187 14. Monitoring und Diagnose 14.1 Aufgaben, Ziele und ...

14. Monitoring und Diagnose
14.1 Aufgaben, Ziele und Methoden
Aufgabe der Diagnostik ist es, mögliche Schwachstellen und Defekte rechtzeitig aufzuzeigen.
Neben der Fehlererkennung kommt der Diagnostik auch die Aufgabe zu, ausreichend Daten
und Informationen für eine Einschätzung des Fehlerrisikos zu liefern. Des Weiteren wird
erwartet, dass sich aus den Messergebnissen und deren Interpretation Maßnahmen für das
weitere Vorgehen ableiten lassen. Darüber hinaus soll mit Hilfe der Diagnostik auch eine
Abschätzung der Restlebensdauer möglich sein.
Hierzu stehen Off-line- und On-line-Verfahren zur Verfügung. Bei der Anwendung von Offline-Verfahren
wird das Betriebsmittel zu Diagnosezwecken außer Betrieb genommen. Online-Diagnoseverfahren
werden an in Betrieb befindlichen Betriebsmitteln durchgeführt.
Die zu Diagnose erforderlichen Daten können durch
• Betriebsbegleitende Zustandserfassung
• Zustandserfassung in festen oder flexiblen Intervallen
• Zustandserfassung mit Online-Monitoring-Systemen
• Ereignisorientierte Zustandserfassung
gewonnen werden.
Bei der betriebsbegleitenden Zustandserfassung erfolgt eine Beurteilung des Zustandes von
Anlagen und Betriebsmitteln aus dem laufenden Betrieb heraus unter weitgehendem Verzicht
auf geplante und detaillierte Zustandserfassung.
Für die Zustandserfassung mit Online-Monitoring-Systemen ist das zu überwachende
Betriebsmittel mit einer Messeinrichtung auszurüsten, die die als diagnostischer Indikator
ausgewählte Messgröße permanent aufzeichnet, auswertet und bei Überschreiten von
Schwellwerten Alarmsignale absetzt. Beispiel ist die kontinuierliche Gasdichteüberwachung
an einem SF 6 -Leistungsschalter bzw. einem Isoliergasraum einer SF 6 -Anlage oder ein TE-
Monitoringsystem.
Bei der Zustandserfassung in festen oder flexiblen Intervallen werden an dem zu überwachenden
Betriebsmittel eine oder mehrere Prüfungen durchgeführt, die neben dem
momentanen Zustand auch Rückschlüsse auf Betriebsereignisse zwischen den Prüfperioden
liefern können. Je nach Meßmethode kann hierfür eine Freischaltung des Betriebsmittels
notwendig sein. Typische Beispiele sind Erfassen des Zustands von Leistungsschaltern oder
des Isolationszustands von gasisolierten Schaltanlagen.
Gelegentliche Überprüfungen werden ereignisorientiert im Zusammenhang mit besonderen
Vorkommnissen im Netz oder auf Grund von Schadensfällen an vergleichbaren Betriebsmitteln
vorgenommen. Ein Beispiel ist die Überprüfung der Auslösespulen eines Leistungsschaltertyps
mit hydraulischem Antrieb.
Das hochwertigste, aber auch aufwendigste Diagnoseverfahren stellt die On-line-Diagnose
dar, die sich auf die Daten einer permanenten Überwachung stützt. Oftmals sind aber auch
Diagnoseaussagen ohne On-line-Diagnose mit Hilfe von periodischen Überprüfungen möglich.
Dies ist bei vielen älteren Betriebsmitteln der Fall, die nicht mit den notwendigen Sensoren
ausgerüstet sind.
187

Bei neuen und zukünftigen Betriebsmitteln ist daher sorgfältig zu prüfen, welche Sensoren zu
installieren sind.
14.2 Grundsätzliche Anforderungen an Überwachungs- und
Diagnosesysteme
Die Aufgabe eines Überwachungssystems ist es, die ordnungsgemäße Funktion des Betriebsmittels
zu kontrollieren, Fehler und Unregelmäßigkeiten rechtzeitig anzuzeigen und Fehlfunktionen
und Fehlverhalten zu vermeiden.
Hierbei sind vorhersehbare und nicht vorhersehbare Fehler zu unterscheiden. Bei nicht vorhersehbaren
Fehlern - solche werden meist erst entdeckt, wenn das Betriebsmittel betätigt
wird - ist die vorrangige Aufgabe der Überwachungseinrichtung, weitere Fehlfunktionen zu
unterbinden und das Betriebsmittel somit vor möglicher Zerstörung zu schützen.
Vorhersehbare Fehler müssen durch ein mehrstufiges Überwachungssystem erfasst werden.
Wird die erste Warnstufe erreicht, so können geeignete Maßnahmen eingeleitet werden. Ggf.
kann das Betriebsmittel geplant außer Betrieb genommen werden, um Instandsetzungen
durchzuführen. In jedem Fall ist das Betriebsmittel noch für eine gewisse Zeit betriebstüchtig.
Erst bei Erreichen der zweiten Warnstufe (Störung) ist das Betriebsmittel dann nicht mehr
betriebstüchtig.
Beispiele sind die mehrstufige Überwachung der Gasdichte oder des Energiespeichers eines
Leistungsschalters.
Bei der Konzeption eines mehrstufigen Überwachungssystems sind folgende Gesichtspunkte
zu bedenken:
- Es müssen geeignete Indikatoren für sich anbahnende Fehler gefunden werden.
- Der Abstand zwischen den einzelnen Warnstufen muss ausreichend groß sein, um in
geeigneter Form reagieren zu können.
Die zu überwachenden Größen können dabei auf direktem oder indirektem Wege gemessen
werden. SF 6 -Leckagen beispielsweise können durch direkte Messung der Gasdichte erfasst
werden. Undichtigkeiten an einem Stickstoffspeicher z.B. müssen indirekt gemessen werden,
indem die Kolbenstellung des Speichers ermittelt wird.
Die einzelnen Warnstufen werden meist durch passive Sensoren mit Schellwertschaltern angezeigt.
Um Tendenzen erkennen zu können, wären Sensoren erforderlich, die die zeitliche
Änderung, d.h. den Gradienten einer zu überwachenden Größe, aufnehmen können. Solche
Informationen können zu einer höheren Verfügbarkeit des jeweiligen Betriebsmittels beitragen.
Für moderne Online-Monitoringsysteme können neben den Betriebsmittel spezifischen
Erfordernissen die folgenden grundsätzlichen Anforderungen angegeben werden:
Das System soll eine hohe Zuverlässigkeit besitzen. Hierzu zählen die Eigenüberwachung, die
Überwachung aller angeschlossenen Sensoren und eine Plausibilitätskontrolle der einlaufenden
Daten ebenso wie eine ausreichende elektromagnetische Verträglichkeit. Bei Ausfall des
Überwachungssystems muss der (uneingeschränkte) Weiterbetrieb des Betriebsmittels möglich
sein. Bei integrierten Systemen für Steuerung und Überwachung ist für die notwendige
Redundanz zu sorgen.
188

Es sollten soweit möglich Sensoren mit Standardschnittstellen verwendet werden. Der Einsatz
von Sensoren der Nachfolgegeneration muss durch einfachen Austausch möglich sein. Dazu
sind entsprechende konstruktive Vorkehrungen am Einbauort des Sensors zu treffen. Als
Rechnersystem sollten Rechner mit Standardschnittstellen in offener Bauweise, d. h.
nachrüstbar und erweiterbar, zum Einsatz kommen. Die Umgebungsbedingungen am
Einsatzort müssen hierbei berücksichtigt werden.
Das Monitoringsystem muss so aufgebaut sein, dass das überwachte Betriebsmittel autark
arbeitet, d. h. die zur Überwachung erforderliche Intelligenz ist dezentral angeordnet. Alle
betriebsmittelspezifischen Funktionen werden von diesem System ausgeführt, überwacht und
analysiert. Für die Weiterverarbeitung stehen dem Anwender dann vorverarbeitete Daten zur
Verfügung.
Schalt-feld
1
Bild 14.1:
Schalt-feld
n
Betriebsunterhalt.
Betriebsführung
Lastverteilung
Netzleitstelle
Schalt-anlage
anlage
Betriebsmittel
Betriebsmittel
Hierarchisch aufgebaute
Informationsübertragung
Die Informationen lassen sich in zwei Kategorien einteilen, in Informationen für die Betriebsführung,
d.h. Steuerung und Überwachung des Netzes, und solche für die Betriebsunterhaltung,
d. h. Wartung und Instandsetzung des
Netzes (Bild 14.1).
Die Betriebsführung benötigt Informationen,
ob das Betriebsmittel verfügbar ist
und funktioniert. Im Falle von Unregelmäßigkeiten
sind detaillierte Informationen
wenig hilfreich. In diesem Fall muss das
betriebsführende Personal wissen, dass Abhilfemaßnahmen
erforderlich sind, oder
dass eine Ausserbetriebnahme vorzubereiten
ist. Darüber hinaus müssen unzulässige,
nicht betriebstüchtige Zustände
signalisiert werden und der weitere Betrieb
bzw. die Ausführung weiterer Funktionen
unterbunden werden.
Das mit Instandhaltungsaufgaben betraute Personal ist an detaillierten Informationen über
Zustand und Status, insbesondere über Tendenzen interessiert. Diese Informationen müssen
rechtzeitig zur Verfügung stehen, bevor die Unregelmäßigkeit zu einem Fehler führt. Instandhaltungsmaßnahmen
können damit geplant und mit der Netzbetriebsführung abgestimmt
werden.
14.3 Wirtschaftlichkeit von Monitoring und Diagnose
Monitoring und Diagnose kann die Wirtschaftlichkeit von Schaltgeräten auf verschiedene
Weise beeinflussen.
Zunächst kann die Instandhaltung durch Verringerung des Wartungsaufwandes und der Wartungshäufigkeit
effizienter gestaltet werden. Fehler können bereits im frühen Stadium erkannt
werden. So lassen sich Instandsetzungs- und Reparaturarbeiten längerfristig planen und mit
der Betriebsführung abstimmen.
Die neuen Methoden der Fehlerfrüherkennung ermöglichen es, Fehler und Unregelmäßigkeiten
aufzufinden, die dem Betriebspersonal bisher nicht zugänglich waren. Hierdurch wird
das Feedback beschleunigt, was insbesondere bei neuen Geräten positive Rückwirkungen auf
den Fertigungs- und Qualitätssicherungsprozess hat.
189

Die in der Datenbank gespeicherten Informationen können für eine effiziente Ersatzteilstrategie
genutzt werden. Hieraus ergeben sich Hinweise, welche Ersatzteile in welchen Mengen
herzustellen und zu lagern sind. In vielen Fällen wird dann die Lagerung von einigen typischen
Ersatzmodulen sinnvoller sein als die Lagerung von vielen verschiedenen einzelnen
Ersatzteilen. Daher wird die grundsätzliche Auslegung der Geräte so zu modifizieren sein,
dass wenige Baugruppen und Module mit einfachen Schnittstellen vorhanden sind.
Will man eine auf die gesamte Lebensdauer des Betriebsmittels bezogene Wirtschaftlichkeitsanalyse
vornehmen, so sind die Lebensdauerkosten zu betrachten. Lebensdauerkosten (Life
Cycle Costs-LCC) sind die Summe aller heutigen und zukünftigen Kosten, die während der
erwarteten Lebensdauer eines Betriebsmittels auftreten. Sie setzen sich aus folgenden Kostenelementen
zusammen:
LCC = CI + CP + CR + CO + OC + CD
CI Kosten für Installation und Beschaffung
CP Kosten für geplante Instandhaltung
CR Kosten für Reparatur- und Instandsetzungsmaßnahmen
CO allgemeine Betriebskosten
OC Ausfallkosten
CD Kosten für Verschrottung und Entsorgung.
In Tabelle 14.1 ist abgeschätzt, welchen Einfluss Monitoring und Diagnose auf die einzelnen
Kostenelemente haben.
Eine deutliche Reduzierung
Art der Kosten Einfluß auf LCC
wird bei den ge-
planten Instandhaltungskosten
und den Repara-
Erst-Investition +
turen sowie den Ausfallkosten
erwartet. Außer-
Geplante Instandhalt. -
+ Anstieg
Reparatur -
dem ist eine qualifiziertere
Abschätzung der
0 neutral
Allgem. Betrieb 0
- Verringerung Restnutzungsdauer, da
Ausfall -
die Alterungsvorgänge
Entsorgung 0
durch die Zustandserfassung
bekannt sind.
Restnutzungsdauer +
Dem stehen höhere Beschaffungskosten
LCC -
gege-
nüber. Insgesamt ist eine
Tabelle 14.1: Einfluss von Monitoring & Diagnose auf gewisse Reduzierung der
Lebensdauerkosten (LCC)
Lebensdauerkosten zu
erwarten.
13.4 Zustandserfassung und Diagnosemessungen
Durch Zustandserfassung und Diagnosemessungen kann der Instandhaltungsaufwand deutlich
verringert werden. Nur wenn die Messergebnisse konkrete Hinweise auf Unregelmäßigkeiten
geben, werden weitergehende Instandhaltungsmaßnahmen durchgeführt. Außerdem können
mit Hilfe von geeigneten Diagnosemessungen Tendenzen sowie Alterungs- und
Verschleißerscheinungen erkannt werden, so dass der Zeitpunkt für Austausch bzw.
Instandsetzung qualifizierter angegeben werden kann. Hierzu sollen im Folgenden Messungen
an Leistungsschaltern und GIS-Anlagen dargestellt werden.
190

14.4.1 Leistungsschalter
Messung des dynamischen Kontaktübergangswiderstandes
Der Zustand des Kontaktsystems eines Leistungsschalters kann durch Messung des aktuellen
Kontaktübergangswiderstandes und Vergleich mit dem Neuzustand ermittelt werden. Besonders
aussagekräftig ist diese Messung, wenn sie während der Kontaktbewegung als sog.
dynamische Kontaktwiderstandsmessung durchgeführt wird.
Ausschaltung
Einschaltung
Bild 14.2:
Dynamischer Kontaktübergangswiderstand
Bild 14.2 zeigt den dynamischen Kontaktübergangswiderstand nach einigen Kurzschluss-
Schaltungen. Bei der Ausschaltung (Bild a) kann man in den Oszillogrammen 1) bis 3) den
Übergang vom Hauptkontakt- auf das Abbrandkontaktsystem und die endgültige Stromunterbrechung
erkennen. Im Vergleich zum neuwertigen Kontaktsystem (Oszillogramm 1) ist der
Übergangswiderstand des Abbrandkontaktsystems gemäß Oszillogramm 2) leicht erhöht ist.
Oszillogramm 3) zeigt jedoch ein deutlich anderes Verhalten beim Ablauf des Abbrandkontaktes,
der auf eine Unregelmäßigkeit am Abbrandkontakt hindeutet. In Oszillogramm 4)
ist gar kein Stromübergang auf das Abbrandkontaktsystem mehr festzustellen. Vergleichbares
Verhalten ist aus den Oszillogrammen bei der Einschaltung (Bild b) zu entnehmen. Eine
genauere Analyse nach Öffnen der Schaltkammer ergibt, dass bei den Fällen gemäß Oszillogramm
3) und 4) der Abbrandkontakt sich in der Halterung gelockert hat, und es dadurch zu
Lichtbogenerscheinungen in dieser Zone gekommen ist.
Weg-Zeit-Messung
Das Verhalten des Antriebes und der kinematischen Kette zwischen Antrieb und Schaltkammer
lässt sich anhand der Schaltbewegung analysieren. Bild 14.3 zeigt dazu das
Verhalten von drei einzelpoligen Antrieben eines Leistungsschalters bei einer Ein- bzw.
Ausschaltung. Aus der Einschaltbewegung ist zu erkennen, dass die Einschaltgeschwindigkeit
des Pols L1 etwas geringer als die der Pole L2 und L3. Sie bewegt sich jedoch in den
191

zulässigen Toleranzen, was auch durch eine Kontrolle der Schaltzeiten bestätigt wird. Das
Ende der Einschaltbewegung von Pol L3 zeigt gewisse Auffälligkeiten.
Bild 14.3:
Ein- bzw. Ausschaltbewegung
von drei einzelpoligen
Leistungsschalter-Antrieben
Der Verlauf endet ohne sichtbare Dämpfung. Noch deutlicher ist dieses Verhalten am Ende
der Ausschaltbewegung zu erkennen.
Dies deutet auf eine Unregelmäßigkeit in der Dämpfung dieses Poles hin. Bei der anschließenden
Kontrolle wird ein Defekt am hydraulischen Dämpfungselement des Antriebes festgestellt,
der einen Austausch dieses Elementes erforderlich macht. Bei diesem Pol wurden übrigens
trotz der fehlenden Dämpfung keine unzulässigen Abweichungen in den Schaltzeiten
ermittelt.
Periodische Zustandserfassung an Leistungsschaltern durch automatisiertes, benutzergeführtes
und Datenbank gestütztes System
Die qualifizierte Zustandsbeurteilung von Betriebsmitteln erfordert umfangreiche Kenntnisse
über das betreffende Betriebsmittel und den physikalischen Hintergrund. Hierzu sind
erfahrene und gut ausgebildete Spezialisten erforderlich. Bei einer größeren Anzahl
verschiedener Betriebsmittel und verschiedener Typen bedeutet das einen hohen Aufwand für
Ausbildung und Training des Personals.
Um diesen Aufwand zu reduzieren wurde ein neuer Ansatz: verfolgt: Der Einsatz eines
“automatisierten, Benutzer geführten und Datenbank gestützten Inspektions- und Diagnose
Systems” (ADS). Das ADS System für Hoch- & Höchstspgs-Leistungsschalter ist bereits seit
einigen Jahren im Einsatz, die Entwicklung eines Systems für Trennschalter ist abgeschlossen
und wird als Prototyp erprobt.
Um diesen Aufwand zu reduzieren wurde ein neuer Ansatz: verfolgt: Der Einsatz eines
“automatisierten, Benutzer geführten und Datenbank gestützten Inspektions- und Diagnose
Systems” (ADS). Das ADS System für Hoch- & Höchstspannungs-Leistungsschalter ist
bereits seit einigen Jahren im Einsatz, die Entwicklung eines Systems für Trennschalter ist
abgeschlossen und wird als Prototyp erprobt.
192

I m
Kontaktwiderstand
statisch & dynamisch U m
Diagnosestecker
SF 6 -Check
Kontaktbewegung
Diagnosebox
Prozesssteuerung
Messwertaufnahme
Datentransfer
Steuerung & Überwachung
(Schaltvorg., Antrieb)
Bild 14.4:
Automatisierte, benutzergeführte und
Datenbank gestützte Inspektion und
Diagnose von Leistungsschaltern
Bild 14.4 zeigt die Vorgehensweise an einem SF 6 -Leistungsschalter. Das Hauptelement ist die
sog. Diagnosebox, die die Prozesssteuerung, die Datenaufzeichnung und -auswertung und die
Datenübertragung zu einem Laptop übernimmt. Die Diagnosebox enthält verschiedene
Eingänge, um die unterschiedlichen Diagnosegrößen aufzuzeichnen. Die Signale für
Steuerung und Überwachung des Schaltvorganges und des Antriebsmechanismus können über
einen Diagnosestecker abgegriffen werden.
Durch Einsatz von drei zusätzlichen Sensoren kann man den Kontaktwiderstand und die Kontaktbewegung
aufzeichnen und das SF 6 -Gas überprüfen. Insgesamt werden die in
Tabelle 14.2 aufgeführten Diagnosegrößen erfasst und aufgewertet. Alle Messergebnisse
werden automatisch analysiert und in einer Datenbank abgespeichert. Mit Hilfe früherer
Diagnosedaten aus der Datenbank lassen sich Tendenzen ermitteln und Unregelmäßigkeiten
bereits in der Frühphase auffinden.
Schaltvorgang
• Ein- und Ausschaltzeiten des Hauptkontaktes und der Hilfskontakte
• I(t) der Auslösespulen
Schaltkontaktbewegung
• Schaltgeschwindigkeit
• Dämpfung während der Ein- und Ausschaltung
Kontaktwiderstand
• Statisch, quasistatisch, d. h. zu Beginn der Schaltbewegung
• Dynamisch, d. h. während der Schaltbewegung
Antrieb
• Steuerung und Überwachung der Ladeeinrichtung
• I(t) der Ladeeinrichtung
• Energieinhalt des Speichers
SF 6 -Gas-Füllung
• Gasdichte
• Gasfeuchte und Zersetzungsprodukte
• Gasdichteanzeige
Meldungen
• Stör- und Warnmeldungen
• Stellungsmeldungen
Tabelle 14.2:
Gemessene und aufgezeichnete
Diagnosegrößen
193

Der Ablauf des Inspektionsvorganges ist automatisiert. Das Wartungspersonal erhält Anweisungen,
welche Inspektionsmaßnahmen durchzuführen sind und welche Abhilfemaßnahmen
im Falle von Unregelmäßigkeiten einzuleiten sind. Durch die beschriebene Vorgehensweise
können in ziemlich kurzer Zeit umfangreiche Informationen über den Zustand des Leistungsschalters
gesammelt werden. Wenn keine Unregelmäßigkeiten oder unzulässige Abweichungen
von den Sollwerten vorliegen, wird der Leistungsschalter für den Betrieb wieder freigegeben.
Anderenfalls können mit Hilfe dieser Informationen weitere Wartungsmaßnahmen
oder Instandsetzungsarbeiten geplant werden.
2.0
[A]
1.6
1.2
0.8
0.4
0.0
130
[mm]
100
80
60
40
20
Strom in
AUS-Spule
Widerstand
UE 1 & 2
Ausschaltung
Kontaktbewegung
75 µΩ
20 25 25 30 35
20
0 0
0 10 20 30 40 50 60 70 ms
80
20
[mΩ]
16
14
12
10
8
6
4
2
Bild 14.5:
Ergebnisse der automatisierten
Diagnose (ADS)
eines 245-kV-Leistungsschalters
Bild 14.5 zeigt das Ergebniss der automatisierten Diagnose (ADS) eines 245-kV-Leistungsschalters
mit 2 Unterbrechereinheiten. Mit einer Schaltung können folgende Messgrößen aufgezeichnet
und analysiert werden:
• Statischer und dynamischer Kontakt-Widerstand
• Einschalt- bzw. Ausschaltzeiten des Hauptkontaktes und der Hilfskontakte
• Kontaktbewegung, i. e. Geschwindigkeit und Dämpfung
• Strom und Zeitcharakteristik des Auslösespule
• Druckabfall des Hydraulikdruckes im Falle eines hydraulischen Antriebs
Kontaktwiderstand [ Ohm]
120
100
80
60
40
20
0
Pol A
Pol B
Pol C
1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51
Leistungsschalter
Bild 14.6: Kontaktwiderstand von fünfzig 123-kV-
Leistungsschaltern eines gleichen Typs
betrieblichen Kurzschluss-
Schaltungen herrühren, die für
diesen Schalter in den Betriebsaufzeichnungen vermerkt waren. Aus Kurzschlussversuchen an
diesem Schaltertyp ist jedoch bekannt, dass eine Erhöhung des Kontaktwiderstandes um den
194
Da alle Daten in einer Datenbank
gespeicherte sind, können
auch vergleichende Analysen
durchgeführt werden. Als Beispiel
zeigt Bild 14.6 den Kontaktwiderstand
von fünfzig
123-kV-Leistungsschaltern
eines gleichen Typs. Der Kontaktwiderstand
liegt bei allen
zwischen 30 und 40 μOhm.
Lediglich ein Schalter und hier
insbesondere der Pol C zeigt
einen deutlich höheren Kontaktwiderstand.
Dieser erhöhte
Kontaktwiderstand mag von

Faktor fünf noch nicht zu einer unzulässigen Erwärmung des Kontaktsystems führt. Der
Schalter kann daher weiter in Betrieb bleiben, sollte jedoch je nach Strombelastung spätestens
nach zwei Jahren wieder überprüft werden.
14.2 Isolationsdiagnose von gasisolierten Schaltanlagen (GIS)
Zur Isolationsdiagnose von GIS bietet sich die Teilentladungs-(TE-) Messung an. Neben
elektrischen TE-Messverfahren kommen auch akustische, chemische und optische Verfahren
zum Einsatz. Im Folgenden sollen nur elektrische Verfahren betrachtet werden. Bei der elektrischen
TE-Messung werden zwei Methoden, die konventionelle Methode und die UHF-
Methode, angewendet.
Konventionelle Methode
Die konventionelle Methode nach IEC60270 benutzt den in Bild 14.7 dargestellten Standardmesskreis.
Die im Prüfling entstehenden
an einer TE-
Störstelle entstehenden
TE-Impulse werden
über einen Koppelkondensator
ausgekoppelt
und einem TE-Messsystem
zugeführt. Die
Impulse werden breitbanding
oder schmalbandig
im Frequenzbereich
von 0,3 bis
2 MHz erfasst. Die metallische
Kapselung
Bild 14.7: TE-Messung einer GIS in konventionellen
kann zur Unterdrückung
von externen
Messkreis nach IEC 60270
Störern genutzt
werden. Da gewisse TE-Defekte nur bei einer hohen Messempfindlichkeit gefunden werden
können, genügt die vor Ort erreichbare Empfindlichkeit in der Regel nicht, um alle kritischen
Defekte messtechnisch zu erfassen.
UHF-Methode
Die UHF-Methode nutzt die Gehäuse der GIS als Hohlraumresonatoren. Durch die TE-
Impulse in Inneren der Gehäuse werden stehende Wellen im GHz-Bereich angeregt. Diese
können mit als Antennen wirkende
Sensoren erfasst werden (Bild 14.8)
In dem genannten Frequenzbereich ist nur
mit wenigen Störern durch Radar- und
Mobilfunksender zu rechnen. Abhängig von
den Gehäuseabmessungen entstehen
stehende Wellen im Grundmode (TEM-
Wellen) und in höheren Moden (TE- und
TM-Wellen).
Bild 14.8:
UHF-Scheibensensor
195

]
z
H
[M
z
n
e
u
z
fre
n
re
G
Wellenmoden
Grundmode:
TEM
höhere Moden:
TE 11, TE 21, TE 31;
TM 02, TM 111
Bild Bild 14.9: 13.2.9:
Grenzfrequenz der der Hohlraumwellen;
Grundmode & höhere Moden
Bild 14.9 zeigt die Frequenzbereiche, in denen die einzelnen Moden existieren abhängig von
den in den verschiedenen Spannungsebenen verwendeten Gehäuseabmessungen. Zusätzlich
führen die verschiedenen Reflektionsstellen in der GIS zu einem sehr komplexen Resonanzverhalten
der angeregten elektromagnetischen Wellen.
Bild 14.10:
UHF-TE-Messkreis
In Bild 14.10 ist der in der Regel verwendete UHF-Messkreis dargestellt. Die Erfassung der
TE-Signale kann schmalbandig mit einem Spektrum-Analysator erfolgen. Die Aufzeichnung
der TE-Impulse geschieht dann zunächst im Frequenzbereich. Nach Auswahl einer
Resonanzfrequenz kann das Signal dann auch im Zeitbereich dargestellt werden. Bild 14.11
zeigt eine solche Aufzeichnung.
In Bild 14.11 a ist das Gesamtspektrum aufgezeichnet. Es sind drei deutliche Resonanzstellen
1, 2, 3 zu erkennen. Aus der Darstellung im Zeitbereich (Bild 14.11 b, c, d) geht hervor, dass
es sich bei den Resonanzstellen 1 und 2 um Störsignale handelt. Das Signal bei
Resonanzstelle 3 (Bild 14.11 d) zeigt das TE-Muster einer Koronaentladung.
196

a) b)
(Frequenzbereich)
(Zeitbereich)
Gesamtspektrum
Störimpuls bei 870 MHz
c) d)
(Zeitbereich)
(Zeitbereich)
Funkdienstsignal bei 743 MHz
Koronasignal bei 371 MHz
Bild 14.11:
UHF-Messung mit Spektrum-Analysator
Daneben kann die Aufzeichnung auch breitbandig vorgenommen werden. Nachdem das
Signal mit Hilfe eines Peak-Detektors aufbereitet wurde, kann zur Darstellung der TE-Signale
die konventionelle TE-Messtechnik verwendet werden. Bild 14.12 zeigt so gewonnene TE-
Signale. Die TE-Impulse sind mit der 50-Hz-Hz-Sinusschwingung korreliert. Die Impulshäufigkeit
ist farblich gekennzeichnet.
Bild 14.12:
UHF-Breitbandmessungen (Messungen im Zeitbereich)
Die Vorteile der UHF-TE-Messung gegenüber der konventionellen TE-Messung sind auch
aus Bild 14.13 zu entnehmen. Das Bild zeigt die in einem GIS-Abschnitt von einer Spitze auf
Hochspannungspotential erzeugte TE. In Bild a (konvent. TE-Messung) ist das TE-Signal
durch periodisch auftretende Störsignale stark verfälscht. Diese Störsignale sind in Bild b
und c (UHF-TE-Messung) nicht mehr festzustellen, weil diese im UHF-Bereich unterdrückt
werden. Allerdings ist auch ein Nachteil der UHF-TE-Messung zu erkennen, nämlich die
Ortsabhängigkeit des TE-Signals. Bild 14.11 c zeigt, dass das Signal 10 m vom Defekt entfernt
deutlich geringer ist als direkt am Defekt, d. h. das Signal erfährt auf dem Weg zwischen
Entstehung und Auskopplung eine Dämpfung. Auf Grund dieser Dämpfung ist auch eine
Kalibrierung der UHF-TE-Messung in pC, wie sie für die konventionelle TE-Messung in IEC
60270 angegeben ist, nicht möglich.
197

a) b)
Bild 14.13:
c)
a) konventionelle TE-Messung bei
Beeinträchtigung durch periodische
äußere Störer
b) UHF-Messung (im Zeitbereich), TE-
Signal direkt am Defekt
c) UHF-Messung, TE-Signal etwa 10 m
vom Defekt entfernt
TE-Messung an einer GIS-Anlage nach der konventionelle Methode und
der UHF-Methode
Bild 14.14 gibt ein Beispiel wieder für die Signaldämpfung zwischen zwei Sensoren, wie sie
bei praktischen Messungen an einer GIS-Anlage ermittelt wurden. Der Abstand zwischen den
Sensoren beträgt jeweils 30 m. Man erkennt, dass die Signalamplitude zwischen Sensor 42
und 41 um ca. 70% gedämpft wird.
Bild 14.14:
UHF-TE-Messung an einer GIS-Anlage, Signaldämpfung zwischen Sensoren
Wenn ein TE-Defekt messtechnisch erfasst wurde, ist zunächst zu identifizieren, welcher Typ
an Defekt vorliegt. Bild 14.15 zeigt die typischen Teilentladungsquellen in GIS-Anlagen,
nämlich Spitzen am Hochspannungsleiter bzw. am geerdeten Gehäuse, bewegliche Partikel,
auf der Isolatoroberfläche haftende Partikel, Teile auf freiem Potential und Lunker im
Feststoffmaterial. Jede Teilentladungsquelle lässt sich anhand des TE-Muster identifizieren.
In Bild 14.16 sind TE-Muster für verschiedene typische TE-Quellen in GIS-Anlagen
angegeben.
198

Bild 14.15:
Typischen TE-Quellen in GIS
Hüpfendes Teilchen
Zwei hüpfende Teilchen
unterschiedlicher Größe
Spitze auf Hochspannung
UHF
C2
Hohlraumentladung in
Wandler-Isolierung
Hohlraumentladungen
Lunker im Isolator
Fehlstelle im Spgs-Wandler
Teil auf freiem Potential
UHF
Bild 14.16:
TE-Muster von verschiedenen TE-Quellen
Nachdem dem TE-Quelle identifiziert worden ist, muss diese lokalisiert werden. Für eine
grobe Lokalisierung kann das Dämpfungsverhalten genutzt werden. Aus dem Vergleich der
Signalamplituden an Sensor 41 und 43 in Bild 14.12 lässt sich ableiten, dass sich der TE-
Defekt zwischen Sensor 42 und 43 jeweils in Nähe von Sensor 43 befindet.
Für eine geneauere Lokalisierung
kann die Laufzeit (time of flight) der
TE-Signale zwischen zwei Sensoren
herangezogen werden. Das Messprinzip
geht aus Bild 14.17 hervor.
Der Abstand X1 zwischen Sensor 1
und der TE-Quelle bestimmt zu:
mit v = 300 m/μs.
Bild 14.17:
Laufzeitmessung zur Lokalisierung
einer TE-Quelle
199

1
2
Bild 14.18:
676 ns
Lokalisierung einer TE-
Störstelle durch Laufzeitmessungen
zwischen den
Sensoren 1 & 2
Bild 14.18 zeigt das Laufzeitoszillogramm
von TE-Impulsen aufgezeichnet an zwei
Sensoren in der Ausleitung einer GIS-Anlage.
Aus der Laufzeit des Signals und der Entfernung
zwischen den beiden Sensoren kann
ermittelt werden, dass sich die TE-Quelle 65
m vom Sensor 1 entfernt befindet.
Ziele der Isolationsdiagnose von GIS-Anlagen
Die Isolationsdiagnose von GIS-Anlagen verfolgt
zwei Ziele:
• Ausreichend empfindliche Inbetriebnahmeprüfung
• Isolationsüberwachung während des
Betriebes
Eine ausreichend empfindliche Inbetriebnahmeprüfung ist erforderlich, um zum einen eine
bessere Prüfaussage über den einwandfreien Isolationszustand bei Inbetriebnahme zu
erreichen und damit die erforderliche Koordinationsstehspannung nachzuweisen. Zum
anderen sollen damit Frühausfälle vermieden werden. Die Isolationsüberwachung während
des Betriebes soll der Frühfehlerkennung dienen und helfen, die Nutzungsdauer einer Anlage
möglichst weitgehend auszuschöpfen.
Das folgende Beispiel behandelt den zuletzt genannten Gesichtspunkt, die Isolationsüberwachung
während des Betriebes. Eine ältere GIS-Anlage wurde im Rahmen einer Erweiterung
mit UHF-Sensoren und mit einem Online-Monitoring-System ausgerüstet. Die Anordnung
der UHF-Sensoren ist in Bild 14.19 dargestellt.
Neben konventionellen UHF-
Sensoren wurden auch mobile
Sensoren an den Sichtfenstern
der Trennschalter eingesetzt
(Bild 14.20).
Konvent. UHF-
Sensoren
Mobile UHF-
Sensoren
Bild 14.19: 123-kV-GIS-Anlage mit UHF-Sensoren Bild 14.20: Mobiler
Fenster-Sensor
Nach Inbetriebnahme des Online-Monitoring-Systems wurden an den Sensoren in Feld 7 die
in Bild 14.20 dargestellten Teilentladungen aufgezeichnet. Mit Hilfe mobiler Sensoren wurde
das Feld 1 als Ursprung der Teilentladungen lokalisiert. Eine genauere Analyse ergab, dass
die TE-Quelle sich in der Nähe des Abgangstrennschalters befinden musste (Bild 14.21). Da
das TE-Muster auf eine Hohlraumentladung in einem Isolierkörper hindeutete, wurde der
Spannungswandler als TE-Quelle vermutet.
200

Durch eine Einzeluntersuchung des Spannungswandlers wurde diese Vermutung bestätigt.
Daraufhin wurde der Spannungswandler ersetzt und es wurden keine weiteren TE-Quellen
mehr identifiziert.
Bild 14.20: 13.2.18:
TE-Signale aufgezeichnet an
Sensoren aufgezeicin Feld 7
PD 125
PD 125
Konvent. UHF-
Sensoren
Konvent. UHF-
Mobile Sensoren UHF-
Sensoren
Mobile UHF-
Sensoren
0° 180°
360°
0° 180°
360°
255
Feld 1: SS-Trennsch.
Feld 1: SS-Trennsch.
510
Feld 1: Abgangstrennsch.
510
Feld 1: Abgangstrennsch.
Konvent. UHF-
Sensoren
Konvent. UHF-
Mobile Sensoren UHF-
Sensoren
Mobile UHF-
Sensoren
0
0 180 [deg] 360
0
0 180 [deg] 360
Bild 14.21:
TE-Signale aufgezeichnet an Sensoren in
Feld 1 am SS-Trennschalter und Abgangstrennschalter
201