170 Bild 13.1: Einteilung eines Leistungsschalters in ...

13. Betriebserfahrungen
Die genaue Analyse der Betriebserfahrungen ist eine wichtige Voraussetzung für eine zielgerichtete
Neu- und Weiterentwicklung der Hochspannungsbetriebsmittel, sie liefert das Feedback
für die Optimierung der Instandhaltung, ermöglicht eine qualifizierte Abschätzung der
Lebensdauer und gibt wichtige Hinweise für den Einsatz von Monitoring- und
Diagnoseeinrichtungen.
Im Folgenden sollen Fehlerraten, -schwerpunkte, -ursachen und Abhilfemaßnahmen für
• Leistungsschalter
• Trennschalter
• Gasisolierte Schaltanlagen (GIS)
betrachtet werden.
13.1 Fehlerschwerpunkte und Fehlerraten bei Leistungsschaltern, Abhilfemaßnahmen
In der Mitte der 1970ger wurden SF 6 -Eindruckschalter im Hochspannungsnetz eingeführt. Ihr
Anteil an den insgesamt installierten Hochspannungsschaltern hat stetig zugenommen. Heute
SF6,
Isolation
Bild 13.1:
Steuerung und
Überwachung
00248
Hochspannung
mechanische
Kraftübertragung
Anzeigen, Zähler, Schalter,
Sensoren,...
Zeitglieder, Logik, Relais, ...
r
f
Ladeeinrichtung
Kraftübertragung
Hauptstrom- und
Lichtbogenkontakte
Antrieb
Einteilung eines Leistungsschalters in
unterschiedliche Funktionsblöcke
M
Steuer. &
Überwach.
Energiespeicher
dieser Fehler auf SF6-Leckagen zurückzuführen sind (Bild 13.2).
liegt der Anteil vielfach deutlich
über 50 %.
Zur Analyse der Fehlerschwerpunkte
wird der Leistungsschalter
in die vier in Bild 13.1
dargestellten Funktionsblöcke
aufgeteilt. Der Funktionsblock
Hochspannung wird nochmals
unterteilt in Schaltkammer mit
Hauptstrom- und Lichtbogenkontakt
sowie der mechanischen
Kraftübertragung und
SF6-Isolation. Einer internationalen
Umfrage der CIGRE entsprechend
entfallen mehr als
40% der Fehler auf den Antrieb,
gut 20% auf Steuerungs- und
Überwachungseinrichtungen
und 30% auf den Hochspannungsteil,
wobei allerdings 90%
Hochspannungsteil
Antrieb
Steuerung &
Überwachung
Sonstiges
Davon 90%
SF6-Leckagen
21%
6%
43%
30%
Bild 13.2:
Fehlerschwerpunkte von
SF6-Leistungsschaltern;
2.CIGRE-Umfrage
170

Ein ähnliches Bild ergibt sich auch auf nationaler Ebene (Bild 13.3).
50%
123 kV 245 kV 420 kV
40%
Fehlerrate
30%
20%
10%
0%
SF6-Leckagen Antrieb Sek.-Kreise Hochspgs-Teil
Bild 13.3:
Typische Fehler von
SF 6 -Schaltern
Fast 30 % der Fehler sind auf Gasleckagen zurückzuführen. Mehr als 30 % Fehler haben ihren
Ursprung im Antriebssystem und ca. 25 % in den Sekundär- und Hilfsstromkreisen, wohingegen
weniger als 10 % auf den Hochspannungsteil entfallen.
50%
123 kV 245 kV 420 kV
40%
Fehlerrate
30%
20%
10%
0%
stat. Dichtungen dynam. Dicht. Rohrverb.,
Ventile
Gehäuse
Bild 13.4:
Ursachen für Gasleckagen
Die einzelnen Fehlerschwerpunkte können in weitere Fehlerkategorien und Fehlerursachen
unterteilt werden.
SF6-Gasleckagen (Bild 13.4) sind zu einem großen Teil auf fehlerhafte statische Dichtsysteme
zurückzuführen. Hier ist insbesondere Flanschkorrosion als Ursache zu nennen.
Bild 13.5 zeigt einen Flansch dessen Dichtungsnut
durch Flanschkorrosion unterwandert worden ist, so
dass die Gasdichtigkeit dieser Flanschverbindungen
nicht mehr gegeben war. In der Folge kam es zu
erheblichen SF6-Gasverlusten. Flanschkorrosion
kann durch eine geeignete Konservierung der
Flansche, z. B. mit Silikonfett vermieden werden.
Einen deutlichen Fehlerschwerpunkt bilden aber
auch Undichtigkeiten an dynamischen Dichtungen
sowie an Rohrverbindungen und Ventilen.
171
Dichtungsnut
unterwandert
Korrosions
-produkte
Bild 13.5:
Flansch mit Spaltkorrosion

Undichtigkeiten an Gehäusen sind gering, seitdem strenge Dichtigkeitsprüfungen an den
betreffenden Bauteilen durchgeführt werden.
Die Fehler am Antriebssystem (Bild 13.6) können unabhängig vom Antriebsprinzip – Federspeicher-
bzw. Hydraulikantrieb – betrachtet werden. Die Fehler am Energiespeicher – Federbzw.
Stickstoffspeicher – sind in erster Näherung proportional zur Spannungsebene. Was
darauf zurückzuführen ist, dass bei 420-kV-Schaltern diese Antriebselemente in jedem
Schalterpol vorhanden sind, wohingegen 123-kV-Schalter gewöhnlich einen gemeinsamen
Antrieb pro Schalter besitzen. Bei den Überwachungseinheiten kann man auf Grund der starken
Unterschiede bei den verschiedenen Herstellern keine eindeutige Tendenz erkennen.
80%
60%
123 kV 245 kV 420 kV
Fehlerrate
40%
20%
0%
Energiespeicher
Ladeeinricht.
Steuerung,
Überwach.
Bild 13.6:
Ursachen für Fehler
am Antrieb
Ein Beispiel für Fehler an den Steuerungs- und Überwachungseinrichtungen eines hydraulischen
Antriebssystems zeigt Bild 13.7. Klebrige Rückstände auf dem hydraulischen Auslöser
des Ausventils haben die Auslösung des Schalters trotz anstehendem Auskommando
verhindert. Bei sämtlichen Schaltern der betroffenen Schalterserie mussten die Auslöser überprüft
werden. Im ersten Schritt wurde die
Mindestauslösespannung kontrolliert.
Eine Mindestauslösespannung >160 Volt
war ein erster Hinweis auf eine Unregelmäßigkeit
am Auslöser. Im nächsten
Schritt wurde die Auslösecharakteristik,
d. h. der zeitliche Verlauf des Stromes im
Auslöser sowie die Schaltzeit, überprüft
und mit der Sollcharakteristik verglichen.
Im letzten Schritt wurden die Auslöser
dann im Rahmen der planmäßigen
Instandhaltung in einer Sondermaßnahme
gereinigt.
Bild 13.7:
Klebrige
Rückstände
Klebrige Rückstände als Ursache
für das Fehlverhalten eines
hydraulischen Auslösers
172

80%
123 kV 245 kV 420 kV
60%
40%
20%
0%
Relais,
Schütze
Hilfsschalt. Sensoren Verdraht.
Bild 13.8
Ursachen für Fehler in Sekundärund
Hilfsstromkreisen
Bei den Sekundär- und Hilfsstromkreisen (Bild 13.8) verursachen Relais und Schütze die
meisten Fehler. Unzureichende Langzeitstabilität und mangelnde elektromagnetische Verträglichkeit
von elektronischen Relais sind hier die wesentlichen Fehlerursachen. So ist es häufig
zu Ausfällen bei Schaltvorgängen oder anlagennahen Blitzeinschlägen gekommen. Nachdem
Sekundäreinrichtungen gem. VDE 0670 Teil 1000 mit einem HF-Test und Burst-Test geprüft
werden, treten diese Fehler nicht mehr auf. Aber auch Sensoren und hier insbesondere SF 6 -
Dichtemesser bilden einen deutlichen Fehlerschwerpunkt.
Fehler im Hochspannungsteil sind relativ selten. Der Zustand der Schaltkammer kann durch
Diagnosemessungen ermittelt werden oder bei Kenntnis des Summenkurschluss-Ausschaltstromes
abgeschätzt werden. Unregelmäßigkeiten am Kontaktsystem können durch Messung
des dynamischen Kontaktwiderstandes aufgefunden werden. So kann man den in Bild 13.9 a
dargestellten Defekt am Abbrandkontakt durch einen erhöhten Übergangswiderstand vom
Hauptkontakt- auf das Abbrandkontaktsystem bei der dynamischen Kontaktwiderstandsmessung
feststellen (Bild 13.9 b).
Abbrandkontakt
Hauptkontakt
Abgebrochener
Abbrandfinger
Kontaktwiderstand
Dauerstromkontakt
Abbrandkontakt,
defekt
Abbrandkontakt,
einwandfrei
Bild 13.9 a:
Kontaktsystem mit defektem Abbrandkontakt
Zur Ermittlung des Summenkurschluss-Ausschaltstromes wurden alle Kurzschluss-Ausschaltungen
über einen Zeitraum von 10 Jahren ausgewertet und auf eine Nutzungsdauer von
35 Jahren der Leistungsschalter hochgerechnet und mit dem max. zulässigen Summenkurzschluss-Ausschaltstrom
verglichen. Da die geschalteten Kurzschlussströme nur bei
einigen wenigen Schaltern bekannt waren, wurden Kurzschlussströme durch folgende
Näherungslösungen ermittelt:
• 1. Schritt: Alle Fehler Klemmen-Kurzschlüsse
• 2. Schritt: Fehler gleichmäßig auf Leitung verteilt
173
Kontaktweg
Bild 13.9 b:
Dynamischer Kontaktübergangswiderstand

• 3. Schritt: Wie 2., jedoch unter Berücksichtigung des stromabhängigen Summenschaltvermögens
des Leistungsschalters, z. B. SF 6 -Schalter: 7 x I kn , aber 30 x 0,5 I kn
a)
b)
Schalter
200
150
100
245- & 420-kV-SF6-Pole
1446 Pole I kTF = 0
Schalter
200
150
100
245-kV- & 420-kV-SF6-Pole
1446 poles I kMC = 0
50
50
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
0
0 1 2 3 4 5 6 7
Bild 13.10:
I kTF / I rb
I kMC / I rb
Summenkurzschluss-Strom über eine Betrachtungszeitraum von 10 Jahren
a) alle Kurzschlüsse Klemmenkurzschlüsse
b) Kurzschlüsse gleichmäßig über die Leitung verteilt
Bild 13.10 zeigt die Ergebnisse für Schritt 1 und 2. Es ist zu erkennen, dass bei der sehr ungünstigen
Annahme gem. Schritt 1 (Bild 13.10 a) eine Vielzahl der Schalter den durch die
Vorschriften abgedeckten Summenkurzschlussstrom von 3 x I kn überschreiten. Bei Annahme
des mehr praxisnahen Schritts 2 (Bild 13.10 b) reduziert sich die Anzahl deutlich.
Um das stromabhängige Kurzschlussschaltvermögen eines Leistungsschalters zu berücksichtigen,
wird die aus Herstellerangaben abgeleitete Dauerstandsfestigkeit (Anzahl der zulässigen
Schaltungen in Abhängigkeit des Verhältnisses geschalteter Kurzschlussstrom zu Nennkurzschlussstrom)
herangezogen (Bild 13.11). Die unterschiedlichen Angaben werden durch
eine Grenzkurve 1 angenähert. Danach kann ein Leistungsschalter mindestens 7-mal den
Nenn-Kurzschlussstrom oder 100-mal 20% des Nenn-Kurzschlussstromes schalten.
1
Bild 13.11:
Elektrische Dauerstandsfestigkeit von verschiedenen
SF6-Leistungsschaltern
174

Schalter
140
120
100
80
60
40
20
0
242
245 kV (449 Pole)
420 kV (220 Pole)
245 kV: 922 Pole ♠ ♠R= 0
420 kV: 296 Pole ♠ ♠R= 0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
♠ 9
ΣRR MC
MC
Bild 13.12: Summen-Kurzschluss-Ausschaltstrom über 10 Jahre mit
stromabhängigem Kurzschlussschaltvermögen
ΣR MC akkumulierte Reduktion des Summenschaltvermögens
Aus Bild 13.12 geht hervor, dass nur einige wenige Schalter im Betrachtungszeitraum von
10 Jahren mehr als 30% des zulässigen Summenschaltvermögens erreichen. Eine Extrapolation
auf eine Nutzungsdauer von 35 Jahren zeigt Tabelle 13.1. Danach erreichen nur wenige
Schalter nach der Nutzungsdauer von 35 Jahren das max. zulässige Summenkurzschlussschaltvermögen.
Schalterpole
insgesamt
Schalterpole als unkritisch
klassifiziert
Σ I kTF Σ I kMC Σ ΔR MC
245 kV
SF6 1371 95% 97% 99%
420 kV
SF6 516 88% 96% 99%
alles Klemmenkurzschlüsse
Kurzschlüsse über Ltg. verteilt
Mit stromabhängigem Kurzschlussschaltvermögen
Tabelle 13.1:
Summen-Kurzschluss-Ausschaltstrom bezogen auf Nutzungsdauer von
35 Jahren
13.2 Einsatz von Überwachungs- und Diagnosesystemen
Die Analyse der Betriebserfahrungen zeigt, dass zur Überwachung des Leistungsschalters
vorrangig die Zustandsgrößen des Antriebs, wie Antriebsbewegung, Energiespeicher und
Ladeeinrichtung zu erfassen sind. Daneben ist eine permanente Überwachung der SF 6 -Dichte
sowie der Sekundär- und Hilfsstromkreise sinnvoll. Der Hochspannungsteil weist nur geringe
Fehlerraten auf. Eine Zustandserfassung ist mit Hilfe von Diagnosemessungen, z. B. Messung
des statischen und dynamischen Kontaktwiderstandes, möglich. Der Verschleiß des Kontaktsystems
kann durch Ermittlung des stromabhängigen Summenkurzschluss-Schaltvermögens
abgeschätzt werden.
13.2 Optimierung der Instandhaltung
SF6-Blaskolbenschalter sind Ende der 1970ger eingeführt worden. Sie stellen die 1. Generation
dieser Schaltertechnologie dar. Die Weiterentwicklung erfolgte in der 2. Generation in
den 1980gern und 90gern. Seit Anfang der 1990ger kam dann der SF6-Selbstblasschalter,
175

hauptsächlich mit Federspeicherantrieb als 3. Generation zum Einsatz. Da die ältere Technologie
in den nächsten 10 Jahren vollständig ersetzt, im Wesentlichen durch SF6-Selbstblasschalter,
ist eine systematische Auswertung der Betriebserfahrungen mit neuer
Technologie sowie der Vergleich mit der alten Technologie für eine Weiterentwicklung und
Optimierung der Instandhaltung von Interesse. Daher soll im Folgenden ein Vergleich SF6-
Leistungsschalter der ersten und der letzten Generation, d. h. Blaskolben- und Selbstblasschalter,
vorgenommen werden.
In Bild 13.13 wird ein Vergleich der 1. und 2. Generation (Blaskolbenschalter) mit der
3. Generation (Selbstblasschalter) vorgenommen. Die mittlere Fehlerrate unterscheidet
zwischen Fehlern, die im laufenden Betrieb aufgetreten sind, und solchen, die bei Instandhaltungsmaßnahmen
gefunden wurden.
Mittlere Fehlerrate
8
Betrieb
Inspektion
Typdaten
6
Typ A
1. & 2. G
Typ B
1. & 2. G
Typ C
3.G
Typ D
3.G
[ % / a ]
4
2
Antrieb Hydraulik Feder Feder Feder
Lichtbogenlöschtechnik
Blaskolben
Blaskolben
Selbstblas
Selbstblas
Anzahl LS 217 353 528 450
0
Typ A- Typ B- Typ C- Typ D-
1.G
& 2. Gen. 1.G 2.G3. Gen. 2.G
Mittleres Alter 21,7 21,6 5,2 4,6
Baujahre
1979-
1988
1981-
1996
1996-
2007
1995-
2006
Bild 13.13:
Fehlerraten der 1. und 2. Generation (Blaskolbenschalter) und der
3. Generation (Selbstblasschalter)
Aus Bild 13.13 geht hervor, dass die 3. Generation zwar eine geringere Fehlerrate aufweist,
das Verhalten jedoch stark typabhängig ist. Daher ist bei der Optimierung der Instandhaltung
das Fehlerverhalten des jeweiligen Typs zu berücksichtigen. Unter diesem Gesichtspunkt ist
in Bild 13.14 das Fehlerverhalten von vier verschiedenen Leistungsschaltertypen dargestellt.
Aus den Ergebnissen werden Möglichkeiten zur Optimierung der Instandhaltung abgeleitet.
Bei Typ A – einem SF6-Leistungsschalter der 1. Generation – steigt die Fehlerrrate mit
wachsender Betriebszeit deutlich an. Das trifft sowohl auf die Fehler während des laufenden
Betriebes als auch auf die bei Instandhaltungsmaßnahmen aufgefundenen Fehler zu. Dieser
Leistungsschaltertyp weist damit deutlichen Instandhaltungsbedarf auf. Eine Verlängerung
der Instandhaltungsintervalle würde sich negativ auf das Fehlerverhalten auswirken und die
Zuverlässigkeit weiter verschlechtern. Typ B – ein SF6-Leistungsschalter aus den Anfängen
der 2. Generation – zeigt ein wesentlich besseres Verhalten. Hier ist eine Optimierung der
Instandhaltung durch Verlängerung der Intervalle möglich. Bei Typ C – einem SF6-
Leistungsschalter der 3. Generation – steigt die Fehlerrate am Ende der relativ kurzen
Betriebszeit deutlich an. Dieser Schalter hat nach acht Jahren offensichtlichen Instandhaltungsbedarf.
Eine Verlängerung der Intervalle ist nicht zu empfehlen. Typ D – ebenfalls ein
SF6-Leistungsschalter der 3. Generation – verhält sich wesentlich besser. Hier ist eine
Verlängerung der Instandhaltungsintervalle möglich. Da während des Betriebes mehr Fehler
auftreten als bei der Instandhaltung erkannt werden, ist eine Überarbeitung der Instandhaltungsmaßnahmen
sinnvoll.
176

•Typ A
20
Betrieb
Inspektion
•Typ C
20
Betrieb
Inspektion
Relative Ereignishäufigkeit (%)
Relative Ereignishäufigkeit (%)
15
10
5
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
•Typ B
Betriebsjahr
20
15
10
5
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28
Betriebsjahr
Relative Ereignishäufigkeit (%)
Relative Ereignishäufigkeit (%)
15
10
5
0
0 2 4 6 8 10 12
•Typ D
Betriebsjahr
Betrieb Inspektion
20
15
10
5
0
0 2 4 6 8 10 12
Betriebsjahr
Bild 13.14:
Fehlerraten verschiedener Leistungsschaltertypen (1., 2. & 3. Generation)
und Möglichkeiten zur Optimierung der Instandhaltung
110-kV-Blaskolbenschalter
Sek.- &
Hilfsstromkreise
23%
Betrieb
Antrieb
42%
110-kV-Selbstblasschalter
Sek.- &
Hilfsstromkreise
60%
Betrieb
Antrieb
8% Insulation
16%
Sonstiges
8%
47%
Bild 13.15:
Insulation
26%
Sek.- &
Hilfsstromkreise
Inspektion
Sonstiges
10%
Hochspgs-Teile
1%
Antrieb
23%
Hydraulischer Antrieb → wesentliche
Fehlerursache: “Antrieb“
Insulation
8%
Hochspgs-
Teile
12%
Blaskolbenschalter im Vergleich zu Selbstblasschalter (1. & 2. Gen. im
Vergleich zu 3. Gen.) Fehlerverteilung bez. auf Funktionsgruppen
Die Fehlerschwerpunkte haben sich, wie aus Bild 13.15 hervorgeht, verschoben. Während bei
der 1. Und 2. Generation die Fehler am Antrieb dominieren, sind bei der 3. Generation
vorwiegend Fehler in den Sekundär- und Hilfsstromkreisen und vereinzelt auch SF6-
Leckagen aufgetreten. Durch den Wechsel der Antriebstechnologie von Hydraulik auf Federspeicher
konnte die Zuverlässigkeit der Antriebe erheblich gesteigert werden.
177
Sek.- &
Hilfsstromkreise
49%
Inspektion
Antrieb
3%
Federspeicher→ wesentl.
Fehlerursach.: „Sek.- &
Hilfsstromkreise, SF6-Leckagen“
Sonstiges
16%
Insulation
20%
Sonstiges
28%

Um eine hohe Verfügbarkeit der Leistungsschalter sicherzustellen und eine qualifizierte
Optimierung der Instandhaltung vornehmen zu können, ist daher eine permanente Analyse der
Betriebserfahrungen sinnvoll. Durch diese Maßnahmen kann neben einer hohen Verfügbarkeit
auch eine hohe Wirtschaftlichkeit erreicht werden.
13.2 Fehlerraten und Fehlerschwerpunkte bei Trennschaltern, Abhilfemaßnahmen
Die Betriebserfahrungen mit Trennschaltern sind in der Vergangenheit weniger intensiv
betrachtet worden als die von Leistungsschaltern. Erst die neueste CIGRE-Umfrage, deren
Ergebnisse in Kürze veröffentlicht werden, beschäftigt sich auch mit der Zuverlässigkeit von
Trennschaltern. Dabei ist die Zuverlässigkeit von Trennschalter mit entscheidend für die
Verfügbarkeit eines Schaltfeldes und eine Schaltanlage, denn in einem Schaltfeld sind neben
einem Leistungsschalter mindestens zwei Trennschalter in Betrieb und der Ausfall eines
Sammelschienen-Trennschalters führt nicht nur zum Ausfall des Schaltfeldes sondern der
gesamten Sammelschiene. Daher ist eine Analyse des Fehlerverhaltens und der Fehlerschwerpunkte
von Trennschalter auch unter diesen Gesichtspunkten von Interesse.
Bild 13.16:
Fehlerraten von 420-kV-Trennschaltern
Bild 13.16 zeigt die Fehlerraten von 420-kV-Trennschaltern vom Beginn der 1980er Jahre bis
zur ersten Hälfte der 2000er Jahre wiederum aufgeteilt nach den Funktionsgruppen Antrieb,
Steuerung und Hochspannungsteil. Ende der 1990er Jahre ist ein deutlicher Anstieg der
Fehlerraten zu erkennen, wobei die Steuerungsfehler, aber insbesondere die Antriebsfehler
erheblich zugenommen haben. Die wesentlichen Fehlerursachen und Fehlerauswirkungen
sind in Tabelle 13.2 aufgeführt und sollen im Folgenden näher erläutert werden.
Tabelle 13.2: Fehlerursachen und Fehlerauswirkungen
Fehlerursachen
Verkleben der Motorbremsbacken
Unterbrechung oder Kurzschluss der
Bremsmagnetspule
Durchbrennen des Motoranlaufwiderstandes
Fehlerauswirkungen
Blockierung des Antriebsmotors
Erhöhung der Motorstromaufnahme und
Unterbrechung durch Motorschutzrelais
Unterbrechen des Motorstromkreises
178

Bild 13.17 zeigt den Trennschalterantrieb mit seinen Einzelkomponenten. Im rechten Bild ist
der Antrieb nach Entfernen der Steuerplatte zu erkennen. Durch Eindringen von Feuchtigkeit
über die Wellenabdichtung und die Türdichtung ist in der Folge zu einem Festbacken der
Bremsmagnetspule des Antriebsmotors und zum Auslösen der Motorstromabsicherung bzw.
zu einem Durchbrennen des Motoranlaufwiderstandes gekommen (Bild 13.18).
Antriebskinematik
Antriebsmotor
Getriebe
(Antriebsmotor)
Bild 13.17:
Steuerplatte
Hilfsschalter
Trennschalterantrieb mit Komponenten
Welle für
Handkurbel
Platine mit Dämpfungswiderständen
Bremsmagnetspule
Motoranlaufwiderstand
Bild 13.18:
Ausgefallene Antriebskomponenten
Als Abhilfemaßnahme wurde neben einer verbesserten Abdichtung gegen Feuchtigkeitseintritt
die Bremsmagnetspule, die einen unzulässigen Nachlauf des Antriebs verhindern soll,
demontiert und durch eine Dämpfungsschaltung ersetzt (Bild 13.19). Darüber hinaus wurde
der Widerstand zur Begrenzung des Motoranlaufstromes, der konzeptgemäß nach 500 ms abgeschaltet
werden sollte und daher nur für die Kurzzeitbelastung durch im Motoranlauf ausgelegt
war, gegen einen Dauerstrom tauglichen Widertand ausgetauscht.
Widerstand mit
Schutzblech
Bild 13.19:
Abhilfemaßnahmen zur Vermeidung
von Ausfällen am Antrieb
179

Die vorgenannten Abhilfemaßnahmen wurden in einer Sondermaßnahme in den betreffenden
Trennschalterantrieben nachgerüstet. Die Fehlerrate ist inzwischen auf das Niveau von vor
dem Jahr 2000 zurückgegangen. Daneben wurden diese Maßnahmen auch bei allen neuen
Antrieben eingeführt.
13.3 Fehlerschwerpunkte in GIS-Anlagen
Die im Folgenden dargestellten dielektrischen Fehlervon GIS-Anlagen, d. h. Fehler mit Lichtbogenauswirkung,
beziehen sich auf Umfragen der CIGRE und auf Betriebserfahrungen, die
im Rahmen des GIS-Anwenderforums an der TU Darmstadt gesammelt wurden. Die
betrachtete GIS-Population ist aus Bild 13.20 zu entnehmen.
a) b)
bays installed
2500
2000
1500
1000
500
bays
bay years
2 350
62 200
75000
60000
45000
30000
15000
bay years
bays installed
200
150
100
50
bays
bay years
185
10 100
12000
9000
6000
3000
bay years
0
0
0
0
Bild 13.20:
year
Anzahl der installierten Schaltfelder und Feldbetriebsjahre
a) 123-kV-GIS-Population b) 420-kV-Population
year
Aus der Statistik des GIS-Anwenderforums geht hervor, dass die erste 123-kV-GIS-Anlage
1967 installiert wurde. Inzwischen sind etwa waren 2 350 Schaltfelder in Betrieb. Die mit
diesem Kollektiv gesammelten Betriebserfahrungen belaufen sich auf etwa 62 200
Feldbetriebsjahre.
In der 420-kV-Ebene wurden die ersten GIS-Anlagen 1977 errichtet. Bis 2011 wurden nahezu
200 Felder installiert. Die bis heute gesammelten Betriebserfahrungen betragen mehr als
10 000 Feldbetriebsjahre.
Tabelle 13.3:
CIGRE
3. Umfrage
GIS
Userforum
100 -
200 kV
300 -
500 kV
123 kV
420 kV
Fehlerraten entsprechend der 3. CIGRE-Umfrage und der Statistik des GIS-
Anwenderforums
1979- 1984- 1989- 1994- 1999- 2004-
Herstellungszeitraum

In Tabelle 13.3 werden die Fehlerraten für verschiedene Herstellungszeiträume verglichen.
Aus beiden Statistiken geht eine fallende Tendenz bezogen auf die betrachteten Herstellungszeiträume
hervor. Nur der letzte Herstellungszeitraum zeigt in der CIGRE-Statistik eine leicht
steigende Fehlerrate. Dieses Ergebnis macht deutlich, dass die Hersteller das Feedback aus
den Betriebserfahrungen genutzt haben, um die Zuverlässigkeit der GIS-Anlagen zu
verbessern.
Gasfeuchte
7%
Bild 13.21:
Abschirmelektroden
18%
Feststoff-
Isolation
10%
Unbekannt
11%
Kein Fehler in
Isolation
8%
Stromtragende
Kontakte
11%
Isol. Koord. von
Trennschaltern
10%
Spitzen /
Partikel auf HV
5%
Fehlerursachen gem. CIGRE-Statistik
Partikel &
Fremdkörper
20%
Als Fehlerursachen kommen
in Frage Spitzen und
feststehende Partikel auf dem
Hochspannungsleiter, Partikel
auf der Oberfläche von
Isolatoren sowie mangelnde
Isolationskoordination von
Trenn- und Erdungsschaltern
bei Schaltvorgängen (Bilder
13.21 und 13.22). Die Fehlerursachen
sind bei 123-kVund
420-kV-Anlagen ähnlich.
Bei 123-kV- Anlagen kommt
unzureichende Langzeitfestigkeit der Feststoffisolierung, insbesondere bei Strom- und Spannungswandlern
hinzu. Diese Fehlerursache ist bei 420-kV-Anlagen nicht zu finden, da die
Wandler in dieser Spannungsebene wie heute in allen Spannungsebenen üblich in SF6-Isolierung
bzw. SF6-Folienisolierung ausgeführt wurden.
Abschirm. u.
Elektr.
4%
Part. auf
Hochspg.
13%
123 kV 420 kV
Part. auf Isol.-
Oberfl.
30%
IC von Trennu.Erdsch
9%
Part. a. Stütz.-
Oberfl.
14%
Part. auf Geh.-
Oberfl.
14%
Part. auf
Hochspg.
29%
and. Komp. od.
unbek.
4%
Bild 13.22:
Fehler i. Festst.-
Mat.
31%
Kein Fehler in
Isol.
9%
andere Komp.
o. unbek.
14%
Fehlerursachen gem. Statistik des GIS-Anwenderforums
IC von Trennu.
Erdsch.
29%
Die Fehler sind auf unzureichendes Design, auf Fertigungsmängel und auf Mängel bei Montage
und Inbetriebnahme vor Ort zurückzuführen (Bild 13.23).
Unbekannt
9%
Verbesserte Werksprüfung,
Qualitätssicherung
Fertigung
24%
Vorort
35%
Verbesserte
Vorort-Prüfung
Design
32%
Typprüfung Bild 13.23:
Ursprung für dielektrische Fehler
181

Fertigungsfehler können durch eine verbesserte Werksprüfung und geeignete Qualitätssicherungsmaßnahmen,
Fehler Vorort durch eine verbesserte Vorortprüfung vermieden werden.
Designfehler müssen bei der Typprüfung aufgedeckt werden.
Etwa 60 bis 70 % der Fehler hätten mit einem ausreichend empfindlichen Überwachungsund
Diagnosesystem erfasst und
Entwickl.
nicht erfassbar
37%
Bild 13.24:
Unbekannt
6%
Ca. 60% der Fehler durch
Diagnostik erfassbar
Erfassbar
13%
Entwickl.
erfassbar
44%
Erfassbarkeit dielektrischer Fehler durch
geeignete Monitoring- und Diagnosesysteme
somit vermieden werden
können (Bild 13.24). Hierzu
zählen auch Fehler und
Unregelmäßigkeiten, die erst
im Laufe der Betriebszeit entstanden
sind. Insgesamt ist
die Zahl der erfassbaren
Fehler sicherlich noch höher,
da viele der nicht erfassbaren
Unregelmäßigkeiten, wie z.
B. Designfehler und
unzureichende Vorortprüfung,
bei der heutigen Anlagengeneration
mit großer
Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen
werden können.
Die Analyse zeigt, dass Überwachungs- und Diagnosesysteme sinnvoll sein können, sofern
sie eine ausreichende Empfindlichkeit besitzen.
Erste Informationen über das Betriebsverhalten können aus den Fehlerraten pro Jahr abgeleitet
werden. Fehler in der Frühphase nach Inbetriebnahme, sog. Teething Faults, sind meist
ein Zeichen von unzureichender Unversehrtheit bei Inbetriebnahme. Der Grund kann eine
unzulängliche Inbetriebnahme-Prüfung sein. Eine während der Betriebszeit ansteigende
Fehlerrate kann auf Alterungsprozesse von bestimmten Komponenten oder der gesamten
Anlage hindeuten. Im Falle von Komponenten bietet sich ein Austausch an. Ist die gesamte
Anlage betroffen, ist vermutlich das Ende der Nutzungsdauer erreicht und eine Erneuerung ist
angezeigt. In Bild 13.25 ist die Fehlerrate im jeweiligen Betriebsjahr dargestellt bezogen auf
die installierten Felder bzw. Feldbetriebsjahre.
bay years, mean value per year
bays, mean value per year
bay years, mean value for 3 years
bays, mean value for 3 years
bay years, mean value per year
bays, mean value per year
bay years, mean value for 3 years
bays, mean value for 3 years
0,30
0,90
0,60
2,40
Failure rate /100 bay years
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
0,75
0,60
0,45
0,30
0,15
0,00
Failure rate / 100 bays
1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011
1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011
123 kV year
420 kV
year
Failure rate /100 bay years
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
2,00
1,60
1,20
0,80
0,40
0,00
Failure rate / 100 bays
Bild 13.25:
Fehleeraten von 123-kV- und 420-kV-GIS im jeweiligen Betriebsjahr bezogen
auf die Anzahl der installierten Felder bzw. auf Feldbetriebsjahre
182

Es ist zu erkennen, dass die Fehlerraten im Laufe der Betriebszeit deutlich abnehmen, wobei
die Fehlerraten der 123-kV-GIS und 420-kV-GIS ähnlich sind. Nach Einführung der GIS-
Technologie sind eine Vielzahl von Frühfehler festzustellen, insbesondere bei 123-kV-
Anlagen. Ein zweiter Anstieg der Fehlerraten tritt nach 5 bis 20 Jahren nach Inbetriebnahme
der ersten GIS-Anlage auf. Die Gründe hierfür werden später analysiert.
Die Darstellung in Bild 13.25 ist geeignet für Betrachtungen zur Isolationskoordination, bei
der die jährlichen Fehlerraten, d. h. Ausfälle durch Isolationsfehler von Interesse sind. Allerdings
können hieraus keine Informationen über die Entwicklung der Isolationseigenschaften
im Laufe der Betriebszeit gewonnen werden. Hierzu muss die Fehlerrate in Abhängigkeit der
fehlerfreien Betriebszeit untersucht. Beispielsweise beträgt die fehlerfreie Betriebszeit
10 Jahre, wenn ein dielektrischer Fehler in einem GIS-Feld im 11. Betriebsjahr auftritt. Dieser
Fehler wird bezogen auf die Anzahl der Schaltfelder, die zum Zeitpunkt der Störung 11 Jahre
und mehr in Betrieb waren. Bild 13.26 zeigt die Fehlerrate bezogen auf die fehlerfreie
Betriebszeit für die gesamte Population der 123-kV- und 420-kV-Anlagen, d. h. es sind alle
Hersteller und alle Anlagengenerationen berücksichtigt.
0,10
0,08
mean value per year mean value of 3 years
mean value per year mean value of 3 years
0,25
mean value of 5 years
mean value of 5 years
0,20
0,06
0,15
0,04
0,10
0,02
0,05
0,00
0,00
0 5 10 15 20 25 30 35 40
0 5 10 15 20 25 30
123 kV service years
420 kV
service years
Failure rate /100 bay years
Failure rate /100 bay years
Bild 13.26:
Fehlerraten 123-kV- und 420-kV-GIS-Anlagen in Abhängigkeit der fehlerfreien
Betriebszeit
Die durchschnittliche Fehlerrate der 123-kV-Anlagen ist etwa halb so groß wie die der
420-kV-Anlagen. In beiden Populationen ist ein Anstieg der Fehlerraten nach ca. 20 bzw.
15 Jahren zu beobachten. Ein zweiter Anstieg ist bei den 123-kV-Anlagen nach einer
Betriebszeit von ca. 30 Jahren festzustellen. Dieses kann auf gewisse Alterungseffekte hindeuten,
deren Ursachen im Weiteren geklärt werden sollen.
mean value per year mean value for 3 years
mean value per year meanvalue of 3 years
mean value for 5 years
0,25
0,10
mean value of 5 years
0,08
≤ 1978
0,20
≤ 1988
0,06
0,15
0,04
0,10
0,02
0,05
0,00
0,00
0 5 10 15 20 25 30 35 40
0 5 10 15 20 25 30
123 kV 420 kV
service years
service years
Failure rate /100 bay years
Failure rate /100 bay years
Bild 13.27:
Fehlerraten von 123-kV- und 420-kV-GIS-Analgen installiert vor 1979 bzw. vor
1989 in Abhängigkeit der fehlerfreien Betriebszeit
183

Verschiedene GIS-Generationen
Wie aus Bild 13.1.25 zu entnehmen ist, weisen die ersten GIS-Installationen offensichtlich
Frühfehler auf. Daher soll die erste Generation der 123-kV-GIS-Technologie bis 1978 und
der 420-kV-Technologie bis 1988 separat betrachtet werden. Die Fehlerrate dieser
1. Generation in Abhängigkeit der fehlerfreien Zeit geht aus Bild 13.27 hervor.
Das Bild 13.27 zeigt deutlich, dass die Frühfehler im Wesentlichen in dieser
Anlagengeneration aufgetreten sind. Weiterhin ist auch der Anstieg der Fehlerraten nach 20
bzw. 15 Betriebsjahren auf diese Anlagengeneration zurückzuführen. Es ist von Interesse, ob
dieses Verhalten auch bei der nächsten Generation zu beobachten ist (Bild 13.28).
Failure rate /100 bay years
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
mean value per year
mean value for 5 years
mean value for 3 years
> 1978
Failure rate /100 bay years
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
mean value per year
meanvalue of 3 years
mean value of 5 years
> 1988
0,00
0,00
0 5 10 15 20 25 30 35
0 5 10 15 20
123 kV service years
420 kV
service years
Bild 13.28:
Fehlerraten von 123-kV- und 420-kV-GIS-Analgen installiert nach 1978 bzw.
nach 1988 in Abhängigkeit der fehlerfreien Betriebszeit
Das Bild 13.28 zeigt, dass die Zuverlässigkeit der Anlagengenerationen nach 1978 bzw. 1988
deutlich besser ist. Offensichtlich konnten die Frühfehler wesentlich verringert werden durch
verbessertes Design und verbesserte Qualitätssicherungsmaßnahmen im Werk und vor Ort.
Auch der Anstieg der Fehlerraten nach einer gewissen Betriebszeit ist nicht mehr
festzustellen. Es muss jedoch beobachtet werden, ob diese Tendenz sich auch in Zukunft bei
der zweiten und den folgenden GIS-Anlagengenerationen bestätigt.
Verschiedene GIS-Hersteller
Aus der Praxis ist bekannt, dass einige GIS-Fabrikate zuverlässiger sind als andere. Daher
sollen die fünf verschiedenen 123-kV- und die drei verschiedenen 420-kV-Fabrikate aus dem
Datenkollektiv des GIS-Anwenderforums unter diesem Gesichtspunkt näher untersucht
werden. Die Ergebnisse für die beiden meist vertretenen Fabrikate sind in Bild 13.29 zu
finden.
123 kV 420 kV
Failure rate /100 bay years
manufact. A
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
mean value for 3 years, manufact. A
mean value for 3 years, manufact. B
0,030
0,025
0,020
0,015
0,010
0,005
0,00
0,000
0 10 20 30 40
service years
Failure rate/100 bay years
manufact. B
failure rate / 100 bay years
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
mean value of 3 years, manuf. A
mean value of 3 years, manuf. B
0,00
0 5 10 15 20 25 30
service years
Bild 13.29:
Fehlerraten von 123-kV- und 420-kV-GIS-Anlagen zwei verschiedener Fabrikate in
Abhängigkeit der fehlerfreien Betriebszeit
184

Es zeigt sich, dass insbesondere bei den 123-kV-Anlagen beachtliche Abweichungen in den
Fehlerraten der verschiedenen Fabrikate festzustellen sind (man beachte die unterschiedliche
Skalierung zwischen Fabrikat A und B). Die Fehlerrate von Fabrikat A liegt nahezu eine
Größenordnung höher als die von Fabrikat B. Bei beiden Fabrikaten ist ein Anstieg der
Fehlerraten nach einer bestimmten Betriebszeit zu erkennen. Bei Fabrikat A tritt dieser Anstieg
sehr deutlich nach 20…25 Betriebsjahren auf. Bei Fabrikat B ist ebenfalls eine ansteigende
Fehlerrate nach 30…35 Betriebsjahren zu finden, aber weniger ausgeprägt als bei
Fabrikat A.
Konsequenzen für Instandhaltung von GIS-Anlagen
Aus den Bildern 13.25 und 13.26 ist zu erkennen, dass nach einer bestimmten Betriebszeit
auf Grund des Anstiegs der Fehlerraten Alterungsphänomene nicht ausgeschlossen werden
können. Daher ist zu klären, bei welchen Komponenten der Fehlerursprung zu suchen ist und
durch welche Maßnahmen diese Fehler in Zukunft vermieden werden könnten. Bild 13.30
zeigt, an welchen Komponenten die Fehler aufgetreten sind.
123 kV
SS;SS-
Rohre,
32%
Mess-
Wandler
21%
andere,
z. B.
Leist.-Sch.
14%
Trenn-
Schalt,
Erd.-Schalt.
33%
Mess-
Wandler.
9%
420 kV
SS,
Rohrverb.
27%
Trenn-
Schalt.,
Erd.-Schalt.
46%
andere,
z. B.
Leist.-
Schalter
18%
Bild 13.30:
Wesentliche Fehlerorte in 123-kV- und 420-kV-GIS
Bild 13.30 macht deutlich, dass die Mehrzahl der Fehler ihren Ursprung in Trenn- und
Erdungsschaltern hat. Es ist davon auszugehen, dass diese Fehler durch Partikel verursacht
wurden, die im Laufe der Betriebszeit durch Abrieb bei Schalthandlungen entstanden sind.
Bei 123-kV-GIS-Anlagen hat ein gewisser Anteil von Fehlern seinen Ursprung in Messwandlern.
In der ersten Generation der 123-kV-GIS-Anlagen wurden Spannungswandler und
teilweise auch Stromwandler aus Epoxidharz gefertigt. Aber seiner Zeit war diese Technologie
noch nicht so ausgereift, dass große Komponenten fehlerfrei gefertigt werden konnten.
So traten nach einer gewissen Betriebszeit Fehler im Feststoffmaterial auf. Fehler in Sammelschienen
oder Rohrabschnitten machen 30% aus und traten hauptsächlich in der Nähe von
Isolatoren auf.
Diese Erkenntnisse sowie der Anstieg der Fehlerraten nach 20 bis 25 Jahren sollte beim Instandhaltungsprozess
berücksichtigt werden. Gehäuse, die Trenn- und/oder Erdungsschalter
enthalten, sollten nach 20 bis 25 Jahren inspiziert und gereinigt werden, insbesondere bei
Schaltgeräten mit hohen Schaltzahlen. Daneben sollten Epoxidharz isolierte Messwandler
durch SF6-isolierte Stromwandler bzw. SF6-Folien isolierte Spannungswandler ersetzt
werden, wie es heute in allen Spannungsebenen üblich ist. Eine weitere Fehlerursache sind
Partikel, die sich auf Isolatoroberflächen angelagert haben. Daher sollten Rohrabschnitte mit
horizontal angeordneten Isolatoren in dieser Hinsicht überprüft werden.
185

Verhalten GIS der neueren Generationen
Es ist davon auszugehen, dass das Betriebsverhalten von GIS-Anlagen der neueren Generationen
besser und die Nutzungsdauer entsprechend länger sein wird. Eine Vielzahl von
Fehlern der ersten Generationen wird in modernen GIS-Anlagen nicht mehr auftreten, da eine
Vielzahl von Design-Verbesserung durchgeführt worden sind. Einige sollen im Folgenden
erläutert werden:
• Trennschalter: Die dynamische und statische Feldsteuerung erfolgt durch große
Schirmelektroden, so dass die Ansammlung von Feststoffmaterial zur Feldsteuerung
vermieden wird (Bild 13.31a).
• Spannungswandler: SF6-Folien isolierte Spannungswandler werden in allen
Spannungsebenen an Stelle von Epoxidharzwandlern eingesetzt (Bild 13.31b). Die
Isolierkörper der Epoxidharzwandler erfordern eine hohe Fertigungstechnologie, wie
sie bei den ersten Generationen noch nicht gegeben war.
• Horizontal angeordnete Isolatoren: Solche Isolatoren werden soweit wie möglich
vermieden. Wenn erforderlich, werden horizontal angeordnete Isolatoren mit Rippen
oder Partikelfallen ausgeführt. Diese Maßnahmen verhindern die Ansammlung von
Partikeln auf der Isolatoroberfläche (Bild 13.31c).
a)
c)
Keine horizontalen Isolatoren
b)
Partikelfallen
Rippen
Bild 13.31:
Design-Verbesserungen bei modern GIS-Anlagen
a) Trennschalter, b) Spannungswandler, c) Isolatoren
186