170 Bild 13.1: Einteilung eines Leistungsschalters in ...
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13. Betriebserfahrungen<br />
Die genaue Analyse der Betriebserfahrungen ist e<strong>in</strong>e wichtige Voraussetzung für e<strong>in</strong>e zielgerichtete<br />
Neu- und Weiterentwicklung der Hochspannungsbetriebsmittel, sie liefert das Feedback<br />
für die Optimierung der Instandhaltung, ermöglicht e<strong>in</strong>e qualifizierte Abschätzung der<br />
Lebensdauer und gibt wichtige H<strong>in</strong>weise für den E<strong>in</strong>satz von Monitor<strong>in</strong>g- und<br />
Diagnosee<strong>in</strong>richtungen.<br />
Im Folgenden sollen Fehlerraten, -schwerpunkte, -ursachen und Abhilfemaßnahmen für<br />
• Leistungsschalter<br />
• Trennschalter<br />
• Gasisolierte Schaltanlagen (GIS)<br />
betrachtet werden.<br />
<strong>13.1</strong> Fehlerschwerpunkte und Fehlerraten bei Leistungsschaltern, Abhilfemaßnahmen<br />
In der Mitte der 1970ger wurden SF 6 -E<strong>in</strong>druckschalter im Hochspannungsnetz e<strong>in</strong>geführt. Ihr<br />
Anteil an den <strong>in</strong>sgesamt <strong>in</strong>stallierten Hochspannungsschaltern hat stetig zugenommen. Heute<br />
SF6,<br />
Isolation<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>:<br />
Steuerung und<br />
Überwachung<br />
00248<br />
Hochspannung<br />
mechanische<br />
Kraftübertragung<br />
Anzeigen, Zähler, Schalter,<br />
Sensoren,...<br />
Zeitglieder, Logik, Relais, ...<br />
r<br />
f<br />
Ladee<strong>in</strong>richtung<br />
Kraftübertragung<br />
Hauptstrom- und<br />
Lichtbogenkontakte<br />
Antrieb<br />
<strong>E<strong>in</strong>teilung</strong> <strong>e<strong>in</strong>es</strong> <strong>Leistungsschalters</strong> <strong>in</strong><br />
unterschiedliche Funktionsblöcke<br />
M<br />
Steuer. &<br />
Überwach.<br />
Energiespeicher<br />
dieser Fehler auf SF6-Leckagen zurückzuführen s<strong>in</strong>d (<strong>Bild</strong> 13.2).<br />
liegt der Anteil vielfach deutlich<br />
über 50 %.<br />
Zur Analyse der Fehlerschwerpunkte<br />
wird der Leistungsschalter<br />
<strong>in</strong> die vier <strong>in</strong> <strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong><br />
dargestellten Funktionsblöcke<br />
aufgeteilt. Der Funktionsblock<br />
Hochspannung wird nochmals<br />
unterteilt <strong>in</strong> Schaltkammer mit<br />
Hauptstrom- und Lichtbogenkontakt<br />
sowie der mechanischen<br />
Kraftübertragung und<br />
SF6-Isolation. E<strong>in</strong>er <strong>in</strong>ternationalen<br />
Umfrage der CIGRE entsprechend<br />
entfallen mehr als<br />
40% der Fehler auf den Antrieb,<br />
gut 20% auf Steuerungs- und<br />
Überwachungse<strong>in</strong>richtungen<br />
und 30% auf den Hochspannungsteil,<br />
wobei allerd<strong>in</strong>gs 90%<br />
Hochspannungsteil<br />
Antrieb<br />
Steuerung &<br />
Überwachung<br />
Sonstiges<br />
Davon 90%<br />
SF6-Leckagen<br />
21%<br />
6%<br />
43%<br />
30%<br />
<strong>Bild</strong> 13.2:<br />
Fehlerschwerpunkte von<br />
SF6-Leistungsschaltern;<br />
2.CIGRE-Umfrage<br />
<strong>170</strong>
E<strong>in</strong> ähnliches <strong>Bild</strong> ergibt sich auch auf nationaler Ebene (<strong>Bild</strong> 13.3).<br />
50%<br />
123 kV 245 kV 420 kV<br />
40%<br />
Fehlerrate<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
SF6-Leckagen Antrieb Sek.-Kreise Hochspgs-Teil<br />
<strong>Bild</strong> 13.3:<br />
Typische Fehler von<br />
SF 6 -Schaltern<br />
Fast 30 % der Fehler s<strong>in</strong>d auf Gasleckagen zurückzuführen. Mehr als 30 % Fehler haben ihren<br />
Ursprung im Antriebssystem und ca. 25 % <strong>in</strong> den Sekundär- und Hilfsstromkreisen, woh<strong>in</strong>gegen<br />
weniger als 10 % auf den Hochspannungsteil entfallen.<br />
50%<br />
123 kV 245 kV 420 kV<br />
40%<br />
Fehlerrate<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
stat. Dichtungen dynam. Dicht. Rohrverb.,<br />
Ventile<br />
Gehäuse<br />
<strong>Bild</strong> 13.4:<br />
Ursachen für Gasleckagen<br />
Die e<strong>in</strong>zelnen Fehlerschwerpunkte können <strong>in</strong> weitere Fehlerkategorien und Fehlerursachen<br />
unterteilt werden.<br />
SF6-Gasleckagen (<strong>Bild</strong> 13.4) s<strong>in</strong>d zu e<strong>in</strong>em großen Teil auf fehlerhafte statische Dichtsysteme<br />
zurückzuführen. Hier ist <strong>in</strong>sbesondere Flanschkorrosion als Ursache zu nennen.<br />
<strong>Bild</strong> 13.5 zeigt e<strong>in</strong>en Flansch dessen Dichtungsnut<br />
durch Flanschkorrosion unterwandert worden ist, so<br />
dass die Gasdichtigkeit dieser Flanschverb<strong>in</strong>dungen<br />
nicht mehr gegeben war. In der Folge kam es zu<br />
erheblichen SF6-Gasverlusten. Flanschkorrosion<br />
kann durch e<strong>in</strong>e geeignete Konservierung der<br />
Flansche, z. B. mit Silikonfett vermieden werden.<br />
E<strong>in</strong>en deutlichen Fehlerschwerpunkt bilden aber<br />
auch Undichtigkeiten an dynamischen Dichtungen<br />
sowie an Rohrverb<strong>in</strong>dungen und Ventilen.<br />
171<br />
Dichtungsnut<br />
unterwandert<br />
Korrosions<br />
-produkte<br />
<strong>Bild</strong> 13.5:<br />
Flansch mit Spaltkorrosion
Undichtigkeiten an Gehäusen s<strong>in</strong>d ger<strong>in</strong>g, seitdem strenge Dichtigkeitsprüfungen an den<br />
betreffenden Bauteilen durchgeführt werden.<br />
Die Fehler am Antriebssystem (<strong>Bild</strong> 13.6) können unabhängig vom Antriebspr<strong>in</strong>zip – Federspeicher-<br />
bzw. Hydraulikantrieb – betrachtet werden. Die Fehler am Energiespeicher – Federbzw.<br />
Stickstoffspeicher – s<strong>in</strong>d <strong>in</strong> erster Näherung proportional zur Spannungsebene. Was<br />
darauf zurückzuführen ist, dass bei 420-kV-Schaltern diese Antriebselemente <strong>in</strong> jedem<br />
Schalterpol vorhanden s<strong>in</strong>d, woh<strong>in</strong>gegen 123-kV-Schalter gewöhnlich e<strong>in</strong>en geme<strong>in</strong>samen<br />
Antrieb pro Schalter besitzen. Bei den Überwachungse<strong>in</strong>heiten kann man auf Grund der starken<br />
Unterschiede bei den verschiedenen Herstellern ke<strong>in</strong>e e<strong>in</strong>deutige Tendenz erkennen.<br />
80%<br />
60%<br />
123 kV 245 kV 420 kV<br />
Fehlerrate<br />
40%<br />
20%<br />
0%<br />
Energiespeicher<br />
Ladee<strong>in</strong>richt.<br />
Steuerung,<br />
Überwach.<br />
<strong>Bild</strong> 13.6:<br />
Ursachen für Fehler<br />
am Antrieb<br />
E<strong>in</strong> Beispiel für Fehler an den Steuerungs- und Überwachungse<strong>in</strong>richtungen <strong>e<strong>in</strong>es</strong> hydraulischen<br />
Antriebssystems zeigt <strong>Bild</strong> 13.7. Klebrige Rückstände auf dem hydraulischen Auslöser<br />
des Ausventils haben die Auslösung des Schalters trotz anstehendem Auskommando<br />
verh<strong>in</strong>dert. Bei sämtlichen Schaltern der betroffenen Schalterserie mussten die Auslöser überprüft<br />
werden. Im ersten Schritt wurde die<br />
M<strong>in</strong>destauslösespannung kontrolliert.<br />
E<strong>in</strong>e M<strong>in</strong>destauslösespannung >160 Volt<br />
war e<strong>in</strong> erster H<strong>in</strong>weis auf e<strong>in</strong>e Unregelmäßigkeit<br />
am Auslöser. Im nächsten<br />
Schritt wurde die Auslösecharakteristik,<br />
d. h. der zeitliche Verlauf des Stromes im<br />
Auslöser sowie die Schaltzeit, überprüft<br />
und mit der Sollcharakteristik verglichen.<br />
Im letzten Schritt wurden die Auslöser<br />
dann im Rahmen der planmäßigen<br />
Instandhaltung <strong>in</strong> e<strong>in</strong>er Sondermaßnahme<br />
gere<strong>in</strong>igt.<br />
<strong>Bild</strong> 13.7:<br />
Klebrige<br />
Rückstände<br />
Klebrige Rückstände als Ursache<br />
für das Fehlverhalten <strong>e<strong>in</strong>es</strong><br />
hydraulischen Auslösers<br />
172
80%<br />
123 kV 245 kV 420 kV<br />
60%<br />
40%<br />
20%<br />
0%<br />
Relais,<br />
Schütze<br />
Hilfsschalt. Sensoren Verdraht.<br />
<strong>Bild</strong> 13.8<br />
Ursachen für Fehler <strong>in</strong> Sekundärund<br />
Hilfsstromkreisen<br />
Bei den Sekundär- und Hilfsstromkreisen (<strong>Bild</strong> 13.8) verursachen Relais und Schütze die<br />
meisten Fehler. Unzureichende Langzeitstabilität und mangelnde elektromagnetische Verträglichkeit<br />
von elektronischen Relais s<strong>in</strong>d hier die wesentlichen Fehlerursachen. So ist es häufig<br />
zu Ausfällen bei Schaltvorgängen oder anlagennahen Blitze<strong>in</strong>schlägen gekommen. Nachdem<br />
Sekundäre<strong>in</strong>richtungen gem. VDE 0670 Teil 1000 mit e<strong>in</strong>em HF-Test und Burst-Test geprüft<br />
werden, treten diese Fehler nicht mehr auf. Aber auch Sensoren und hier <strong>in</strong>sbesondere SF 6 -<br />
Dichtemesser bilden e<strong>in</strong>en deutlichen Fehlerschwerpunkt.<br />
Fehler im Hochspannungsteil s<strong>in</strong>d relativ selten. Der Zustand der Schaltkammer kann durch<br />
Diagnosemessungen ermittelt werden oder bei Kenntnis des Summenkurschluss-Ausschaltstromes<br />
abgeschätzt werden. Unregelmäßigkeiten am Kontaktsystem können durch Messung<br />
des dynamischen Kontaktwiderstandes aufgefunden werden. So kann man den <strong>in</strong> <strong>Bild</strong> 13.9 a<br />
dargestellten Defekt am Abbrandkontakt durch e<strong>in</strong>en erhöhten Übergangswiderstand vom<br />
Hauptkontakt- auf das Abbrandkontaktsystem bei der dynamischen Kontaktwiderstandsmessung<br />
feststellen (<strong>Bild</strong> 13.9 b).<br />
Abbrandkontakt<br />
Hauptkontakt<br />
Abgebrochener<br />
Abbrandf<strong>in</strong>ger<br />
Kontaktwiderstand<br />
Dauerstromkontakt<br />
Abbrandkontakt,<br />
defekt<br />
Abbrandkontakt,<br />
e<strong>in</strong>wandfrei<br />
<strong>Bild</strong> 13.9 a:<br />
Kontaktsystem mit defektem Abbrandkontakt<br />
Zur Ermittlung des Summenkurschluss-Ausschaltstromes wurden alle Kurzschluss-Ausschaltungen<br />
über e<strong>in</strong>en Zeitraum von 10 Jahren ausgewertet und auf e<strong>in</strong>e Nutzungsdauer von<br />
35 Jahren der Leistungsschalter hochgerechnet und mit dem max. zulässigen Summenkurzschluss-Ausschaltstrom<br />
verglichen. Da die geschalteten Kurzschlussströme nur bei<br />
e<strong>in</strong>igen wenigen Schaltern bekannt waren, wurden Kurzschlussströme durch folgende<br />
Näherungslösungen ermittelt:<br />
• 1. Schritt: Alle Fehler Klemmen-Kurzschlüsse<br />
• 2. Schritt: Fehler gleichmäßig auf Leitung verteilt<br />
173<br />
Kontaktweg<br />
<strong>Bild</strong> 13.9 b:<br />
Dynamischer Kontaktübergangswiderstand
• 3. Schritt: Wie 2., jedoch unter Berücksichtigung des stromabhängigen Summenschaltvermögens<br />
des <strong>Leistungsschalters</strong>, z. B. SF 6 -Schalter: 7 x I kn , aber 30 x 0,5 I kn<br />
a)<br />
b)<br />
Schalter<br />
200<br />
150<br />
100<br />
245- & 420-kV-SF6-Pole<br />
1446 Pole I kTF = 0<br />
Schalter<br />
200<br />
150<br />
100<br />
245-kV- & 420-kV-SF6-Pole<br />
1446 poles I kMC = 0<br />
50<br />
50<br />
0<br />
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12<br />
0<br />
0 1 2 3 4 5 6 7<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>0:<br />
I kTF / I rb<br />
I kMC / I rb<br />
Summenkurzschluss-Strom über e<strong>in</strong>e Betrachtungszeitraum von 10 Jahren<br />
a) alle Kurzschlüsse Klemmenkurzschlüsse<br />
b) Kurzschlüsse gleichmäßig über die Leitung verteilt<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>0 zeigt die Ergebnisse für Schritt 1 und 2. Es ist zu erkennen, dass bei der sehr ungünstigen<br />
Annahme gem. Schritt 1 (<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>0 a) e<strong>in</strong>e Vielzahl der Schalter den durch die<br />
Vorschriften abgedeckten Summenkurzschlussstrom von 3 x I kn überschreiten. Bei Annahme<br />
des mehr praxisnahen Schritts 2 (<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>0 b) reduziert sich die Anzahl deutlich.<br />
Um das stromabhängige Kurzschlussschaltvermögen <strong>e<strong>in</strong>es</strong> <strong>Leistungsschalters</strong> zu berücksichtigen,<br />
wird die aus Herstellerangaben abgeleitete Dauerstandsfestigkeit (Anzahl der zulässigen<br />
Schaltungen <strong>in</strong> Abhängigkeit des Verhältnisses geschalteter Kurzschlussstrom zu Nennkurzschlussstrom)<br />
herangezogen (<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>1). Die unterschiedlichen Angaben werden durch<br />
e<strong>in</strong>e Grenzkurve 1 angenähert. Danach kann e<strong>in</strong> Leistungsschalter m<strong>in</strong>destens 7-mal den<br />
Nenn-Kurzschlussstrom oder 100-mal 20% des Nenn-Kurzschlussstromes schalten.<br />
1<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>1:<br />
Elektrische Dauerstandsfestigkeit von verschiedenen<br />
SF6-Leistungsschaltern<br />
174
Schalter<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
242<br />
245 kV (449 Pole)<br />
420 kV (220 Pole)<br />
245 kV: 922 Pole ♠ ♠R= 0<br />
420 kV: 296 Pole ♠ ♠R= 0<br />
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1<br />
♠ 9<br />
ΣRR MC<br />
MC<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>2: Summen-Kurzschluss-Ausschaltstrom über 10 Jahre mit<br />
stromabhängigem Kurzschlussschaltvermögen<br />
ΣR MC akkumulierte Reduktion des Summenschaltvermögens<br />
Aus <strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>2 geht hervor, dass nur e<strong>in</strong>ige wenige Schalter im Betrachtungszeitraum von<br />
10 Jahren mehr als 30% des zulässigen Summenschaltvermögens erreichen. E<strong>in</strong>e Extrapolation<br />
auf e<strong>in</strong>e Nutzungsdauer von 35 Jahren zeigt Tabelle <strong>13.1</strong>. Danach erreichen nur wenige<br />
Schalter nach der Nutzungsdauer von 35 Jahren das max. zulässige Summenkurzschlussschaltvermögen.<br />
Schalterpole<br />
<strong>in</strong>sgesamt<br />
Schalterpole als unkritisch<br />
klassifiziert<br />
Σ I kTF Σ I kMC Σ ΔR MC<br />
245 kV<br />
SF6 1371 95% 97% 99%<br />
420 kV<br />
SF6 516 88% 96% 99%<br />
alles Klemmenkurzschlüsse<br />
Kurzschlüsse über Ltg. verteilt<br />
Mit stromabhängigem Kurzschlussschaltvermögen<br />
Tabelle <strong>13.1</strong>:<br />
Summen-Kurzschluss-Ausschaltstrom bezogen auf Nutzungsdauer von<br />
35 Jahren<br />
13.2 E<strong>in</strong>satz von Überwachungs- und Diagnosesystemen<br />
Die Analyse der Betriebserfahrungen zeigt, dass zur Überwachung des <strong>Leistungsschalters</strong><br />
vorrangig die Zustandsgrößen des Antriebs, wie Antriebsbewegung, Energiespeicher und<br />
Ladee<strong>in</strong>richtung zu erfassen s<strong>in</strong>d. Daneben ist e<strong>in</strong>e permanente Überwachung der SF 6 -Dichte<br />
sowie der Sekundär- und Hilfsstromkreise s<strong>in</strong>nvoll. Der Hochspannungsteil weist nur ger<strong>in</strong>ge<br />
Fehlerraten auf. E<strong>in</strong>e Zustandserfassung ist mit Hilfe von Diagnosemessungen, z. B. Messung<br />
des statischen und dynamischen Kontaktwiderstandes, möglich. Der Verschleiß des Kontaktsystems<br />
kann durch Ermittlung des stromabhängigen Summenkurzschluss-Schaltvermögens<br />
abgeschätzt werden.<br />
13.2 Optimierung der Instandhaltung<br />
SF6-Blaskolbenschalter s<strong>in</strong>d Ende der 1970ger e<strong>in</strong>geführt worden. Sie stellen die 1. Generation<br />
dieser Schaltertechnologie dar. Die Weiterentwicklung erfolgte <strong>in</strong> der 2. Generation <strong>in</strong><br />
den 1980gern und 90gern. Seit Anfang der 1990ger kam dann der SF6-Selbstblasschalter,<br />
175
hauptsächlich mit Federspeicherantrieb als 3. Generation zum E<strong>in</strong>satz. Da die ältere Technologie<br />
<strong>in</strong> den nächsten 10 Jahren vollständig ersetzt, im Wesentlichen durch SF6-Selbstblasschalter,<br />
ist e<strong>in</strong>e systematische Auswertung der Betriebserfahrungen mit neuer<br />
Technologie sowie der Vergleich mit der alten Technologie für e<strong>in</strong>e Weiterentwicklung und<br />
Optimierung der Instandhaltung von Interesse. Daher soll im Folgenden e<strong>in</strong> Vergleich SF6-<br />
Leistungsschalter der ersten und der letzten Generation, d. h. Blaskolben- und Selbstblasschalter,<br />
vorgenommen werden.<br />
In <strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>3 wird e<strong>in</strong> Vergleich der 1. und 2. Generation (Blaskolbenschalter) mit der<br />
3. Generation (Selbstblasschalter) vorgenommen. Die mittlere Fehlerrate unterscheidet<br />
zwischen Fehlern, die im laufenden Betrieb aufgetreten s<strong>in</strong>d, und solchen, die bei Instandhaltungsmaßnahmen<br />
gefunden wurden.<br />
Mittlere Fehlerrate<br />
8<br />
Betrieb<br />
Inspektion<br />
Typdaten<br />
6<br />
Typ A<br />
1. & 2. G<br />
Typ B<br />
1. & 2. G<br />
Typ C<br />
3.G<br />
Typ D<br />
3.G<br />
[ % / a ]<br />
4<br />
2<br />
Antrieb Hydraulik Feder Feder Feder<br />
Lichtbogenlöschtechnik<br />
Blaskolben<br />
Blaskolben<br />
Selbstblas<br />
Selbstblas<br />
Anzahl LS 217 353 528 450<br />
0<br />
Typ A- Typ B- Typ C- Typ D-<br />
1.G<br />
& 2. Gen. 1.G 2.G3. Gen. 2.G<br />
Mittleres Alter 21,7 21,6 5,2 4,6<br />
Baujahre<br />
1979-<br />
1988<br />
1981-<br />
1996<br />
1996-<br />
2007<br />
1995-<br />
2006<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>3:<br />
Fehlerraten der 1. und 2. Generation (Blaskolbenschalter) und der<br />
3. Generation (Selbstblasschalter)<br />
Aus <strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>3 geht hervor, dass die 3. Generation zwar e<strong>in</strong>e ger<strong>in</strong>gere Fehlerrate aufweist,<br />
das Verhalten jedoch stark typabhängig ist. Daher ist bei der Optimierung der Instandhaltung<br />
das Fehlerverhalten des jeweiligen Typs zu berücksichtigen. Unter diesem Gesichtspunkt ist<br />
<strong>in</strong> <strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>4 das Fehlerverhalten von vier verschiedenen Leistungsschaltertypen dargestellt.<br />
Aus den Ergebnissen werden Möglichkeiten zur Optimierung der Instandhaltung abgeleitet.<br />
Bei Typ A – e<strong>in</strong>em SF6-Leistungsschalter der 1. Generation – steigt die Fehlerrrate mit<br />
wachsender Betriebszeit deutlich an. Das trifft sowohl auf die Fehler während des laufenden<br />
Betriebes als auch auf die bei Instandhaltungsmaßnahmen aufgefundenen Fehler zu. Dieser<br />
Leistungsschaltertyp weist damit deutlichen Instandhaltungsbedarf auf. E<strong>in</strong>e Verlängerung<br />
der Instandhaltungs<strong>in</strong>tervalle würde sich negativ auf das Fehlerverhalten auswirken und die<br />
Zuverlässigkeit weiter verschlechtern. Typ B – e<strong>in</strong> SF6-Leistungsschalter aus den Anfängen<br />
der 2. Generation – zeigt e<strong>in</strong> wesentlich besseres Verhalten. Hier ist e<strong>in</strong>e Optimierung der<br />
Instandhaltung durch Verlängerung der Intervalle möglich. Bei Typ C – e<strong>in</strong>em SF6-<br />
Leistungsschalter der 3. Generation – steigt die Fehlerrate am Ende der relativ kurzen<br />
Betriebszeit deutlich an. Dieser Schalter hat nach acht Jahren offensichtlichen Instandhaltungsbedarf.<br />
E<strong>in</strong>e Verlängerung der Intervalle ist nicht zu empfehlen. Typ D – ebenfalls e<strong>in</strong><br />
SF6-Leistungsschalter der 3. Generation – verhält sich wesentlich besser. Hier ist e<strong>in</strong>e<br />
Verlängerung der Instandhaltungs<strong>in</strong>tervalle möglich. Da während des Betriebes mehr Fehler<br />
auftreten als bei der Instandhaltung erkannt werden, ist e<strong>in</strong>e Überarbeitung der Instandhaltungsmaßnahmen<br />
s<strong>in</strong>nvoll.<br />
176
•Typ A<br />
20<br />
Betrieb<br />
Inspektion<br />
•Typ C<br />
20<br />
Betrieb<br />
Inspektion<br />
Relative Ereignishäufigkeit (%)<br />
Relative Ereignishäufigkeit (%)<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30<br />
•Typ B<br />
Betriebsjahr<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28<br />
Betriebsjahr<br />
Relative Ereignishäufigkeit (%)<br />
Relative Ereignishäufigkeit (%)<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
0 2 4 6 8 10 12<br />
•Typ D<br />
Betriebsjahr<br />
Betrieb Inspektion<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
0 2 4 6 8 10 12<br />
Betriebsjahr<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>4:<br />
Fehlerraten verschiedener Leistungsschaltertypen (1., 2. & 3. Generation)<br />
und Möglichkeiten zur Optimierung der Instandhaltung<br />
110-kV-Blaskolbenschalter<br />
Sek.- &<br />
Hilfsstromkreise<br />
23%<br />
Betrieb<br />
Antrieb<br />
42%<br />
110-kV-Selbstblasschalter<br />
Sek.- &<br />
Hilfsstromkreise<br />
60%<br />
Betrieb<br />
Antrieb<br />
8% Insulation<br />
16%<br />
Sonstiges<br />
8%<br />
47%<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>5:<br />
Insulation<br />
26%<br />
Sek.- &<br />
Hilfsstromkreise<br />
Inspektion<br />
Sonstiges<br />
10%<br />
Hochspgs-Teile<br />
1%<br />
Antrieb<br />
23%<br />
Hydraulischer Antrieb → wesentliche<br />
Fehlerursache: “Antrieb“<br />
Insulation<br />
8%<br />
Hochspgs-<br />
Teile<br />
12%<br />
Blaskolbenschalter im Vergleich zu Selbstblasschalter (1. & 2. Gen. im<br />
Vergleich zu 3. Gen.) Fehlerverteilung bez. auf Funktionsgruppen<br />
Die Fehlerschwerpunkte haben sich, wie aus <strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>5 hervorgeht, verschoben. Während bei<br />
der 1. Und 2. Generation die Fehler am Antrieb dom<strong>in</strong>ieren, s<strong>in</strong>d bei der 3. Generation<br />
vorwiegend Fehler <strong>in</strong> den Sekundär- und Hilfsstromkreisen und vere<strong>in</strong>zelt auch SF6-<br />
Leckagen aufgetreten. Durch den Wechsel der Antriebstechnologie von Hydraulik auf Federspeicher<br />
konnte die Zuverlässigkeit der Antriebe erheblich gesteigert werden.<br />
177<br />
Sek.- &<br />
Hilfsstromkreise<br />
49%<br />
Inspektion<br />
Antrieb<br />
3%<br />
Federspeicher→ wesentl.<br />
Fehlerursach.: „Sek.- &<br />
Hilfsstromkreise, SF6-Leckagen“<br />
Sonstiges<br />
16%<br />
Insulation<br />
20%<br />
Sonstiges<br />
28%
Um e<strong>in</strong>e hohe Verfügbarkeit der Leistungsschalter sicherzustellen und e<strong>in</strong>e qualifizierte<br />
Optimierung der Instandhaltung vornehmen zu können, ist daher e<strong>in</strong>e permanente Analyse der<br />
Betriebserfahrungen s<strong>in</strong>nvoll. Durch diese Maßnahmen kann neben e<strong>in</strong>er hohen Verfügbarkeit<br />
auch e<strong>in</strong>e hohe Wirtschaftlichkeit erreicht werden.<br />
13.2 Fehlerraten und Fehlerschwerpunkte bei Trennschaltern, Abhilfemaßnahmen<br />
Die Betriebserfahrungen mit Trennschaltern s<strong>in</strong>d <strong>in</strong> der Vergangenheit weniger <strong>in</strong>tensiv<br />
betrachtet worden als die von Leistungsschaltern. Erst die neueste CIGRE-Umfrage, deren<br />
Ergebnisse <strong>in</strong> Kürze veröffentlicht werden, beschäftigt sich auch mit der Zuverlässigkeit von<br />
Trennschaltern. Dabei ist die Zuverlässigkeit von Trennschalter mit entscheidend für die<br />
Verfügbarkeit <strong>e<strong>in</strong>es</strong> Schaltfeldes und e<strong>in</strong>e Schaltanlage, denn <strong>in</strong> e<strong>in</strong>em Schaltfeld s<strong>in</strong>d neben<br />
e<strong>in</strong>em Leistungsschalter m<strong>in</strong>destens zwei Trennschalter <strong>in</strong> Betrieb und der Ausfall <strong>e<strong>in</strong>es</strong><br />
Sammelschienen-Trennschalters führt nicht nur zum Ausfall des Schaltfeldes sondern der<br />
gesamten Sammelschiene. Daher ist e<strong>in</strong>e Analyse des Fehlerverhaltens und der Fehlerschwerpunkte<br />
von Trennschalter auch unter diesen Gesichtspunkten von Interesse.<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>6:<br />
Fehlerraten von 420-kV-Trennschaltern<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>6 zeigt die Fehlerraten von 420-kV-Trennschaltern vom Beg<strong>in</strong>n der 1980er Jahre bis<br />
zur ersten Hälfte der 2000er Jahre wiederum aufgeteilt nach den Funktionsgruppen Antrieb,<br />
Steuerung und Hochspannungsteil. Ende der 1990er Jahre ist e<strong>in</strong> deutlicher Anstieg der<br />
Fehlerraten zu erkennen, wobei die Steuerungsfehler, aber <strong>in</strong>sbesondere die Antriebsfehler<br />
erheblich zugenommen haben. Die wesentlichen Fehlerursachen und Fehlerauswirkungen<br />
s<strong>in</strong>d <strong>in</strong> Tabelle 13.2 aufgeführt und sollen im Folgenden näher erläutert werden.<br />
Tabelle 13.2: Fehlerursachen und Fehlerauswirkungen<br />
Fehlerursachen<br />
Verkleben der Motorbremsbacken<br />
Unterbrechung oder Kurzschluss der<br />
Bremsmagnetspule<br />
Durchbrennen des Motoranlaufwiderstandes<br />
Fehlerauswirkungen<br />
Blockierung des Antriebsmotors<br />
Erhöhung der Motorstromaufnahme und<br />
Unterbrechung durch Motorschutzrelais<br />
Unterbrechen des Motorstromkreises<br />
178
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>7 zeigt den Trennschalterantrieb mit se<strong>in</strong>en E<strong>in</strong>zelkomponenten. Im rechten <strong>Bild</strong> ist<br />
der Antrieb nach Entfernen der Steuerplatte zu erkennen. Durch E<strong>in</strong>dr<strong>in</strong>gen von Feuchtigkeit<br />
über die Wellenabdichtung und die Türdichtung ist <strong>in</strong> der Folge zu e<strong>in</strong>em Festbacken der<br />
Bremsmagnetspule des Antriebsmotors und zum Auslösen der Motorstromabsicherung bzw.<br />
zu e<strong>in</strong>em Durchbrennen des Motoranlaufwiderstandes gekommen (<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>8).<br />
Antriebsk<strong>in</strong>ematik<br />
Antriebsmotor<br />
Getriebe<br />
(Antriebsmotor)<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>7:<br />
Steuerplatte<br />
Hilfsschalter<br />
Trennschalterantrieb mit Komponenten<br />
Welle für<br />
Handkurbel<br />
Plat<strong>in</strong>e mit Dämpfungswiderständen<br />
Bremsmagnetspule<br />
Motoranlaufwiderstand<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>8:<br />
Ausgefallene Antriebskomponenten<br />
Als Abhilfemaßnahme wurde neben e<strong>in</strong>er verbesserten Abdichtung gegen Feuchtigkeitse<strong>in</strong>tritt<br />
die Bremsmagnetspule, die e<strong>in</strong>en unzulässigen Nachlauf des Antriebs verh<strong>in</strong>dern soll,<br />
demontiert und durch e<strong>in</strong>e Dämpfungsschaltung ersetzt (<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>9). Darüber h<strong>in</strong>aus wurde<br />
der Widerstand zur Begrenzung des Motoranlaufstromes, der konzeptgemäß nach 500 ms abgeschaltet<br />
werden sollte und daher nur für die Kurzzeitbelastung durch im Motoranlauf ausgelegt<br />
war, gegen e<strong>in</strong>en Dauerstrom tauglichen Widertand ausgetauscht.<br />
Widerstand mit<br />
Schutzblech<br />
<strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>9:<br />
Abhilfemaßnahmen zur Vermeidung<br />
von Ausfällen am Antrieb<br />
179
Die vorgenannten Abhilfemaßnahmen wurden <strong>in</strong> e<strong>in</strong>er Sondermaßnahme <strong>in</strong> den betreffenden<br />
Trennschalterantrieben nachgerüstet. Die Fehlerrate ist <strong>in</strong>zwischen auf das Niveau von vor<br />
dem Jahr 2000 zurückgegangen. Daneben wurden diese Maßnahmen auch bei allen neuen<br />
Antrieben e<strong>in</strong>geführt.<br />
13.3 Fehlerschwerpunkte <strong>in</strong> GIS-Anlagen<br />
Die im Folgenden dargestellten dielektrischen Fehlervon GIS-Anlagen, d. h. Fehler mit Lichtbogenauswirkung,<br />
beziehen sich auf Umfragen der CIGRE und auf Betriebserfahrungen, die<br />
im Rahmen des GIS-Anwenderforums an der TU Darmstadt gesammelt wurden. Die<br />
betrachtete GIS-Population ist aus <strong>Bild</strong> 13.20 zu entnehmen.<br />
a) b)<br />
bays <strong>in</strong>stalled<br />
2500<br />
2000<br />
1500<br />
1000<br />
500<br />
bays<br />
bay years<br />
2 350<br />
62 200<br />
75000<br />
60000<br />
45000<br />
30000<br />
15000<br />
bay years<br />
bays <strong>in</strong>stalled<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
bays<br />
bay years<br />
185<br />
10 100<br />
12000<br />
9000<br />
6000<br />
3000<br />
bay years<br />
0<br />
0<br />
0<br />
0<br />
<strong>Bild</strong> 13.20:<br />
year<br />
Anzahl der <strong>in</strong>stallierten Schaltfelder und Feldbetriebsjahre<br />
a) 123-kV-GIS-Population b) 420-kV-Population<br />
year<br />
Aus der Statistik des GIS-Anwenderforums geht hervor, dass die erste 123-kV-GIS-Anlage<br />
1967 <strong>in</strong>stalliert wurde. Inzwischen s<strong>in</strong>d etwa waren 2 350 Schaltfelder <strong>in</strong> Betrieb. Die mit<br />
diesem Kollektiv gesammelten Betriebserfahrungen belaufen sich auf etwa 62 200<br />
Feldbetriebsjahre.<br />
In der 420-kV-Ebene wurden die ersten GIS-Anlagen 1977 errichtet. Bis 2011 wurden nahezu<br />
200 Felder <strong>in</strong>stalliert. Die bis heute gesammelten Betriebserfahrungen betragen mehr als<br />
10 000 Feldbetriebsjahre.<br />
Tabelle 13.3:<br />
CIGRE<br />
3. Umfrage<br />
GIS<br />
Userforum<br />
100 -<br />
200 kV<br />
300 -<br />
500 kV<br />
123 kV<br />
420 kV<br />
Fehlerraten entsprechend der 3. CIGRE-Umfrage und der Statistik des GIS-<br />
Anwenderforums<br />
1979- 1984- 1989- 1994- 1999- 2004-<br />
Herstellungszeitraum
In Tabelle 13.3 werden die Fehlerraten für verschiedene Herstellungszeiträume verglichen.<br />
Aus beiden Statistiken geht e<strong>in</strong>e fallende Tendenz bezogen auf die betrachteten Herstellungszeiträume<br />
hervor. Nur der letzte Herstellungszeitraum zeigt <strong>in</strong> der CIGRE-Statistik e<strong>in</strong>e leicht<br />
steigende Fehlerrate. Dieses Ergebnis macht deutlich, dass die Hersteller das Feedback aus<br />
den Betriebserfahrungen genutzt haben, um die Zuverlässigkeit der GIS-Anlagen zu<br />
verbessern.<br />
Gasfeuchte<br />
7%<br />
<strong>Bild</strong> 13.21:<br />
Abschirmelektroden<br />
18%<br />
Feststoff-<br />
Isolation<br />
10%<br />
Unbekannt<br />
11%<br />
Ke<strong>in</strong> Fehler <strong>in</strong><br />
Isolation<br />
8%<br />
Stromtragende<br />
Kontakte<br />
11%<br />
Isol. Koord. von<br />
Trennschaltern<br />
10%<br />
Spitzen /<br />
Partikel auf HV<br />
5%<br />
Fehlerursachen gem. CIGRE-Statistik<br />
Partikel &<br />
Fremdkörper<br />
20%<br />
Als Fehlerursachen kommen<br />
<strong>in</strong> Frage Spitzen und<br />
feststehende Partikel auf dem<br />
Hochspannungsleiter, Partikel<br />
auf der Oberfläche von<br />
Isolatoren sowie mangelnde<br />
Isolationskoord<strong>in</strong>ation von<br />
Trenn- und Erdungsschaltern<br />
bei Schaltvorgängen (<strong>Bild</strong>er<br />
13.21 und 13.22). Die Fehlerursachen<br />
s<strong>in</strong>d bei 123-kVund<br />
420-kV-Anlagen ähnlich.<br />
Bei 123-kV- Anlagen kommt<br />
unzureichende Langzeitfestigkeit der Feststoffisolierung, <strong>in</strong>sbesondere bei Strom- und Spannungswandlern<br />
h<strong>in</strong>zu. Diese Fehlerursache ist bei 420-kV-Anlagen nicht zu f<strong>in</strong>den, da die<br />
Wandler <strong>in</strong> dieser Spannungsebene wie heute <strong>in</strong> allen Spannungsebenen üblich <strong>in</strong> SF6-Isolierung<br />
bzw. SF6-Folienisolierung ausgeführt wurden.<br />
Abschirm. u.<br />
Elektr.<br />
4%<br />
Part. auf<br />
Hochspg.<br />
13%<br />
123 kV 420 kV<br />
Part. auf Isol.-<br />
Oberfl.<br />
30%<br />
IC von Trennu.Erdsch<br />
9%<br />
Part. a. Stütz.-<br />
Oberfl.<br />
14%<br />
Part. auf Geh.-<br />
Oberfl.<br />
14%<br />
Part. auf<br />
Hochspg.<br />
29%<br />
and. Komp. od.<br />
unbek.<br />
4%<br />
<strong>Bild</strong> 13.22:<br />
Fehler i. Festst.-<br />
Mat.<br />
31%<br />
Ke<strong>in</strong> Fehler <strong>in</strong><br />
Isol.<br />
9%<br />
andere Komp.<br />
o. unbek.<br />
14%<br />
Fehlerursachen gem. Statistik des GIS-Anwenderforums<br />
IC von Trennu.<br />
Erdsch.<br />
29%<br />
Die Fehler s<strong>in</strong>d auf unzureichendes Design, auf Fertigungsmängel und auf Mängel bei Montage<br />
und Inbetriebnahme vor Ort zurückzuführen (<strong>Bild</strong> 13.23).<br />
Unbekannt<br />
9%<br />
Verbesserte Werksprüfung,<br />
Qualitätssicherung<br />
Fertigung<br />
24%<br />
Vorort<br />
35%<br />
Verbesserte<br />
Vorort-Prüfung<br />
Design<br />
32%<br />
Typprüfung <strong>Bild</strong> 13.23:<br />
Ursprung für dielektrische Fehler<br />
181
Fertigungsfehler können durch e<strong>in</strong>e verbesserte Werksprüfung und geeignete Qualitätssicherungsmaßnahmen,<br />
Fehler Vorort durch e<strong>in</strong>e verbesserte Vorortprüfung vermieden werden.<br />
Designfehler müssen bei der Typprüfung aufgedeckt werden.<br />
Etwa 60 bis 70 % der Fehler hätten mit e<strong>in</strong>em ausreichend empf<strong>in</strong>dlichen Überwachungsund<br />
Diagnosesystem erfasst und<br />
Entwickl.<br />
nicht erfassbar<br />
37%<br />
<strong>Bild</strong> 13.24:<br />
Unbekannt<br />
6%<br />
Ca. 60% der Fehler durch<br />
Diagnostik erfassbar<br />
Erfassbar<br />
13%<br />
Entwickl.<br />
erfassbar<br />
44%<br />
Erfassbarkeit dielektrischer Fehler durch<br />
geeignete Monitor<strong>in</strong>g- und Diagnosesysteme<br />
somit vermieden werden<br />
können (<strong>Bild</strong> 13.24). Hierzu<br />
zählen auch Fehler und<br />
Unregelmäßigkeiten, die erst<br />
im Laufe der Betriebszeit entstanden<br />
s<strong>in</strong>d. Insgesamt ist<br />
die Zahl der erfassbaren<br />
Fehler sicherlich noch höher,<br />
da viele der nicht erfassbaren<br />
Unregelmäßigkeiten, wie z.<br />
B. Designfehler und<br />
unzureichende Vorortprüfung,<br />
bei der heutigen Anlagengeneration<br />
mit großer<br />
Wahrsche<strong>in</strong>lichkeit ausgeschlossen<br />
werden können.<br />
Die Analyse zeigt, dass Überwachungs- und Diagnosesysteme s<strong>in</strong>nvoll se<strong>in</strong> können, sofern<br />
sie e<strong>in</strong>e ausreichende Empf<strong>in</strong>dlichkeit besitzen.<br />
Erste Informationen über das Betriebsverhalten können aus den Fehlerraten pro Jahr abgeleitet<br />
werden. Fehler <strong>in</strong> der Frühphase nach Inbetriebnahme, sog. Teeth<strong>in</strong>g Faults, s<strong>in</strong>d meist<br />
e<strong>in</strong> Zeichen von unzureichender Unversehrtheit bei Inbetriebnahme. Der Grund kann e<strong>in</strong>e<br />
unzulängliche Inbetriebnahme-Prüfung se<strong>in</strong>. E<strong>in</strong>e während der Betriebszeit ansteigende<br />
Fehlerrate kann auf Alterungsprozesse von bestimmten Komponenten oder der gesamten<br />
Anlage h<strong>in</strong>deuten. Im Falle von Komponenten bietet sich e<strong>in</strong> Austausch an. Ist die gesamte<br />
Anlage betroffen, ist vermutlich das Ende der Nutzungsdauer erreicht und e<strong>in</strong>e Erneuerung ist<br />
angezeigt. In <strong>Bild</strong> 13.25 ist die Fehlerrate im jeweiligen Betriebsjahr dargestellt bezogen auf<br />
die <strong>in</strong>stallierten Felder bzw. Feldbetriebsjahre.<br />
bay years, mean value per year<br />
bays, mean value per year<br />
bay years, mean value for 3 years<br />
bays, mean value for 3 years<br />
bay years, mean value per year<br />
bays, mean value per year<br />
bay years, mean value for 3 years<br />
bays, mean value for 3 years<br />
0,30<br />
0,90<br />
0,60<br />
2,40<br />
Failure rate /100 bay years<br />
0,25<br />
0,20<br />
0,15<br />
0,10<br />
0,05<br />
0,00<br />
0,75<br />
0,60<br />
0,45<br />
0,30<br />
0,15<br />
0,00<br />
Failure rate / 100 bays<br />
1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011<br />
1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011<br />
123 kV year<br />
420 kV<br />
year<br />
Failure rate /100 bay years<br />
0,50<br />
0,40<br />
0,30<br />
0,20<br />
0,10<br />
0,00<br />
2,00<br />
1,60<br />
1,20<br />
0,80<br />
0,40<br />
0,00<br />
Failure rate / 100 bays<br />
<strong>Bild</strong> 13.25:<br />
Fehleeraten von 123-kV- und 420-kV-GIS im jeweiligen Betriebsjahr bezogen<br />
auf die Anzahl der <strong>in</strong>stallierten Felder bzw. auf Feldbetriebsjahre<br />
182
Es ist zu erkennen, dass die Fehlerraten im Laufe der Betriebszeit deutlich abnehmen, wobei<br />
die Fehlerraten der 123-kV-GIS und 420-kV-GIS ähnlich s<strong>in</strong>d. Nach E<strong>in</strong>führung der GIS-<br />
Technologie s<strong>in</strong>d e<strong>in</strong>e Vielzahl von Frühfehler festzustellen, <strong>in</strong>sbesondere bei 123-kV-<br />
Anlagen. E<strong>in</strong> zweiter Anstieg der Fehlerraten tritt nach 5 bis 20 Jahren nach Inbetriebnahme<br />
der ersten GIS-Anlage auf. Die Gründe hierfür werden später analysiert.<br />
Die Darstellung <strong>in</strong> <strong>Bild</strong> 13.25 ist geeignet für Betrachtungen zur Isolationskoord<strong>in</strong>ation, bei<br />
der die jährlichen Fehlerraten, d. h. Ausfälle durch Isolationsfehler von Interesse s<strong>in</strong>d. Allerd<strong>in</strong>gs<br />
können hieraus ke<strong>in</strong>e Informationen über die Entwicklung der Isolationseigenschaften<br />
im Laufe der Betriebszeit gewonnen werden. Hierzu muss die Fehlerrate <strong>in</strong> Abhängigkeit der<br />
fehlerfreien Betriebszeit untersucht. Beispielsweise beträgt die fehlerfreie Betriebszeit<br />
10 Jahre, wenn e<strong>in</strong> dielektrischer Fehler <strong>in</strong> e<strong>in</strong>em GIS-Feld im 11. Betriebsjahr auftritt. Dieser<br />
Fehler wird bezogen auf die Anzahl der Schaltfelder, die zum Zeitpunkt der Störung 11 Jahre<br />
und mehr <strong>in</strong> Betrieb waren. <strong>Bild</strong> 13.26 zeigt die Fehlerrate bezogen auf die fehlerfreie<br />
Betriebszeit für die gesamte Population der 123-kV- und 420-kV-Anlagen, d. h. es s<strong>in</strong>d alle<br />
Hersteller und alle Anlagengenerationen berücksichtigt.<br />
0,10<br />
0,08<br />
mean value per year mean value of 3 years<br />
mean value per year mean value of 3 years<br />
0,25<br />
mean value of 5 years<br />
mean value of 5 years<br />
0,20<br />
0,06<br />
0,15<br />
0,04<br />
0,10<br />
0,02<br />
0,05<br />
0,00<br />
0,00<br />
0 5 10 15 20 25 30 35 40<br />
0 5 10 15 20 25 30<br />
123 kV service years<br />
420 kV<br />
service years<br />
Failure rate /100 bay years<br />
Failure rate /100 bay years<br />
<strong>Bild</strong> 13.26:<br />
Fehlerraten 123-kV- und 420-kV-GIS-Anlagen <strong>in</strong> Abhängigkeit der fehlerfreien<br />
Betriebszeit<br />
Die durchschnittliche Fehlerrate der 123-kV-Anlagen ist etwa halb so groß wie die der<br />
420-kV-Anlagen. In beiden Populationen ist e<strong>in</strong> Anstieg der Fehlerraten nach ca. 20 bzw.<br />
15 Jahren zu beobachten. E<strong>in</strong> zweiter Anstieg ist bei den 123-kV-Anlagen nach e<strong>in</strong>er<br />
Betriebszeit von ca. 30 Jahren festzustellen. Dieses kann auf gewisse Alterungseffekte h<strong>in</strong>deuten,<br />
deren Ursachen im Weiteren geklärt werden sollen.<br />
mean value per year mean value for 3 years<br />
mean value per year meanvalue of 3 years<br />
mean value for 5 years<br />
0,25<br />
0,10<br />
mean value of 5 years<br />
0,08<br />
≤ 1978<br />
0,20<br />
≤ 1988<br />
0,06<br />
0,15<br />
0,04<br />
0,10<br />
0,02<br />
0,05<br />
0,00<br />
0,00<br />
0 5 10 15 20 25 30 35 40<br />
0 5 10 15 20 25 30<br />
123 kV 420 kV<br />
service years<br />
service years<br />
Failure rate /100 bay years<br />
Failure rate /100 bay years<br />
<strong>Bild</strong> 13.27:<br />
Fehlerraten von 123-kV- und 420-kV-GIS-Analgen <strong>in</strong>stalliert vor 1979 bzw. vor<br />
1989 <strong>in</strong> Abhängigkeit der fehlerfreien Betriebszeit<br />
183
Verschiedene GIS-Generationen<br />
Wie aus <strong>Bild</strong> <strong>13.1</strong>.25 zu entnehmen ist, weisen die ersten GIS-Installationen offensichtlich<br />
Frühfehler auf. Daher soll die erste Generation der 123-kV-GIS-Technologie bis 1978 und<br />
der 420-kV-Technologie bis 1988 separat betrachtet werden. Die Fehlerrate dieser<br />
1. Generation <strong>in</strong> Abhängigkeit der fehlerfreien Zeit geht aus <strong>Bild</strong> 13.27 hervor.<br />
Das <strong>Bild</strong> 13.27 zeigt deutlich, dass die Frühfehler im Wesentlichen <strong>in</strong> dieser<br />
Anlagengeneration aufgetreten s<strong>in</strong>d. Weiterh<strong>in</strong> ist auch der Anstieg der Fehlerraten nach 20<br />
bzw. 15 Betriebsjahren auf diese Anlagengeneration zurückzuführen. Es ist von Interesse, ob<br />
dieses Verhalten auch bei der nächsten Generation zu beobachten ist (<strong>Bild</strong> 13.28).<br />
Failure rate /100 bay years<br />
0,10<br />
0,08<br />
0,06<br />
0,04<br />
0,02<br />
mean value per year<br />
mean value for 5 years<br />
mean value for 3 years<br />
> 1978<br />
Failure rate /100 bay years<br />
0,30<br />
0,25<br />
0,20<br />
0,15<br />
0,10<br />
0,05<br />
mean value per year<br />
meanvalue of 3 years<br />
mean value of 5 years<br />
> 1988<br />
0,00<br />
0,00<br />
0 5 10 15 20 25 30 35<br />
0 5 10 15 20<br />
123 kV service years<br />
420 kV<br />
service years<br />
<strong>Bild</strong> 13.28:<br />
Fehlerraten von 123-kV- und 420-kV-GIS-Analgen <strong>in</strong>stalliert nach 1978 bzw.<br />
nach 1988 <strong>in</strong> Abhängigkeit der fehlerfreien Betriebszeit<br />
Das <strong>Bild</strong> 13.28 zeigt, dass die Zuverlässigkeit der Anlagengenerationen nach 1978 bzw. 1988<br />
deutlich besser ist. Offensichtlich konnten die Frühfehler wesentlich verr<strong>in</strong>gert werden durch<br />
verbessertes Design und verbesserte Qualitätssicherungsmaßnahmen im Werk und vor Ort.<br />
Auch der Anstieg der Fehlerraten nach e<strong>in</strong>er gewissen Betriebszeit ist nicht mehr<br />
festzustellen. Es muss jedoch beobachtet werden, ob diese Tendenz sich auch <strong>in</strong> Zukunft bei<br />
der zweiten und den folgenden GIS-Anlagengenerationen bestätigt.<br />
Verschiedene GIS-Hersteller<br />
Aus der Praxis ist bekannt, dass e<strong>in</strong>ige GIS-Fabrikate zuverlässiger s<strong>in</strong>d als andere. Daher<br />
sollen die fünf verschiedenen 123-kV- und die drei verschiedenen 420-kV-Fabrikate aus dem<br />
Datenkollektiv des GIS-Anwenderforums unter diesem Gesichtspunkt näher untersucht<br />
werden. Die Ergebnisse für die beiden meist vertretenen Fabrikate s<strong>in</strong>d <strong>in</strong> <strong>Bild</strong> 13.29 zu<br />
f<strong>in</strong>den.<br />
123 kV 420 kV<br />
Failure rate /100 bay years<br />
manufact. A<br />
0,30<br />
0,25<br />
0,20<br />
0,15<br />
0,10<br />
0,05<br />
mean value for 3 years, manufact. A<br />
mean value for 3 years, manufact. B<br />
0,030<br />
0,025<br />
0,020<br />
0,015<br />
0,010<br />
0,005<br />
0,00<br />
0,000<br />
0 10 20 30 40<br />
service years<br />
Failure rate/100 bay years<br />
manufact. B<br />
failure rate / 100 bay years<br />
0,30<br />
0,25<br />
0,20<br />
0,15<br />
0,10<br />
0,05<br />
mean value of 3 years, manuf. A<br />
mean value of 3 years, manuf. B<br />
0,00<br />
0 5 10 15 20 25 30<br />
service years<br />
<strong>Bild</strong> 13.29:<br />
Fehlerraten von 123-kV- und 420-kV-GIS-Anlagen zwei verschiedener Fabrikate <strong>in</strong><br />
Abhängigkeit der fehlerfreien Betriebszeit<br />
184
Es zeigt sich, dass <strong>in</strong>sbesondere bei den 123-kV-Anlagen beachtliche Abweichungen <strong>in</strong> den<br />
Fehlerraten der verschiedenen Fabrikate festzustellen s<strong>in</strong>d (man beachte die unterschiedliche<br />
Skalierung zwischen Fabrikat A und B). Die Fehlerrate von Fabrikat A liegt nahezu e<strong>in</strong>e<br />
Größenordnung höher als die von Fabrikat B. Bei beiden Fabrikaten ist e<strong>in</strong> Anstieg der<br />
Fehlerraten nach e<strong>in</strong>er bestimmten Betriebszeit zu erkennen. Bei Fabrikat A tritt dieser Anstieg<br />
sehr deutlich nach 20…25 Betriebsjahren auf. Bei Fabrikat B ist ebenfalls e<strong>in</strong>e ansteigende<br />
Fehlerrate nach 30…35 Betriebsjahren zu f<strong>in</strong>den, aber weniger ausgeprägt als bei<br />
Fabrikat A.<br />
Konsequenzen für Instandhaltung von GIS-Anlagen<br />
Aus den <strong>Bild</strong>ern 13.25 und 13.26 ist zu erkennen, dass nach e<strong>in</strong>er bestimmten Betriebszeit<br />
auf Grund des Anstiegs der Fehlerraten Alterungsphänomene nicht ausgeschlossen werden<br />
können. Daher ist zu klären, bei welchen Komponenten der Fehlerursprung zu suchen ist und<br />
durch welche Maßnahmen diese Fehler <strong>in</strong> Zukunft vermieden werden könnten. <strong>Bild</strong> 13.30<br />
zeigt, an welchen Komponenten die Fehler aufgetreten s<strong>in</strong>d.<br />
123 kV<br />
SS;SS-<br />
Rohre,<br />
32%<br />
Mess-<br />
Wandler<br />
21%<br />
andere,<br />
z. B.<br />
Leist.-Sch.<br />
14%<br />
Trenn-<br />
Schalt,<br />
Erd.-Schalt.<br />
33%<br />
Mess-<br />
Wandler.<br />
9%<br />
420 kV<br />
SS,<br />
Rohrverb.<br />
27%<br />
Trenn-<br />
Schalt.,<br />
Erd.-Schalt.<br />
46%<br />
andere,<br />
z. B.<br />
Leist.-<br />
Schalter<br />
18%<br />
<strong>Bild</strong> 13.30:<br />
Wesentliche Fehlerorte <strong>in</strong> 123-kV- und 420-kV-GIS<br />
<strong>Bild</strong> 13.30 macht deutlich, dass die Mehrzahl der Fehler ihren Ursprung <strong>in</strong> Trenn- und<br />
Erdungsschaltern hat. Es ist davon auszugehen, dass diese Fehler durch Partikel verursacht<br />
wurden, die im Laufe der Betriebszeit durch Abrieb bei Schalthandlungen entstanden s<strong>in</strong>d.<br />
Bei 123-kV-GIS-Anlagen hat e<strong>in</strong> gewisser Anteil von Fehlern se<strong>in</strong>en Ursprung <strong>in</strong> Messwandlern.<br />
In der ersten Generation der 123-kV-GIS-Anlagen wurden Spannungswandler und<br />
teilweise auch Stromwandler aus Epoxidharz gefertigt. Aber se<strong>in</strong>er Zeit war diese Technologie<br />
noch nicht so ausgereift, dass große Komponenten fehlerfrei gefertigt werden konnten.<br />
So traten nach e<strong>in</strong>er gewissen Betriebszeit Fehler im Feststoffmaterial auf. Fehler <strong>in</strong> Sammelschienen<br />
oder Rohrabschnitten machen 30% aus und traten hauptsächlich <strong>in</strong> der Nähe von<br />
Isolatoren auf.<br />
Diese Erkenntnisse sowie der Anstieg der Fehlerraten nach 20 bis 25 Jahren sollte beim Instandhaltungsprozess<br />
berücksichtigt werden. Gehäuse, die Trenn- und/oder Erdungsschalter<br />
enthalten, sollten nach 20 bis 25 Jahren <strong>in</strong>spiziert und gere<strong>in</strong>igt werden, <strong>in</strong>sbesondere bei<br />
Schaltgeräten mit hohen Schaltzahlen. Daneben sollten Epoxidharz isolierte Messwandler<br />
durch SF6-isolierte Stromwandler bzw. SF6-Folien isolierte Spannungswandler ersetzt<br />
werden, wie es heute <strong>in</strong> allen Spannungsebenen üblich ist. E<strong>in</strong>e weitere Fehlerursache s<strong>in</strong>d<br />
Partikel, die sich auf Isolatoroberflächen angelagert haben. Daher sollten Rohrabschnitte mit<br />
horizontal angeordneten Isolatoren <strong>in</strong> dieser H<strong>in</strong>sicht überprüft werden.<br />
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Verhalten GIS der neueren Generationen<br />
Es ist davon auszugehen, dass das Betriebsverhalten von GIS-Anlagen der neueren Generationen<br />
besser und die Nutzungsdauer entsprechend länger se<strong>in</strong> wird. E<strong>in</strong>e Vielzahl von<br />
Fehlern der ersten Generationen wird <strong>in</strong> modernen GIS-Anlagen nicht mehr auftreten, da e<strong>in</strong>e<br />
Vielzahl von Design-Verbesserung durchgeführt worden s<strong>in</strong>d. E<strong>in</strong>ige sollen im Folgenden<br />
erläutert werden:<br />
• Trennschalter: Die dynamische und statische Feldsteuerung erfolgt durch große<br />
Schirmelektroden, so dass die Ansammlung von Feststoffmaterial zur Feldsteuerung<br />
vermieden wird (<strong>Bild</strong> 13.31a).<br />
• Spannungswandler: SF6-Folien isolierte Spannungswandler werden <strong>in</strong> allen<br />
Spannungsebenen an Stelle von Epoxidharzwandlern e<strong>in</strong>gesetzt (<strong>Bild</strong> 13.31b). Die<br />
Isolierkörper der Epoxidharzwandler erfordern e<strong>in</strong>e hohe Fertigungstechnologie, wie<br />
sie bei den ersten Generationen noch nicht gegeben war.<br />
• Horizontal angeordnete Isolatoren: Solche Isolatoren werden soweit wie möglich<br />
vermieden. Wenn erforderlich, werden horizontal angeordnete Isolatoren mit Rippen<br />
oder Partikelfallen ausgeführt. Diese Maßnahmen verh<strong>in</strong>dern die Ansammlung von<br />
Partikeln auf der Isolatoroberfläche (<strong>Bild</strong> 13.31c).<br />
a)<br />
c)<br />
Ke<strong>in</strong>e horizontalen Isolatoren<br />
b)<br />
Partikelfallen<br />
Rippen<br />
<strong>Bild</strong> 13.31:<br />
Design-Verbesserungen bei modern GIS-Anlagen<br />
a) Trennschalter, b) Spannungswandler, c) Isolatoren<br />
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