltstroms ist normalerweise harmlos, kann jedoch manchmal zu Problemen führen. Diese sind:

1. ein längeres Brummen im bereits funktionie-renden Transformator. Normalerweise wird dies die Hauptbeschwerde von Benutzern sein, die einen Defekt in der Arbeitseinheit vermuten – aufgrund der Kernsättigung durch Gleichstrom, der zwischen den Ein-heiten zirkuliert.

2. Auslösung des Differentialrelais, wenn dieses beide Einheiten schützt. In seltenen Fällen kann die Auslösung auch bei einzelnen Re-lais auftreten, besonders wenn das ange-schlossene Netz schwach ist. Der Netzstrom, der die Transformatoren speist, ist symmet-risch und ohne die Komponenten der zwei-ten Harmonischen. Dies führt zur Auslösung des gemeinsamen Differentialrelais.

3. Auslösung des Unterspannungsrelais an der Sekundärseite des Transformators durch die vom Einschaltstoßstrom erzeugte, verzerrte Spannung.

.

ZUSAMMENFASSUNGDie Sperrung des Differentialrelais bei Vorhan-denseins höherer Harmonischer, die während des Einschaltstoßstroms der Magnetisierung und der Übererregung des Energietransfor-mators auftreten, stellt eine zuverlässige Sta-bilisierung dar. Die CWA-Methode kann sogar helfen, die durch Oberwellen hervorgerufene Schutz-Blockierung bei internen Fehlern auf-zuheben, und unnötige Auslöseverzögerungen verhindern.

Der Sympathetic-Inrush-Strom, der beim Zu-schalten eines Transformators zu parallel in Betrieb befindlichen Transformatoren auftritt, fließt auch an den schon bespannten Umfor-mern. Dieser und auch die Fälle von Netzspan-nungsänderungen durch das Eintreten oder Abschalten von externen Fehlern führen zu Ma-gnetisierungsströmen während des Betriebs.

Abb. 5 Stromverlauf bei Sympathetic Inrush in T1, T2 und Netz [6]

Quellen

1 A. K. B. Kasztenny, An Improved Transformer In-rush Restraint Algorithm, GE Power Management, http://pm.geindustrial.com/ faq/Documents 2 C. W. G. R. W. K. Sonne-mann, Magnetizing inrush phenomena in transformer banks, AIEE Trans., 77, S. 884-892, 1958 3 GEC Alsthom, Protec-tion Relay Application Guide, 19864 S. Z. G. B. H. A. A. Guz-mán, A Current-Based Solution for Transformer Differential Protection - Pt. 1: Problem Statement, IEEE Transactions On Power Delivery, Vol. 16; 4: S. 485-491, 2001 5 IEEE Standard C37.91, IEEE Guide for Protective Relay Applications to Power Transformers 6 A. G. Stanley H. Horowiz, Power System Relaying, Research Studies Press Limited, 2008 7 Siemens, SIPROTEC 5 Transformatordifferential-schutz, 20168 B. P. J. F. H. Abdull Halim, Energising inrush current transients in parallel-con-nected transformers, Lyon: CIRED, 2014

B

R L

eDC

iDC

i T2

i T1

i G

AG

T1

T2

Abb 05


ETAPPEN DER INNOVATION


In den ersten Jahren nach der Einfüh-

rung der Ölkesselschalter in Deutsch-

land und der Schweiz wurden ver-

schiedene Relaisschutzeinrichtungen

für Überstrom und Rückstrom entwi-

ckelt. Aber auch in anderen Ländern

wurde eifrig daran gearbeitet, einen

wirksamen Netzschutz für auftretende

Kurz- und Erdschlussströme zu schaf-

fen. Aus dem Jahre 1904 stammen

kurzzeitig nacheinander die beiden

grundlegenden Erfindungen für den

modernen Selektivschutz, von dem die

eine, der Differentialschutz, in Eng-

land, die andre, das Spannungsabfall-

relais, in Deutschland gemacht wurde.

Der Weg vom entfernungsabhängigen

Spannungsabfallschutz als Vorläufer

des Distanzschutzes wurde in [1] be-

handelt.

Als Erfinder des Differentialschutzes,

der die Ströme auf beiden Seiten eines

Anlagenteiles vergleicht, gelten die

Engländer Charles Hestermann Merz

und Bernhard Price. Am 16. Februar

1904 meldeten sie ein englisches Pa-

tent, „Improvements in the Method of

and Means for Protecting Apparatus on

Alternating Current Systems“, an, dem

am 31. Mai 1904 ein gleichartiges deut-

sches Patent folgte. Mit der Herausga-

be des brit. Patentes 3896 und des

DRP 166224 wird 1904 zum Geburts-

jahr des Differentialschutzes. Auf bei-

den Seiten einer Leitung oder Trans-

formators wurden Stromwandler vor-

gesehen, deren Sekundärseiten gegen-

einander geschaltet wurden, sodass im

Bei Transformatoren war nur ein Re-

lais erforderlich, welches auf beide Sei-

ten wirkte. Bei einem Fehler zwischen

den beiden Wandlern flossen auf bei-

den Seiten nicht mehr die gleichen

Ströme, sodass die Relais Spannung er-

hielten und auslösten. Die Schaltung

hatte den Nachteil, dass die Wandler

praktisch im Leerlauf – also offen – be-

trieben wurden, was zu hohen Span-

nungen im Wandlersekundärkreis

führte. Man ging deshalb dazu über,

die Brückenschaltung [3] zu wählen.

ERSTANWENDUNGEN Die Erfindung des Differentialschutzes

fand 1906 und 1907 eine erste größere

Anwendung beim 20-kV-Kabelnetz der

Country of Durham Electrical Power

Distribution Co. in Nordengland.

1907 geht das Patent von Merz und

Price in den Besitz von AEG über. Kurz

darauf führt die AEG den Differential-

schutz in Deutschland, auf der Grube

Heinitz bei Luisenthal (Saar) und beim

EW Westfalen ein. Weitere bekannte

Einsatzfälle für den Differentialschutz

sind im Jahre 1911 das KW Roshervil-

le, Victoria Falls and Transvaal Power

Co. Ltd. (ZA), bei einem 68-MW-Gene-

rator und 5x12,5- u. 2x4-MVA-Trafos,

5/42 bzw. 20/42 kV, sowie 1912 in Eng-

land und dem KW Vereeniging, Victo-

ria Falls and Transvaal Power Co. Ltd.

(ZA), bei einem 44-MW-Generator

und 2x12,5 u. 4x9-MVA-Trafos, 5/42 kV.

Abb. 2 zeigt ein hochempfindliches

Differentialrelais, welches ähnlich

einem Dreheisenstrommesser arbei-

tet. Das feststehende äußere Joch war

aus legierten Eisenblechen mit hoher

Anfangspermeabilität aufgebaut und

trug auf beiden zugespitzten Polen die

zur Erregung dienenden Stromspulen.

Ein Z-förmig ausgebildeter Drehflügel

aus hochlegiertem Eisenblech ist zen-

trisch derart zu den Polen angeordnet,

dass bei einer geringen Verdrehung

aus der Anfangslage infolge des sich

schwach verjüngenden Luftspaltes die

Feldstärke im Luftraum zwischen den

Polen erheblich anwächst. Auf diese

Weise gelang es, bei geringen Eigen-

verbrauch und verhältnismäßig klei-

nen Ankergewicht ein großes Drehmo-

ment zu erzeugen. Der bewegliche Ei-

senflügel war an einer in Spitzen gela-

gerten Spindel befestigt, die den

Schaltarm trägt. Das Ganze stand un-

ter dem Einfluss einer kleinen Spiral-

feder, die das Gegendrehmoment er-

zeugte und den Kontaktarm stets in die

Ausgangsstellung zurückzuziehen

suchte. Das Gewicht des beweglichen

Eisenflügels betrug einschließlich Ar-

matur nur etwa 8 g. [4]

Eine bis zum Jahre 1918 übliche Schal-

tung als Transformatorendifferential-

schutz zeigt Abb. 3, bei der die Relais-

wicklungen noch in Reihe mit den ge-

gensinnig geschalteten Stromwand-

lern lagen und durch Sicherungen

überbrückt waren. Die Anordnung

lehnt sich noch an die zur gleichen Zeit

häufig benutzte Cleveland-Schaltung

an.

Danach entwickelte die AEG ein drei-

poliges Standardgerät – Abb. 4, das für

die unterschiedlichen Bedürfnisse des

STROMVERGLEICH AM TRANSFORMATOR

Abb. 1 Differentialschutz nach Merz-Price, 1904

Abb. 2 Hochempfindliches Differentialrelais, Siemens

Abb. 3 Erste Differentialschutz-schaltung für Transformatoren (bis 1908), AEG

Abb. 4 Differential - relais, AEG

Kabel-, Transformatoren- und Gene-

ratorenschutzes mit verschiedenen

Modifikationen geliefert wurde. Es ar-

beitete nach dem elektromagnetischen

Prinzip. Ein kreisförmiges Magnetjoch

trug auf drei um 120° versetzten Pol-

stücken drei Stromwicklungen. Bei Er-

reichen des Ansprechwertes wurde ein

dreizinkiger Drehanker bewegt und

damit eine Fallklappe entklinkt, der

nach dem Auslösen von Hand zurück-

gestellt werden musste. Auf diese Wei-

se wurde gleichzeitig eine optische An-

zeige für das Arbeiten des Relais er-

zielt. Der Ansprechstrom konnte durch

Verschieben eines Laufgewichtes längs

einer bezifferten Skala eingestellt wer-

den. Bei der Ausführung für den Trans-

formatorenschutz hatte der Drehanker

einen mit Öldämpfung versehenen

vollautomatischen Arbeitskontakt, der

zunächst die Gleichstromspule eines

eingebauten Windflügelzeitwerkes

einschaltete. Dieses war meist auf 2 s

fest eingestellt und diente zur Über-

brückung des Einschaltstromstoßes.

Nach Ablauf des Zeitwerkes wurde

Normalfall kein Strom fließen konnte.

Die Wandler waren über Hilfsleitungen

zusammengeschaltet. Beim Schutz

von Leitungen waren auf jeder Seite

Relais vorgesehen, die den zugehö-

rigen Leistungsschalter auslösten. [2]


renzkreis bei äußeren Fehlern un-

schädlich gemacht wurden. Diese

Quotientendifferentialrelais arbeitete

ebenfalls nach dem elektromagne-

tischen Prinzip und hatte neben dem

bisher schon vorhandenen Differenz-

system auf der gleichen Achse noch ein

dreipoliges Haltesystem, das vom

Durchgangsstrom – auch Haltestrom

genannt – erregt wurde und ein der

Auslösung entgegenwirkendes Dreh-

moment erzeugte.

Eine Lösung beim RW10, Siemens,

unterbrach die Auslösung, wenn ein

fest eingestellter Wert von 1,5 mal Voll-

laststrom auf der Transformatoren-

Sekundärseite überschritten wurde –

Abb. 9 und 10. [6]

ASEA baute im Jahre 1925 das stabili-

sierte Differential.-Relais Typ RBD. [7]

Der Franzose P. Barry schlägt im Jahre

1925 vor, auf der Unterspannungssei-

te des Leistungstransformators, wo die

Stromwandler größere Amperewin-

dungszahl besitzen, noch Zwischen-

wandler einzuschalten, die die gleiche

Ausführung und Amperewindungs-

zahl haben wie die Wandler auf der

Oberspannungsseite. Hierdurch wird

erreicht, dass der Einfluss der verschie-

denen magnetischen Charakteristik

vermindert wird. Anderseits litt aber

darunter die Empfindlichkeit des

Schutzes. Die Schaltung ist in Abb. 11

wiedergegeben. Barry verwendete

hierbei noch die ältere Schaltung, bei

der die Wandler gegeneinander ge-

schaltet sind. Damit sie nicht sekun-

därseitig offen sind, belastete er sie mit

ohmschen Widerständen. Diese Wi-

derstände verbrauchten aber sehr viel

Energie, die vom Wandler aufgebracht

werden musste und die Empfindlich-

keit ebenfalls verschlechterte.

Im Jahre 1929 wird zur Eliminierung

des bei Transformatoren mit stetiger

Regelung auftretenden Falschstromes

von H. Schulze, Auma, eine Lösung der

Stufeneingabe und bei der BEWAG in

Berlin ein „Differentialwattschutz“ be-

trieben. [8] Der durch den Relaiszweig

fließende Magnetisierungsstrom wird

nutzbar gemacht, indem in Serie mit

dem Stromdifferentialrelais ein

Leistungsrelais – Abb. 12 und 13 – ein-

gebaut wird. Man erhält dadurch einen

hochempfindlichen Differential-

schutz, welcher eine dauernde Kon-

trolle der Eisenverluste möglich macht

und auslöst, wenn diese, etwa infolge

von Eisenbrand, einen bestimmten,

einstellbaren Wert überschreiten. [9]

Abb. 9 Schaltung stabilisierter Differentialschutz, RW10, Siemens

Abb. 10 Sperr- relais RW10, einpolig, Siemens

↑ Abb. 11 Differentialschutz mit Zwischen-wandler nach Barry

Abb. 5 Differentialschutz mit Differentialwandler

Abb. 6 Differentialschutz mit Weicheisen-Balancerelais

Abb. 7 Differentialschutz mit Weicheisen-Balancerelais

Abb. 8 Differentialschutz mit Induktions-Balancerelais

dann der bereits genannte halbauto-

matische Fallkontakt für die Auslösung

entklinkt. [5]

Die im Jahre 1927 praktizierten Lö-

sungen für den Differentialschutz zei-

gen die Abb. 5 bis 8. [4]

FALSCHSTROMSTABILISIERUNGBereits im Jahre 1920 erkannte Walde-

mar Petersen, AEG, dass der Differen-

tialschutz in dieser klassischen Form

bei Kurzschlüssen außerhalb seines

Zuständigkeitsbereiches zu Fehlauslö-

sungen neigte. Die Ursache für die auf-

tretenden Falschströme war insbeson-

dere die unterschiedliche Wandlersät-

tigung infolge der auch gestiegenen

Kurzschlussströme und ihrer Gleich-

stromglieder. Hinzu kam ein Stören der

Abstimmung der beiderseitigen Strom-

wandler durch die immer häufiger be-

nutzten Regelstufen der Transforma-

toren. Zunächst wurde dieser Einfluss

dadurch beseitigt, dass den zur Schalt-

gruppennachbildung und Feinstu-

fenanpassung benutzten Zwischen-

wandlern eine entsprechende Anzahl

von Anzapfungen gegeben wurde, die

bei jedem Verstellen der Transfor-

matorstufe umgeschaltet werden

musste. Derartige unliebsame Ein-

griffe in den Wandlerkreis waren na-

türlich bei größerer Schalthäufigkeit

nicht mehr zu vertreten und bei auto-

matischer Regelung sogar unmöglich.

Georg Stark, AEG, brachte deshalb im

Jahre 1930 das Quotientendifferential-

relais heraus [5]. Dieser sprach nicht

mehr auf den Absolutwert des Diffe-

renzstromes an, sondern auf dessen

Verhältnis zum Durchgangsstrom, so-

dass etwaige Falschströme im Diffe-

↓ Abb. 12 Hochempfindlicher Transformator- Differentialschutz

Abb. 13 Leistungs- Differentialrelais, AEG, 1929


Quellen

1 W. Schossig, Balance mit Widerstand (Geschichte des Distanzschutzes). In: Netzschutz-Magazin 1/2017, S. 42–452 M. Vogelsang, Die geschichtliche Entwicklung der Hochspannungs-Schalttechnik. Geschicht-liche Einzeldarstellungen aus der Elektrotechnik, zweiter Band, Berlin 19293 W. Schossig, Von der magnetischen zur elek-tronischen Waage (Geschichte des Leitungs- Differentialschutzes). In: Netzschutz-Magazin 1/2017, S. 10–134 F. Ahrberg; W. Gaarz, Der Differentialschutz für Transformatoren, S&H Druckschrift Ms 22 SH 2208, Sonderdruck aus Helios 33/1927, Nr. 30 – 325 B. Schweder, Forschen und Schaffen. Beiträ-ge der AEG zur Entwicklung der Elektrotechnik bis zum Wiederaufbau nach dem zweiten Welt-krieg, Band 1–3, Hg. AEG, Berlin 19656 Sperrelais für stabilisierten Differentialschutz Type RW10. Siemens, AZR 49131/2a, SGO-Nr. 49131/2a. 742, N/10697 B. Lundqvist, 100 years of relay protection, the Swedish ABB relay history, ABB Automation Pro-ducts, Substation Automation Division (Sweden)8 H. Schulze, Neuerungen im Differentialschutz von Transformatoren. In: ETZ 33/1929, S. 1191–11939 R. Rüdenberg, Relais und Schutzschaltungen in elektrischen Kraftwerken und Netzen, Berlin 1929

Walter Schossig,

geb. 1941, Autor des Buches „Netzschutz-technik“ und der History-Serie in der PAC World. Als Absolvent der Ingenieurschule Elektroenergie Zittau arbeitete er über 40 Jahre als Elektroingenieur, von 1967 an war er bei der Thüringer Energie AG, Er-furt, für Relaisschutz verantwortlich. Mitarbeit im VDEW-AA „Relais- und Schutztechnik“, im Normenausschuss DKE K434 „Messrelais und Schutzeinrich-tungen“ und im Bayernwerk-AK „Schutz-einrichtungen“. Bis heute aktiv im VDE AK.

↓ Abb. 18 Diffe-rential- (0,5 s) und Überstrom-zeitschutz (1–10 s) für Regeltrans-formatoren, Siemensschutz

Abb. 19 Stabilisierter Differentialschutz RW10, Siemens

← Abb. 17 Differential-schutzschaltung, Coll, 1917

Die im brit. Patent Nr. Nr. 104571 ent-

haltene Schaltung zeigt Abb. 17.

Im Jahre 1918 wird nach einem brit.

Patent Nr. 133187 von Wedmore Diffe-

rentialschutz mit Haltewicklung ge-

baut, indem die Wirkung der Auslöse-

wicklung durch eine vom Gesamt-

strom des Transformators durchflos-

senen Strom beeinflusst wurde. Je

höher dieser Strom war, umso höher

wurde der Ansprechwert. Dies hatte

den Vorteil, dass bei großen durchflie-

ßenden Strömen das Relais infolge

Wandlerfalschströmen oder bei nicht

genauer Wandleranpassung bei Trans-

formatorenstufungen nicht fehlauslö-

sen konnte.

F. Geise, Siemens, setzt 1932 ein Sperr-

relais RW10 als Ergänzung zum ein-

fachen Differentialrelais ein. Es besteht

aus einem hufeisenförmigen Magnet-

eisen, das von dem Strom des einen

Differentialschutzwandlers erregt

wird. In diesem Magnetfeld befindet

sich ein Eisenanker, der den Strom des

anderen Wandlersatzes erregt. Da-

durch bildet das Sperrrelais das Pro-

dukt aus beiden Wandlerströmen und

spricht nur bei außenliegenden Kurz-

schlüssen an. Es verhindert dabei

durch Wegnahme der Gleichspannung

ein unerwünschtes Fehlansprechen

des Schutzes. Bei Fehlern im Bereich

des Schutzes bleibt das Sperrrelais in

Ruhe, sodass der Differentialschutz

kurzfristig auslösen kann. Da das

Sperrrelais bei außenliegenden Kurz-

schlüssen anspricht, kann es gleichzei-

tig Überstromrelais ersetzen und bei

diesen Fehlern für langfristige Auslö-

sung in Reservezeit dienen – Abb. 9, 18 und 19.

Man kann aber auch die Rückzugfeder

auf die andere Seite legen, sodass das

Relais seinen Kontakt normal ge-

schlossen hält und ihn erst öffnet,

wenn die geometrische Summe größer

ist als die geometrische Differenz.

Schaltet man in Serie mit diesem Kon-

takt denjenigen eines normalen Strom-

relais, das auf die absolute Größe des

Fehlerstromes anspricht, so wird des-

sen Wirksamkeit unterbunden, wenn

das Verhältnisrelais seinen Kontakt öff-

net. In dieser Schaltung wird das Re-

lais zum „Sperrrelais“. Der Unterschied

zwischen „Prozentrelais“ und „Sperr-

relais“ liegt also nur in der unter-

schiedlichen Richtung der Federkraft

± C, die beim Prozentrelais mit + C und

beim Sperrrelais mit – C bezeichnet sei.

C sei in der Dimension einer Strom-

größe dargestellt, die durch das Relais

fließen muss, um die Federkraft zu

überwinden.

In den dreißiger Jahren wurde diese Art

der Relais in Deutschland unter der

Bezeichnung „stabilisiertes Differen-

tialrelais“ eingeführt und ist als „Quo-

tientendifferentialrelais“, AEG, „Pro-

zentdifferentialrelais“, BBC, und „Re-

lais mit Sperrglied“, Siemens, bekannt

geworden.

Die Geschichte der Einschaltstabilisierung,

des Einsatzes von Zwischenwandlern und

die Weiterentwicklung können Sie online unter

→ www.netzschutz-magazin.com lesen.

Abb. 14 Schaltung eines einpoligen watt-metrischen Differentialschutzes, Siemens

Abb. 15 Schaltung eines dreipoligen wattmetrischen Differentialschutzes, Siemens Z Zwischenspannungswandler, A-A Differentialrelais, DWR Diferentialwattrelais

Abb. 14 zeigt die Schaltung eines ein-

poligen und Abb. 15 eines dreipoligen

wattmetrischen Differentialschutzes

von Siemens. [4]

Zur Anpassung der Transformatoren-

schaltgruppen und -anzapfungen

führt Siemens mit dem Patent

DRP 315272 Zwischenwandler ein, die

der Transformatorenschaltgruppe ent-

sprachen und selbst Anzapfungen be-

saßen.

Mit dem Ansteigen der Kraftwerks-

leistung im Netz stiegen auch die Kurz-

schlussströme und mithin die Falsch-

ströme in der Brücke der Stromver-

gleichsschaltung infolge unterschied-

licher Stromfehler der in der Ver -

gleichsschaltung zusammenarbeiten-

den Stromwandler. Um Fehlauslö-

sungen bei außerhalb ihres Schutzbe-

reiches liegenden Fehlern zu vermei-

den, schlug Albert Edward McColl –

Abb. 16 – eine Haltewicklung, den

sogenannten Prozentsatzschutz

(Percentage differential relay), vor.

An einen Waagebalken greifen zwei

Elektromagnete an, von denen der ei-

ne von der geometrischen Summe der

Ströme im sperrenden Sinne und der

andere von der geometrischen Diffe-

renz im auslösenden Sinne beauf-

schlagt wird. Da auf diese Weise der

Auslösestrom proportional dem

Durchgangsstrom größer sein muss,

wenn er auslösen soll, nannte man es

Prozentrelais. Dabei wurde der sper-

rende Einfluss (z. B. durch Verände-

rung der Windungszahl oder des He-

belarmes) verschieden groß gemacht,

um eine gewünschte Abhängigkeit zu

erreichen.

Abb. 16 Mechanisches Prozentrelais, McColl, 1917

http://www.netzschutz-magazin.com

Bil

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chre

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Urh

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uelle

KURZBESCHREIBUNGDie Vorarlberger Energienetze GmbH lie-gen im Dreiländereck Deutschland-Öster-reich-Schweiz.

Durch die großen Pumpspeicherkraftwerke der Vorarlberger Illwerke ändern sich die Strom-richtungen (Pump-/Turbinenbetrieb) ständig. Aus Sicht der Pumpspeicherkraftwerke ist die Netzimpedanz im Schweizer Rheintal niedriger als die des süddeutschen Raumes. Daher fließt der Strom nicht immer da, wo ihn Verträge oder Händler vorgesehen haben. Zudem trennt die Grenze zur Schweiz zwei Regelblöcke und ist EU-Außengrenze (Import/Export).

Aufgrund der großen Transitleistungen gibt es Probleme in den regionalen 110-kV-Netzen.Aus diesen Gründen sind in unserem Netzge-biet zwei Querreglertrafos in Betrieb.

Schneider Electric wies uns darauf hin, dass es bei 2-poligen außenliegenden Fehlern zu Problemen mit dem Differentialschutz kom-men kann.

In Zusammenarbeit mit Schneider Electric und der Technischen Universität Graz erarbeiteten wir eine Lösung für diese Problematik.

Bei Schräg-/Querreglertransformatoren besteht die Gefahr einer Fehlabschaltung des Differentialschutzes bei 2-poligen außen-liegenden Fehlern. Zur Prüfung des Differentialschutzes müssen, unabhängig von der Lösung des 2-poligen Problems, die Prüf-größen ermittelt werden. Zur Bestätigung des Gesamtsystems wird ein Kurzschlussversuch gemacht.

Hubert Mitter,

geb. 1961, Lehre bei den Vorarlberger Kraft-werken. Konzessions-prüfung fur E-Installati-on. Seit 1990 im Team der Schutz- und Anla-genprüfung als Spezia-list für Inbetriebnahme und Störungsbehebung von Netz- und Kraft-werkschutztechnik. Aktuell arbeitet er für die Vorarlberger Ener-gienetze GmbH, wo er mit Schutzaufgaben im gesamten Netz betraut ist.

PHASENSCHIEBER- TRANS FORMATOREN


Abb. 1 Schaltbild Einkesselausführung 220/110 kV 300 MVA

AUFBAU DER QUERREGLERTRAFOSAbb. 1 & 2 zeigen die Innenschaltung und das Vektordiagramm der Einkessel-Ausführung, Abb. 3 & 4 die der Zweikessel-Variante.

Abb. 2 (links) 90°-Drehung beim Einkesseltrafo – eine fremde Phase nötig

Abb. 3 Schaltbild Zweikesselausführung 410/235 kV 450 MVA

Abb. 4 (rechts) 90°-Drehung beim Zweikesseltrafo – zwei fremde Phasen nötig

L3L1-quer

L1-q

uer

L1-quer

L1

L2 inv

L2 inv

L3 inv L1 inv

L1+15,2°

L2+15,2°

L3+15,2°

L1-15,2°

L2-15,2°

L3-15,2°

-15,2°+15,2°

L1

L2L3

L3

L1

L2L2

L3L1

1150

00V

1191

87V

Abb 02

L1-querinv

L3-querinv

L2-querinvL3-quer

L2-quer

L3inv

L3inv

L2

L1-quer

L1+17,22°

L2+17,22°

L3+17,22°

L1-17,22°

L2-17,22°

L3-17,22°

-17,22°+17,22°

L1

2350

00V

2460

28V

L2L3

L2inv

L2inv

L1invL1inv

L1 L1

L2 L3

L3

Abb 04


Tagungsbeitrag 0.1

Stufe 1-8 +Winkel

115,7%85,4%

30,3%15%15%

Diff SchutzBein A

Diff SchutzBein B

Diff Schutz

I=0

I=0

I=0

Bein C

L2 L3 L1

1200A1 A

1200A1 A

1200A

Strom vom Bein B

virtuelles Bein C

Schaltgruppe: Yy8

5 A

Stufe 10-17 -Winkel

84,3%114,6%

30,3%15%15%

Diff SchutzBein A

Diff SchutzBein B

Diff Schutz

I=0

I=0

I=0

Bein C

L3 L1 L2

1200A

Strom vom Bein B

virtuelles Bein C

Schaltgruppe: Yy4

5 A

Unterspg. Unterspg.

Oberspg. Oberspg.L2L1 L3 L2L1 L3

1200A1 A

1200A1 A

L2L1 L3 L2L1 L3

Abb 09

PROBLEM BEIM 2-POLIGEN AUSSENLIEGENDEN FEHLERAbb.5: Durch die Wicklungsverschaltung für die Winkeldrehung fließt in der nicht beteiligten Phase der OS-Wicklung ein Strom. Der Diffe-rentialschutz berechnet pro Phase die Diff- und Stabilisierungswerte. Durch die Schaltgruppe Yy0 wird in der nicht beteiligten Phase keine Stabilisierungsgröße berechnet. Tatsächlich fließt jedoch ein Strom, der zur Auslösung des Schutzes führen kann.

SCHUTZTECHNISCHE REALISIERUNGWie in der Fachliteratur beschrieben, wurde hier eine Lösung mit einem Dreibein-Differen-tialschutz realisiert.Zusätzlich zu den üblichen Funktionen des Dif-ferentialschutzes wurde hier speziell auf den stabilen Betrieb bei 2-poligen außenliegenden Fehlern geachtet – Abb.6.

Der Wandlerstrom der Sekundärseite des Tra-fos wird im Differentialschutz auf das Bein B und in Serie auf das Bein C geschaltet – Abb.7.

Durch diese Anordnung berechnet der Diffe-rentialschutz nun auch in der nicht betroffenen Phase eine Stabilisierungsgröße.

Über Binäreingänge wird dem Schutzgerät mit-geteilt, in welcher Stellung der Stufenschalter steht. Bei Mittelstellung Stufe 9 +/-1 Stufe wird das Bein C deaktiviert. Bei Stufe 1 bis 7 wird die Schaltgruppe Yy8 und bei Stufe 11 bis 17 die Schaltgruppe Yy4 für das Bein C vorgegeben.Die Parametersatzumschaltung erfolgt auch unter Nennlast und ohne Neustart des Schutz-gerätes – Abb.8.

Bei Ausfall oder unplausiblem Binäreingangs-zustand wird auf den vordefinierten Parame-tersatz 1 geschaltet.

ERMITTLUNG DER PRÜFGRÖSSENGRAFISCHE ERMITTLUNG ÜBER STROM

VEKTORPFEILE

Zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme stand nur dieses Verfahren zur Verfügung. Über Strom-vektorpfeile, die in das Trafoschaltbild einge-zeichnet werden, wird die Stromaufteilung auf die einzelnen Wicklungsteile festgestellt. Die Stromaufteilung der einzelnen Wicklungsan-teile ist pro Grad Winkeldrehung linear. Dieses

Abb. 5 Ströme bei 2-pol. Fehler

Abb. 6 Zum Einsatz kam ein Standard P633 von Schneider Electric

Abb. 7 Stromwandler-beschaltung

Verhalten wird in einem Excelfile hinterlegt. Nun werden die Stufenstellungen (Längs- und Querreglerstufen) vorgegeben und das Ergeb-nis enthält die 2-poligen Ströme und Winkel, die für das Prüfgerät (CMC 256) zur Fehlersimula-tion benötigt werden. Abb.9, Abb.10

MATHEMATISCHES MODELL DER TU GRAZ

Die TU Graz erstellte für den 300-MVA-Trafo (Abb. 1) eine Bachelor Arbeit (P. Baumgartner; W. Lickinger, Differentialschutz am Querreg-lertransformator, Bachelorarbeit, Technische Universität Graz, 2016).

Diese Arbeit bestätigt zum einen, dass es bei 2-poligen außenliegenden Fehlern zur Fehl-funktion des Differentialschutzes kommt. Des Weiteren wird darin eine Formel zur Berech-nung der Prüfgrößen beschrieben.

Zu diesem Thema wurde auf AWT 2016 ein Vortrag von Prof. Fickert (TU Graz) präsentiert.

Abb. 8 Die Stufen-schalterstellung wird über Binäreingänge eingelesen

Fehler L1-L2

Abb. 9 Stromvektoren mit virtuellem Bein C Abb. 10 Excelblatt zur Ermittlung der Prüfgrößen

L2

I=0

L1

Unterspg.

Oberspg.

L3

L2

I Diffkein I Stab

L1 L3

Abb 05

Oberspg.

Diff SchutzBein A

Unterspg.

Diff SchutzBein B

Diff SchutzBein C

Abb 07


BERECHNUNG MIT RELAYSIMTEST

Die Firma Omicron hat die Software Relay-SimTest um die Funktionalität zur Prüfung von Querreglertransformatoren erweitert. Durch Eingabe der Trafoparameter werden über die Software direkt die Prüfgrößen ermittelt – Abb. 11.

KURZSCHLUSSVERSUCHKURZSCHLUSSVERSUCH AUFBAU

Zur Bestätigung der getätigten Überlegungen und Berechnungen haben wir einen Kurz-schlussversuch durchgeführt.

Die Bereitstellung von 220-kV-Stromkreisen und eines geeigneten Kraftwerks stellt einen erheblichen Aufwand dar. Aus diesem Grund haben wir uns entschieden, ein mobiles Die-selnotstromaggregat und Ortsnetztransfor-matoren aus unserem Netzstörungspool zu verwenden.

Die Vorgabe war: Einspeisung auf der 220-kV-Seite, Kurzschluss auf der 110-kV-Sei-te. Um entsprechende Messgrößen für das Schutzgerät zu erhalten, wurde der Strom auf der 220-kV-Seite mit 100 A festgelegt. Dies bedeutet eine Spannung von ca. 3,3 kV. Die Prüfanordnung sollte auf einem Lkw-Anhänger Platz finden, um damit in die Anlage fahren zu können – Abb. 12.

Abb. 12 Prüfaufbau des Kurzschlussver-suchs

Abb. 11 RelaySimTest Oberfläche

G

UW MeiningenUmspanner 2300 MVA

S 565 kVAU 0,4 kVI 815 A

U 10 kVI 33 A

U 3,3 kVI 98 A

U 0 kVI 196 A

110 kV SS

3 pol.2 pol.1 pol.

Mobiles Notstromaggregat

UN 0,4 kVIN 1200 A

UN 0,4 kVIN 580 A

UN 10 kVIN 23 A

UN 30 kVIN 38 A

UN 10 kVIN 115 A

1200 A1 A

Wandler

1200 A1 A

Wandler

110 kV LS

UN 230 kVIN 753 A

uk: 11 %

UN 115 kVIN 1506 A

ON Trafo400 kVA

Netz-kupplerTrafo2 MVA

Prüfaufbau auf LKW Anhänger

Z-SchaltungVergleichmäßigungbei 2pol. Fehler

kurze Überlastungim Minutenbereichtolerierbar

DifferentialSchutz

Abb 12

DIE SCHUTZ- COMMUNITYFREUT SICH AUF– IHRE FRAGE– IHREN ARTIKEL– IHRE PROJEKTE– IHRE UNTERSTÜTZUNG

MEHR DAZU AUF SEITE 48

Die NETZSCHUTZ-Plattform benötigt Ihre Unterstützung in Form von aktiver Kontaktaufnahme durch Nachfragen oder Anmerkungen, Ihren Fachartikel zu einem Thema, das Ihnen wichtig ist, und Ihren finanziellen Beitrag zum Fortbestand.

45Transformatordifferentialschutz /

Quellen

1 P. Baumgartner; W. Lickinger, Differentialschutz am Querreglertransfor-mator, Bachelorarbeit, Technische Universität Graz, 20162 Schneider Electric Energy – Micom Px3x Reihe – Applikationshilfe 20113 Siemens PTD EA Case Studies 2005

Abb. 13 Fehler L1-L2 Verhalten des Differen-tialschutzes ohne virtuelles Bein C bei voller Winkeldrehung

Abb. 14 Fehler L1-L2 Verhalten des Diffen-tialschutzes mit virtuellem Bein C bei voller Winkeldrehung

Abb. 15 Frontplatte des Trafomodells mit Einkesselausführung

Abb. 16 Vergleich der Messwerte mit den berechneten Werten.

KURZSCHLUSSVERSUCH ERGEBNIS

Bei dem Kurzschlussversuch wurden 3-, 2- und 1-polige außenliegende Fehler durchgeführt. Die Messergebnisse aus dem Differentialschutz und hier speziell die IDiff- und IHalte-Werte wurden in ein Auslösediagramm eingegeben und dann auf die maximal übertragbaren Stromgrößen entsprechend der uk des Trafos hochgerechnet – Abb.13. Die nicht fehlerbe-teiligte Phase führt zur Auslösung des Differen-tialschutzes – Abb.14.

Der Differentialschutz ist bei allen durchgeführ-ten Versuchen mit der Korrektur des virtuellen Beines C stabil.

TRAFOMODELLIm Zuge der Lehrlingsausbildung in unserem Betrieb haben wir ein Projekt gestartet. Dabei bauen wir diese beiden Querreglertrafos als Modell. Auf einem Drehstrom-Eisenkern wer-den auf mittels 3D-Drucker erstellten Spulen-körpern die Wicklungen analog zum Original gewickelt. Die Einzelwicklungen werden auf Buchsen geführt, damit diverse Messungen vorgenommen werden können – Abb.15.

RESÜMEENach der Feststellung, dass es bei 2-poligen außenliegenden Fehlern zur Fehlfunktion des Differentialschutzes kommt, ist die Korrektur über das virtuelle Bein C ein praxistaugliches Verfahren mit geringem Aufwand. Die Prüfung stellt eine Herausforderung hinsichtlich der Ge-nerierung der Prüfgrößen für 2-polige Fehler dar. Mittels RelaySimTest wird dieses Problem relativ einfach gelöst.

In Abb. 16 sieht man fettgedruckt die Messwer-te aus dem Schutz (Strom und Winkel). In Rot die Werte aus den Vektorberechnungen und in Grün die Werte aus den Berechnungen der TU Graz. Zu diesem Zeitpunkt stand das Modul für RelaySimTest noch nicht zur Verfügung. Nach-trägliche Berechnungen mittels RelaySimTest bestätigten die Messergebnisse.

Dieser Artikel wurde bei der Omicron-Anwen-dertagung 2017 präsentiert.

0

L1 L2 L3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

1

2

3

4

5

6

7

Diff

stro

m *

IB

Haltestrom * IB

Abb 13

0

L1 L2 L3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

1

2

3

4

5

6

7

Diff

stro

m *

IB

Haltestrom * IB

Abb 14


Hauptthemen 2019 M Generatorschutz M Sammelschienenschutz

Weiters M Ergänzungen zu bisherigen Themen sowie M aktuelle Fachartikel der Gerätehersteller

NETZSCHUTZ ab 2019 ausschließlich digital und frei zugänglich – als die Wissensplattform für Schutztechnik

Aktiver Dialog zwischen angehenden SchutztechnikerInnen und erfahrenen ExpertInnen

Die Diskussionen und Vorträge rund um die He - rausforderungen der Energiewende in Deutsch -land und Österreich zeigen klar, dass die bisher bewährten und eingefahrenen Konzepte nicht mehr greifen, nur ein völliges Überwinden der gewohnten Denkgrenzen zum Ziel führen kann.

Die Folge wird ein nie gekannter Austausch über alle Ebenen von den TSO-Übertragungs- und DSO- Verteilnetzbetreibern bis zu Industrie, Großverbraucher und Kommunen, Genossen-schaften, ja sogar bis zum häufig genannten einzelnen Privat-Prosumer sein.

Für die Nische der Schutztechnik zeigt sich diese Zusammenarbeit über alle Ebenen schon seit Längerem über die stetig wachsende digi-tale Vernetzung der Bereiche IT – Leittechnik – Schutztechnik – Primärtechnik. Die in Ent-

wicklung bzw. schon in Pilotprojekten befindli-chen Neuerungen, die sich in der Bezeichnung „Digital Substation“ summieren, zeigen vielen Schutz-Kolleginnen und -Kollegen ihre bishe-rigen Grenzen auf. Auch wenn einige nach wie vor der Meinung sind, alles wissen und im Kleinen lösen zu müssen, werden alle offen in Gemeinschaft und im Austausch Agierenden rascher, kosteneffizienter und persönlich be-reichert die geplanten Ziele erreichen.

Viele erfahrene KollegInnen würden gerne ihr Wissen weitergeben, haben aber unter den aktuellen Arbeits- und Projektbedingungen zu wenig Zeit und schlussendlich zu wenig Moti-vation, um sich in der Privatzeit dem Schreiben von Fachartikeln zu widmen.

Mehr über die Hintergründe zur Umstellung auf 100 % online und zur zukünftigen Erscheinungs-form finden Sie im Editorial und unter → www.netzschutz-magazin.com.

20

21

Überstromzeitschutz /

/ Überstromzeitschutz

Abb 02 =E01

-Q0

-T1

-T101

-Q6

-K5

-T5

-T1

-T1

-Q0

-Q0

=J01

-Q0 =E01 & =J15

=J05 Tr 101a

=J15 Tr 101a

Batterie 1 (=NK)

Batterie 2 (=NL)

anal

og=J

05

-A211

-F301A

-F301A

-Y1

CF050A

CF050B

CF050B

-L21

-A221

CF061

-F311

-F311-R21

-T90

-F321

-Y2

I>

Id

Iod

I>>

Z<

Ursd

U

Io>

Ursd

Z<

In Tab. 1 sind die sich maximal ergebenden

Kurzschlussströme und der entsprechende

Einstellwertvorschlag angegeben. [2] Hier ist

davon ausgegangen worden, dass ein starres

Mittelspannungsnetz (Einbau nahe des spei-

senden Umspannwerkes) vorliegt. In Gebie-

ten mit hohem Anteil an Wechselrichtern von

Wind- oder Photovoltaikparks bzw. bei Vertei-

lungen am Ende von langen Leitungen können

sich Verringerungen des Kurzschlussstromes

und somit des Ansprechwertes der Hochstrom-

stufe ergeben, die mit Hilfe von Netzberech-

nungen zu ermitteln sind.

110 kV/MS

Abb. 2 zeigt ein Schutzkonzept für einen

110/20-kV-Transformator [2], bei dem für

alle Fehlerfälle und Versagen eines Schutz-

relais, Leistungsschalters oder einer Batterie

ein schnellschaltender Schutz gesichert ist.

So wirkt bei einem Transformatorfehler als

Schutzsystem 1 das Differenzialrelais -F321.

Als Schutzsystem 2 wirkt bei einem Fehler

im Transformator der Buchholzschutz CF050

bzw. CF061 und bei einem Fehler auf der

110-kV-Seite außerhalb des Transformators

(und natürlich auch bei einem großen Teil der

Transformatorwicklungen) die Hochstrom-

schnellstufe unverzögert.

Einstellregeln für die Hochstromstufe beim

Überstromzeitschutz -F311 auf der Oberspan-

nungsseite enthält Tab. 2.

TRANSFORMATORSCHUTZ OHNE

HILFSENERGIEVERSORGUNG

Bei durch HH-Sicherungen und Buchholz ge-

schützte Transformatoren verzichtet man auf

eine Batterie und benutzt zur Auslösung des

Lasttrenners durch den Buchholzschutz eine

100-V-Speisung eines Spannungswandlers

oder 220 V der Unterspannungsseite des Trans-

formators. Wird der Lasttrenner mit angebau-

ten Sicherungen durch einen Leistungsschalter

und wandlerstrombetätigtem Überstromzeit-

schutz ersetzt, so sollte unbedingt eine Hoch-

stromschnellstufe genutzt werden.

HOCHSTROMSCHUTZ BEI LEITUNGEN

Für die thermische Belastung von Leitungen im

Kurzschlussfall ist neben der Größe des Kurz-

schlussstromes die Fehlerklärungszeit maßge-

bend. Damit ist die Kommandozeit des Schut-

zes nicht nur für die Selektivität von Bedeutung.

Der Einsatz eines Überstromschnellschutzes

zusätzlich zum Überstromzeitschutz (Mehrstu-

fen-Überstromschutz) kann unter bestimmten

Voraussetzungen von Vorteil sein. [1]

HOCHSTROMSCHUTZ BEI IN

REIHE LIEGENDEN UMZ-RELAIS

Beim Überstromschnellschutz wird auf eine

Zeitselektion verzichtet und die Stromeinstel-

lung nach dem im zu schützenden Objekt auf-

tretenden Kurzschlussstrom so vorgenommen,

dass nur Fehler auf einem Teil der zu schützen-

den Strecke schnell abgeschaltet werden. Eine

Tab. 1 Einstellung der

Hochstromstufe,

MS-Transformator

Abb. 2 Schutzkonzept

eines 110/20/20-kV-

Transformators

Tab. 2 Einstellregeln

Hochstromstufe,

110-kV-Transformator

Abb. 3 Einstellung

Überstromschnell-

schutz

Abb. 4 Wirkung Mehr-

stufen-Überstrom-

schnellschutz

SnmTr [kVA]UzTr [%] Ikmax : InomTr

I>> : InomTr

< 6304 25,0 30

630 – 4 0006 167 20

> 4 000–10 0007 14,3 17

Sn [MVA]

16 20 25 31,5 40 50Bemerkung

Uz [%]

12/11 12/11 12/11 12/11 12/11 12/11

UMZ Schutz 0S-Seite

Inom [Aprim]80,3 100,4 125,5 158,1 200,8 251

bei 115 kV

IStufe 19 [Aprim]94,8 118,5 148,2 186,7 237,1 296,3 Regelber. ± 15,3 %

I>> [Aprim]1 000 1 300 1 600 2 000 2 500 3 200 I>> = 1 IStufe 19 bzw. 27

100%

tI >> [S]0 0 0 0 0 0

0

Abb 03

A B

α

C

ZN

ZL

αV

α

l

IK

Ian B

Ik min= f(l)

Ik max= f(l)

IkC max

IkB max

IkC min

Abb 04

A

CB

A

CB

α1max α2max

IK

I3AIL

IL

I1A

I2AI1B

Ik min

Ik max

Ik max B

tK

t1A

t2A

t1B

∆t

∆tt3A

t2B

t2C

t3B

NETZSCHUTZ AB 2019

AN DIE SCHUTZ-

COMMUNITY –

DIE ZUKUNFT IST ONLINE

Als Herausgeber von NETZSCHUTZ möchte ich dem Trend der Zeit folgen. Die Uridee des Magazins war und ist immer noch der Wis-sensaustausch. Mir ging es immer darum, die Branche zu Wort kommen zu lassen.

Darum wende ich mich mit dem folgenden Auf ruf an Sie, die Mitglieder der D-A-CH- Schutz-Community:

Alle angehende Schutztechnikerinnen und Schutz techniker stehen im Vordergrund als Le-serinnen und Leser und ich rufe Sie auf, als akti-ve FragenstellerInnen und IdeengeberInnen auf der NETZSCHUTZ-Plattform aktiv zu werden!

Alle Expertinnen und Experten der Schutztechnik stehen als WissensvermittlerInnen im Vorder-grund und ich rufe Sie auf, Beiträge für die Grund-ausbildung der AnfängerInnen und zur Weiter-bildung und – ganz wichtig – auch für den Diskurs unter den Erfahrenen beizutragen.

NUR MIT IHREM PERSÖNLICHEN BEITRAG KANN DIE NETZSCHUTZ-PLATTFORM DAUERHAFT LEBENDIG UND AKTUELL BLEIBEN!

Meine UnterstützerInnen der ersten Stun-den und ich können die in den letzten zwei Jahren entstandene Schutz-Wissensdaten-bank nur mit Unterstützung der gesamten D-A-CH-Schutztechnik-Community weiter füllen.

MACHEN SIE MIT!

Ihr HerausgeberPeter Schitz

Artikel erscheinen laufend, statt quartalsweise; Ankündigung per Newsletter

Wir erweitern um Informationen und Fachartikel aus der Welt der Primär- und Schaltanlagentechnik.

zusätzliche Informationen über Neuerungen im Bereich Informations- und Kommunikationstechnik

Vorne dabei sein – Thematisch und bei der Online-Suche


„Vernetzt, statt nur verkabelt“ – unter diesem Motto richtet die Stromnetz Berlin GmbH

ein neues Betriebsführungskonzept ein. Damit stellt sie sich den Veränderungen, die

vor allem im Niederspannungsnetz stattfinden. Die dezentrale Stromversorgung und die

Nutzung alternativer Energien nehmen zu, einzelne Haushalte werden Teilnehmer am

Strommarkt, dezentrale Speicher und selbstversorgende Verbraucher kommen hinzu.

Dadurch wird vor allem das Niederspannungsnetz viel „lebhafter“ in Bezug auf die Ener-

gieflüsse, die Verbrauchskennlinien und den Anspruch an die Spannungsbandhaltung.

MODERNER NETZBETRIEB MIT HÖHERWERTIGEN FUNKTIONEN AUCH IM NIEDERSPANNUNGSNETZ

51Transformatordifferentialschutz /

Mehr Beobachtbarkeit im NiederspannungsnetzAls das Niederspannungsnetz allein aus Verbrauchern bestand und der Lastfluss nur in eine Richtung verlief, war eine durchgängige Erfassung von Messwerten nicht notwendig. Die Verbraucher und ih-re Lastprofile waren weitgehend bekannt. Einflüsse von Witterung, Jahreszeit und Tagesart gingen in ausgefeilte Prognosen ein und die überwiegend zentrale Erzeu-gung wurde dementsprechend geplant. Bei Zubau oder Entfall von Verbrauchern wurde die Netzinfrastruktur und -leistung bei Bedarf angepasst, und über die Stu-fenschaltungen von Transformatoren fand die Spannungsbandhaltung statt.

Heute jedoch wandelt sich die Rolle des Netzbetreibers. Die dezentrale Stromer-zeugung muss ebenfalls koordiniert wer-den und die Abstimmung von Bedarf und Erzeugung ist weitaus komplexer. Das führt dazu, dass auch das Niederspannungs-netz beobachtbarer und in die Netzfüh-rung einbezogen werden muss. Smart Me-ter und Gateways als Datenkonzentratoren kommen ins Spiel und eine exponentiell zunehmende Datenmenge will beherrscht und sinnvoll genutzt werden. Mit der Digi-talisierung der Prozesse müssen auch Fra-gen der IT-Sicherheit beantwortet werden.

Netzleittechnik für ein neues BetriebsführungskonzeptStromnetz Berlin hat zusammen mit der Consulectra Unternehmensberatung GmbH ein Betriebsführungskonzept erarbeitet. In dem Konzept wurden die künftigen Anforderungen an die Netzfüh-rung und das Zusammenspiel der Span-nungsebenen diskutiert und festgehal-ten. Stromnetz Berlin hat sich dabei auch für den Aufbau einer zentralen Nieder-spannungsnetzführung entschieden. Au-ßerdem sollen die Schaltbefehlsbereiche des Hoch- und Mittelspannungsnetzes zusammengeführt werden. Im Rahmen dieses für vier Jahre geplanten Projekts sollen die in Betrieb befindlichen Netzleit- und Störungsmanagementsysteme für das Hoch-, Mittel- und Niederspannungs-netz durch Systemtechnik von Schneider Electric ausgetauscht werden. Kernstück ist ein neues, weitestgehend standardi-siertes Advanced-Distribution-Manage-ment-System (ADMS) mit entsprechen-den Hard- und Softwarekomponenten.

Das ADMS ist eine umfassende Lösung zur Verwaltung, Steuerung, Überwa-chung, Analyse, Optimierung, Planung, Simulation und Schulung im Bereich der Stromnetze. Ein gemeinsames Netz-modell für alle Spannungsebenen und

Jörn Splanemannstudierte elektrische Energietechnik an der Fachhochschule in Hannover. Er begann 1990 seine Tätigkeit als Ingenieur für Schutz- und Leittech-nik bei der AEG wo er internationale Aufga-ben zu verantworten hatte. 2011 kam er zur Schneider Electric, wo er zunächst für Mar-keting und Strategie in der Energiesparte in Deutschland und später als Smart-Grid-Experte für die Geschäftsentwick-lung des Bereiches Advanced Utilities Solutions in Nord, Zentral- und Osteu-ropa verantwortlich zeichnete. Seit Mitte 2018 leitet er Vertrieb und Marketing in D, A, CH im Bereich Energy Automation.

Smart Sensor Easergy TH110

Universal-Messgerät

PowerLogic™

Automat. Verteilung Easergy™T300 und Gateways

Schutzrelais Easergy MICOM

Sekundäre Schaltanlagen

RM6, SM6

Primäre Anlage MCSet, PIX,

Transformator Minera SGrid

In d

er C

loud

und

/ode

r vor

Ort

End-

to-E

nd-C

yber

sich

erhe

it

Apps,

Datenanalytik

und Services

Edge

Control

Vernetzte

Produkte

EcoStruxure ADMS

EcoStruxure Advanced Metering Operation

EcoStruxure Substation Operation

EcoStruxure Smart Metering Advisor

EcoStruxure Microgrid Operation

EcoStruxure ArcFM

EcoStruxure Grid Engineering Advisor

EcoStruxure Microgrid Advisor

EcoStruxure Asset Advisor

Abb. 1 EcoStruxure Grid ist ein offener, IOT-fähiger Rahmen für die digitale Neuausrichtung der Energieversorger.

Wer

bung

umfangreiche Funktionen ermöglichen dabei einen effizienten und nachhaltigen Netzbetrieb, vom Übertragungsnetz bis in die Niederspannung.

Bei der Entwicklung des ADMS wur-de vor allem darauf geachtet, die viel-schichtigen Prozesse der Netzführung, des Netzausbaus sowie der Wartung und Störungsbeseitigung zu vereinfachen. Mehrfacheingaben und deren Fehleran-fälligkeit gehören der Vergangenheit an, Vor-Ort-Serviceeinheiten haben Zugriff auf für sie wichtige Daten (Abb. 2), tech-nische und wirtschaftliche Auswertungen des Netzbetriebs stehen zur Verfügung und Prozesse des Kundenmanagements bei Neuanschlüssen und Störungen sind integriert. Um diesen hohen Grad der Vernetzung und Integration sowie einer Automatisierung des Informations- und Datenaustausches zu erreichen, werden bestehende IT-Systeme intelligent mit den neu zu errichtenden ADMS-Kompo-nenten verbunden.

Im ADMS sind sechs Module in eine ein-zige Plattform integriert, um für eine rei-bungslose und wirtschaftliche Funktion von Energiesystemen zu sorgen:

■ Fernsteuerung und dynamische Netzüberwachung und -verwaltung (SCADA)

■ Erweitertes mathematisches Modell, Simulationen, Analysen, Optimierung und Planung des Verteilnetzes (DMS)

■ Erweitertes mathematisches Modell, Simulationen, Analysen, Optimierung und Planung des Übertragungsnetzes (EMS)

■ Umfassender Workflow für geplante und ungeplante Ausfallzeiten (OMS)

■ Steuerung und Verwaltung der Erzeu-gungseinheiten (PCS)

■ Verwaltung dezentraler Energiequellen (DERMS).

IT-Architektur und Schnittstellen des ADMSDas ADMS von Schneider Electric ist skalierbar und eignet sich gleicher-maßen für kleine als auch sehr große Netze. Das System kann in einer dua-

len redundanten Konfiguration in einer Umgebung mit mehreren Standorten und Zonen eingesetzt werden und er-füllt unterschiedliche funktionale sowie Redundanz- und Sicherheitsanforde-rungen, die sich von Projekt zu Projekt unterscheiden können. Das System ist auf einem sicheren Betriebssystem und sicherer Middleware aufgebaut. Der gesamte Datenverkehr ist verschlüsselt und es erfolgt eine sichere Authentifi-zierung durch Microsoft Active Direc-tory und das Protokoll Kerberos. Das ADMS basiert auf Microsoft Windows und ermöglicht die einfache Verwaltung und den standardisierten Einsatz in der physischen oder virtuellen Infrastruktur des Unternehmens.

Die gesamte ADMS-Produktsuite nutzt dieselbe Datenbank und nutzt somit ein einziges Netzmodell. Dies bedeutet we-niger Aufwand bei der Datenverwaltung, geringere Kosten für Integration, Aufbau und Tests sowie einen robusteren, zu-verlässigeren Betrieb. Das Modell wird entweder mit den benutzerfreundlichen grafischen Tools des ADMS erstellt oder aus externen Quellen importiert, zum Bei-spiel aus Geografischen Informations-systemen. Alle Applikationen teilen sich dieselbe Benutzeroberfläche. Dies sorgt für eine bessere, konsistentere Benut-

Abb. 2 Vor-Ort-Serviceeinheiten haben Zugriff auf für sie wichtige Daten und können mobil Informationen in das System eintragen.

zererfahrung und effizientere, weniger fehleranfällige Betriebsabläufe.

Auf der einen Seite verfügt das ADMS über Schnittstellen zu Echtzeit-Syste-men – über die Protokolle IEC 104, DNP.3 oder ICCP – zur Verarbeitung von Daten aus SCADA-Systemen. Auf der anderen Seite ist das ADMS über Schnittstellen mit den IT-Systemen des Unternehmens verbunden und verarbeitet Anlagen- und andere Daten, die zur Erstellung des ADMS-Datenmodells erforderlich sind.

Die Integration des ADMS in angrenzen-de IT-Systeme basiert auf IEC 61968 für die Entwicklung von Nachrichtenstruktur- und Inhaltsstandards für den Informa-tionsaustausch zwischen unabhängigen Systemen und Anwendungen, die Ver-teilnetzmanagement und Marktbetrieb betreffen, sowie IEC 61970 als Basis für den Austausch von Netzmodellen für Energiesysteme, die in Energiemanage-mentsystemen und Marktsystemen ver-wendet werden.

EcoStruxure GridDas ADMS ist zentraler Bestandteil der Systemarchitektur „EcoStruxure Grid“

von Schneider Electric. Die Architektur umfasst unterschiedlichste Systeme und Lösungen, mit denen Versorgungsunter-nehmen heutige und künftige Herausfor-derungen der sicheren und zuverlässigen Energieversorgung intelligent lösen kön-nen: von umweltfreundlichen Micro Grids bis zum Asset Performance Management, von der Schaltanlagentechnik über Fern-wirksysteme bis hin zu höherwertigen Funktionen.

ZusammenfassungDas neue Betriebsführungskonzept der Stromnetz Berlin stützt sich auf vernetzte und integrierte Systeme, die auch den Niederspannungsnetzbetrieb einbezie-hen. Im Niederspannungsnetz werden Gateways als Knotenpunkte installiert, die Daten intelligent verdichten und hel-fen, die Datenmenge zu beherrschen. Dadurch ist die Netzinfrastruktur auch im Niederspannungsnetz klar beobacht-bar (Abb. 3). Zentrale Komponente des neuen Netzbetriebs ist das integrierte, intelligente Steuerungssystem für Ener-gieversorger ADMS. Es wurde bereits im „Magic Quadrant for Advanced Distribu-tion Management Systems“ von Gartner, einem internationalen Forschungs- und Beratungsunternehmen, ausgezeichnet. Bereits 75 Versorgungsunternehmen, die weltweit 70 Millionen Kunden bedienen, setzen das ADMS ein.

Mit dem neuen Betriebsführungskonzept ist Berlin auf dem Entwicklungsweg, eine der führenden Smart-Cities – be-ziehungsweise Smart-Metropolen – zu werden.

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Abb. 3 Das gemein-same Netzmodell aller Spannungsebe-nen sichert die Kon-sistenz und erspart Mehrfacheingaben.

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Ein elektromechanischer Differentialschutz be-nötigt zum Beispiel Anpasswandler, um korrekt zu funktionieren. Diese sind notwendig, da der Schutz die Ströme direkt vergleicht. Im fehler-freien Fall ist der Strom auf beiden Seiten exakt gleich groß. Bei einem Transformator sorgen jedoch das Übersetzungsverhältnis, die Schalt-gruppe und die Sternpunktbehandlung dafür, dass zum Beispiel die Ströme in L1 auf beiden Seiten des Transformators nicht identisch sind. Damit das Schutzgerät also korrekt arbeiten kann, müssen die Anpasswandler diese Effekte kompensieren – Abb. 1a.

In der Regel wurde bei solchen Schutzgerä-ten ein einphasiges Prüfgerät verwendet, um auf einer Seite einzuspeisen – Abb. 1b. Damit konnten lediglich der Ansprechwert und die Auslösezeit des Differentialschutzes überprüft werden. Dafür musste bei der Inbetriebnahme ein besonderes Augenmerk auf die fließen-den Ströme gelegt werden, um sicherzuge-hen, dass die Konfiguration der Anpasswandler korrekt ist und durchfließende Ströme nicht zu Auslösungen des Differentialschutzes führten. Weiter fortgeschritten waren Prüfsysteme, die dreiphasig frei konfigurierbare Ströme einspei-sen konnten. Damit war es möglich, mit zwei unterschiedlichen Strömen auch die Stabilisie-rungskennlinie zu prüfen – Abb. 1c.

Die Stromdifferenz gehört neben dem Überstromzeitschutz zu den ältesten Schutzkriterien. Schon seit geraumer Zeit wird der Differentialschutz genutzt, um vor allem Transformatoren schnell und selektiv zu schützen. Die hierbei verwendeten Technologien haben sich dabei im Laufe der Zeit dramatisch gewandelt. Dieser Wandel der Schutzgerätetechnik sowie der technische Fortschritt bewirken natürlich auch Veränderungen bei den verwendeten Prüfverfahren.

Björn Cialla

erlangte 2009 sein Diplom im Fach Elektro-technik an der Tech-nischen Universität Dresden. Seit 2009 ar-beitet er für OMICRON als Ingenieur für Sekun-därtechnik. Er begann als Trainer für Schutz-prüfungen mit Fokus auf Leitungs-, Trans-formator-, Generator- und Motorschutz. Seit 2013 arbeitet er als Applikationsingenieur innerhalb des Ver-triebsteams von OMICRON.

↓ Abb. 1a Elektromechanischer Differentialschutz mit Anpasswandler

→ Abb. 1b Prüfung mit einphasiger Quelle (Haltestrom IH und Differentialstrom ID)

↑ Abb. 1c Prüfung mit dreiphasiger Quelle

PRÜFVERFAHREN

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Heute verwendete digitale Schutzgeräte sind jedoch in der Lage, die Ströme der Stromwand-ler direkt zu messen und die Anpassung von Übersetzungsverhältnis, Schaltgruppe und Sternpunktbehandlung rechnerisch durchzu-führen. In der Regel werden alle Ströme auf den Bemessungsstrom des Transformators bezo-gen und auf die Seite 1 umgerechnet. Um diese Schutzgeräte vollständig zu prüfen, empfiehlt sich ein Prüfgerät, das Ströme in sechs Phasen ausgeben kann.

Neben der verwendeten Prüfhardware ist na-türlich auch der Ablauf einer solchen Prüfung entscheidend. Dieser sollte in der Regel die fol-genden vier Teilschritte abdecken – Abb. 2, die im Anschluss erklärt werden: M Konfigurationsprüfung M Prüfung der Auslösecharakteristik M Prüfung der Auslösezeit M Prüfung der Inrush-Sperre

KONFIGURATIONSPRÜFUNGDer wichtigste Prüfschritt ist die sogenannte Konfigurationsprüfung. Hierbei werden Situa-tionen simuliert, bei denen Ströme durch einen Transformator fließen, ohne dass ein interner Fehler vorliegt. Dies können normale Lastströ-me, aber auch Fehlerströme eines außenlie-genden Fehlers sein – Abb. 3. Bei diesem Schritt darf der Differentialschutz nicht auslösen. Diffe-rentialschutzgeräte sind sehr empfindlich und auch kleinere Konfigurationsfehler können zu einer Überfunktion führen. Daher besteht die Kunst nicht darin, das Schutzgerät zum Aus-lösen zu bringen, sondern vielmehr dafür zu sorgen, dass es bei einem fehlerfreien Trans-formator nicht auslöst.

Abb. 2 Prüfablauf einer Differentialschutz prüfung

↖ Abb. 3 Stromverlauf eines außenliegenden zweipoligen Fehlers

↖ Abb. 4 Konfigurationsprüfung mit gemessenen Differential und Stabilisierungsströmen

↗ Abb. 5 Prüfung der Auslösekennlinie eines Transformatordifferentialschutzes

nation korrekt eingestellt ist. Außerdem sollte man auf die Höhe des Fehlerstroms achten, damit nicht aus Versehen eine zusätzlich akti-vierte Überstromzeitschutzfunktion anspricht.

KENNLINIENPRÜFUNGBei diesem Prüfschritt wird die Diff-Stab-Kenn-linie des Differentialschutzes geprüft. Dazu er-folgen einzelne Prüfschüsse mit vorgegebe-nem Differential- und Stabilisierungsstrom, um zu überprüfen, ob das Schutzgerät blockiert oder auslöst. Hierbei können die Prüfschüsse entweder knapp außerhalb des Toleranzbe-reichs platziert oder innerhalb des Toleranzbe-reichs nach dem Übergang zwischen Blockier- und Auslösebereich gesucht werden. Ersteres verifiziert, dass die Ist-Kennlinie innerhalb des Toleranzbandes um die Soll-Kennlinie liegt, Zweiteres ermittelt, wo genau die Kennlinie liegt, und ist somit etwas genauer – Abb. 5.

AUSLÖSEZEITENPRÜFUNGHier werden einzelne Prüfschüsse im Auslö-sebereich positioniert und die Auslösezeit ge-messen. Meist kann dies mit einer einseitigen Einspeisung geschehen. Mit dieser Prüfung lässt sich auch verifizieren, ob die unstabilisierte Stufe IDiff>> schneller auslöst als die stabilisierte Stufe IDiff>.

INRUSHSPERREDer Inrush-Strom, der beim Einschalten eines Transformators fließen kann, zeichnet sich besonders durch einen hohen Anteil an ge-radzahligen Harmonischen aus. Vor allem die zweite Harmonische sticht hier hervor – Abb. 6. Daher nutzen viele Schutzgerätetypen diese zweite Harmonische, um zu überprüfen, ob

Ist dieser Prüfschritt bestanden, kann man recht sicher sein, dass die folgenden Schutz-geräteeinstellungen korrekt sind: M Bemessungsspannungen des Transformators M Bemessungsscheinleistung des Transfor-

mators M Schaltgruppe des Transformators M Nullstromelimination M Bemessungsströme der Wandler M Position der Wandlersternpunkte

Hierbei bietet es sich an, nicht nur auf das Aus-lösen oder Nichtauslösen des Schutzgeräts zu achten, sondern auch die Messwerte miteinzu-beziehen. Die meisten digitalen Schutzgeräte ermöglichen die Anzeige der berechneten Differential- und Stabilisierungsströme. Die-se lassen sich nutzen, um die Plausibilität der Messwerte zu verifizieren. Idealerweise zeigt das Schutzgerät keinen Differentialstrom an – Abb. 4. Durch Messfehler innerhalb der Tole-ranzen des Schutzgerätes kann es jedoch zu einem Differentialstrom von ca. 2–3 % kommen. Werte, die wesentlich höher liegen (aber noch nicht zu einer Auslösung führen), sind häufig auf eine falsche Konfiguration zurückzuführen. Die kann zum Beispiel vorkommen, wenn statt der Bemessungsspannungen des Transformators die Nennspannungen der Spannungsebenen eingetragen werden, also zum Beispiel 110 kV statt 115,5 kV.

Letztendlich ist es entscheidend, welche Strö-me simuliert werden. Es sollten immer ein- und mehrphasige Fehler geprüft werden. Dabei ist es wichtig, die einphasigen Fehler auf allen Sei-ten des Transformators zu simulieren. Dadurch lässt sich sicherstellen, dass die Nullstromelimi-

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rentialschutzfunktion in einem Gehäuse zu realisieren. Häufig werden hier zusätzlich der Überstromzeitschutz und der Überlastschutz verwendet, um einen ortsfernen Reserveschutz zu realisieren bzw. den Transformator vor ther-mischen Überbeanspruchungen zu schützen. Das Prüfen dieser Funktionen kann einen Prüfer jedoch vor größere Herausforderungen stellen. Beide Prüfungen erfordern das Einspeisen von Strömen auf einer Seite des Transformators. Eine einseitige Einspeisung würde jedoch un-weigerlich zum Auslösen des Differentialschut-zes führen. Die „sauberste“ Lösung für dieses Problem wäre, die passenden Ströme auf der anderen Seite des Transformators zu berech-nen, um sicherzustellen, dass der Differential-schutz nicht auslöst. Diese Berechnungen sind jedoch manuell recht aufwendig und daher nur selten praktikabel. Ein anderer Weg wäre das Blockieren der Differentialschutzfunktion. Hierbei sollte schon bei der Projektierung ein Bi-näreingang vorgesehen werden, der dem Blo-ckieren des Differentialschutzes für Prüfzwe-cke dient. Es ist sinnvoll, diesen Kontakt für die Prüfung mit möglichst auffälligen Prüfstrippen anzuschließen, damit sichergestellt ist, dass diese nach der Prüfung nicht im Schrank ver-gessen werden. Das Deaktivieren der Funktion über eine Softwareeinstellung ist nach Mög-lichkeit zu vermeiden und häufig auch unzu-lässig. Muss der Differentialschutz trotz allem deaktiviert werden, so sollte die Reihenfolge der Prüfschritte beachtet werden. An erster Stel-le steht die Prüfung von Überstromzeit- bzw. Überlastschutz, anschließend folgt der Diffe-rentialschutz. Damit ist sichergestellt, dass der Differentialschutz auch wirklich aktiviert wurde.

AUSBLICKEin Nebeneffekt der Energiewende ist die Notwendigkeit, viel stärker in den Lastfluss des Übertragungsnetzes einzugreifen, als dies bis-her erforderlich war. Aus diesem Grund werden immer mehr Phasenschieber-Transformato-ren installiert. Der weite Regelbereich, sowohl im Betrag als auch im Winkel, erfordert ganz neue Lösungen der Schutztechnik. Diese müs-sen dann aber auch geprüft werden können. Gerade für die Konfigurationsprüfung bietet sich hier eine Lösung an, die die einzelnen Stu-fenstellungen der Regler abbilden kann und so-mit alle Seiten des Transformators physikalisch korrekt simuliert – Abb. 7.

ein Inrush vorliegt und somit eine Auslösung blockiert werden muss. Zur Überprüfung die-ser Funktion wird ein Strom auf einer Seite des Transformators erzeugt, dem eine zweite Harmonische aufgeprägt wird. Liegt die zwei-te Harmonische unterhalb des Einstellwertes, muss der Schutz auslösen. Liegt sie oberhalb, muss der Schutz blockieren.

WEITERE FUNKTIONENDie modernen multifunktionellen Schutzge-räte können jedoch mehr, als nur die Diffe-

→ Abb. 6 Stromverlauf eines Inrushes und dessen Harmonische

Abb. 7 Simulation eines Phasenschieber Transformators ↘

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59Transformatordifferentialschutz / 58 / Transformatordifferentialschutz

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ERNEUERUNG DER 6KV UND 20KV MITTELSPANNUNGS-ANLAGEN INKL. SCHUTZTECHNIK FÜR WIEN KANALDer Leistungsumfang umfasste: Erstellen des Schutz-konzeptes, Netzberechnung, Schutzberechnung, Liefe-rung, Montage und Inbetriebnahme.

Sämtliche Arbeiten erfolgten während des laufenden Be-triebes und erforderten eine sehr enge Abstimmung mit dem Kunden. Eingesetzt wurden Schutzgeräte des Fa- brikates VAMP / Schneider electric mit Profibus-Schnitt-stelle. Pro Schaltfeld wurde außerdem eine Lichtbogen-überwachung im Sammelschienenraum mit einem offe-nen LWL installiert.

Im Zuge der Instandsetzungsarbeiten wurde auch die Schutztechnik der 110kV-Freiluftschaltanlage erneuert. Diese ist für die Anspeisung der Wiener Netze verant-wortlich.

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