Applikations-Beispiele für SIPROTEC-Schutzgeräte

Applikations-Beispielefür SIPROTEC-Schutzgeräte2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzSchutz von kombiniertenKabel- undFreileitungsstrecken 1. Distanzschutz mit AWE auf gemischtenLeitungenBei gemischten Strecken mit Kabel und Freileitungkönnen mit einem Distanzschutzrelais 7SA6die Distanzzonensignale dazu verwendet werden,im gewissen Rahmen zwischen Kabel- und Freileitungsfehlernzu unterscheiden. Gemischte Leitungenbedeuten, dass ein Teil der zu schützendenStrecke innerhalb einer Staffelzone als Kabel undein weiterer Abschnitt als Freileitung ausgeführtist. Der Einsatz der automatischen Wiedereinschaltfunktion(AWE) ist nur auf dem Abschnittder Freileitung sinnvoll. Hierzu muss der in derStaffelung zu schützende Streckenabschnitt entsprechendselektiert werden. In dem ParametrierundProjektierungstool DIGSI kann über eineVerschaltung mittels der anwenderprogrammierbarenLogikfunktionen (CFC) die Wiedereinschaltautomatikblockiert werden, wenn einFehler im Kabelbereich vorliegt. 2. NetzkonfigurationDie Leitungsabschnitte werden im DistanzschutzrelaisSIPROTEC 7SA6 entsprechend der Netzanbindungin den Distanzzonen Z1, Z2, Z3 und Z5mit ihren Leitungsimpedanzen (Widerstandswerteder Leitung als R- und X-Werte, Resistanzwerteund Reaktanzwerte) wie gewohnt gestaffelt. DieZone Z1B wird vor allem für die Wiedereinschaltfunktionund für Zuschaltfunktionen (z.B.„Hand-Ein“) verwendet. Zur Messung und Selektierungdes Kabel- bzw. Freileitungsanteils der zuschützenden Strecke wird die Zone Z4 genutzt.Die Zone Z1B kann neben der Anwendung in derautomatischen Wiedereinschaltfunktion (AWE)außerdem zur schnellen Abschaltung der zurschützenden Strecke bei Zuschalten auf einen Fehlereingesetzt werden. Der Schutz muss in Schnellzeitauslösen, wenn beim Zuschalten auf der zuschützenden Strecke auf der Gegenseite z. B. nochder Erdungstrenner eingelegt ist. Für diese Schutzfunktionbesteht alternativ im 7SA6 außerdem dieMöglichkeit die Funktion „Hochstrom – Schnellabschaltung“zu nutzen. Beide Anwendungen sindhier ausgeführt.Bild 1 Distanzschutz SIPROTEC 7SA6Bild 2 Schutz von kombinierten Kabel- und FreileitungsstreckenIn dieser Applikation wird anhand einer allgemeinenStrecke mit zwei DistanzschutzgerätenSIPROTEC 7SA6 diese Anwendungbeschreiben.Für das Schutzrelais am Einbauort „A“ ist eine Lösungausgeführt. Hier werden mit den DistanzzonenZ1B und Z4 die Streckenabschnitte dergemischten Leitung selektiert.Das Schutzrelais am Einbauort „B“ kann für dieAWE auf gemischten Leitungen entwederüber die Distanzzone Z1B und die Hochstrom-Schnellabschaltung oderalternativ mit Staffelung der Zonen Z1B und Z4eingestellt werden.LSP2318.epsSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 3

Leitungsschutz im Verteilungsnetz 3. Einstellungen in der Projektierung in DIGSIZuerst müssen für die Parametrierung in DIGSI inder Rangiermatrix im Parametersatz für den 7SA6folgende Einträge vorgenommen werden.Rangiermatrix (Gruppe: „Automatische WE“ bzw.„Distanzschutz Allgemein“):a) FNr. 2703 – „>AWE blockieren“ rangiert auf„Quelle CFC“b) FNr. 3747 – „Distanzschutz Anregung in ZoneZ1B, L1E“ rangiert auf „Ziel CFC“c) FNr. 3748 – „Distanzschutz Anregung in ZoneZ1B, L2E“ rangiert auf „Ziel CFC“d) FNr. 3749 – „Distanzschutz Anregung in ZoneZ1B, L3E“ rangiert auf „Ziel CFC“e) FNr. 3750 – „Distanzschutz Anregung in ZoneZ1B, L12“ rangiert auf „Ziel CFC“f) FNr. 3751 – „Distanzschutz Anregung in ZoneZ1B, L23“ rangiert auf „Ziel CFC“g) FNr. 3752 – „Distanzschutz Anregung in ZoneZ1B, L31“ rangiert auf „Ziel CFC“h) FNr. 3759 – „Distanzschutz Anregung in ZoneZ4“ rangiert auf „Ziel CFC“Parametrierung: (Parametergruppe A, Distanzschutz-Polygon,Zone 4)Parameter 1335 „Verzögerungszeit T4”Die Auslösezeit für die Zone 4 (Parameter 1335 =T4) ist auf unendlich (T4 = ∞) einzustellen, dadiese Zone nur zum Selektieren des Kabel- bzw.Freileitungsanteils der Strecke genutzt wird. DieZone 4 soll in dieser Anwendung nur eine Anregungmelden. Eine Auslösung in dieser Zone istnicht relevant. Vor allem bei 1-poliger AWE-Funktion ist diese Einstellung wichtig, da die Auslösungdann ausschließlich über die Zone Z1B erfolgendarf. 4. Erstellen der LogikablaufpläneJetzt müssen nur noch die entsprechenden Logikpläneim CFC in DIGSI erstellt, verknüpft undübersetzt werden. Als Ablaufebene im CFC wirddie ‚schnelle’ PLC – Task (PLC0) verwendet.Die einzelnen Logikfunktionen und die Wirkungauf den Schutzbereich sind im Folgenden beschrieben.Für die beschriebene Strecke müssen inbeiden Distanzschutzrelais entsprechende Zuordnungenzum Erkennen des Bereichs der Freileitungmit der Ausführung einer AWE-Funktionimplementiert werden.4.1 Steuerung der automatischen Wiedereinschaltungim 7SA6 für Schutzrelais ABild 3 Steuerung der AWE für Schutzrelais A7SA6-Schutzrelais A :Die Einstellwerte der Zone Z4 entsprechen derStaffelung mit den R- und X-Werten der Kabelstrecke.Die Zone Z1B wird wie gewohnt auf ca.120 % der Leitungslänge ausgelegt. Da im Bereichder Kabelstrecke keine AWE durchgeführt werdensoll, wird über einen CFC-Plan der Bereich derFreileitung in der Zone Z1B selektiert. Mit demErgebnis des CFC-Plans (FNr. 2703 : „>AWEblk.“) kann die Wiedereinschaltung bei einemFehler im Kabelbereich (Zone Z4) blockiert werden(siehe Bild 4).>AWE blk.(FNR. 2703)Bild 4 CFC-Plan für Schutzrelais A4Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Verteilungsnetz4.2 Steuerung der automatischen Wiedereinschaltungim 7SA6 für Schutzrelais B4.2.1 Variante 1Als Ansprechwert für die Hochstrom-Schnellabschaltungwird mindestens das 2,5fache des Nennstromsder Leitung empfohlen.4.2.2 Variante 2Bild 5 Distanzschutz mit Zone Z1B und der Hochstrom –Schnellabschaltung7SA6-Schutzrelais B :Die Einstellwerte der Zone Z1B entsprechen derStaffelung mit den R- und X-Werten der Freileitung,auf der die AWE-Funktion ausgeführt werdensoll. Für eine Schnellabschaltung bei Zuschaltenauf einen Fehler wird im 7SA6 die Funktion„Hochstrom-Schnellabschaltung“ verwendet, umdie Strecke vollständig zu schützen.Die Aufgabe der Hochstrom-Schnellabschaltung istbeim Zuschalten eines Abzweigs auf einen stromstarkenKurzschluss unmittelbar und unverzögertwieder abzuschalten. Sie dient in erster Linie alsschneller Schutz beim Zuschalten eines Abzweigsmit eingelegtem Erdungstrenner, kann aber auchbei jeder Zuschaltung – also auch bei automatischerWiedereinschaltung – wirksam werden (einstellbar).Das Zuschalten der Leitung wird demSchutz von der Leistungsschalter-Zustandserkennung(Parameter 1134) mitgeteilt.Für die Verwendung der Hochstrom-Schnellabschaltungmuss die Funktion bei der Projektierungdes Geräteumfangs freigegeben worden seinund die Funktion eingeschaltet werden. Die Höhedes Kurzschlussstromes, der zur Anregung derSchnellabschaltfunktion führt, wird als „I>>>“ –Wert (Parameter 2404) eingestellt. Der Wert mussso hoch gewählt werden, dass der Schutz unterkeinen Umständen bei Überlast der Leitung oderdurch Stromerhöhung – z.B. infolge einer Kurzunterbrechungauf einer Parallelleitung – anspricht.Bild 6 Distanzschutz mit Staffelung der Zonen Z1B undZ47SA6 – Schutzrelais B :Die Einstellwerte der Zone Z4 entsprechen derStaffelung mit den R- und X-Werten der Freileitung.Die Zone Z1B wird wie gewohnt auf ca.120 % der Leitungslänge ausgelegt. Da im Bereichder Kabelstrecke keine AWE durchgeführt werdensoll, wird über einen CFC-Plan der Bereich derFreileitung in der Zone Z1B selektiert. Mit demErgebnis des CFC-Plans (FNr. 2703 : „>AWEblk.“) wird die Wiedereinschaltung bei einemFehler im Kabelbereich blockiert. Das bedeutet,dass nur bei einer Anregung des Schutzes in denZonen Z1B und Z4 eine AWE durchgeführt wird(siehe Bild 7). 5. ZusammenfassungDurch die Aufteilung in zwei Distanzschutzzonen(Z1B und Z4) ist ein Selektieren der Abschnittevon Kabel und Freileitung für mehrseitige Einspeisungenim Fehlerfall einfach zu realisieren. Inder praktischen Anwendung kann die automatischeWiedereinschaltfunktion nur auf der Freileitungbegrenzt ausgeführt werden. Ein Fehler imKabelbereich führt sofort zu einem endgültigenAus-Kommando.Wie dieses Beispiel zeigt, lassen sich mit der CFC-Logik im SIPROTEC-Distanzschutz spezielle Anforderungen,wie die Selektion des fehlerbehaftetenLeitungsabschnittes einfach und wirtschaftlichrealisieren.>AWE blk.(FNR. 2703)Bild 7CFC-Plan fürSchutzrelais BSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 5

Leitungsschutz im Verteilungsnetz6Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzEinspeisung in H-SchaltungAutomatische Umschaltung von Einspeisungenmit SIPROTEC 7SJ62 1. EinleitungLiberalisierte Energiemärkte fordern neue Lösungenbeim Betrieb elektrischer Netze. In dieserPublikation wird eine Applikation beschrieben,mit der die Versorgung einer elektrischen Anlagedurch Umschaltung von einer fehlerhaften aufredundante Einspeisung deutlich erhöht wird.Der Einfluss externer Netzstörungen wird durchschnelles Abtrennen von fehlerhaften Netzteilenund Umschalten von einer fehlerhaften zu einerfehlerfreien Einspeisung entscheidend minimiert.Diese Automatikaufgaben können heute mit modernenSIPROTEC-Schutzgeräten ohne Einsatzweiterer Geräte einfach realisiert werden. 2. Einflussgrößen der NetzverfügbarkeitUnter dem Begriff „Power Quality“ werden alleEigenschaften der elektrischen Energieversorgungzusammengefasst. Power Quality lässt sich gemäßBild 2 weiter unterteilen in Spannungsqualitätund Netzverfügbarkeit. Letztere ist eng verknüpftmit „adäquater“ Energieversorgung und der Sicherheitder Energieversorgung. Nachfolgendwird nur die Netzverfügbarkeit näher betrachtet.SystemReliabilityPowerQualityBild 2 Aufteilung von Power QualityVoltageQualityBild 1 SIVACON 400 V, mit 7SJ62 geschützte undgesteuerte LeistungsschalterDie Zuverlässigkeit eines elektrischen Netzes wirdvon einer Reihe von Faktoren bestimmt. Hierzugehören die Zuverlässigkeit jedes einzelnen Betriebsmittels,die Art und Weise der Zusammenschaltungder Betriebsmittel, d.h. die Netztopologie,die Eigenschaften der Schutzeinrichtungen,die Fernwirkausstattung, die Dimensionierung derBetriebsmittel, die Betriebsweise einschließlich derMaßnahmen zur Störungsbehebung und die Belastungdes Netzes. Das in der Netzplanung meistangewendete qualitative Kriterium ist das (n -1)Kriterium, mit dem ein Netz auf ausreichende Redundanzüberprüft werden kann. Es fordert, dassein Netz den Ausfall eines beliebigen Betriebsmittelsohne unzulässige Einschränkung seiner Funktionverkraften können muss. Das (n -1)- Kriteriumist eine pragmatische und einfach handhabbareEntscheidungsgrundlage, hat jedoch denNachteil, dass die Versorgungszuverlässigkeitnicht quantifiziert werden kann. Häufigkeit, Dauerund Umfang von Versorgungsunterbrechungenwerden nicht erfasst, so dass es z.B. nicht möglichist, verschiedene (n -1)- sichere Netzvariantenhinsichtlich der Zuverlässigkeit zu unterscheiden.Quantitative Verfahren zur Netzzuverlässigkeitsanalyseerlauben in Ergänzung zu den qualitativenVerfahren eine weitergehende Bewertung von Planungs-und Betriebsvarianten. Die Versorgungsqualitätwird durch geeignete Kenngrößenquantifiziert und ermöglicht damit z.B. die vergleichendeBeurteilung verschiedener (n -1)- sichererPlanungs- und Betriebsvarianten. Diesgestattet eine gezielte Abwägung von Kosten undNutzen einzelner Ansätze in Netzplanung und-betrieb.LSP2587.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 7

Leitungsschutz im VerteilungsnetzUmschaltungen mit redundanten Einspeisungenbedeuten Investitionen; unter Berücksichtigungdes Ausfallverhaltens der Betriebsmittel, der Netztopologie,der Schutzkonzepte, der Netzauslastung(Einspeisung und Lasten) sowie der Betriebsweisewird jedoch ein noch sicherer Netzbetriebgewährleistet. Das Ziel ist die Zuverlässigkeit desGesamtsystems, die sich in der hochverfügbarenVersorgung spezieller Kunden mit sensiblen Prozessenausdrückt. Genauere Analysen über denBelastungsverlauf von einzelnen Abzweigen oderTransformatorstationen, sowie permanente Rationalisierungsmaßnahmenbeim Betrieb der Netze,erfordern zudem einen höheren Automatisierungsgradin allen Netzbereichen.2.1 Transiente Spannungseinbrüche und TotalausfälleDie häufigste Ursache für Netzfehler und die vonihnen ausgehenden Spannungseinbrüche (Sags)oder Totalausfälle (Outages) ist Blitzeinschlag.Wie das Bild 3 zeigt, kann der Netzfehler im Übertragungsnetzoder im Verteilungsnetz vorliegen.Üblicherweise gibt es keinen Totalausfall, sonderndie verbleibende Restspannung ist größer als 70 %.Bild 3Mögliche Orte von NetzfehlernDer von Sags oder Outages ausgehende wirtschaftlicheSchaden ist enorm (Bild 4). Das folgendeBild 5 zeigt, dass Computerlasten schon bei Abweichungender Netzamplitude von ihrem Nennwertkürzer als eine Netzperiode ausfallen können.Diese so genannte ITI/CBEMA-Kurve wird weltweitals Anhaltspunkt für die Sensitivität auch andererLastarten angesetzt, da häufig entsprechendeAngaben der Hersteller nicht vorliegen. DieSchwierigkeit beim Schutz einer hochautomatisiertenFabrik besteht insbesondere in der Vielzahlder Lasten und dem Vernetzungsgrad der Lastenuntereinander.Bild 4 Typische Ausfallkosten pro Spannungseinbruch 3. Funktionsweise und Ziel der AutomatischenUmschaltungDie bisherige Vorgehensweise von Versorgungsunternehmenzur Lösung von Power Quality-Problemenwar die Information des Kunden überentsprechende Versorgungseinschränkungen. Mitder nachfolgend vorgestellten Anlagensteuerungist es möglich, durch Einsatz von Schutzgerätenmit integrierten Automatikfunktionen Lösungenzu finden um ganze Bereiche vor Totalausfällen(Outages) zu schützen.Die automatische Umschaltung ist geeignet, inkurzer Zeit mit Hilfe einer alternativen Einspeisungeine gefährdete Versorgung ab und eine redundante,sichere Versorgung einzuschalten. Übereine Unterspannungserkennung wird ein Fehlererkannt. Mit Hilfe einer gerichteten Überstromerfassungkann entschieden werden, ob es sich umeinen externen oder internen Fehler handelt. Beieinem externen Fehler erfolgt die Umschaltungauf die alternative Einspeisung. Handelt es sich jedochum einen internen Fehler, so erfolgt keineUmschaltung, um die Fehlerklärung mit denvorhandenen Schaltern herbeiführen zu könnenDas Umschalten auf die alternative Einspeisungbzw. das Kuppeln von Teilnetzen erfolgt nur dannin Schnellzeit, wenn beide Teilnetze synchronsind. Andernfalls wird gewartet, bis Synchronitätzwischen den beiden Teilnetzen herrscht oder dieSpannung soweit abgesunken ist, dass ein gefahrlosesZuschalten möglich ist. Voraussetzung ist allerdings,dass die beiden Einspeisungen nicht vomgleichen Netzfehler derart stark in ihrer Spannungsqualitätbeeinträchtigt werden, dass eineUmschaltung keinen Schutz vor Lastabwurfdarstellt.8Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBei einer schnellen Netztrennung (Ausschaltendes Schalters in der fehlerbehafteten Einspeisung)ist davon auszugehen, dass der Fehlerstrom einehöhere Verlagerung aufweist, als sie bei normalemSchalten auftritt. Dieser Umstand ist bei der Auswahlder Leistungsschalter zu berücksichtigen. Fürdie Wahl der geeigneten Schnellumschaltung istdaher eine Analyse der Netzkonfiguration undder spezifischen Anforderungen hinsichtlich derUmschaltzeit durchzuführen.Insbesondere kommen die nachfolgenden Einsatzfällein Frage:1. Umschalten von einer Einspeisung zur nächstenzum Schutz von Verbrauchern vor Spannungsausfällen.2. Netztrennung im Falle eines Fehlers auf derLastseite und dadurch Verhinderung der Auswirkungdes Fehlers auf andere Verbraucher3.1 Praktische Umsetzung des FunktionsprinzipsDie SIPROTEC-Geräte übernehmen den vollwertigenSchutz der Einspeisungen mittels gerichtetenÜberstromzeitschutz.Auf die Projektierungshinweise zum Schutz derEinspeisungen wird hier nicht weiter eingegangen.Realisiert wird die automatische Umschaltung mitmindestens zwei autark arbeitenden SIPROTEC 4-Geräten (z.B. 7SJ62), die individuell auf die Auslegungund die Randbedingungen einer Kundenanforderungin Kombination mit der bestehendenSchaltanlage bedarfsgerecht angepasst werdenkann.Dabei kann man bezugnehmend auf Kundenkriterienzwischen folgenden Umschaltmöglichkeitenunterscheiden:Überlappungsumschaltungbeide Schalter werden nahezu gleichzeitig betätigtSchnellumschaltungSchalter 1 wird geöffnet und Schalter 2 geschlossen,solange ∆U unterschritten – Motorauslaufverhaltenwird berücksichtigtLangsamumschaltungMotoren müssen ausgelaufen sein bzw. ab einerRestspannung wird zugeschaltet – Grund hoherAnlaufstrom der Motorgruppen; diese Art sollteselten sein.3.2 BeschreibungMit dem Vorwahlschalter –S100 kann die gewünschteKonfiguration als „Normalbetrieb“ ausgewähltwerden. Dabei bleibt der angewählteSchalter als „Voreingestellt OFFEN“ definiert.Dieser offene Schalter wird im Fehlerfall als Reserveschaltergesehen, der dann den fehlerbehaftetenBild 5 CBEMA-KurveBild 6 Feldanordnungund abgeschalteten Sammelschienenabschnittwieder mit Energie versorgen kann. Jeder Leistungsschalterarbeitet autark und wird von jeweilseinem einzelnen Multifunktionsgerät gesteuert.Die Geräte sind untereinander durch Binärsignalkommunikationzwischen den binären Ein- undAusgängen verbunden. So kann jedes Gerät mitden zwei anderen Geräten kommunizieren undInformationen über Schalterzustände undSchutzfunktionen austauschen.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 9

Leitungsschutz im VerteilungsnetzSo ist es möglich, einen selbst kontrollierendenAutomatismus zu erzeugen, der aber auch manuelleSteuervorgänge von außen zulässt. Die Synchronprüfungbeim Zuschalten kann von denMultifunktionsgeräten (7SJ 64) selbst, oder voneinem separaten Synchrocheck-Gerät realisiertwerden.a) Die Leistungsschalter werden durch jeglicheSchutzanregung, bei Unterspannung und beiSchalterversagen von untergelagerten Abzweigenbzw. der parallelen Einspeisung einzelnausgelöst.b) Ist die Schutzanregung durch einen Fehler außerhalbder Anlage hervorgerufen worden odersinkt die Einspeisespannung, obwohl keinKurz-/ Erdschluss vorliegt, so wird der parallelenEinspeisung eine Freigabe (Freigabe B) zumEinschalten erteilt.c) Ist in der nicht fehlerbehafteten Einspeisungder Trenner eingeschaltet und liegt eine Freigabe(2 Freigaben) von der parallelen Einspeisungvor, so wird der Leistungsschalter bei Synchronitätoder bei fehlender Spannung auf der Sammelschienezugeschaltet.Durch den Timer T1 lassen sich das Ausschaltender fehlerbehafteten Einspeisung und dasEinschalten der betriebsbereiten Einspeisungzeitlich koordinieren (Überlappungszeit).Durch Einstellung der Nachlaufzeit mittelsTimer T2 wird die maximal zulässige Zeitspanneangegeben, die zwischen dem Zuschaltenund der letzten erfüllten Synchronbedingungvergangen sein darf.LSP2586.tifDiese Konfiguration wurde in der Anlage einesKunden der Petrochemischen Industrie realisiertund läuft seit 2002 zuverlässig.Das Prinzip hat sich so bewährt, dass es dort in allenSammelschienen Anwendung findet. Von der33-kV-, über die 6,6-kV- bis hin zur 400-V-Anlage.Bild 8 8BK Luftisolierte Schaltanlage 6,6 kV, mit 7SJ63geschützte und gesteuerte Leistungsschalter 4. ZusammenfassungAuf Grund der höheren Flexibilität ist der Einsatzvon Multifunktionsgeräten, die zudem Aufgabender Steuerung und des Schutzes der Anlage übernehmen,sehr attraktiv. Es besteht großes Interessean Lösungen zum Schutz vor Totalausfällen vonganzen Fabrikanlagen. Daher hat dieser Lösungsansatzdas Potential sowohl für den Bereich Nieder-als auch Mittelspannung stärker eingesetzt zuwerden.Die ausschließlich auf SIPROTEC 4-Geräten basierendeUmschaltautomatik stellt sowohl vomInvestitionsvolumen als auch vom Engineeringaufwandeine attraktive Alternative zu existierendenProdukten dar. Die notwendigen Funktionensind vorhanden. Zur Parametrierung der Umschaltautomatikin den Geräte kann die integrierteLogik mittels CFC-Logikeditor sehr vorteilhafteingesetzt werden.Bild 7 Beispiellogik für Eingabefeld Ad) Hat der Leistungsschalter in der fehlerbehaftetenEinspeisung nicht ordnungsgemäß abgeschaltet,so wird der Leistungsschalter derbetriebsbereiten Einspeisung durch den Schalterversagerschutzwieder abgeschaltet.10Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzKoordination vonAMZ-Kennlinien mitSicherungen 1. EinleitungDie Aufgabe von Schutzeinrichtungen ist, betriebsmäßigauftretende Überströme zwar zuzulassen,aber eine unzulässige Belastung von Leitungenund Geräten zu vermeiden. Wegen gefährlicherAuswirkungen im Kurzschlussfall müssendie betroffenen Betriebsmittel innerhalb kürzesterZeit abgeschaltet werden. Andererseits soll durcheinen Fehler nur für möglichst wenige Verbraucherdie Versorgung unterbrochen werden.Hierzu müssen die im Netz vorhandenen Schutzgeräteden Fehler erkennen, selbst abschalten oderAuslösebefehle für die zugehörigen Schalter abgeben.Die Schutzgeräte sollen so eingestellt werden, dassein selektives Abschalten möglich ist. Absolute Selektivitätist nicht immer gewährleistet.Selektivität bedeutet, dass das dem Fehler amnächsten vorgeschalteten Schutzgerät die fehlerbehaftetenLeitungen/Geräte zuerst abschaltet. Weitervorn liegende Schutzgeräte erkennen den Fehlerzwar, schalten jedoch erst nach einer Zeitverzögerungab (Reserveschutz).Im nachfolgenden, soll der Einsatz von HH-Sicherungen(Hochspannungs-Hochleistungs-Sicherungen)und AMZ-Schutzgeräten (AbhängigerMaximal-Stromzeitschutz) sowie deren Zusammenspielgezeigt werden, siehe Bild 1. 2. Schutzgeräte2.1 HH-SicherungenDie Hochspannungs-Hochleistungs-Sicherung istein für einmaliges Ausschalten geeignetes Schutzgerätfür Mittelspannungsanlagen, in dem derStrom durch Schmelzen eines in Sand eingebettetenSchmelzleiters unterbrochen wird.HH-Sicherungen werden als Kurzschlussschutz inMittelspannungsschaltanlagen verwendet. VorTransformatoren, Kondensatoren und Kabelabzweigeneingesetzt, schützen sie Geräte und Anlagenteilevor der dynamischen und thermischenWirkung hoher Kurzschlussströme, indem siediese bereits im Entstehen abschalten.SicherungBild 1 PrinzipschaltbildSchutzrelaisSie eignen sich jedoch nicht als Überlastschutz, dasie erst ab ihrem Mindestausschaltstrom mit Sicherheitausschalten können. Für die überwiegendeAnzahl der HH-Sicherungseinsätze beträgt derkleinste Ausschaltstrom I min = 2,5 bis 3 x I N .Bei Betrieb mit Strömen zwischen I N und I min derSicherung ist ein definiertes Ansprechen der HH-Sicherung nicht zu erwarten.Bei der Auswahl der HH-Sicherungseinsätze istauch die Beanspruchung der Sicherung durch einenmöglicherweise auftretenden ErdschlussoderErdschlussreststrom zu berücksichtigen.Die HH-Sicherungseinsätze werden in Verbindungmit Hochspannungs-Sicherungsunterteilenin die Schaltanlage eingebaut. Sie können auch indafür vorgesehenen Anbauten von Lasttrennschalterneingesetzt werden. Durch die KombinationLasttrennschalter und HH-Sicherung kann auchder für die Sicherung kritische Strom I N bis I minsicher abgeschaltet werden. Der Schalter wirddurch die Schlagvorrichtung der Sicherung ausgelöstund schaltet den Überstrom dreipolig ab.Einige typische Ausschaltkennlinien sind im Bild 2dargestellt.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 11

Leitungsschutz im Verteilungsnetz2.2 AMZ-SchutzDer Überstromzeitschutz ist die Hauptschutzfunktionder 7SJ6-Gerätereihe. Er kann getrenntfür Phasen- und Erdströme ein- und ausgeschaltetwerden.Die Hochstromstufe I>> und die ÜberstromstufeI> arbeiten immer mit stromunabhängiger Kommandozeit(UMZ).Bei der stromabhängigen Stufe I p (AMZ) ist dieKommandozeit abhängig von der Höhe des Kurzschlussstroms.Für die AMZ-Funktion (I p -Stufe) lassen sich unterschiedlicheAuslösekennlinien einstellen. Normal Invers (NI) Stark Invers (SI) Extrem Invers (EI) Langzeit Invers (LI)Alle Kennlinien werden durch nachstehende Formelnbeschrieben. Dabei unterscheidet man außerdemnach:IEC/BSANSIAusschaltkennlinienHH-SicherungenNISI014 ,t =( I / I ) ,002pT− 1⋅13,5t =T( I / I ) − 1⋅ppp⎛ 89341 ,t = ⎜D⎝ I I − + ⎞0,17966⎟ ⋅2 , 0938( / ) 1 ⎠p⎛ 3922 ,t = ⎜D⎝ I I − + ⎞0, 0982)⎟ ⋅2( / ) 1 ⎠pEI80t =( I / I )2pT− 1⋅p⎛ 564 ,t = ⎜D⎝ I I − + ⎞0,02434⎟ ⋅2( / ) 1 ⎠pLI120t =T( I / I ) − 1⋅pp⎛ 56143 ,t = ⎜D⎝ I I − + ⎞2,18592⎟ ⋅( / ) 1 ⎠pt =AuslösezeitT p = Einstellwert des ZeitmultiplikatorsI = Fehlerstrom= Einstellwert des StromesI pTabelle 1 Auslösekennlinien gemäß IEC/BS und ANSIDer generelle Verlauf von IEC/BS ist im Bild 4,der von ANSI im Bild 5 dargestellt.Bild 3Kennlinienvon UMZ undAMZ Relais12Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBild 4 IEC/BS Kennlinien 3. Netzschaltung und SchutzkonzeptDer Aufbau eines Verteilungsnetzes sollte möglichsteinfach und übersichtlich sein und eine sichereVersorgung gewährleisten.Über Ringkabel werden die einzelnen Transformatorstationengespeist. Ein Beispiel eines Ringnetzesist im Bild 6 dargestellt.Damit im Fehlerfall nicht der gesamte Ring mitallen Stationen ausfällt, ist eine „offene“ Betriebsweiseüblich. In diesem Beispiel werden die Transformatorenzur Niederspannungs (NS)-Seite mitHH-Sicherungen und das Ringkabel selber mitAMZ-Relais geschützt.3.1 Ermittlung der relevanten NetzströmeDer gesamte Laststrom und die Kurzschlussfestigkeitsind die Auswahlkriterien für die zu verwendendenKabel. Die Wandlernennströme solltennicht zu stark von den Nennströmen der eingesetztenKabel abweichen.Damit die Einstellwerte der Relais vorgenommenwerden können, müssen die in diesem Netzteilauftretenden maximalen und minimalen Kurzschlussströme(3, 2,1-polige) errechnet werden.Hierbei sind auch NS-seitige Kurzschlussströmezu berücksichtigen.Sinnvoller Weise werden für die Berechnung derKurzschlussströme Programme wie SINCAL verwendet.Bild 5 ANSI Kennlinien 4. Auswahl und Einstellungen der SchutzkomponentenDie Auswahl der HH-Sicherungen wird mit Hilfevon Tabellen die die Transformatorleistung (S n ),die Kurzschlussspannung (U k ) und den Nennspannungswertder Oberspannungsseite berücksichtigt,vorgenommen. Mit Hilfe der ermitteltenKurzschlussströme kann ein Vorschlag zur selektivenSchutzeinstellung der AMZ-Funktion erarbeitetwerden: I P muß über dem zulässigen Nennstrom des Kabelsliegen (ca. 1,5 x I N Kabel) I>> darf bei einem unterspannungsseitigenFehler nicht auslösen Der Zeitmultiplikator muss so eingestellt werden,dass bei maximalen Kurzschlussstrom imMS-Netz die AMZ-Kennlinie möglichst einenAbstand von 100 ms zur Auslösekennlinie derHH-Sicherung hat.An dieser Stelle sei noch mal darauf hingewiesen,dass der Wert des Zeitmultiplikators (bei 7SJ6 von0,05 s bis 3,2 s) nicht der echten Auslösezeit derKennlinie entspricht. Vielmehr kann durch diesenWert, die AMZ-Kennlinie parallel in der Zeitachseverschoben werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 13

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBild 6 Beispiel eines 20-kV-Ringverteilernetzes 5. Nachweis der selektiven AuslösungWie anfangs erwähnt, bedeutet Selektivität dassnur der Schutz, der direkt dem fehlerbehaftetenNetzteil zugeordnet ist, auslöst. Weiter vorgeschalteteSchutzeinrichtungen dürfen den Fehlerzwar registrieren, aber erst nach einer Verzögerungszeitauslösen. Typischerweise wird der Nachweisder selektiven Auslösung in einem Strom-Zeit-Diagramm mit DoppellogarithmischenMaßstab dargestellt. Dafür werden Programmewie SIGRADE eingesetzt.Für die betrachteten Netzbereiche werden typischebzw. kritische Staffeldiagramme (Staffelwege)ausgewählt.Jedes Schutzgerät erhält einen Eigennamen, derden Einbauort beschreibt (AMZ1, HHA, usw.).Gleiche Netz- und Schutzelemente, die in mehrerenStaffeldiagrammen gezeigt werden, habenüberall den gleichen Namen.Die Farbe des Namens im Staffelweg (linke Seitedes Diagramms) stimmt mit der Farbe der eingestelltenKennlinie (im Staffeldiagramm auf derrechten Seite) im Strom-Zeit-Diagramm, überein.Auf der linken Seite, neben dem einpoligen Schaltbild(Staffelweg) werden für jedes Schutzgerät derTypname, der Einstellbereich und die eingestelltenWerte angegeben.Im Strom-Zeit-Diagramm werden neben denKennlinien der Schutzgeräte zusätzlich die Kurzschlussstrombereicheals Bandbreite (Werte ausder Kurzschlussberechnung) mit minimalen undmaximalen Werten eingezeichnet. Diese Kurzschlussstrombänderenden immer auf der spannungszugehörigenStromskala. Die rechte Kennliniein einem Band ist der maximale Kurzschlussstrom(3-polig) der Aufgrund der Einspeiseelemente(Generatoren, Transformatoren usw.) errechnetwurde (hier grün dargestellt). Die linkeKennlinie zeigt den minimalen Kurzschlussstrom(1- oder 2-polig) der aufgrund der im Netz vorhandenenImpedanzen der Elemente bis zumFehlerort errechnet wurde.Band 1 (T.D-Pr) zeigt die Bandbreite des20-kV-Netzes,Band 2 (T.D-Sec) die des 0,4-kV-Netzes.Die o.g. Bänder sind in den Staffelplänen (Bilder 7bis 11) enthalten. 6. Staffelung von AMZ-Relais undHH-SicherungAm Beispiel des im Bild 6 dargestellten Netzes,werden in 3 Staffeldiagrammen die gebräuchlichstenKennlinien (NI, SI, EI) des AMZ-Schutzes mitden entsprechenden HH-Sicherungen aufgezeigt.Aus dem Schaltbild wurde das Relais AMZ 1, SicherungHH D und Transformator D ausgewählt.14Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzEinstellbereichEinstellungI p = 0,1 – 4 AT p = 0,05 – 3,2 sI p = 1,8 AT p = 0,05 sI p_mi = 2,3 kAI s_mi = 15,8 kAI p_ma = 7,8 kAI s_ma = 18,2 kAAMZ-Relais mit Einstellung: normal inversBand 2 Band 1Bild 7 StaffelplanAMZ-normal inversSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 15

Leitungsschutz im VerteilungsnetzEinstellbereichEinstellungI p = 0,1 – 4 AT p = 0,05 – 3,2 sI p = 1,8 AT p = 0,15 sI p_mi = 2,3 kAI s_mi = 15,8 kAI p_ma = 7,8 kAI s_ma = 18,2 kAAMZ-Relais mit Einstellung: stark inversBand 2 Band 1Bild 8 StaffelplanAMZ-stark invers16Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzEinstellbereichEinstellungI p = 0,1 – 4 AT p = 0,05 – 3,2 sI p = 1,8 AT p = 0,45 sI p_mi = 2,3 kAI s_mi = 15,8 kAI p_ma = 7,8 kAI s_ma = 18,2 kAAMZ-Relais mit Einstellung: extrem inversBand 2 Band 1Bild 9 StaffelplanAMZ-extrem inversSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 17

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBei dem betrachteten Transformator 20/0,4 kV,S n = 0,8 MVA, U k = 6,1 % wurden entsprechendder erwähnten Auswahltabelle für HH-Sicherungeneine 63 A HH-Sicherung ausgewählt.Um Selektivität zu erhalten, wird angestrebt, dassdie Einstellung des AMZ-Relais bei den unterschiedlichenKennlinien jeweils bei maximalemKurzschlussstrom auf der 20-kV-Seite in ca. 100 msauslöst. Die HH-Sicherung würde bei gleichenKurzschlussverhältnissen in ca. 1ms auslösen.I P wurde so gewählt, dass der maximale NiederspannungsseitigeFehler nicht zur Anregung desAMZ-Relais führt. Im Bild 10 ist zu sehen, dassder Beginn der Kennlinie rechts neben dem maximalauftretenden Kurzschlussstrom liegt (braune,senkrechte Linien). Damit bei allen Kennlinien(NI, SI, EI) die 100 ms erreicht werden können,müssen folgende Werte eingestellt werden:Bild I p x I N T p (s) Charakteristik7 1,8 0,05 normal Invers (NI)8 1,8 0,15 stark Invers (SI)9 1,8 0,45 extrem Invers (EI)Tabelle 2Beim Vergleich der drei Bilder wird ersichtlich,das die Fläche zwischen der HH- und AMZ-Kennlinie bei der Einstellung NI am kleinsten ist.Deswegen ist in diesem Beispiel die NI-Einstellungzu bevorzugen.Um den Unterschied der Kennlinie stärker zu verdeutlichen,werden im nachfolgenden, zwei Diagrammemit der Kennlinien SI und EI mit dengleichen Einstellwerten wie NI gezeigt.Stark Invers (SI)I p 1,8 I p = 1,8T p = 0,05 T p = 0,05Extrem Invers (EI)siehe Bild 10 siehe Bild 11Tabelle 3 Fazit:Je steiler die Kennlinie ist, desto niedriger ist dieAuslösezeit bei maximalen Fehlerstrom. Dabeiwird der Staffelabstand zur HH-Kennlinie immerkleiner. Die hier gezeigte Koordination derSchutzgeräte ist nur ein Teil eines Netzes undmuss in das Konzept des Gesamtnetzes mit allenSchutzgeräten eingepasst werden.Anmerkung:Auf die Einstellung des I>> wurde in diesem Beispielverzichtet, weil die AMZ-Kennlinien beimmaximalen bzw. minimalen 20 kV-seitigen Fehlerselbst im Bereich ≤ 0,2 s auslösen. 7. ZusammenfassungSchon dieses einfache Beispiel zeigt, welcher Aufwandhinter einer selektiven Zeitstaffelung steckt.Real vorkommende Netze sind weitaus komplexerund mit einer Vielzahl unterschiedlicher Schutzgeräteausgestattet. Auf jeden Fall ist es notwendig,die Betriebsweise des Netzes (Parallel-, Generatorbetrieb,Vermaschungen, Stiche usw.) zu kennen,sowie die Nenn- und Kurzschlussströme zu berechnen.Trotz allem lohnt sich der Aufwand fürdie Netzbetreiber, da das Ziel ist, nur den fehlerbehaftetenTeil des Netzes zu verlieren.Mit der Software SIGRADE wird die Aufgabe derStaffelplanberechnung wirkungsvoll unterstützt.Netzplanung und Staffelungen können natürlichauch als Fremddienstleistung, z.B. bei Siemens,eingekauft werden. 8. ReferenzenGünther Seip: Elektrische InstallationstechnikSiemens: Applikationshandbuch für TotallyIntegrated PowerKatalog HG12: HV HRC FusesSIGRADE Software V3.2Handbuch 7SJ61: Multifunktionsschutz mitSteuerung20Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzMittelspannungsschutzmit AWE und Steuerung 1. EinleitungWichtiges Schutzkriterium in der Mittelspannungist der Überstromzeitschutz. Auf Hardwareredundanzkann aufgrund numerischer Technologieund der hohen Zuverlässigkeit der SIPROTEC 4-Geräte zugunsten kostengünstiger Lösungenverzichtet werden. Weiterhin erlauben dieSIPROTEC 4-Geräte die Implementierung vonFunktionen die über die eigentliche Basisschutzfunktionhinausgehen: Schieflastschutz, Motorschutzfunktionen,Schalterversagerschutz, … Weitere spannungsabhängige Schutzfunktionenwie z.B. Spannungsschutz, gerichteter Überstromschutz AWE (Automatische Wiedereinschaltung) Steuerung einschließlich Verriegelung Einbindung in eine LeittechnikSo wird ermöglicht, dass alle im Abzweig anstehendenAnforderungen mit nur einem Gerät realisiertwerden können. Skalierbare und flexibleHardware erlaubt die einfache Anpassung an jedeAnwendung. 2. Schutzkonzept2.1 ÜberstromzeitschutzAufgabe des Überstromzeitschutzes ist die Erfassungder Abzweigströme, um im Falle eines Überstromeseine Abschaltung durch den Leistungsschalterzu veranlassen. Selektivität wird hierbeidurch Strom- oder Zeitstaffelung erreicht. AlsMessgrößen dienen hierbei sowohl die PhasenströmeI L1, I L2 und I L3 als auch der Erdstrom I E.Der (ungerichtete) Überstromzeitschutz findetseine Anwendung in Mittelspannungsnetzen miteinseitiger Speisung oder auch als Reserveschutzim Hochspannungsbereich.Bild 1 Mittelspannungsschutz mit SIPROTEC-GerätenR_HA25_328.tifBild 2 BlockschaltbildSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 21

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBild 22stufige UMZ-Kennlinie(I>>, I>)2.1.1 Staffelung/SelektivitätZiel einer jeden Schutzeinstellung ist die Erreichungder Selektivität d.h. das Schutzgerät, welchesder Fehlerstelle am nächsten ist, schaltet ab,alle anderen erkennen zwar den Fehler, schaltenjedoch nicht bzw. nur mit einer Zeitverzögerungab. Dies gewährleistet für Schutzversagen einenReserveschutz von der übergeordneten Instanz.Prinzipiell stehen beim Überstromzeitschutz zweiKriterien zur Erreichung der Selektivität zurVerfügung: ZeitHierbei wird bei Erkennen eines Überstromesunverzögert oder mit einer einstellbaren Verzögerungszeitabgeschaltet. Nachdem üblicherweisemehrere im Netz befindliche Schutzgeräteden Netzfehler erkennen, schaltet das Schutzgerätmit der kleinsten Verzögerungszeit aus. DieVerzögerungszeiten in den einzelnen Schutzgerätenwerden nun so definiert, dass die Kurzschlussabschaltungdurch das dem Fehlerortnächste Schutzgerät erfolgt.Diese Art der Staffelung wird üblicherweise fürKabel- und Freileitungsnetze verwendet. StromEin weiteres Staffelkriterium kann die Größedes Kurzschlussstromes selbst sein. Nachdemim reinen Leitungs- oder Kabelnetz die Größedes Kurzschlussstromes nicht genau bestimmtwerden kann, wird diese Methode bei Staffelungan Transformatoren verwendet. Der Transformatorbegrenzt den Kurzschlussstrom, so dasssich ober- und unterspannungsseitig unterschiedlichgroße Kurzschlussströme ergeben.Dieses Verhalten wird benutzt, um ebenso wiebei der Zeitstaffelung die Selektivität der Abschaltungzu erreichen.SIPROTEC 4-Überstromzeitschutzgeräte erlaubenaufgrund ihrer Flexibilität eine Mischung aus beidenKriterien und helfen damit ein Optimum anVersorgungssicherheit zu erreichen.2.1.2 UMZ-SchutzIn Europa (ausgenommen britisch beeinflussteLänder) wird als Überstromzeitschutz-Kennlinieüberwiegend der UMZ-Schutz eingesetzt. MehrerenStromansprechschwellen werden Verzögerungszeitenzugeordnet.I>> Ansprechwert (großer Kurzschlussstrom),t>> (kurze Verzögerungszeit)I> Ansprechwert (kleiner Kurzschlussstrom),t> (Verzögerungszeit)2.1.3 AMZ-SchutzIn britisch und amerikanisch beeinflussten Ländernist hingegen die AMZ-Kennlinie sehr verbreitet.Wie die Abkürzung AMZ (AbhängigerMaximalstrom-Zeitschutz) andeutet, ist hierbeidie Verzögerungszeit abhängig vom erfasstenStrom.AMZ-Kennlinien nach IEC 60255IEC 60255-3 definiert vier Kennlinien, die sich inihrer „Steigung“ unterscheiden:InversVery inversExtremely inversLong inversNachstehend sind die Berechungsformeln sowiedie entsprechenden Kennlinien im Vergleich dargestellt.Inverse014 ,t =⋅T002 .pII p−1Very inverseExtremely inverseLong inverset =t =t =( )13,5T−1⋅( II p )80( )p⋅T−1II p2 p120− ⋅( II p )T1p22Bild 3 AMZ-Kennlinien im VergleichSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzDie entsprechende Kurve (Kennlinie) wird in Abhängigkeitdes gesamten Staffelplanes gewählt. Fürdie meisten Anwendungen ist jedoch die „invers“Kennlinie ausreichend.AMZ-Kennlinien nach ANSI/IEEEÄhnliche Kennlinien wie nach IEC 60255 sindauch nach ANSI/IEEE definiert. Weitere Detailshierzu siehe Applikationsbeispiel‚ „Koordinationvon AMZ-Kennlinien mit Sicherungen“. DieANSI-Kennlinien sind ebenfalls standardmäßig inallen SIPROTEC 4-Überstromzeitschutzgerätenverfügbar.2.1.4 Anwenderdefinierte KennlinienDigitale Schutzgeräte wie SIPROTEC 4 erlaubenauch die Festlegung von eigen, frei definierbarenKennlinien und ermöglichen damit ein Höchstmaßan Flexibilität. Eine Anpassung an vorhandeneSchutzkonzepte z.B. bei Schutzerneuerung istsomit auch für Sonderanwendungen einfach möglich.2.1.5 Kombinierte CharakteristikenSIPROTEC 4-Überstromzeitschutz erlaubt dieVerknüpfung der Vorteile der UMZ- und AMZ-Kennlinien. Zum einen kann mit der HochstromstufeI>> die Abschaltzeit bei großen Kurzschlussströmengegenüber AMZ-Kennlinienverringert werden, zum anderen kann mit derAMZ-Kennlinie die Staffelung an die Kennlinieder HH-Sicherungen optimal angepasst werden.2.1.6 EmpfindlichkeitZusätzlich zu den Phasenströmen kann der Erdstromerfasst oder berechnet werden. ImSIPROTEC 4 stehen auch unabhängige Schutzstufenfür Phase-Erde-Fehler zur Verfügung. Dadurchwird für solche Fehler eine Empfindlichkeitweit unterhalb des Nennstromes erreicht.2.2 AWE (Automatische Wiedereinschaltung)AWE wird nur auf Freileitungen eingesetzt, da beiFehlern im Kabelnetz die Erfolgsaussichten relativgering sind. Auf Freileitungen sind ca. 85 % derWiedereinschaltungen erfolgreich und tragen somitwesentlich zu Verkürzung der Netzausfallzeitenbei.Wichtige Parameter der Wiedereinschaltung sind:PausenzeitSperrzeitEin- oder dreipoligEin oder mehrere ZyklenFür Mittelspannungsanwendungen wird im Normalfallnur eine einmalige, dreipolige WE durchgeführt.Pausenzeiten zwischen 0,3 und 0,6 sgenügen meistens, damit die Überschlagstreckegenügend entionisiert werden kann und somiteine erfolgreiche Wiedereinschaltung gegeben ist.Die Sperrzeiten (Zeit bis zur nächsten WE) werdenso gewählt, dass von der Netzstörung betroffeneSchutzgeräte sich sicher zurückgesetzt haben.Dies führte in der Vergangenheit aufgrund derRückfallzeit von mechanischen Schutzrelais zurelativ langen Sperrzeiten (ca. 30 s). Bei numerischenSchutzrelais ist dies nicht erforderlich. VerkürzteSperrzeiten können deshalb z.B. bei Gewitterndie Anzahl der endgültigen Abschaltungen(nicht erfolgreiche WE) verringern.In der Vergangenheit wurden getrennte Einrichtungenzur Durchführung von Schutz und AWEeingesetzt. Der Anstoß hierzu erfolgte durch paralleleVerdrahtung mit dem Schutzgerät. InSIPROTEC 4-Geräten ist die AWE-Funktion indas Schutzgerät integrierbar, das zusätzliche Gerätwie auch die zusätzliche Verdrahtung entfällt.2.3 SteuerungWeltweit ist ein Trend zunehmender Automatisierung,auch in Mittelspannungsnetzen zu beobachten.SIPROTEC 4-Schutzgeräte bieten die Voraussetzungfür die Steuerung des Abzweiges, sowohllokal (Vor-Ort-Steuerung) als auch von Ferneüber Fernwirk-/Stationsleittechnik. EntsprechendeBedienelemente am Gerät sowie unterschiedlicheserielle Schnittstellen unterstützen dies. WeitereInformationen siehe Kapitel 4. 3. EinstellungenIn diesem Kapitel wird anhand einer typischenAnwendung die Bestimmung der wichtigsten Einstellparametererläutert.3.1 ÜberstromzeitschutzDie Einstellung der Überstromstufen wird durchden Staffelplan des Gesamtnetzes definiert. Fürdas Schutzobjekt „Transformator“ ist eine Stromstaffelungmöglich, bei Freileitungen/Kabeln kannüblicherweise nur eine Staffelung über die Zeit erfolgen.3.1.1 Hochstromstufe I>>Die Hochstromstufe I>> wird unter der Adresse1202 und der zugehörigen Verzögerung T I>>,1203 eingestellt. Sie wird in der Regel zur Stromstaffelungbei großen Impedanzen verwendet, wiesie bei Transformatoren, Motoren oder Generatorenvorliegen. Sie wird so eingestellt, dass sie fürKurzschlüsse bis in diese Impedanz hinein anspricht.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 23

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBeispiel:Transformator in der Einspeisung einer Sammelschienemit folgenden Daten:Nennscheinleistung S NT = 4 MVAKurzschlussspannung U k =10%primäre Nennspannung U N1 =33kVsekundäre Nennspannung U N2 =11kVSchaltgruppe Dy 5SternpunktgeerdetKurzschlussleistungauf 33-kV-Seite250 MVAAus diesen Daten lassen sich folgende Kurzschlussströmeberechnen:3-poliger, oberspannungsseitiger KurzschlussI" k3, 33 = 4389 A3-poliger, unterspannungsseitiger KurzschlussI" k3, 11 = 2100 Aauf der Oberspannungsseite fließen dabeiI" k3, 33 = 700 ANennstrom des Transformators OSI NT, 33 = 70 A oberspannungsseitigNennstrom des Transformators USI NT, 11 = 211 A unterspannungsseitigStromwandler (Oberspannungsseite)I NW, 33 = 100 A / 1 AStromwandler (Unterspannungsseite)I NW, 11 = 300 A / 1 ADamit ergibt sich aufgrund der ForderungEinstellwert der Hochstromstufe I>>1 INTrafoI>>/I N > ⋅U INWandlerkTrafodie folgende Einstellung am Schutzgerät:Die Hochstromstufe I>> muss höher eingestelltsein als der maximale Kurzschlussstrom, der beieinem unterspannungsseitigen Fehler auf derOberspannungsseite gesehen wird. Um auch beischwankender Kurzschlussleistung einen genügendenStörabstand zu erzielen, wird ein EinstellwertvonI>>/I N = 10, d.h. I>> = 1000 Agewählt.Erhöhte Einschaltstromstöße (Rush) werden, soweitihr Grundschwingungsanteil den Einstellwertübersteigt, durch die Verzögerungszeit (Parameter1203 T I>>) unschädlich gemacht. Die eingestellteZeit ist eine reine Zusatzverzögerung, die die Eigenzeitnicht einschließt.LSP2558.tifBild 4 DIGSI Parameterblatt UMZ-Schutz Phase3.1.2 Überstromstufe I>Für die Einstellung der Überstromstufe I> ist vorallem der maximal auftretende Betriebsstrommaßgebend. Anregung durch Überlast muss ausgeschlossensein, da das Gerät in dieser Betriebsartmit entsprechend kurzen Kommandozeiten alsKurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz arbeitet.Es wird daher bei Leitungen etwa 20 %, beiTransformatoren und Motoren etwa 40 % oberhalbder maximal zu erwartenden (Über-)Lasteingestellt. Die einzustellende Zeitverzögerung(Parameter 1205 T I>) ergibt sich aus dem für dasNetz aufgestellten Staffelplan.Die eingestellte Zeit ist eine reine Zusatzverzögerungszeit,die die Eigenzeit (Messzeit) nicht einschließt.Die Verzögerung kann auch auf ∞ gestelltwerden. Dann löst die Stufe nach Anregung nichtaus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird dieI>-Stufe überhaupt nicht benötigt, stellt man dieAnsprechschwelle I> auf ∞. Dann gibt es wedereine Anregemeldung noch eine Auslösung.Gemäß obigem Beispiel ergibt sich hierfür ein berechneterEinstellwert vonI >= 14 , ⋅ I = 14 , ⋅70A =100 A =1,0 ⋅INT, 33 NW, 333.1.3 Überstromstufen AMZ I pEs ist zu beachten, dass bei Wahl einer abhängigenAuslösecharakteristik zwischen Anregewert undEinstellwert bereits ein Faktor von ca. 1,1 eingearbeitetist. D.h. eine Anregung erfolgt erst beimFließen eines Stromes in Höhe des 1,1-fachen Einstellwertes.Der Stromwert wird unter Adresse1207 Ip eingestellt. Für die Einstellung ist vor allemder maximal auftretende Betriebsstrom maßgebend.24Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzAnregung durch Überlast muss ausgeschlossensein, da das Gerät in dieser Betriebsart mit entsprechendkurzen Kommandozeiten als Kurzschlussschutz,nicht als Überlastschutz arbeitet.Der zugehörige Zeitmultiplikator ist bei Wahleiner IEC-Kennlinie unter Adresse 1208 TIpundbei Wahl einer ANSI-Kennlinie unter Adresse1209 TIME DIAL: TD zugänglich. Dieser ist mitdem Staffelplan des Netzes zu koordinieren.Der Zeitmultiplikator kann auch auf ∞ gestelltwerden. Dann löst die Stufe nach Anregung nichtaus, jedoch wird die Anregung gemeldet. Wird dieI p -Stufe überhaupt nicht benötigt, wählt man beider Projektierung der Schutzfunktionen Adresse112 U/AMZ PHASE = UMZ ohne AMZ.3.1.4 ErdstromstufenI E>> (Erde)Die Hochstromstufe I E>> wird unter der Adresse1302 und der zugehörigen Verzögerung T I E>>,1303 eingestellt. Für die Einstellung gelten ähnlicheÜberlegungen wie zuvor für die Phasenströmebeschrieben.I E> (Erde) bzw. I EpFür die Einstellung der Überstromstufe I E> bzw.I Ep ist vor allem der minimal auftretende Erdkurzschlussstrommaßgebend. Ist beim Einsatz desSchutzgerätes an Transformatoren oder Motorenmit großen Einschaltstromstößen (Rush) zu rechnen,kann im 7SJ62/63/64 für die ÜberstromstufeI E> bzw. I Ep von einer Einschaltstabilisierung Gebrauchgemacht werden. Diese wird gemeinsamfür Phasen- und Erdstrom unter Adresse 2201RUSHSTABIL. ein- oder ausgeschaltet.Die einzustellende Zeitverzögerung (Parameter1305 T I E > bzw. 1308 T I Ep ) ergibt sich aus demfür das Netz aufgestellten Staffelplan, wobei fürErdströme im geerdeten Netz häufig ein getrennterStaffelplan mit kürzeren Verzögerungszeitenmöglich ist.3.2 AWEZur Durchführung von Kurzunterbrechungen aufFreileitungen kann die integrierte AutomatischeWieder Einschaltung verwendet werden. Diesekann von jeder Überstromstufe und auch anderenSchutzfunktionen angeworfen werden. Auch einAnwurf von extern über Binäreingänge ist möglich.Damit kann die Wiedereinschaltfunktionindividuell ohne externe Verdrahtung an denjeweiligen Anwendungsfall angepasst werden.Bild 5 DIGSI Parameterblatt AMZ-Schutz PhaseBild 6 DIGSI Parameterblatt UMZ-Schutz ErdeNachfolgend die Einstellbeschreibung der wichtigstenWE-Parameter:7105 Sperrzeit:Die Sperrzeit T SPERRZEIT (Adresse 7105) ist dieZeitspanne, nach der nach einer erfolgreichenWiedereinschaltung die Netzstörung als beendetgilt. Im Allgemeinen genügen einige Sekunden. Ingewitterreichen oder sturmreichen Gegenden isteine kurze Sperrzeit sinnvoll, um die Gefahr derendgültigen Abschaltung infolge kurz aufeinanderfolgender Blitzeinschläge oder Seilüberschläge(Seiltanzen) zu mindern. Die Vorbelegung ist mit3 s gewählt.LSP2559.tifLSP2560.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 25

Leitungsschutz im Verteilungsnetz7117 Wirkzeit:Die Wirkzeit überprüft die Zeit zwischen der Anregungdes Gerätes und dem Auslösekommandoeiner als Starter parametrierten Schutzfunktionbei bereiter, aber noch nicht laufender AWE.Kommt es innerhalb der Wirkzeit zu einem Auslösekommandoeiner als Starter parametriertenSchutzfunktion, so wird die AWE angeworfen.Liegt diese Zeit außerhalb des parametriertenWertes der T WIRK (Adresse 7117), so wird dieAWE dynamisch blockiert. Bei abhängigen Auslösekennlinienist die Auslösezeit ganz wesentlichdurch den Fehlerort bzw. Fehlerwiderstand bestimmt.Mit Hilfe der Wirkzeit wird bei weit entferntenoder hochohmigen Fehlern mit langerAuslösezeit keine Wiedereinschaltung gestartet.Die Voreinstellung von ∞ bedeutet, dass immereine WE durchgeführt wird.7135 Anzahl Wiedereinschaltversuche Erde7136 Anzahl Wiedereinschaltversuche PhaseDie Anzahl der Wiedereinschaltungen kann fürdie Programme „Phase“ (Adresse 7136, ANZAHLWE PHASE) und „Erde“ (Adresse 7135 ANZAHLWE ERDE) getrennt eingestellt werden. Die Voreinstellungist für beide Parameter 1 (eins), somitwird ein WE-Zyklus durchgeführt.LSP2562.tifBild 8 DIGSI Parameterblatt AWE KonfigurationIn Adresse 7127 T PAUSE1 PHASE wird die Pausenzeitvor der ersten Wiedereinschaltung für dasWiedereinschaltprogramm „Phase“ (Phase-Phase-Fehler), in Adresse 7128 T PAUSE1 ERDE für dasWiedereinschaltprogramm „Erde“ (einpoligePhase-Erde-Fehler) eingestellt. Für die Dauer derspannungslosen Pausen ist der Anwendungsfallmaßgebend. Bei längeren Leitungen sollten sielang genug sein, so dass der Kurzschlusslichtbogenverlöschen kann und die ihn umgebende Luft entionisiertist, damit die Wiedereinschaltung Erfolgverspricht (üblich 0,9 s bis 1,5 s). Bei mehrseitiggespeisten Leitungen steht häufig die Stabilität desNetzes im Vordergrund. Da die abgeschaltete Leitungkeine synchronisierenden Kräfte entwickelnkann, ist häufig nur eine kurze spannungslosePause zulässig. Übliche Werte liegen bei 0,3 s bis0,6 s. In Strahlennetzen sind normalerweise längerespannungslose Pausen erlaubt. Die Voreinstellungbeträgt 0,5 s.LSP2561.tifBild 7 DIGSI Parameterblatt AWE AllgemeinIm „Konfigurationsblatt“ wird definiert, welcheder Schutzstufen die Wiedereinschaltung anwirft.Für jede der Stufen kann entschieden werden, obdiese Stufe die WE anwirft, nicht anwirft oderblockiert.7127 Pausenzeit 1. WE Phase7128 Pausenzeit 1. WE ErdeDie Parameter 7127 und 7128 legen die Länge derPausenzeiten des 1. Zyklus fest. Die durch den Parameterdefinierte Zeit wird mit dem Öffnen desLeistungsschalters (wenn Hilfskontakte rangiertsind) oder mit gehender Anregung nach dem Auslösekommandogestartet.LSP2563.tifBild 9 DIGSI Parameterblatt AWE 1. WE Zyklus26Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Verteilungsnetz 4. Weiterführende FunktionenWie bereits im Kapitel 2 beschrieben, können inden SIPROTEC 4-Geräten eine Vielzahl von zusätzlichenFunktionen konfiguriert werden. Diessind neben weiteren Schutzfunktionen auch Steueraufgabenfür den Abzweig. Alle SIPROTEC 4-Geräte (z.B. 7SJ61 und 7SJ62) haben 4 frei belegbareFunktionstasten F1 bis F4, die häufig verwendeteGerätebedienungen vereinfachen. Über dieseFunktionstasten kann z.B. direkt in das Anzeigefensterfür Messwerte oder für Störfallprotokollegesprungen werden. Soll das Gerät auch für dieAbzweigsteuerung eingesetzt werden, können dieseTasten für die Steuerung des Leistungsschaltersverwendet werden. Die Taste F1 wählt dann z.B.den EIN-Befehl, die Taste F2 den AUS-Befehl an,die F3-Taste führt den angewählten Befehl aus(zweistufige Befehlsausgabe).Bild 12 Beispiel für VerriegelungslogikLSP2564.tifÜber zwei Schlüsselschalter kann die Schalthoheit(lokal/fern) umgeschaltet und die Verriegelungsprüfungüberbrückt werden.LSP2299.epsBild 10 Frontansicht 7SJ61 bzw. 7SJ62Das 7SJ63 verfügt zudem über ein graphischesDisplay auf dem das Abzweigsteuerbild individuellangezeigt werden kann. Über getrennte EIN/AUS-Bedienknöpfe kann sicher und zuverlässig lokalgesteuert werden. Eine integrierte, frei programmierteVerriegelungslogik verhindert dabei Fehlschaltungen.Bild 13 Frontansicht, Schlüsseltaster mit kundenspezifischenAbzweigsteuerbildLSP2316.epsLSP2565.tifBild 11 Frontansicht 7SJ63Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 27

Leitungsschutz im Verteilungsnetz 5. Anschlussbeispiele5.1 Strom- und SpannungswandlerDer Anschluss der Schutzgeräte an die Schaltanlagehängt von der Anzahl der Schaltobjekte (Leistungsschalter,Trenner) und Strom- und Spannungswandlerab. Normalerweise stehen je Feldmindestens drei Stromwandler zur Verfügung,die wie folgt an das Schutzgerät angeschlossenwerden.Stehen auch Spannungen zur Verfügung (vomFeld oder als Sammelschienenmessung) könnendiese bei 7SJ62/63/64 angeschlossen werden undermöglichen dann auch spannungsabhängigeSchutzfunktionen (gerichteter Überstromschutz,Spannungsschutz, Frequenzschutz, …).Bild 14 Wandleranschluss an drei StromwandlerIn manchen Anlagen wird zusätzlich der Erdstromüber einen Kabelumbauwandler gemessen. Dieserkann getrennt an das Schutzgerät angeschlossenwerden. Durch einen Kabelumbauwandler wirdeine höhere Genauigkeit (Empfindlichkeit) beikleinen Erdströmen erreicht.Wichtig: Die Erdung des Kabelschirmes muss an der Kabelseiteerfolgen!Hinweis: Die Umschaltung der Strompolarität (Adresse 0201) bewirktauch eine Umpolung des Stromeinganges I EBild 15 Wandleranschluss an drei Stromwandler undKabelumbauwandlerBild 16 Wandleranschluss an drei Strom- und dreiSpannungswandler5.2 Ein-/AusgabeperipherieNeben den Stromwandlern und im BedarfsfallSpannungswandlern muss noch mindestens dasAUS-Kommando zum Leistungsschalter verdrahtetwerden. Die Standardrangierung unterstütztdies durch eine praxisorientierte Vorbelegung.Vorbelegung der Ein- und Ausgänge beim 7SJ610:BinäreingängeBE1block UMZ/AMZBE2LED resetBE3Displaybeleuchtung anBinärausgänge (Kommandorelais)BA1AUS-KommandoBA2WE-EinkommandoBA3WE-EinkommandoBA4MW-ÜberwachungLifeLife-Kontakt28Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzLeuchtdiodenLED1LED2LED3LED4LED5LED6LED7AUS-KommandoAnregung L1Anregung L2Anregung L3Anregung EMW-Überwachungnicht belegtÄnderungen an der Vorbelegung sowie die Einstellungder Schutzparameter werden komfortabelmit dem Bedienprogramm DIGSI 4 durchgeführt.Die Parametrierdaten können dann abgespeichertund als Vorlage für weitere Abzweige bequem kopiertwerden. 6. ZusammenfassungSIPROTEC 4-Geräte eignen sich aufgrund dermodularen Hardwarestruktur und des flexiblenFunktionsumfanges für nahezu jede Anwendung.Je nach Anforderung kann ein entsprechendesGerät mit dem erforderlichen Funktionsumfanggewählt werden. Die Werksparametrierung orientiertsich an typischen Anwendungen und kannoft mit nur kleinen Änderungen übernommenwerden. Bei der Parametrierung mit DIGSI werdenalle nicht erforderlichen Parameter ausgeblendetund somit die Übersichtlichkeit wesentlicherhöht.Die Nachrüstung von seriellen Schnittstellen fürdie spätere Einbindung in eine Stationsleittechnikist auch vor Ort möglich, die Hochrüstzeit somitauf ein Minimum reduziert. Der Funktionsumfanglässt sich ebenso nachträglich durch kostenpflichtiges„Downloaden“ einer neuen Bestellnummerändern.Bild 17 DIGSI RangiermatrixLSP2566.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 29

Leitungsschutz im Verteilungsnetz30Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzDifferentialschutz vonKabeln bis 12 km überHilfsadern (7SD600) 1. EinleitungLeitungsdifferentialschutzsysteme erlauben es, Kabeloder Freileitungen bei Kurzschlüssen strengselektiv und schnellstmöglich zu schützen. DasEinsatzgebiet des hier beschriebenen 7SD600 liegtvorwiegend im Mittelspannungsbereich, wennentweder die Auslösezeiten gestaffelter Überstromzeitschutzgerätezu hoch werden, oder Distanzschutzgerätedie gewünschte Selektivität nichtmehr gewährleisten können. 2. SchutzkonzeptDer digitale Differentialschutz SIPROTEC 7SD600ist ein Kurzschlussschutz für Kabel und Freileitungenin Energieversorgungsnetzen, unabhängigvon der Behandlung des Systemsternpunktes undarbeitet nach dem traditionellen 2-Adern-Prinzip.Hierbei werden an den beiden Leitungsenden diejeweiligen Phasenströme per Mischwandler zu jeeinem Mischstrom aufsummiert. Die Mischströmewerden dann über Spannungsteiler in proportionaleSpannungen umgesetzt, die entgegengesetztgepolt auf zwei Hilfsadern gespeist werden.Die resultierende Spannungsdifferenz treibtschließlich einen Strom, der die für beide Gerätebestimmende Auslösegröße darstellt. Aufgrundseiner strengen örtlichen Selektivität – der Schutzbereichist durch die Stromwandler an beiden Endender Strecke begrenzt – wird der Differentialschutzin der Regel als unverzögerter Hauptschutzeingesetzt, da kein anderer Schutz die Leitungschneller und selektiver abschalten kann.2.1 Differentialschutz2.1.1 Prinzip und StromwandleranschlussDie Differentialschutzfunktion (ANSI 87L) des7SD600 erkennt Kurzschlüsse im Schutzbereichdurch den Vergleich der an beiden Enden der Leitungerfassten Mischströme. Hierzu werden diesekundärseitigen Phasenströme der Primärstromwandlermit unterschiedlicher Gewichtung (Anzahlder Windungen) dem Mischwandler zugeführt,der daraus einen Mischstrom aufsummiert.Bild 1 Kabeldifferentialschutz SIPROTEC 7SD600LSP2001.epsBild 2 Prinzipschaltbild des Leitungsdifferentialschutzes7SD600Dies setzt auch voraus, dass an beiden EndenStromwandler mit gleichen Primärwerten eingesetztwerden, ansonsten muss das unterschiedlicheÜbersetzungsverhältnis durch eine entsprechendeBeschaltung der Anpass- und/oder Mischwandlerausgeglichen werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 31

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBild 4Funktionsschema2.1.2 MischwandlerStandardmäßig wird der Mischwandler 4AM4930in der Normalanschaltung eingesetzt.Bild 3 Normalanschluss Mischwandler 4AM4930Dieser besitzt primärseitig unterschiedliche Primärwicklungenmit mehreren Anzapfungen, wodurchMischungsverhältnisse der Phasenströmeund Anschlussarten (z. B. zweiphasiger Anschluss)variiert werden können. Somit lassen sich erhöhteEmpfindlichkeiten (z. B. des Erdstromes) oder Bevorzugungenbei Doppelerdschluss elegant realisieren.Fehler W W / 3 I 1 für I M = 20 mAL1-L2-L3 (sym.) 3 1,0 1 x I NL1-L2 2 1,15 0,87 x I NL2-L3 1 0,58 1,73 x I NL3-L1 1 0,58 1,73 x I NL1-E 5 2,89 0,35 x I NL2-E 3 1,73 0,58 x I NL3-E 4 2,31 0,43 x I NTabelle 1 Fehlerarten und Wicklungswertigkeiten Wbei Normalanschluss L1 - L3 - EDie gewählte Anschaltung des Mischwandlersmuss an beiden Leitungsenden identisch ausgeführtsein, da ansonsten unterschiedliche Gewichtungender Phasenströme vorliegen, was mit hoherWahrscheinlichkeit zu einer Fehlauslösungführen wird.2.1.3 DifferentialstromBei Normalanschluss des Mischwandlers undsymmetrischem Stromfluss (Nenngröße) fließenam Mischwandler sekundärseitig 20 mA. DieserMischstrom wird nun zum einen im lokalen7SD600 gemessen, zum anderen über einen internenWiderstand des Schutzgerätes als Spannungsabfallauf zwei Hilfsadern gespeist. Am Gegenendewird der dortige Mischstrom auf gleiche Art undWeise gebildet und ebenfalls als Spannungsabfall –diesmal aber entgegengesetzt gepolt – auf die beidenHilfsadern gegeben.Somit sollten sich die entgegengesetzt gepoltenSpannungen im fehlerfreien Zustand aufheben.Im Fehlerfall hingegen, wird bei unterschiedlichenMischströmen eine resultierende Spannung einendem theoretischen Differentialstrom proportionalenStrom über die beiden Adern treiben, der dannebenfalls vom Schutzgerät gemessen wird und alsAuslösegröße dient.2.1.4 Transformator im SchutzbereichDer 7SD600 analysiert optional die Mischströmeauch auf einen 100-Hz-Anteil. Somit besteht dieMöglichkeit den Schutzbereich über einen Transformatorhinweg auszudehnen, allerdings mussdurch zusätzliche externe Anpasswandler dafürSorge getragen werden, dass das Übersetzungsverhältnisder Ströme sowie deren Phasenlage analogzum Transformator kompensiert wird.2.1.5 StabilisierungsstromZur Stabilisierung des Differentialschutzsystemsgegen Überfunktion bei außen liegenden Fehlernwird die Auslösegröße „Differentialstrom“ aufeine Stabilisierungsgröße normiert. Letztere ist dieSumme der Beträge der Ströme, die an den beidenEnden des Schutzbereiches erfasst werden. DieseStabilisierung bewirkt, dass bei hohen durchfließendenStrömen Messfehler infolge Wandlerfehlernoder gar Wandlersättigung die Auslösegrößeebenfalls groß sein muss.Durch die Messung des lokalen Mischwandlersekundärstromesund des Stromes, der über dieHilfsadern fließt, kann jedes der beiden Schutzgerätedaraus Differential- und Stabilisierungsstromerrechnen und gemäß der Auslösekennlinie reagieren.32Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Verteilungsnetz2.1.6 AuslösekennlinieDie Auslösekennlinie des 7SD600 besteht aus dreiAbschnitten. Im Bereich kleiner Ströme muss einefixe, als Parameter einstellbare Ansprechschwelleüberschritten werden, um eine Auslösung zu erzielen.Die beiden anderen Äste der Auslösekennliniesind fest vorgegeben. Mit steigender Stromhöhenehmen die stromproportionalen Wandlerfehlerzu. Dies wird im Auslösediagramm durcheinen Abschnitt einer Ursprungsgeraden mit Steigung1/3 berücksichtigt. Bei noch höheren Strömenwird die Auslösegrenze durch eine weitereGerade bestimmt, die die Stabilisierungsachse bei2,5 · I N, Ltg. schneidet und eine Steigung von 2/3besitzt. Dieser Ast berücksichtigt beginnendeStromwandlersättigung.Bild 5 Stabilisierungskennlinie des Differentialschutzesgezeichnet bei Voreinstellung I Diff> = 1,0 · I N, Ltg.I Diff =|I 1 + I 2 |I Stab =|I 1 |+|I 2 |I 1 = Strom am örtlichen Leitungsende,in die Leitung fließend positivI 2 = Strom am Gegenende in die Leitung fließendpositivI N, Ltg. = Nennstrom der LeitungDamit der Differentialschutz bei sehr stromstarkenaußen liegenden Fehlern stabil bleibt, bietetder 7SD600 bzgl. einer möglichen Wandlersättigungdie so genannte Zusatzstabilisierung. Hiererkennt der Schutz anhand des Verlaufs von Stabilisierung-und Differentialstrom, dass zunächstein außen liegender Fehler eintrat, bevor der Anstiegdes Differentialstroms infolge Wandlersättigungerfolgt. Bei Eintritt der Stromwerte in denBereich der Zusatzstabilisierung wird der Differentialschutzfür maximal 1 s blockiert, um demWandler Zeit zu geben, wieder aus der Sättigungherauszukommen. Sollte sich jedoch während dieserZeit für zwei Netzperioden ein stationärer Zustandim Auslösebereich einstellen, wird dieBlockierung aufgehoben und der Schutz entscheidetauf Auslösung.2.1.7 HilfsadernAls Hilfsadern eignen sich bevorzugt symmetrischeFernsprechadernpaare (typisch 73 Ω/kmSchleifenwiderstand und 60 nF/km Kapazität) miteiner Ader-Ader-Unsymmetrie bei 800 Hz kleiner10 -3 . Der Schleifenwiderstand darf 1200 Ω nichtübersteigen. Zudem muss die bei (Erd-)Kurzschlüsseninduzierte Längsspannung in den Hilfsadernbetrachtet werden. Die induzierte Längsspannungkann nach folgender Formel berechnetwerden:U = π f ⋅M⋅I⋅l⋅r ⋅rImitU lfMI k1lr 1r 22k1 1 2= induzierte Längsspannung= Nennfrequenz [Hz]= Gegeninduktivität zwischen Energieleitung undHilfsadern [mH/km]= maximaler einpoliger Kurzschlussstrom [kA]= Länge der Parallelstrecke zwischen Energieleitungund Hilfsadern [km]= Reduktionsfaktor des Energiekabels(bei Freileitungen r 1 =1)= Reduktionsfaktor des HilfsadernkabelsDie berechnete induzierte Spannung braucht nurzur Hälfte berücksichtigt zu werden, da sie sichauf den isolierten Hilfsadern zu beiden Enden aufbaut.Sollte diese 60 % der zulässigen Prüfspannungübersteigen, sind zusätzliche Maßnahmen(Trennwandler) notwendig. Es stehen Trennwandlerfür die Abriegelung bis 5 kV bzw. 20 kVzur Verfügung. Der Mittelabgriff an der demSchutzrelais zugewandten Seite ist aus Gründendes Berührungsschutzes zu erden, die Hilfsadernverbindungdarf weder geerdet, noch mit Überspannungsableiternversehen sein.Bild 6 Anschluss der Trennwandler 7XR9514 (5 kV) bzw. 7XR9513 (20 kV)2.2 ReserveschutzfunktionenWie bei modernen, digitalen Schutzgeräten üblich,bietet auch der 7SD600 weitere, integrierteSchutz- und Zusatzfunktionen. Der Anwendermuss sich jedoch bei Einsatz dieser Funktionender fehlenden Hardwareredundanz bewusst sein!Daher sollte zumindest ein weiterer separaterKurzschlussschutz, z. B. ein 7SJ602 installiert werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 33

Leitungsschutz im Verteilungsnetz2.2.1 Überstromzeitschutz (ANSI 51)Der 7SD600 enthält neben der Differentialschutzfunktioneinen Überstromzeitschutz als Notfunktion,d. h. für den Fall, dass die Hauptschutzfunktionnicht mehr zur Verfügung steht. Per Parametrierungkann eingestellt werden, ob der Not-UMZgenerell bei unwirksamer Differentialschutzfunktionoder nur bei Ansprechen der Adernüberwachungaktiviert werden soll.Dieser Not-UMZ arbeitet mit dem lokalen Mischstromund ist einstufig ausgeführt. Die Stromschwellewird über den maximalen symmetrischenLaststrom eingestellt. Da im Allgemeinen keinezeitliche Staffelung der Notfunktion bei vollemErhalt der Selektivität möglich ist, muss hier einKompromiss zwischen Selektivität und Schnelligkeitdes Schutzes gefunden werden. Auf jeden Fallsollte die Auslösezeit um mindestens eine Staffelungverzögert werden, um abzuwarten, ob derhohe Strom nicht auf Fehler in benachbartenNetzabschnitten beruht und nicht andere Schutzgerätediesen Fehler selektiv abschalten.2.2.2 ZusatzfunktionenHilfsadernüberwachungZur korrekten Kalkulation des Mischstromes amentfernten Ende des Schutzbereiches wird derohmsche Widerstand der Hilfsadernschleife benötigt.Im Rahmen der Inbetriebsetzung wird diesermit Hilfe von DIGSI komfortabel ermittelt und indie Schutzgeräteparameter eingetragen. Da imNormalbetrieb bei durchfließenden Strömen keineDifferenzspannung und damit auch kein Differentialstromauftreten, ist eine Überwachungder Hilfsadernverbindung dringend angeraten.Hierzu werden tonfrequente Signale auf die Verbindungsleitungaufmoduliert.Schaltermitnahme, FernauslösungMittels der gleichen Übertragungseinrichtungkann bei einer Schutzauslösung am lokalen Endeein Mitnahmesignal an die Gegenseite gesendetwerden, um die fehlerbehaftete Leitung frei zuschalten. Nach gleichem Schema arbeitet die Fernauslösefunktion,bei der ein via Binäreingang eingekoppeltesSignal als Abschaltbefehl für denLeistungsschalter auf der Gegenseite interpretiertwird. Auch hier wird wie bei der Schaltermitnahmeein tonfrequentes Signal an das Partnergerätübertragen. 3. EinstellungenDie Parametereinstellungen der beiden Schutzgerätedes Differentialschutzsystems unterscheidensich nur in wenigen Punkten, daher werden zunächstnur die Einstellungen eines 7SD600 erläutert.Die Unterschiede werden gegen Ende dieses Kapitelsexplizit aufgelistet.Der 7SD600 zeichnet sich durch seine wenigenEinstellparameter aus, so dass er schnell und weitestgehendproblemlos parametriert werden kann.Die einzige Funktion, die in der Projektierung unterder Rubrik „Geräteumfang“ (de-) aktiviertwerden kann, sofern das Gerät mit dieser Optionbestellt wurde, ist die Hilfsadernüberwachung.Diese sollte unbedingt aktiviert werden.3.1 Anlagen-/LeitungsdatenIn der „Anlagen-/Leitungsdaten“ genannten Rubrikwerden die durch die Primärtechnik definiertenParameter eingestellt (siehe auch Bild 7). Diessind u. a. die Netzfrequenz, das Übersetzungsverhältnisder Stromwandler sowie die Mindestansteuerzeitdes Leistungsschalters bei einer Schutzauslösung.Zur besseren Anpassung der Differentialschutzkennlinie,werden die Schutzkenngrößenauf den Nennstrom der Leitung bezogen;dieser ist an dieser Stelle einzugeben und muss inbeiden Geräten unbedingt gleich eingestellt sein.Wie oben bereits beschrieben, ist der Widerstandder Hilfsadernverbindung für die korrekte Berechnungdes Stromwertes am Gegenende vonNöten. Dieser kann entweder aus den Datenblätternder Hilfsadernverbindung errechnet oder imRahmen der Inbetriebsetzung entsprechend derAnleitung im Gerätehandbuch durch das Gerätselbst ausgemessen werden. Anschließend ist dieserWert hier einzutragen. Schließlich kann andieser Stelle die Lock-Out-Funktion ein- oder ausgeschaltetwerden. Die aktivierte Lock-Out-Funktionerfordert ein Quittieren des Auskommandosüber die Quittiertaste am Gerät oder durch Setzeneines Binäreinganges, z. B. durch einen externenSchalter.3.2 Leitungsdifferentialschutz3.2.1 LeitungsdifferentialschutzWie bei allen Schutzfunktionen kann auch derDifferentialschutz an dieser Stelle ein- oder ausgeschaltetwerden, um eine funktionsselektive Prüfungzu vereinfachen. Es besteht zudem dieOption, diesen Parameter auf „nur Meldung“ einzustellen,so dass z. B. bei der Inbetriebsetzung alleMeldungen dieser Schutzfunktion protokolliertwerden, jedoch keine Auslösung erfolgt. Selbstverständlichmuss für den normalen Betriebszustanddie Differentialschutzfunktion eingeschaltet sein.Bezüglich der Differentialschutzfunktion ist lediglichdie Ansprechschwelle I DIF> einzustellen (bezogenauf den Leitungsnennstrom!).34Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzDieser Wert muss – bezogen auf den Mischstrom,also unter Berücksichtigung der Gewichtungsfaktorenfür die unterschiedlichen Fehlerarten – unterhalbdes minimalen Kurzschlussstromes, aberoberhalb des Einschaltstromes und der Wandlerfehlerdes Primär- und des Mischwandlers liegen.Der voreingestellte Wert von 1,0 · I / I N, Ltg. hatsich in langjährigem Einsatz als stabiler Erfahrungswertbewährt. Unter Berücksichtigung einesGewichtungsfaktors von über 2 für einpolige Fehler,entspricht dies knapp fünfmal einem angenommenenLadestrom von 10 % bezogen aufI N, Ltg. Sollte das 5-fache des Ladestromes überdiesem Wert liegen, ist I DIFF> anzuheben.Dieser Ladestrom errechnet sich nach der Gleichung:I C = 3,63 · 10 -6 · U N · f N · C B’·sI C = dem zu ermittelnden Ladestrom in A primärU N = der Nennspannung des Netzes in kVf N = der Nennfrequenz des Netzes in HzC B ’ = der bezogenen Betriebskapazität der Leitung in nF/kms = der Länge der Leitung in km3.2.2 Blockierung mit 2. HarmonischerIm Schutzbereich des 7SD600 darf auch einTransformator liegen, jedoch muss in diesem Falldie Transformatorübersetzung mit externen Anpasswandlernnachgebaut werden, damit Stromhöheund Phasenlage an den Eingängen desMischwandlers auf beiden Seiten des Transformatorsübereinstimmen. Für diesen Anwendungsfallbesteht die Notwendigkeit den Differentialschutzgegenüber dem Trafo-Einschaltrush zu stabilisieren.Da kein Transformator im Schutzbereichliegt, wird die Blockierung des Differentialschutzesmittels der 2. Harmonischen ausgeschaltet, somitsind auch die Einstellwerte für die Ansprechschwelleder 2. Harmonischen und der maximaleDifferentialstrom der durch diese Funktion blockiertwird, nicht relevant.3.2.3 AUS-VerzögerungIn besonderen Anwendungsfällen (z. B. rückwärtigeVerriegelung) kann es nötig sein, den Differentialschutzetwas zu verzögern. Dies kann an dieserStelle eingestellt werden.3.2.4 Örtliche StromschwelleEine örtliche Stromschwelle, die überschrittensein muss, kann als weitere Bedingung für dieAuslösung am lokalen Ende eingestellt werden.Bei der Voreinstellung 0 · I N, Ltg. lösen die Schutzgerätebei Ansprechen des Differentialschutzes anbeiden Enden aus. Soll z. B. bei einseitiger Speisungdas ferne Ende, über das kein auf den Fehlerspeisender Strom fließt, nicht abgeschaltet werden,kann dort die örtliche Stromschwelle angehobenwerden.3.2.5 MitnahmefunktionIn Ausnahmefällen kann der Wunsch bestehen,die örtliche Stromschwelle hoch zu setzen. Umauch in diesem Fall ein Freischalten des fehlerbehaftetenLeistungsabschnittes sicherzustellen,kann die Mitnahmefunktion aktiviert werden.Diese sendet über die Hilfsadern ein aufmoduliertesSignal an das Partnergerät, das dort zur Auslösungdes Leistungsschalters führt. Das Mitnahmesignalsteht zunächst bis zum Rückfall der Differentialschutzfunktionan, kann aber danach auchnoch verlängert werden, um eine sichere Auslösungauf der Gegenseite zu garantieren.3.2.6 Differentialschutz-Blockierung („spill current“)Diese Differentialstrom-Überwachungsfunktionreagiert auf einen permanenten niedrigen Differentialstrom,wie er durch den Ausfall einer Phaseam Mischwandler hervorgerufen werden kann(z. B. durch Adernbruch) und blockiert den Differentialschutz.Die Einstellschwelle (Parameter1550) wird knapp oberhalb der kapazitiven Verlusteder Hilfsadern eingestellt, welche sich beieiner Netzfrequenz von 50 Hz gemäßI spill (%) = 0,025 · I N, Ltg. · l Ltg. (km)abschätzen lassen. Bei 12 km Leitungslänge ergibtsich für den „spill current“ ein Wert von 0,3 · I N, Ltg.,um ein Fehlansprechen zu verhindern, wird derParameter auf 0,4 · I N, Ltg. eingestellt. Das Ansprechender Überwachung wird gemäß der Voreinstellungum 5 s verzögert.Bild 7 Einstellung der Differentialschutzfunktion3.3 HilfsadernüberwachungDie Hilfsadernüberwachung ist für die Überwachungder Funktionsfähigkeit des Differentialschutzsystemsäußerst wichtig. Da im fehlerfreienBetrieb, insbesondere bei niedrigen Betriebsströmenkein nennenswerter Differentialstrom (infolgeWandler- und Messungenauigkeiten) auftritt,würden Adernbruch oder Kurzschluss nicht bemerkt,was zu einem Fehlverhalten des Schutzesführen würde. In dieser Rubrik wird die Hilfsadernfunktionaktiviert und die Reaktion desSchutzes definiert. Bei einer erkannten Störungder Verbindung kann – nach einer einstellbarenVerzögerungszeit – der Differentialschutz blockiertoder die Störung lediglich gemeldet werden.LSP2700.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 35

Leitungsschutz im VerteilungsnetzUm die Kommunikation zwischen den beiden Gerätendefiniert zu beginnen, muss die Stationskennungunterschiedlich eingestellt werden. Ein7SD600 wird als „Master“, der andere als „Slave“parametriert.Bild 8 Einstellungen der Adernüberwachung für daslokale Gerät („Master“)3.4 ÜberstromzeitschutzDie Aktivierung des Not-Überstromzeitschutzeskann entweder bei erkannter Hilfsadernstörungoder generell bei deaktiviertem Differentialschutzeingeschaltet werden. Zu beachten ist, dass alsMessgröße ebenfalls der lokale Mischstrom verwendetund die Einstellung auf den Leitungsnennstrombezogen wird. Auch hier sind bei der Einstellungder Stromschwelle die Gewichtungsfaktorenfür die unterschiedlichen Fehlerarten zuberücksichtigen. Die Einstellung der Stromschwellwerteerfolgt – sofern möglich – zwischen maximalemBetriebs- und minimalem Kurzschlussstrom.Die zugehörige Verzögerungszeit wirdbestmöglich in den Netzstaffelplan eingepasst, umein Höchstmaß an Selektivität zu erhalten.Bild 9 Einstellungen für den Überstromzeitschutz3.5 Fernauslösung / AUS durch GegenstationEin über Binäreingang eingekoppeltes Signal (z. B.von einem Schalterversagerschutz) kann als tonfrequentesSignal über die Hilfsadern an das Gegenendeübertragen werden, um dort eine Auslösungdes Leistungsschalters zu bewirken. Um auchbei sehr kurzen Impulsen eine sichere Übertragungzu gewährleisten, kann die Übertragungsdauerverlängert werden. Das Schutzgerät in derGegenstation muss entsprechend für den Empfangeines Fernauslösesignals eingestellt sein, d. h.die Funktion „AUS durch Gegenstation“ musseingeschaltet sein. Zur Vermeidung einer Überfunktionkann die Auslösung verzögert werden, sodass kein transientes Signal im gleichen Frequenzbereichfälschlicherweise missinterpretiert wird.LSP2701.tifLSP2702.epsLSP2703.tifUm auch bei Empfang eines kurzen Signals sicherabzuschalten, kann das zur Auslösung genutzteSignal solange verzögert werden, dass der Leistungsschalterauch sicher öffnet. Die voreingestelltenWerte sollten eine sichere Fernauslösunggarantieren.3.6 Gerät am GegenendeDie Parametereinstellungen des zweiten 7SD600,der am entfernten Ende des Kabels installiert wird,sind weitestgehend identisch mit dem hier beschriebenenGerät. Essentiell sind die identischeBeschaltung des Mischwandlers und der gleicheEinstellwert für den Leitungsnennstrom. Auch alleweiteren Parameter können normalerweise vomlokalen Gerät übernommen werden, lediglich unterdem Stichwort „Hilfsadernüberwachung“ mussdie Stationskennung von „Master“ auf „Slave“ umgestelltwerden, so dass dieser Parameter in beidenGeräten unterschiedlich eingestellt ist.Bild 10 Einstellungen der Adernüberwachung für das Gerätam Gegenende („Slave“) 4. ZusammenfassungDer unverzögerte und zugleich streng selektiveSchutz von Kabeln und Leitungen reduziert dieFolgen unvermeidlicher Netzstörungen. Dies bedeuteteinerseits Investitionsschutz des Betriebsmittelsund liefert andererseits einen Beitrag zurhöchsten Versorgungssicherheit.Ein Differentialschutzsystem, bestehend aus zweiSIPROTEC 7SD600-Schutzgeräten und den zugehörigenMischwandlern, bietet einen umfassendenSchutz von Kabel und Freileitungen. UmfangreicheZusatzfunktionen erlauben einen reibungslosenAnschluss der Geräte und die Einbindung inkomplexe Netzschutzstaffelungen.Die Voreinstellungen des Gerätes sind so gewählt,dass der Anwender nur die bekannten Daten desKabels und der Primärwandler einzustellen hat.Viele Werte der Voreinstellung können problemlosübernommen werden und verringern damitden Aufwand für Parametrierung und Einstellungbeträchtlich.36Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzKabeldifferentialschutzüber LWL (7SD610) 20-kV-Einzelleiter-VPE-Kabel N2XS(F)2Y1x120RM/16 gelöschtes Netz LWL-Verbindung 87L - Differentialschutz 50/51 - UMZ als Reserveschutz 50HS - Hochstrom-Schnellabschaltung 49 - Thermischer Überlastschutz 1. EinleitungDie zunehmend höhere Auslastung der primärenBetriebsmittel erfordert, diese bei einem Kurzschlussstreng selektiv und schnellstmöglich zuschützen, um evtl. Folgeschäden auftretender Fehlerzu minimieren. Für Freileitungen und Kabel istdiese Anforderung durch den Einsatz von Leitungsdifferentialschutzgerätenzu erzielen.Neben den Auslegungshinweisen wird ein komplettesEinstellbeispiel mit SIPROTEC 4-Schutzgeräten7SD610 für ein Stromkabel im Verteilnetzbeschrieben. 2. SchutzkonzeptDer digitale Differentialschutz 7SD610 ist einmoderner Kurzschlussschutz für Kabel und Freileitungenin Energieversorgungsnetzen. Aufgrundder strengen örtlichen Selektivität – der Schutzbereichist durch die Stromwandler an beiden Endender Strecke begrenzt – spielen Topologie undSpannungsebene des Netzes keine Rolle. Darüberhinaus ist die Sternpunktbehandlung des Stromnetzesohne Belang, da der Stromvergleich proPhase erfolgt und damit unterschiedliche Gewichtungenfür verschiedene Fehler – wie sie bei dentraditionellen Mischwandler-Differentialschutzverfahrenauftraten – passé sind.Aufgrund seiner strengen Selektivität wird derDifferentialschutz in der Regel als unverzögerterHauptschutz eingesetzt, da kein anderer Schutzdie Leitung schneller und selektiver abschaltenkann.2.1 DifferentialschutzDie Differentialschutzfunktion (ANSI 87L) des7SD610 erkennt Kurzschlüsse – auch stromschwacheoder hochohmige – im zu schützenden Bereichdurch den phasenselektiven Vergleich der anbeiden Enden der Leitung von getrennten Gerätengemessenen Strommesswerte.Bild 1 Leitungsdifferentialschutz SIPROTEC 7SD610Bild 2 Differentialschutz für eine LeitungJeder 7SD610 vergleicht die lokal gemessenenStrommesswerte mit den Messwerten des Gegenendesund entscheidet eigenständig, ob eine Netzstörungvorliegt oder nicht. Zum Austausch derMesswerte ist eine Kommunikationsverbindungzwischen den beiden Geräten zwingend erforderlich.Die Geräte sind für eine zu bevorzugendedirekte Lichtwellenleiter-Verbindung ausgelegt, esstehen jedoch auch systemgetestete Kommunikationsumsetzerfür andere Übertragungsmedien(Kupferadern, ISDN-Leitung, digitale Kommunikationsnetzeper x21 oder G703.1) zur Verfügung.LSP2638.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 37

Leitungsschutz im VerteilungsnetzDie im 7SD610 implementierte Differentialschutzfunktionverwendet zwei Algorithmen,um die Forderung nach Schnelligkeit und Empfindlichkeitzu erfüllen. Das Ladungsvergleichsverfahrenintegriert über ein kurzes Zeitintervalldie gemessenen Ströme auf und vergleicht dieLadungswerte an beiden Enden. Dieses einfacheVerfahren erlaubt es, stromstarke Fehler in kürzesterZeit zu detektieren.Dieser grobe Algorithmus wird durch ein wesentlichempfindlicheres Vektorvergleichsverfahrenergänzt. Bei diesem werden zu jedem Abtastzeitpunktdie Stromvektoren pro Phase beider Gerätenmiteinander verglichen. Insbesondere wirdhierbei für jeden Messwert eine Fehlerbetrachtungdurchgeführt. Diese berücksichtigt auf Basis derhinterlegten Wandlerdaten den Fehler des Strommesswertes.Darüber hinaus werden die Signallaufzeitder Messwerttelegramme vom Partnergerätsowie der Ladestrom des Kabels in die Fehlerbetrachtungmit einbezogen. Schließlich kannjedes Schutzgerät entscheiden, ob der eigene(direkt gemessene) Stromwert mit dem per Telegrammüber die Wirkschnittstelle erhaltenenMesswert der Gegenseite unter Berücksichtigungaller Fehler für Betrag und Phase übereinstimmen.Sollte dies nicht der Fall sein, muss ein weiterer(Fehler-)strom für die Differenz verantwortlichsein und der 7SD610 entscheidet auf Auslösung.Auf die klassische Kennliniendarstellung übertragen,bedeutet dies, dass der Stabilisierungsstromnicht einfach als Summe der Beträge der an beidenEnden gemessenen Ströme gebildet wird, sondernals Summe der oben beschriebenen Fehler plusder Mindestansprechschwelle I DIFF>, die in einenStromanteil umgerechnet werden. Eine Schutzauslösungerfolgt in dem Moment, in dem derDifferentialstrom größer gleich dem adaptiv gebildetenStabilisierungsstrom ist.Bild 3 Ansprechkennlinie des DifferentialschutzesUm einen sicheren Betrieb des Differentialschutzsystemszu gewährleisten, müssen die eingesetztenStromwandler folgenden Anforderungen entsprechen:1. Bedingung:Stromwandler dürfen bei maximal durchfließendemKurzschlussstrom stationär nicht gesättigtsein.Kd maxn'≥ I I Nprim2. Bedingung:Der Betriebsüberstromfaktor n' muss min. 30sein oder eine sättigungsfreie Zeit t' AL von min¼ Periode ist gewährleistetn' ≥ 30 oder t' AL ≥ ¼ Periode3. Bedingung:max. Verhältnis der primären Nennströme derStromwandler an den Enden des SchutzobjekteszueinanderIprimmax ≤ 8Iprim min2.2 ReserveschutzfunktionenWie bei modernen, digitalen Schutzgeräten üblich,bietet auch der 7SD610 eine Palette an weiterenSchutz- und Zusatzfunktionen, die ihn annahezu alle Einsatzfälle flexibel anpassbar machen.Jedoch muss sich der Anwender bei Einsatz dieserFunktionen der fehlenden Hardwareredundanzbewusst sein! Daher sollte zumindest ein weitererseparater Kurzschlussschutz installiert werden. Jenach Spannungsebene und/oder Wichtigkeit derLeitung kann dies ein separates Distanzschutz-(7SA6) oder ein UMZ-Schutzrelais (7SJ6) sein.Der im 7SD610 enthaltene Überstromzeitschutzsollte daher nur als Reserveschutz gegen externeFehler im Netz außerhalb des Differentialschutzbereichesgenutzt werden.2.2.1 ÜberstromzeitschutzPer Parametrierung kann festgelegt werden, obder im 7SD610 enthaltene dreistufige Überstromzeitschutz(ANSI 51) als eigenständige Schutzfunktion(Reserveschutz) permanent arbeiten,oder nur bei Ausfall der Kommunikationsverbindungals Notfunktion aktiviert werden soll.Wie oben erwähnt, sollte aber bei Einsatz der Reserveschutzfunktionder Gedanke der hardwaremäßigenRedundanz nicht vernachlässigt werden.Somit empfiehlt sich die Reserve-UMZ-Funktionin erster Linie für einen Schutzbereich außerhalbdes Differentialschutzbereiches, wie z. B. demSchutz eines Einspeisefeldes in einer Unterstation.38Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzZwei der drei Stufen (I>- und I>>-Stufe) werdenin diesem Fall als Einspeiseschutz konfiguriert, dieI>>>-Stufe könnte nur bei Notbetrieb freigegebenund so eingestellt werden, dass sie in dieser Ausnahmesituationunter Verlust der Selektivitätstromstarke Fehler schnell abschaltet. Wird derÜberstromzeitschutz als Notfunktion verwendet,können alle Stufen bzgl. Ansprechschwelle undVerzögerungszeit für diesen Ausnahmefall bzgl.Selektivität und Schnelligkeit ausgewogen eingestelltwerden.2.2.2 Hochstrom-SchnellabschaltungDiese Funktion soll bei einseitigem Zuschalten aufeinen stromstarken Kurzschluss unverzögert abschalten.Hierzu werden die auf die Grundschwingunggefilterten Messwerte jeder Phase mit dereingestellten Schwelle verglichen. Übersteigt derMesswert das Doppelte des Schwellwertes erfolgtunmittelbar die Schutzauslösung. Für diese Funktionmuss die Leistungsschalterposition derGegenseite bekannt sein.Eine weitere Stufe dieser Schutzfunktion arbeitetohne die Information über die Stellung des Leistungsschaltersam Gegenende, kann aber nur eingesetztwerden, falls eine Stromstaffelung über dasSchutzobjekt möglich ist.2.2.3 Thermischer ÜberlastschutzDer thermische Überlastschutz verhindert einethermische Überbeanspruchung des zu schützendenObjektes. Diese Funktion wird beim 7SD610insbesondere für einen im Schutzbereich liegendenTransformator eingesetzt, macht aber auchfür stark ausgelastete Energiekabel Sinn.Der 7SD610 errechnet aus den gemessenen Phasenströmenund den eingestellten, das Schutzobjektcharakterisierenden Parametern mittels einesthermischen Modells die Temperatur des Betriebsmittels.Übersteigt diese Temperatur eineeinstellbare Schwelle, setzt der 7SD610 eine Warnmeldungab, wird eine zweite, höhere Schwelleüberschritten, erfolgt die Schutzauslösung.2.3 ZusatzfunktionenDie nachstehend aufgeführten Zusatzfunktionenwerden im vorliegenden Beispiel nicht benutztund werden daher nur der Vollständigkeit halbererwähnt.Die Automatische Wiedereinschaltung (AWE)ermöglicht es, Lichtbogenkurzschlüsse auf Freileitungendurch eine Kurzunterbrechung desStromflusses zum Erlöschen zu bringen undnicht sofort endgültig abzuschalten.Der Schalterversagerschutz im 7SD610 istzweistufig ausgeführt. Sollte ein vom Schutzgeräterteiltes AUS-Kommando nicht zu einemAbschalten des Fehlerstromes führen, kann der7SD610 zunächst das AUS-Kommando wiederholen,bevor dann in der zweiten Stufe derübergeordnete Schutz per Parallelverdrahtungüber dieses Versagen informiert wird und denihm zugeordneten Leistungsschalter öffnet.Der 7SD610 unterstützt durch seine phasenselektiveArbeitsweise sowohl drei- als auch einpoligeLeistungsschalteransteuerung, wie sieinsbesondere in der Hochspannung häufig gefordertwird.Transformatoren und Kompensationsspulen imDifferentialschutzbereich werden durch integrierteFunktionen ebenfalls beherrscht.Über Beschaltung eines Binäreinganges kannper externer Einkopplung ein AUS-Kommandodurch das 7SD610 erzeugt werden.Die digitale Kommunikationsverbindung derWirkschnittstelle bietet die Möglichkeit vierFernbefehle und 24 Fernmeldungen von einemzum anderen Gerät zu übertragen und dort individuellweiter zu bearbeiten.Da der 7SD610 auch Spannungseingänge besitzt,können die Leiter-Erde-Spannungen derdrei Phasen und ggfs. auch die Verlagerungsspannungan das Gerät angeschlossen werden.Dies hat auf die Schutzfunktionen keinen Einfluss,erlaubt aber, die Spannungsmesswerte zuerfassen und mit den Strommesswerten auchabgeleitete elektrische Größen wie Wirk-, BlindundScheinleistung, cos ϕ und Frequenz zu berechnen. 3. EinstellbeispielAls Beispiel werden die Einstellungen der7SD610-Geräte beschrieben, die ein 20-kV-Einzelleiter-VPE-Kabelvom Typ N2XS(F)2Y 1x120RM/16 mit 9,5 km Länge schützen sollen. Der Kabelnennstrombeträgt 317 A, auf Seite 1 wird einneuer Stromwandler 400 A / 1 A, 10P10, 5 VA eingesetzt,am Gegenende befindet sich ein bereitsvorhandener Stromwandler 300 A / 5 A, 10P20,30 VA. Der maximale durchfließende Kurzschlussstrombeträgt 12,7 kA.Per Schaltermitnahmefunktion kann das amlokalen Ende vom 7SD610 erzeugte AUS-Kommando– wie auch das vorgenannte, extern eingekoppelteAUS-Kommando – an das Gerät amGegenende übertragen werden, um auch denLeistungsschalter zu öffnen.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 39

Leitungsschutz im Verteilungsnetz3.1 Überprüfung der WandlerZunächst muss überprüft werden, ob die Wandleranforderungenerfüllt sind. Offensichtlich ergibtder Quotient der primärseitigen Wandlernennströme400 : 300 einen Wert kleiner 8 und istsomit erfüllt.Die Berechnung des Betriebsüberstromfaktors erfolgtnach der FormelP + Pn'= n⋅N iP'+ PiGleichung 1n’ = Betriebsüberstromfaktorn = NennüberstromfaktorP N = Nennbürde der Stromwandler [VA]P i = Eigen- o. Innenbürde der Stromwandler [VA]P’ = tatsächlich angeschlossene Bürde [VA]Die Eigenbürde des Stromwandlers errechnet sichgemäß2P i = R i · I N,WandlerGleichung 2Sollte R i, der Innenwiderstand der Sekundärwicklungdes Wandlers, nicht bekannt sein, ist die Abschätzungvon P i =20%·P N eine gute Näherung.Bei der tatsächlich angeschlossenen Bürde sindalle an den Wandlerkern angeschlossenen Bürdenzu addieren. Im vorliegenden Beispiel gehen wirdavon aus, dass dies lediglich die Bürde desSchutzgerätes (0,05 VA für Gerätenennstrom von1 A, 0,3 VA für Gerätenennstrom von 5 A) sowiedie Zuleitungsbürde sind.Letztere errechnet sich nach der FormelCulLtg.PLtg.= 2 ⋅ρ⋅aLtg.Gleichung 3P Ltg. = Zuleitungsbürde [VA]ρCu = spezifischer Widerstand von Cu [ Ω mm²/m]l Ltg. = sekundärseitige, einfache Leitungslänge [m]a Ltg. = Leitungsquerschnitt [mm²]Aus Gleichung 2 ist einfach zu ersehen, dass beieinem sekundärseitigen Wandlernennstrom von5 A eine 25-fach höhere Zuleitungsbürde auftrittals bei 1 A!Für unser Beispiel wurde eine Zuleitung von 5 m(einfache Entfernung, daher Faktor 2) mit einemQuerschnitt von 4 mm² angenommen. Daraus errechnensich für die beiden Wandler Zuleitungsbürdenvon 0,045 VA (Wandler 1) und 1,116 VA(Wandler 2).Mit diesen Werten werden nun für beide Wandlerdie Überstromfaktoren berechnet. Es ergibt sichgemäß Gleichung 1 für Wandler 1LSP2697.tifn’ = 44,6und für Wandler 2n’ = 97,1.Diese Werte müssen nun größer oder gleich denerforderlichen Überstromfaktoren sein, um denmaximalen, durchfließenden Kurzschlussstrom inHöhe von 12,7 kA sättigungsfrei übertragen zukönnen.Erforderlich sindn’ > 12700 A / 400 A = 31,75und für Wandler 2n’ > 12700 A / 300 A = 42,33.In beiden Fällen ist dies deutlich erfüllt, ebensowie die dritte Bedingung n’ > 30. Somit sind dievorhandenen Wandler für den Einsatz in diesemDifferentialschutzsystem geeignet.3.2 Einstellungen des lokalen GerätesDie Parametereinstellungen der beiden Schutzgeräteunterscheiden sich zumeist nur in wenigenPunkten, daher werden zunächst nur die Einstellungendes 7SD610 von Seite 1 erläutert. Die Einstellungendes zweiten Gerätes, die abgeändertwerden müssen, werden gegen Ende dieses Kapitelsexplizit aufgelistet.Zunächst wird mittels der Parametrier-SoftwareDIGSI 4 im aktuellen Projekt das ausgewählteGerät 7SD6101-4BA39-0BA0+M2C angelegt undgeöffnet.3.2.1 FunktionsumfangIm nächsten Schritt werden die Parametereinstellungenvorgenommen, beginnend mit dem„Funktionsumfang“. An dieser Stelle wird festgelegt,welche der im Schutzgerät verfügbaren Funktionengenutzt werden sollen. Die anderen Funktionenwerden auf „nicht vorhanden“ gestellt unddamit für den weiteren Verlauf der Geräteparametrierungausgeblendet. Für unser Beispiel wählenwir neben dem Differentialschutz als Hauptschutzfunktionden Überstromzeitschutz, die Hochstrom-Schnellabschaltungsowie den Überlastschutzaus.Bild 4 Einstellungen im Menüpunkt „Funktionsumfang“40Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Verteilungsnetz3.2.2 AnlagendatenIn der „Anlagendaten 1“ genannten Rubrikwerden die durch die Primärtechnik definiertenParameter eingestellt. Dies sind insbesondere dasÜbersetzungsverhältnis des Stromwandlers(400 A / 1 A), die Lage seines Sternpunkts (angenommen„leitungsseitig“) sowie die Nennfrequenzdes Stromnetzes (50 Hz).Bild 5 Einstellungen im Menüpunkt„Anlagedaten – Wandlerdaten"Auf der nächsten Karte werden die minimalenund maximalen Ansteuerzeiten des Leistungsschalterseingegeben, um die sichere Ausführungvon Schaltbefehlen zu garantieren.LSP2698.tifAls nächstes sind drei Parameter einzustellen, dieden Stromwandler in Anlehnung an seinen Kennlinienverlaufcharakterisieren und letztlich dieEmpfindlichkeit des Differentialschutzes definieren.Im Groben lässt sich der Einfluss stromproportionalerMessungenauigkeiten aufgrund von Wandlerfehlernin zwei Bereiche aufteilen, die auf derStromskala durch den Quotienten n’/n getrenntwerden. Diese prozentualen Fehlerwerte sind vonder Wandlerklasse abhängig und können ausnachfolgender Tabelle entnommen werden. Ausder Fußnote ist zu ersehen, dass der Quotientn’/n maximal auf 1,50 eingestellt werden sollte,was einer „defensiven“ Einstellung entspricht, dievorzeitig auf den höheren Fehlereinfluss übergehtund damit die Selbststabilisierung erhöht.Unter dem gleichen Aspekt wurden die voreingestelltenWerte definiert. Sie beziehen sich aufeinen Wandler der Klasse „10P“ und liegen auchfür den Quotienten auf der „sicheren Seite“. Diesevoreingestellten Werte können für alle Stromwandlertypenbelassen werden, unter Umständenwird dabei etwas von der potentiell sehr hohenEmpfindlichkeit des Differentialschutzes verschenkt.Für unser Beispiel bedeutet dies, dass die Voreinstellungender beiden Fehlerwerte passen, derQuotient kann auf den Einstellwert von 1,50 erhöhtwerden, da hier n’/n = 4,46 deutlich überdem empfohlenen Maximalwert von 1,50 liegt.Bild 6 Näherung der StromwandlerfehlerWandlerklasseNorm Fehler bei Nennstrom Fehler bei EinstellempfehlungenNennüberstromfaktorÜbersetzung Winkel Adresse 251 Adresse 253 Adresse 2545P IEC 60044-1 1,0 % ± 60 min ≤ 5 % ≤ 1,50 1) 3,0 % 10,0 %10P 3,0 % – ≤ 10 % ≤ 1,50 1) 5,0 % 15,0 %TPX IEC 60044-1 0,5 % ± 30 min ε ≤ 10 % ≤ 1,50 1) 1,0 % 15,0 %TPY 1,0 % ± 30 min ε ≤ 10 % ≤ 1,50 1) 3,0 % 15,0 %TPZ 1,0 % ± 180 min± 18 minTPS IEC 60044-1BS: Class XC100 bisC800ε ≤ 10 %(nur I ∼)≤ 1,50 1) 6,0 % 20,0 %≤ 1,50 1) 3,0 % 10,0 %ANSI ≤ 1,50 1) 5,0 % 15,0 %Tabelle 1 Einstellempfehlungen für Stromwandlerdaten1) Wenn n'/n ≤ 1,50, dann Einstellung = rechnerischer Wert;wenn n'/n > 1,50, dann Einstellung = 1,50.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 41

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBild 7 Einstellungen im Menüpunkt „Anlagendaten 1 –I-WDL-Kennlinie“Bei deaktivierter Parametersatzumschaltung stehtfür die weiteren Einstellungen nur der „ParametersatzA“ zur Verfügung. Unter „Anlagendaten 2“werden lediglich der Betriebsnennstrom der Leitung(317 A) sowie Details zur korrekten Erkennungdes Leitungszustandes und der Zuschalterkennungeingestellt. Hierbei kann insbesondereder Betriebsnennstrom des Schutzobjektes, alsodes Stromkabels, vom Wandlernennstrom abweichen.Der Betriebsnennstrom muss für beide7SD610-Geräte identisch eingestellt werden, dadieser Wert die Basis des Stromvergleichs an beidenEnden ist!3.2.3 Einstellungen des DifferentialschutzesDer Differentialschutz als Hauptschutzfunktiondes 7SD610 ist in wenigen Schritten parametriertund eingestellt. Wie alle im Funktionsumfang aktiviertenSchutzfunktionen kann auch der Differentialschutzan dieser Stelle nochmals ein- oderausgeschaltet werden, um eine funktionsselektivePrüfung zu vereinfachen. Selbstverständlich solltefür den normalen Betriebszustand die Differentialschutzfunktioneingeschaltet werden.Bezüglich der Differentialschutzfunktion sind imvorliegenden Beispiel lediglich fünf Parametereinzustellen. Insbesondere werden zwei diskreteAnsprechschwellen (I DIFF> sowie I DIFF>>) der Differentialschutzfunktioneingestellt. Diese beidenWerte bestimmen die Ansprechschwellen der beidenoben beschriebenen Schutzalgorithmen derDifferentialschutzfunktion.1233 I DIFF>>: AnsprechwertDer I DIFF>>-Wert definiert die Auslöseschwelledes Ladungsvergleichs, der bei stromstarken Fehlernsehr schnell auf Auslösung entscheidet. DieserWert wird üblicherweise auf Betriebsnennstromeingestellt. Im Falle eines kompensierten (gelöschten)Netzes muss zudem vermieden werden, dassder Einstellwert den ungelöschten Erdschlussstromunterschreitet, da ansonsten bereits dieZündschwingung bei Erdschlusseintritt zur (ungewollten)Auslösung führen könnte. Somit ist derNennstrom der Petersen-Spule ein guter Anhaltspunktfür den Einstellwert der I DIFF>>-Schwelle,falls dieser über dem Leitungsnennstrom liegt.LSP2699.tif1210 I DIFF>: AnsprechwertDie I DIFF>-Stufe entspricht der Auslöseschwelledes eigentlichen Stromvergleichsschutzes undwird auf das ca. 2,5fache des Ladestromes eingestellt.Dieser Ladestrom errechnet sich nach derGleichung:I C = 3,63 · 10 -6 · U N · f N · C B’·sI C zu ermittelnder primärer Ladestrom [A]U N Nennspannung des Netzes [kV]f N Nennfrequenz des Netzes [Hz]C B’ Betriebskapazität der Leitung [nF/km]s Länge der Leitung [km]Die Daten des zu schützenden Einleiter-Ölkabelslauten: C B’ = 235 nF/km; s = 9,5 kmDaraus errechnet sich bei einer Nennspannungvon 20 kV und 50 Hz Netzfrequenz nach obigerGleichung ein Ladestrom von 8,1 A. Für I DIFF>ergibt sich somit ein Einstellwert von 20,3 A(primär) bzw. bei einem Stromwandler-Übersetzungsverhältnisvon 400 A / 1 A ein Sekundärwertvon 0,05 A. Dieser Wert liegt unterhalb der minimalenEinstellschwelle von 0,10 A (sekundär)! Mitder Voreinstellung von 0,30 A wurde erneut die „sichereSeite“ aufgesucht. Dieser Wert ergibt sich ausder Annahme des dreifachen Ladestroms in Höhevon 10 %, bezogen auf Nennstrom. Bei Wandlern,die vergleichbares Übertragungsverhalten habenund bei externen Fehlern den maximal durchfließendenStrom sicher sättigungsfrei übertragen,kann diese Schwelle auch bis zu 0,10 A herabgesetztwerden. Bei unterschiedlichen Wandlertypen (z. B.eisengeschlossene Wandler und linearisierte Wandler)sollte die Voreinstellung belassen werden, umbei externen Fehlern auch gegenüber transientenEffekten abgesichert zu sein.Im vorliegenden Fall, bei vergleichbaren Wandlernmit gutem Übertragungsverhalten (n’ hoch),ist ein Einstellwert von 0,10 A oder mit etwasSicherheit von 0,20 A möglich. Sollte das 2,5fachedes Ladestromes über 0,30 A liegen ist selbstverständlichder höhere Wert einzustellen.Bei Vergleich der scheinbar sehr empfindlichenVoreinstellung von 0,30 A zu herkömmlichen Differentialschutzeinstellungen(I N) ist die bei letzterenvorhandene unterschiedliche Gewichtung derFehlerarten zu berücksichtigen. Oft werden dorteinpolige Fehler durch die Mischwandleranschaltungum Faktoren nahe dem Wert 3 empfindlichererfasst, was ebenfalls einer I DIFF>-Schwellenahe 0,30 A entsprechen würde.42Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBild 8 Einstellungen des Menüpunktes„Parametergruppe A – Differentialschutz –Diffschutz”Weitere Parameter der DifferentialschutzfunktionZusätzlich existieren zur feineren Abstimmungder Differentialschutzfunktion drei weitereParameter.Zunächst besteht die Möglichkeit die AnsprechschwelleI DIFF> bei Zuschalten der Leitung anzuheben.Dies ist dann zu empfehlen, wenn lange,unbelastete Kabel oder Freileitungen eingeschaltetwerden. Um hier kein Ansprechen des Differentialschutzeshervorzurufen, sollte dieser ParameterI DIFF> ZUSCH. auf das ca. 3,5fache des Ladestromeseingestellt werden, sofern dieser Wert überdem Wert von I DIFF> liegt. Nur in Ausnahmefällensollte die Auslösung des Stromvergleichschutzesverzögert werden, daher ist es angeraten, die Voreinstellungfür T-I DIFF> unverändert auf 0,00 s zubelassen.Im gelöschten Netz ist allerdings eine Verzögerungbei einpoliger Anregung angeraten, um eineAuslösung durch den Zündvorgang des Erdschlusseszu vermeiden. Eine Verzögerung von0,04 s hat sich bewährt.Da im Schutzbereich des Differentialschutzsystemskein Trafo zu berücksichtigen ist, kann dieEinschaltrush-Stabilisierung ausgeschaltet bleiben.Somit sind alle weiteren Parametereinstellungendieses Kärtchens irrelevant.LSP2568.tif3.2.4 Einstellung der KommunikationDie Kommunikation der beiden 7SD610 erfolgtüber eine parallel zum Stromkabel verlegte LWL-Verbindung. Bei einer Streckenlänge von 9,5 kmhandelt es sich um ein LWL-Kabel mit Monomodefasern9/125 µm. Auch diese Kommunikationsverbindungerfordert ein paar wenige Parametereinstellungen,wobei in der Rubrik „Wirkschnittstellen“die Voreinstellungen im Allgemeinen belassenwerden können.Wie bereits erwähnt, werden die Informationenzwischen beiden Geräten, also vorwiegend dieStrommesswerte, per Telegramm übertragen. Einzelnefehlerhafte oder gar fehlende Telegrammestellen kein Problem dar, werden zu Statistikzweckengezählt aber ansonsten ignoriert. Bleibt solchein Fehlerzustand jedoch über längere Zeit anstehen,wird bei Überschreiten einer ersten Zeitschwelleeine Verbindungsstörung gemeldet undbei einer zweiten, höheren Schwelle auf Ausfallder Verbindung erkannt. Zudem lässt sich einstellen,wie lange übertragene Fernsignale bei Erkenneneiner Verbindungsstörung ihren „alten“Zustand halten sollen.In der Kartei „WS 1“ wird die Wirkschnittstelleaktiviert und die Art der Kommunikationsverbindung,hier „Lichtwellenleiter direkt“ ausgewählt.Die weiteren Parameter können auf den voreingestelltenWerten belassen werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 43

Leitungsschutz im VerteilungsnetzLSP2570.tifUnter dem Begriff „Diffschutztopologie“ müssennun den Geräten Identifikationsnummer „n“ zugeteiltwerden. Das vorliegende Differentialschutzsystembesteht aus zwei Geräten 7SD610.Eines der beiden Geräte muss als „Gerät 1“, dasandere als „Gerät 2“ eingestellt werden. Der Unterschiedliegt darin, dass sich die Absolutzeitführungdes Systems nach der des Gerätes 1 richtet.Gerät 2 passt sich dementsprechend an, somit sinddie Zeitangaben beider Geräte immer vergleichbar.Da die beiden Geräte unter Umständen auchüber ein digitales Kommunikationsnetz miteinanderverbunden sein könnten, in dem mehr als einDifferentialschutzsystem kommuniziert, kann jedemGerät zusätzlich eine Geräteidentifikationsnummerzugeteilt werden, die im Kommunikationsnetznur einmal verwendet werden darf. Diesebeiden Adressen müssen in beiden Gerätenidentisch eingestellt sein. In unserem Beispiel einerdirekten LWL-Verbindung ist keine Anpassungder Identifikationsnummern nötig.Bild 9 Einstellungen des Menüpunktes„Parametergruppe A –Diffschutztopologie“3.2.5 Reserveschutzfunktionen3.2.5.1 Hochstrom-SchnellabschaltungDiese Funktion ist nur dann wirksam, wenn derLeistungsschalter am Gegenende geöffnet ist unddies dem lokalen 7SD610 via Kommunikationsverbindungmitgeteilt wird. Unter der Annahme,dass die Funktion in beiden Geräten aktiviertwird, muss die Information über die Leistungsschalterpositionauch vom lokalen 7SD610 erfasstwerden. Hierzu sind in der Rangiermatrix in derInformationsgruppe „Anlagendaten 2“ die Informationen00379 „>LS Pos.Ein 3p“ und 00380„>LS Pos.Aus 3p“ mit den zugehörigen Binäreingängenzu verknüpfen. Die Ansprechschwelle fürdie I>>>-Stufe sollte in etwa auf den Ladestromder Leitung eingestellt werden. Dieser Wert bieteteine ausreichende Sicherheitsreserve, da derSchutzalgorithmus die gemessenen Momentanwertemit dem Doppelten des eingestellten Effektivwertesvergleicht. Die leistungsschalterpositionsunabhängigeStufe I>>>> wird deaktiviertbelassen (Einstellwert „∞“), da keine Stromstaffelungüber das Schutzobjekt möglich ist.3.2.5.2 ÜberstromzeitschutzDa neben dem Differentialschutz im Allgemeinenein weiterer Kurzschlussschutz aus Gründen derHardware-Redundanz in einem eigenständigenSchutzgerät zum Einsatz kommt, wird der integrierteUMZ nur als Notfunktion bei Ausfall derKommunikationsverbindung aktiviert. Die Einstellungder Stromschwellwerte erfolgt – sofernmöglich – zwischen maximalem Betriebs- undminimalem Kurzschlussstrom. Die zugehörigeVerzögerungszeit wird bestmöglich in den Netzstaffelplaneingepasst, um ein Höchstmaß anSelektivität zu erhalten. In unserem Beispiel empfiehltsich – ohne den minimalen Kurzschlussstromzu kennen – ein Einstellwert von 20 % überdem maximal zulässigen Dauerstrom des Kabels(407 A), also von 488 A oder 1,22 A sekundär.Sollte eine stromabhängige Staffelung über dasSchutzobjekt möglich sein, kann auch eine Hochstromstufemit unverzögerter Abschaltung eingestelltwerden. Hierbei muss sichergestellt sein, dassdie Schwelle bei einem durchfließenden Fehlerstromnicht anspricht.Wird der im 7SD610 integrierte UMZ als permanentaktive Reserveschutzfunktion eingesetzt,können Überstrom- und Hochstromstufe für reguläreUMZ-Schutzaufgaben außerhalb des Differentialschutzbereichesverwendet werden. DieI>>>-Stufe kann bei Notbetrieb (Ausfall derKommunikationsverbindung) im oben beschriebenenSinne als Not-UMZ-Stufe eingesetzt werden.3.2.5.3 Thermischer ÜberlastschutzDer thermische Überlastschutz verhindert einethermische Überbeanspruchung des Schutzobjektes,hier des 20-kV-Kabels. Da die Ursache derÜberlastung normalerweise außerhalb des Schutzobjektesliegt, ist der Überlaststrom ein durchfließenderStrom. Das Gerät errechnet die Übertemperaturgemäß einem thermischen Einkörpermodellnach der DifferentialgleichungdΘ1 1 ⎛ I+ ⋅ Θ = ⋅⎜dtτ τ ⎝ k⋅Ith th NDie Schutzfunktion errechnet für jede Phase einthermisches Abbild des zu schützenden Objektesaus dem Quadrat des Phasenstromes. Hierbeiwird der ungefilterte Messwert verwendet, so dassauch Oberwellenanteile in der thermischen BetrachtungBerücksichtigung finden. Zunächst isteinzustellen, ob die Überlastfunktion bei Erreichender Auslösegrenze tatsächlich abschaltenoder auch das Erreichen dieser Schwelle lediglichmelden soll.⎞⎟⎠244Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzAls Basisstrom für die Überlasterfassung wird derthermisch dauernd zulässige Strom des Schutzobjektes(vgl. Kabeldaten) herangezogen, der sichüber den Einstellfaktor k auf den Schutzgerätenennstrombeziehen lässt:k = I maxI NSomit ergibt sich bei einem maximal zulässigenDauerstrom von 407 A und einem primärenWandlernennstrom von 400 A ein Wert für k von1,02.Die Erwärmungszeitkonstante τ th ist ebenfalls denHerstellerangaben zu entnehmen. Zu beachten ist,dass diese in Minuten einzustellen ist, wohingegenhäufig ein maximal zulässiger 1s-Strom angegebenwird, so auch für unser Kabel. Hier beträgt der1s-Strom 17,2 kA. Die Umrechnung erfolgt gemäßτ thmin1 zul. 1-s - Strom= ⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞⎟60 zul. Dauerstrom ⎠τ th ergibt sich damit zu 29,8 min.Vor Erreichen der Auslöseschwelle können einethermische und/oder eine Stromwarnstufe eingestelltwerden. Diese sollten typischerweise etwasunter der Auslöseschwelle eingestellt werden, umdem Betriebspersonal noch hinreichend Zeit zugeben, die Auslastung des Betriebsmittels zu verringern.Für die thermische Warnstufe empfiehltsich die Voreinstellung von 90 % zu belassen. DieStromwarnstufe wird etwas unterhalb des maximalen,dauernd zulässigen Betriebsstromes parametriert,wir wählen hier 95 % von diesem Wert,also 387 A primär. Bezogen auf den Wandlernennstromergibt dies ca. 0,97 A sekundär.Schließlich kann noch eingestellt werden, nachwelcher Berechnungsmethode die Übertemperaturerrechnet wird. Diese Berechnung erfolgt fürjede Phase getrennt. Es steht zur Auswahl, ob diemaximale der drei errechneten Übertemperaturen(Voreinstellung), deren arithmetischer Mittelwertoder die aus dem maximalen Leiterstrom errechneteÜbertemperatur für den Vergleich mit denAnsprechschwellen maßgebend ist. Wir belassenhier die Voreinstellung, solange kein andererAlgorithmus zwingend zu bevorzugen ist.23.3 Einstellungen des Gerätes am GegenendeDie Einstellungen des soeben parametrierten lokalenGerätes können zumeist als Basis der Parametrierungfür das Gerät am Gegenende verwendetwerden. Hierzu wird der Datensatz einfach durchKopieren und Einfügen dupliziert. Dadurch entstehteine neue Gerätedatei, die sich nur durch dieVD-Adresse unterscheidet. Somit ist sichergestellt,dass der kopierte Datensatz zu einem anderen,wenn auch bisher gleichen Gerät gehört.In der Rubrik „Parametergruppe A – Diffschutztopologie“ist Parameter 1710 auf „Gerät 2“ einzustellen.Ohne diese Einstellung wird keine Kommunikationzwischen den beiden Geräten zustandekommen.Bild 11 Einstellungen für das Gerät am Gegenende in der Rubrik„Parametergruppe A – Diffschutztopologie“Danach müssen in der Rubrik Anlagendaten 1 dieWandlerdaten sowie die Wandlerkennlinie angepasstwerden. Auch ist zu überprüfen, ob dieSchaltermitnahme von beiden Enden aus erfolgensoll, ansonsten ist auch dies abzuändern.Die Einstellungen der Rubriken Anlagendaten 2,Differentialschutzfunktion, Wirkschnittstellen,Schnellabschaltung und Überlast sind für beideGeräte identisch und brauchen nicht abgeändertzu werden. Die Einstellungen der UMZ-Funktionsind von der Netztopologie abhängig und daherzu überprüfen. Werden die Geräte an eine Stationsleittechnikangeschlossen, ist auch die jeweiligeGeräteadresse zu kontrollieren.LSP2572.tifBild 10 Einstellungen des Menüpunktes„Parametergruppe A – Überlastschutz”LSP2571.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 45

Leitungsschutz im Verteilungsnetz 4. AnschlussbeispielIm Allgemeinen ist der Anschluss von drei Phasenstromwandlernan den 7SD610 gemäß Bild 13in Holmgreenschaltung zu empfehlen. So kannder Differentialschutz mit den drei direkt gemessenenPhasenströmen arbeiten, für andere Schutzfunktionen,z. B. UMZ-Schutz steht ein aus dendrei Phasenströmen aufsummierter Erdstrom zurVerfügung. Sollten erhöhte Anforderungen an dieGenauigkeit des Erdstromes bestehen, kann auchein Kabelumbauwandler an den IE-Eingang des7SD610 angeschlossen werden (Bild 14). In diesemFall muss das geänderte Übersetzungsverhältnisfür diesen Eingang via Parameter 221 in„Anlagendaten 1 – Wandlerdaten“ eingegebenwerden. 5. ZusammenfassungDer unverzögerte und zugleich streng selektiveSchutz von Kabeln und Leitungen reduziert dieFolgen unvermeidlicher Netzstörungen. Dies bedeuteteinerseits Investitionsschutz des Betriebsmittelsund liefert andererseits einen Beitrag zurhöchsten Versorgungssicherheit.Ein Differentialschutzsystem, bestehend aus zweiSIPROTEC 7SD610-Schutzgeräten, bietet einenumfassenden Schutz von Kabel und Freileitungen.Integrierte Not- bzw. Reserveschutzfunktionensowie umfangreiche Zusatzfunktionen erlaubeneinen reibungslosen Anschluss des Gerätes ohneZusatzgeräte und die Einbindung in komplexeNetzschutzstaffelungen.Die Voreinstellungen des Gerätes sind so gewählt,dass der Anwender nur die bekannten Daten desKabels und der Primärwandler einzustellen hat.Viele Werte der Voreinstellung können problemlosübernommen werden und erleichtern damitden Aufwand für Parametrierung und Einstellung.Bild 12 Stromwandleranschluss an 3 Primärstromwandler und Sternpunktstrom(Normalanschluss)Wichtig: Die Erdung des Kabelschirmes muss an der Kabelseite erfolgen!Hinweis: Die Umschaltung der Strompolarität (Adresse 0201) bewirktauch eine Umpolung des Stromeinganges I 4 !Bild 13 Stromwandleranschluss an 3 Primärstromwandler und gesondertemErdstromwandler (Kabelumbauwandler)46Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzThermischerÜberlastschutz von Kabeln 1. EinleitungEine Reparatur bei einem Ausfall von Erdkabelnkann teuer und zeitaufwendig sein. Schutzsystemesind so konzipiert, dass sie Kabel bei Fehlerzuständenvor hohen Stromwerten schützen. Durch einenTemperaturanstieg aufgrund ausgedehnterÜberlastungszustände kann jedoch ebenfalls einAusfall der Kabel verursacht werden. Da beim Betriebvon Stromversorgungsnetzen die Betriebsmittelso nah wie möglich an den Belastungsgrenzengenutzt werden, nimmt die Bedeutungvon Schutzeinrichtungen gegen thermischeÜberlastungen immer mehr zu.Beim thermischen Überlastschutz wird die Temperaturdes Leiters auf der Grundlage spezifischerLeiterdaten und des im Stromkreis vorhandenenStroms berechnet. Der Schutz wird dazu verwendet,Leiter vor einer Beschädigung aufgrund ausgedehnterÜberlastungen zu schützen. Imvorliegenden Artikel wird nur der thermischeÜberlastschutz von Erdkabeln erörtert.Der thermische Überlastschutz wird normalerweisein einem Alarmmodus verwendet, um die Betreiberdes Stromversorgungsnetzes vor der Gefahreiner möglichen Beschädigung der Kabel zuwarnen. Der thermische Überlastschutz kann jedochauch eingesetzt werden, um einen Leistungsschalterauszulösen. In beiden Fällen kann dasVorhandensein einer thermischen Überlastung erkanntund behoben werden, bevor es zu einemAusfall der Kabel kommt. 2. Thermischer ÜberlastschutzMit dem thermischen Überlastschutz mit Gedächtnisfunktionwird ein Echtzeit-Schätzwert fürden Temperaturanstieg im Kabel (Θ) berechnet,ausgedrückt in Bezug auf den maximalen Temperaturanstieg∆Θ max. Diese Berechnung basiert aufder Größenordnung des zur Last fließendenStroms sowie des maximalen Nenndauerstromsdes Leiters. Für die Berechnung wird die Wärmedifferentialgleichungerster Ordnung verwendet:τ d + Θ = IdΘ 2t∆Θwobei = Θ =∆Θmaxist.Bild 1∆Θ∆Θ maxτIBUIS085.eps= Temperaturanstieg über die Umgebungstemperatur= maximaler Bemessungs-Temperaturanstieg,der dem Höchststrom entspricht= thermische Zeitkonstante für die Erwärmungdes Leiters= gemessener Effektiv-Strom auf der Grundlagedes maximalen Bemessungs-Überlaststroms desgeschützten Leiters: I meas/I max.Die Lösung der Wärmedifferentialgleichung lautet:⎛Θop = Θamb + ∆Θmax⎜1 −e⎝− tτDer Anfangswert ist Θ amb, die Umgebungstemperaturdes Kabels und der stationäre Wert sindΘ amb +∆Θ, wobei ∆Θ durch die Größenordnungvon I bestimmt wird. Es wird angenommen, dassder Anfangswert Θ amb die Temperatur ist, auf derdie Daten der Kabelbemessung basieren. Der stationäreWert wird erreicht, wenn die Temperaturihren Endwert aufgrund der Wärmeeffekte von Ierreicht hat. An diesem Punkt ist der Wert vonτdΘ/dt in der Gleichung 1 Null. Daher gilt bei einemstabilen Zustand ∆Θ = ∆Θ max I 2 , wobeiI = I meas/I max ist. Der Übergang zwischen dem Anfangswertund dem stationären Wert wird durchden Exponentialausdruck1 − e− tbestimmt. τ istτeine Konstante des zu schützenden Kabels.⎞⎟⎠LSP2299.epsSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 47

Leitungsschutz im VerteilungsnetzIm Bild 2 ist die Betriebstemperatur des Kabels alseine Funktion der Zeit und der Überlast zu sehen.Ohne Last ist die Temperatur des Leiters gleichder Umgebungstemperatur. Kommt zu irgendeinemZeitpunkt ein Überlastäquivalent zum maximalenNennstrom hinzu, erreicht die Temperaturdes Kabels Θ max gemäß der Exponentialfunktion1 − e− tτ .Die Leitertemperatur weist aufgrund einer Stromüberlast,beginnend bei einem Leerlastzustand,dieselben Charakteristika auf, wie im Bild 2 zu sehenist, wobei Θ max zu Θ op und I MAX zu I Load wird.Ist jedoch bereits eine bestimmte Vorlast am Leitervorhanden, ändert sich das Merkmal der Betriebstemperatur.Der Leiterstrom erwärmt dasKabel auf eine gewisse Betriebstemperatur.Kommt eine Überlast hinzu, wird die Endtemperaturdes Kabels so berechnet, als ob das Kabel dienormale Betriebstemperatur aufweisen würde.Der Startpunkt des zweiten (Überlast) MerkmalsBild 2 Temperatur gegenüber der Zeit für eine Überlast von I maxfällt jedoch mit der Dauertemperatur der normalenLast zusammen. Dies ist im Bild 3 dargestellt. 3. Berechnung der EinstellungenFür den thermischen Überlastschutz sind zweiEinstellungen erforderlich, der k-Faktor und dieZeitkonstante τ. τ ist für die Eigenschaften des Kabelsspezifisch. Mit dem k-Faktor wird der maximaleNenndauerstrom des Kabels zum Relais inBeziehung gesetzt.3.1 Maximaler Dauerstrom des KabelsDer maximale Nenndauerstrom des Kabels wirddazu verwendet, die Einstellung für den k-Faktorzu bestimmen. Er kann außerdem dazu benutztwerden, die Einstellung für τ zu bestimmen. DieserStrom hängt vom Querschnitt, dem Isoliermaterial,dem Kabelaufbau sowie der Leiterkonfigurationab. Kabelhersteller können den maximalenNenndauerstrom ihrer Kabel spezifizieren.Sind keine Bemessungsdaten verfügbar, ist esmöglich, einen Schätzwert des maximalen Dauerstromsauf der Grundlage der Informationen überdie Stromtragfähigkeit des Leiters zu berechnen.Die Stromtragfähigkeit von Leitern wird auf derGrundlage von Stromkreiskonfigurationen, Leitertemperatursowie Umgebungstemperatur spezifiziert.Auch werden die maximale Betriebstemperaturdes Leiters sowie Korrekturfaktorenfür verschiedene Leiter-Betriebstemperaturen sowieUmgebungserdtemperaturen spezifiziert.Verwenden Sie die Stromtragfähigkeit bei derGrenz-Überlastbetriebstemperatur und nicht dieder maximalen Leiter-Betriebstemperatur, umden maximalen Nenndauerstrom eines Kabels zubestimmen. Gemäß den ICEA-Spezifikationensind [1] Notfall-Überlastungen nur für insgesamt100 Stunden während eines Zeitraums von12 Monaten sowie für nicht mehr als 5 solcherZeiträume während der Lebensdauer des Kabelszulässig. Daher ist es wünschenswert, immer dannauszulösen oder einer Alarm auszugeben, wenndie thermische Überlastung diesen Wert erreicht.Bei der Bestimmung des maximalen Dauerstromsmüssen Sie daran denken, dass sowohl die Leiterkonfigurationals auch die Umgebungstemperaturden Nennstrom beeinflussen.Beispiel:Netzspannung 12,47 kVKabeldaten 500 MCM geschirmtes KabelLeitertemperatur 90 °CUmgebungstemperatur20 °CVerlegungsart 3 Stromkreise in derKabelkanalgruppeLaut den Leiter-Tabellen beträgt die Stromtragfähigkeitfür Kupferleiter mit einer Temperatur von90 °C bei einer Umgebungstemperatur von 20 °Cund mit 3 Stromkreisen in der Kabelkanalgruppe360 A. Die Grenz-Überlastbetriebstemperatur fürein Kabel mit einer Temperatur von 90 °C beträgt130 °C. Laut Tabelle1 beträgt der Bemessungsfaktorfür die Stromtragfähigkeit bei einer Umgebungstemperaturvon 20 °C 1,18.Daher gilt:360 A x 1,18 = 424,8 A maximal zulässiger Dauerstrom48Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Verteilungsnetz3.2 Berechnung des k-FaktorsMit dem k-Faktor wird der Betriebsstrom zumRelais in Beziehung gesetzt, um eine Überlasterkennungzu ermöglichen. Der k-Faktor wird alsdas Verhältnis des maximalen Dauerstroms I maxzum Bemessungsstrom des Relais I N definiert:Beispiel:k = I maxI NNetzspannung 12,47 kVKabeldaten 500 MCM geschirmtes KabelLeitertemperatur 90 °CUmgebungstemperatur20 °CVerlegungsart 3 Stromkreise in derKabelkanalgruppeMaximalerDauarstrom (I max) 424,8 A primärStromwandlerverhältnis800/5Relais-Nennstrom (I N)424,8( 800 / 5)k = = 053 ,55 A sekundär3.3 Thermische ZeitkonstanteDie thermische Zeitkonstante τ ist ein Maß für dieGeschwindigkeit, bei der sich das Kabel mit zunehmenderoder abnehmender Last erwärmt oderabkühlt, und ist die Zeit, die erforderlich ist, um63 % des Endtemperaturanstiegs bei einem konstantenLeistungsverlust zu erreichen. Die thermischeZeitkonstante ist der bestimmende Faktor fürdie Berechnung der Betriebstemperatur als Prozentsatzder höchstzulässigen Überlasttemperatur,wie in Gleichung 2 gezeigt. τ kann beim Kabelherstellerin Erfahrung gebracht werden. Ist keineSpezifikation für τ verfügbar, kann aus dem zulässigenKurzschluss-Nennstrom des Kabels sowieaus dem maximalen Nenndauerstrom ein Schätzwertberechnet werden. Üblicherweise wird derNennstrom von 1 Sekunde Dauer als der zulässigeKurzschlussstrom verwendet. τ wird mit der folgendenGleichung berechnet:τ (min)= 1 I⋅60 I21 smaxBild 3 Temperatur gegenüber der Zeit bei einer vorhandenen ÜberlastungBeispiel:Netzspannung 12,47 kVKabeldaten 500 MCM geschirmtes KabelLeitertemperatur 90 °CUmgebungstemperatur20 °CVerlegungsart 3 Stromkreise in derKabelkanalgruppeMaximalerDauarstrom (I max) 424,8 A primärHöchststromfür 1 s35 975 Aτ (min)= 1 35975⋅ = 119,5 min60 424,8Leitergröße2Max.DauerstromStromtragfähigkeitKurzzeitbelastbarkeit(1 s)1/0 160 189 7 585 272/0 185 218 9 570 323/0 205 242 12 065 414/0 230 271 15 214 52250 MCM 255 301 17 975 59350 MCM 305 360 25 165 81500 MCM 360 425 35 950 119750 MCM 430 507 53 925 1881000 MCM 485 572 71 900 263Tabelle 1 Geschirmter Kupferleiter, 5001 - 35000 V, 90 °C, Dreileiterkabel,drei Stromkreise in der Kanalgruppeτ(Minuten)Wird ein Kurzschlussstrom mit einem anderenIntervall als 1 Sekunde verwendet, wird die Gleichungmit diesem Intervall multipliziert. Wirdz.B. der Bemessungswert von 0,5 Sekunden verwendet,gilt Folgendes:τ (min)= 0,560⋅ I I20,5smaxSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 49

Leitungsschutz im VerteilungsnetzLeitertemperaturUmgebungstemperatur der Erde°C 10 °C 15 °C 20 °C 25 °C 30 °C75 0,99 0,95 0,91 0,87 0,8285 1,04 1,02 0,97 0,93 0,8990 1,07 1,04 1,00 0,96 0,93100 1,12 1,09 1,05 1,02 0,98105 1,14 1,11 1,08 1,05 1,01110 1,16 1,13 1,10 1,07 1,04125 1,22 1,19 1,16 1,14 1,11130 1,24 1,21 1,18 1,16 1,13140 1,27 1,24 1,22 1,19 1,17Tabelle 2 Korrekturfaktoren für verschiedene Umgebungstemperaturen der ErdeKurzschlussnennstrom für Kupfer2⎛ IT ⎜⎞⎛ 2+ 234 ⎞⎟ ⋅ t = 0, 0297 ⋅log⎜⎟⎝ A ⎠⎝ T1+ 234 ⎠I = Kurzschlussstrom [A]A = Leiterquerschnitt – runder Querschnitt von0,001" Durchmesser (evtl. Umrechnung aufmm 2 )t = Kurzschlusszeit [s]T 1 = Betriebstemperatur 90 °CT 2 = Maximale Kurzschlusstemperatur 250 °CKurzschlussnennstrom für Aluminium2⎛ IT ⎜⎞⎛ 2+ 234 ⎞⎟ ⋅ t = 0, 0125 ⋅log⎜⎟⎝ A ⎠⎝ T1+ 234 ⎠In der Tabelle 1 werden die für τ berechnetenWerte für übliche Leiter und Konfigurationenaufgeführt. Unterhalb der Tabelle 2 sind die Formelnzur Berechnung der Kurzschluss-Strombelastungder Leiter dargestellt.3.4 Analyse der RelaiseinstellungenKombiniert man die Beispiele in den Abschnitten3.1, 3.2 und 3.3, erhält man aufgrund der Kabeldatendie folgenden Relaiseinstellungen:k-Faktor: 0,53τ: 119,5 MinutenDie Betriebstemperatur zu einem bestimmtenZeitpunkt kann unter Verwendung der Gleichung2 berechnet werden.Θ amb = die Leiter-Betriebstemperatur = 90 °C.∆Θ max = die maximale Überlasttemperatur –die anfängliche Betriebstemperatur= 130 °C - 90 °C = 40 °C.Wie in oben stehendem Abschnitt 2 gezeigt, kanndas Exponentialglied durch I 2 ersetzt werden, umdie Dauertemperatur zu bestimmen, wobeiI = I meas/I max gilt.LSP2743.tifAuf der Grundlage dieser Einstellungen und einemLaststrom von 400 A gilt:Θ = Θ + ∆Θop= 125 ° Cambmax⎛ I⎜⎝ Imeas2⎞⎟ = °+ ° ⎛⎠ ⎝ ⎜ 40090 40⎞424 8 ⎠ ⎟max,Somit erwärmt sich der Leiter bei einer Last von400 A auf eine Temperatur von 125 °C. 4. Implementierung des thermischenÜberlastschutzesMit dem thermischen Überlastschutz der Relaisvon Siemens wird die Temperatur für alle dreiPhasen unabhängig berechnet und die höchste derdrei berechneten Temperaturen wird für Auslösestufenverwendet. Neben dem k-Faktor und derthermischen Zeitkonstante gibt es zwei weitereEinstellungen für den thermischen Überlastschutz.Wie im Bild 4 zu sehen ist, handelt es sichbei diesen Stufen um die „Thermische Warnstufe “sowie der „Stromwarnstufe“.Bild 4 Einstellungen für den thermischen Überlastschutz4.1 Thermische WarnstufeDie thermische Warnstufe sendet ein Warnsignal,bevor das Relais bei einem thermischen Überlastungszustandauslöst. Die thermische Warnstufestellt ebenfalls den Rückfallwert für das Auslösesignalfür den thermischen Überlastschutz dar.Daher muss die berechnete Temperatur unter diesenWert fallen, damit die Schutzauslösung rückgestelltwerden kann. Diese Stufe wird in Prozentder Höchsttemperatur eingestellt. Eine Einstellungvon 90 % ist für die meisten Betriebszustände ausreichend.250Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBild 5 Logikdiagramm des ÜberlastschutzesSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 51

Leitungsschutz im Verteilungsnetz4.2 StromwarnstufeDer Stromwarnstufe sendet einen Alarm, wennder Laststrom den Wert der Einstellung überschreitet.Diese Einstellung muss gleich dem maximalenNenndauerstrom des Kabels sein oderetwas darunter liegen.4.3 Thermischer Überlastschutz als Alarm- oderAuslösefunktionDer thermische Überlastschutz kann bei Überlastungszuständenentweder auf „ON“ (Auslösen)oder auf „Alarm only“ (Nur Alarm) gesetzt werden.Normalerweise ist er auf „Thermische Warnstufe“ gesetzt. Durch Setzen des thermischenÜberlastschutzes auf „ON“ wird dieser zu einerAuslösefunktion, was bedeutet, dass die Relaisauslösefunktion0511 aktiviert wird. Durch die Voreinstellungdes Relais wird die Relaisauslösefunktion0511 so eingestellt, dass ein Kontakt geschlossenwird, der den Leistungsschalter auslöst.„Thermische Warnstufe “ (Nur Alarm) bedeutet,dass durch den thermischen Überlastschutz die Relaisauslösefunktion0511 nicht aktiviert wird. Derthermische Überlastschutz kann weiterhin so programmiertwerden, dass er einen Binärausgang zumAuslösen anspricht. Mit dieser Konfiguration kanndie thermische Überlastfunktion verwendet werden,um Bediener vor einem möglichen Ausfall desKabels aufgrund einer Überlastung zu warnen.4.4 Einstellungen an Unterschiede in der UmgebungstemperaturanpassenDie Umgebungstemperatur der Erde hat eine beträchtlicheAuswirkung auf den maximalen Nenndauerstromdes Kabels. Bei den meisten Anwendungenist es besser, eine Umgebungstemperaturder Erde anzunehmen, um die Berechnungen fürdie Relaiseinstellung durchzuführen. In einigenBereichen können jedoch große jahreszeitlicheUnterschiede bei der Umgebungstemperatur derErde vorhanden sein. Die Verwendung mehrererEinstellgruppen ermöglicht es dem Relais, die Einstellungenfür den thermischen Überlastschutz angroße jahreszeitlich bedingte Temperaturschwankungenanzupassen.Eine Änderung der Einstellgruppe kann durcheinen Binäreingang, einen Fernbefehl oder eineFunktionstaste erfolgen, von denen alle ein Eingreifendes Bedieners erfordern, um die Änderung zubewerkstelligen. Eine andere Möglichkeit bestehtdarin, das Relais die Einstellgruppen auf derGrundlage der Zustände des Stromversorgungsnetzesändern zu lassen. Indem der Ausgang einesTemperaturfühlers mit dem Eingang eines optionalenMesswertumformers am Relais 7SJ63 verbundenwird, kann die Änderung der Einstellgruppenerfolgen, wenn die Erdtemperatur einen Schwellenwertfür einen festgelegten Zeitraum überschreitet. 5. ZusammenfassungDer Ausfall von Erdkabeln aufgrund einer durcheine langfristige Überlastung verursachte Erwärmungkann leicht durch den Einsatz eines thermischenÜberlastschutzes verhindert werden. Aufder Grundlage der aus den Angaben der Kabelhersteller,der Verlegeart, sowie der Betriebszuständegewonnenen Informationen ist es einfach, Einstellungfür den thermischen Überlastschutz zu bestimmen.Der thermische Überlastschutz wirdnormalerweise verwendet, um einen Alarm beiÜberlastungszuständen auszugeben, damit die Betreiberdes Stromversorgungsnetzes fundierte Entscheidungentreffen können, wie mit einerÜberlastung umgegangen werden soll, um eineBeschädigung des Kabels zu verhindern. Ein thermischerWarnstufe kann in Verbindung mit einemSCADA-System verwendet werden, um dieZeit zu verfolgen, die ein Kabel einer Überlastungausgesetzt ist und somit die verbleibende Lebensdauerdes Kabels abzuschätzen. 6. ReferenzenInsulated Cable Engineers Association StandardP32-382-1994, “Short Circuit Characteristics ofInsulated Cable”, 1994, South Yarmouth, MA.“Engineering Handbook”, The Okonite Company,1999, Ramsey, NJ.H. Pender and W. Del Mar, “Electrical Engineer’sHandbook”, 4th Edition, Wiley & Sons, NewYork, NY.52Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzEntkupplungseinrichtungmit flexibler Schutzfunktion 1. EinleitungMit den flexiblen Schutzfunktionen lässt sich eineinstufiger oder mehrstufiger Leistungsrichtungsschutzrealisieren. Jede Leistungsrichtungsstufekann einphasig oder dreiphasig betrieben werden.Die Stufen können wahlweise Wirkleistung vorwärts,Wirkleistung rückwärts, Blindleistung vorwärtsoder Blindleistung rückwärts als Messgrößeheranziehen. Die Anregung der Schutzstufen kannbei Schwellwertüberschreitung oder -unterschreitungerfolgen. Mögliche Anwendungen für einenLeistungsrichtungsschutz werden in Tabelle 1 aufgeführt.Nachfolgend wird ein praktisches Applikationsbeispielfür den Rückleistungsschutz mit Hilfe derflexiblen Schutzfunktion angegeben. 2. Anlagenbeispiel2.1 Funktionen für die EntkupplungseinrichtungBild 2 zeigt das Beispiel einer industriellen Schaltanlagemit Eigenversorgung durch den dargestelltenGenerator. Alle dargestellten Leitungen unddie Sammelschiene sind dreiphasig ausgeführt(mit Ausnahme der Erdverbindungen und derVerbindung zur Spannungsmessung am Generator).Die beiden Abzweige 1 und 2 versorgen diekundenseitigen Verbraucher. Im Normalfall erhältder Industriekunde seinen Strom vom Energieversorger.Der Generator läuft nur synchron mit,ohne Leistung einzuspeisen. Kann das EVU diebenötigte Versorgungsqualität nicht mehr gewährleisten,soll die Schaltanlage vom EVU-Netzgetrennt werden und der Generator die Eigenversorgungübernehmen. Im vorliegenden Beispielsoll die Schaltanlage vom EVU-Netz entkuppeltwerden, wenn die Frequenz den Nennbereich verlässt(z.B. 1 - 2 % der Nennfrequenz), die Spannungeinen vorgegebenen Wert unter- oderüberschreitet oder der Generator Wirkleistung indas EVU-Netz zurückspeist. Je nach Anwenderphilosophiewerden einige dieser Kriterien nochverknüpft. Dies würde über CFC realisiert werden.Hier wird die Realisierung eines Rückleistungsschutzesmit den flexiblen Schutzfunktionen erläutert.Für den Frequenz- und Spannungsschutzwerden im Abschnitt „Einstellhinweise” Empfehlungengegeben.Bild 1RichtungBewertungsartÜberschreitungP Vorwärts Überwachung der Vorwärtsleistungsgrenzenvon Betriebsmitteln(Transformatoren,Leitungen)P Rückwärts − Schutz eines lokalenIndustrienetzes vor Rückspeisungin das Energieversorgungsnetz− Erfassung der Rückspeisungvon MotorenTabelle 1 Anwendungsübersicht, LeistungsrichtungsschutzUnterschreitungErfassung von leerlaufendenMotorenLSP2650.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 53

Leitungsschutz im VerteilungsnetzLasttrennerAnbindung an das EnergieversorgungsunternehmenKundenschaltanlage mit EigenversorgungAnlagendatenNennleistung des GeneratorsNennleistung des TransformatorsNennspannung der OberspannungsseiteNennspannung der SammelschienenseitePrimärer Nennstrom der Stromwandler aufder SammelschienenseiteSekundärer Nennstrom der Stromwandlerauf der SammelschienenseitePrimäre Nennspannung der Spannungswandlerauf der SammelschienenseiteSekundäre Nennspannung der Spannungswandlerauf der SammelschienenseiteS N, Gen = 38,1 MVAS N, Trafo = 40 MVAU N = 110 KVU N = 11 kVI N, prim = 2000 AI N, sek = 1 AU N, prim = 11 kVU N, sek = 100 kVTabelle 2 Anlagendaten für das ApplikationsbeispielSammelschieneAbzweig 1 Abzweig 2Bild 2 Beispiel einer Schaltanlage mit Generator-Eigenversorgung2.2 AnlagedatenDie Schaltanlage ist oberspannungsseitig über eine110-kV-Leitung mit dem EVU-Netz verbunden.Der Leistungsschalter LS1 ist Teil des EVU-Netzes. Mit dem Lasttrenner erfolgt ggf. die Entkupplungder Schaltanlage vom EVU-Netz. DerTransformator mit einem Übersetzungsverhältnisvon 10:1 überträgt die Spannungsebene auf 11 kV.Unterspannungsseitig sind der Transformator, derGenerator und die beiden Abzweige über eineSammelschiene verbunden. Die LeistungsschalterLS2 bis LS5 trennen Verbraucher und Betriebsmittelvon der Sammelschiene.n 3. SchutzfunktionalitätMit dem Schutzgerät SIPROTEC 7SJ64 wird dieSchaltanlage bei Rückspeisung des Generators indas EVU-Netz von diesem entkuppelt (SchutzfunktionP rückw>). Diese Funktionalität wirdmit einer flexiblen Schutzfunktion realisiert. Zusätzlicherfolgt die Entkupplung bei FrequenzoderSpannungsschwankungen im EVU-Netz(Schutzfunktionen f, U, I> ger., I E> ger.).Der Schutz erhält die Messwerte jeweils über einendreiphasigen Strom- und Spannungswandlersatzund einer einphasigen Verbindung zum Generator-Spannungswandler(zur Synchronisierung).Bei einer Entkupplung wird der LeistungsschalterLS2 angesteuert.Der Transformator wird über einen Differentialschutzund abhängige bzw. unabhängige Überstromzeitschutzfunktionenfür die Leiterströmegeschützt. Im Fehlerfall wird – über eine Remote-Verbindung – der EVU-seitige LeistungsschalterLS1 angesteuert. Zusätzlich wird der LeistungsschalterLS2 angesteuert.Die Abzweige 1 und 2 werden mit Überstromzeitschutzfunktionenvor Kurzschlüssen und Überlastungdurch die angeschlossenen Verbraucher geschützt.Sowohl die Leiterstöme als auch die Nullströmeder Abzweise können über abhängige undunabhängige Überstromzeitschutzstufen geschütztwerden. Im Fehlerfall werden die LeistungschalterLS4 bzw. LS5 angesteuert.Die Sammelschiene könnte zusätzlich mit demMehrenden-Differentialschutz 7UT635 versehenwerden. Die hierzu nötigen Stromwandler sind inBild 2 bereits mit dargestellt.54Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Verteilungsnetz3.1 Synchronisierung bei Zuschaltung desGeneratorsIn den meisten Fällen ist der Stromkunde nach einerAbschaltung verantwortlich für die Rückkehrdes Anlagensystems zum Normalbetrieb. Der Testauf synchrone Bedingungen erfolgt durch dasSIPROTEC 7SJ64. Nach erfolgreicher Synchronisierungwird der Generator mit der Sammelschieneverbunden. Die für die Synchronisierung notwendigenSpannungen werden am Transformator undam Generator gemessen. Am Transformator erfolgtdie Spannungsmessung dreiphasig, da diese auchfür die Richtungsbestimmung benötigt wird. VomGenerator wird über einen Spannungswandler inStern-Dreiecksschaltung die Leiter-Leiter-SpannungU31 dem Geräteeingang U4 zugeführt (siehe Bild 3).3.2 AnschlussplanBild 3 zeigt den Anschluss des Gerätes für denRückleistungsschutz und die Synchronisierung.Der Leistungsfluss in positiver bzw. Vorwärtsrichtungerfolgt von der oberspannungsseitigen Sammelschiene(nicht dargestellt) über den Transformatorauf die unterspannungsseitige Sammelschiene.3.3 Realisierung des Rückleistungsschutzes mitflexiblen SchutzfunktionenDer Rückleistungsschutz bewertet die Wirkleistungaus den symmetrischen Komponenten derGrundschwingungen der Spannungen und Ströme.Die Bewertung der Mitsysteme macht dieRückleistungsbestimmung unabhängig von Unsymmetrienin den Strömen und Spannungen undspiegelt die reale Beanspruchung der Antriebsseitewieder. Der berechnete Wirkleistungswert entsprichtder Gesamtwirkleistung. Bei dem im Beispielgezeigten Anschluss wird die Leistung inRichtung der Sammelschiene vom Gerät als positivgemessen.Bild 3 Anschlussplan für einen 7SJ642 als Rückleistungsschutz (Einbaugehäuse)Bild 4 Logikdiagramm der Rückleistungsbestimmung mit flexibler Schutzfunktion3.4 FunktionslogikDas Logikdiagramm im Bild 4 stellt die Funktionslogikdes Rückleistungsschutzes dar.Der Rückleistungsschutz spricht an, wenn die parametrierbareAnregeschwelle überschritten wird.Bleibt die Anregung während der ebenfalls parametrierbarenAnregeverzögerung bestehen, wirddie Anregemeldung „P. rückw. Anr” abgesetzt.Damit wird die Auskommandoverzögerung gestartet.Tritt während der laufenden Auskommandoverzögerungkein Anregerückfall auf, werdendie Auslösemeldung „P rückw. AUS” und dieZeitablaufmeldung „P. rückw. Abl.” abgesetzt(letztere nicht dargestellt). Der Anregerückfall erfolgt,wenn die Rückfallschwelle unterschrittenwird. Der Blockiereingang „>P rückw. block” blockiertdie ganze Funktion, d.h. Anregung, Auskommandound laufende Zeiten werden zurückgesetzt.Nach Rücknahme der Blockierung mussdie Rückwärtsleistung die Anregeschwelle überschreitenund beide Zeiten müssen ablaufen, bevorder Schutz auslöst.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 55

Leitungsschutz im Verteilungsnetz 4. Einstellhinweise4.1 RückleistungsschutzDer Ansprechwert des Rückleistungsschutzes wirdmit 10 % der Generator-Nennleistung gewählt. Indiesem Beispiel wird der Einstellwert als sekundäreLeistung in Watt parametriert. Zwischen derprimären und der sekundären Leistung gilt derZusammenhang:PsekUN, sekI= Pprim⋅ ⋅U IN, primN, sekN, primMit den angegebenen Daten berechnen sich dieAnsprechwerte unter Berücksichtigung vonP prim = 3,81 MW (10 % von 38,1 MW) auf derPrimärebene zuP sekMW 100 V 1 A= 381 , ⋅ ⋅ = 17,3 W11000 V 2000 A4.3 Unterspannungsschutz U parametriert und auf50,5 Hz eingestellt, sie arbeitet ohne Zeitverzögerung.Damit wird die Frequenzerhöhung erkannt,die aufgrund eines Kurzschlusses im EVU herrührt.Die 3 weiteren Frequenzstufen sollten als f

Leitungsschutz im VerteilungsnetzUnter „Einstellungen --> Allgemein“ muss dieFunktion zunächst eingeschaltet sowie die Arbeitsweise„3-phasig“ angewählt werden (Bild 7).4.5 Rangierungen in DIGSIDie Bezeichnungen der Meldungen sind in DIGSIeditierbar und für dieses Beispiel entsprechendangepasst. Die Bezeichnungen der Parameter liegenfest.In der DIGSI-Rangierungsmatrix sind (nach Anwahlvon „nur Meldungen und Befehle“ und „keinFilter“) zunächst die folgenden Meldungen sichtbar(Bild 9).LSP2656de.tifBild 7 Anwahl der dreiphasigen ArbeitsweiseIn den Menüpunkten „Messgröße“ und „Messverfahren“müssen „Wirkleistung rückwärts“ bzw.„Überschreitung“ eingestellt werden. Aktiviertman im Menüpunkt „Einstellungen“ die Box„Weitere Parameter anzeigen“, können Schwellwert,Anregeverzögerung und AUS-Kommando-Verzögerung parametriert werden (Bild 8). Da dieLeistungsrichtung bei Messspannungsausfall nichtbestimmt werden kann, ist in diesem Fall eineSchutzblockierung sinnvoll.LSP2654de.tifBild 9 Meldungen vor dem EditirenDurch Anklicken der Texte besteht die Möglichkeit,Kurztext und Langtexte passend zur Applikationzu editieren (Bild 10).Bild 10 Meldungen nach dem EditierenDie Rangierung der Meldungen erfolgt analog zurRangierung der Meldungen anderer Schutzfunktionen.LSP2657de.tifBild 8 Einstellmöglichkeiten der flexiblen FunktionLSP2655de.tif 5. ZusammenfassungMit Hilfe der flexiblen Schutzfunktionen ist esmöglich, nicht standardmäßig vorhandene Messkriterienwie z.B. Leistungsrichtung problemlos zurealisieren. Dieses Messkriterium ist eine vollwertigeSchutzfunktion und kann somit als gleichwertigesKriterium in einer Entkupplungseinrichtungintegriert werden. Die Synchronisierfunktion desSIPROTEC 7SJ64 kann hier vorteilhaft zur Synchronisierungdes Industrienetzes bei der Zuschaltungnach Entkupplung eingesetzt werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 57

Leitungsschutz im Verteilungsnetz58Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzErdfehlerschutz beiisoliertem Sternpunkt 1. Allgemeines zum ErdschlussIm isolierten Netz ist der Erdfehler kein Kurzschluss,jedoch ein anormaler Betriebszustand. Ermuss gemeldet und möglichst schnell beseitigtwerden. Die Art der Erdschlusserfassung hängtvon der Konfiguration des Netzes ab. Im Strahlennetzwird die empfindliche Erdschlussrichtungserfassungmit sin ϕ-Messung eingesetzt, im vermaschtenNetz vorzugsweise das Erdschlusswischerrelais.Bei einem widerstandslosen Erdschlussz.B. in der Phase L3 wird die SpannungU L3-E zu null, die Spannungen U L2-E und U L1-Esteigen auf den 3fachen Wert an. Es bildet sicheine Verlagerungsspannung U E-N, die auch Nullspannung(U 0) genannt wird. Sie hat den Wert derLeiter-Erdspannung im Normalbetrieb. An derFehlerstelle fließt ein rein kapazitiver Erdschlussstrom.Dieser kann sehr unruhige Lichtbögen erzeugen.Im Allgemeinen werden isolierte Netze biszu einem kapazitiven Erdschlussstrom von 50 Abetrieben. Zur Meldung des Erdschlusses wird dieU E-N-Spannung ausgewertet.Die U 0 -Spannung kann aus den Phasenspannungenberechnet oder über die offene Dreieckswicklung(e–n–Wicklung) am Spannungswandler erfasstwerden. Diese Wicklung hat üblicherweiseein um den Faktor 3 größeres Übersetzungsverhältnis.Bei Erdschluss beträgt die Messspannungdeshalb etwa 100 V. Ein Spannungsrelais zur Erdschlusserkennungwird auf einen Wert von25 V – 30 V eingestellt, als Zeitverzögerung sind5 s sinnvoll. Diese Funktionalität ist in den Leitungsschutzgeräten7SJ5.., 7SJ6.., 7SA5.. und7SA6.. je nach gewählter Ausstattung enthalten.Sind die Geräte mit drei Spannungswandlereingängenausgerüstet, kann zusätzlich eine phasenselektiveErdschlussmeldung erfolgen. AlsKriterium für die Erkennung der fehlerbehaftetenPhase wird U ≤ 40 V eingestellt, als Kriterium fürdie fehlerfreien Phasen U ≥ 75 V.Bild 1 Erdschlusswischerrelais SIPROTEC 7SN60Bild 2 Isoliertes NetzLSP2367.epsErdfehler = kein KurzschlussBetrieb geht weiterErdschluss muss gemeldet undmöglichst schnell beseitigt werdenErdschlussortung mit wattmetrischerErdschlussrichtungserfassungoder ErdschlusswischerrelaisBild 3 Spannungen im NormalbetriebSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 59

Leitungsschutz im VerteilungsnetzErdungsverbindungzurückführen!Bild 4 Spannungen beim Erdschluss L3Bild 7 KabelumbauwandlerDie Erfassung des fließenden Erdstromes kannmit zwei Methoden erfolgen.Die Holmgreenschaltung addiert die drei Phasenströmedurch eine entsprechende Verschaltungder Stromwandler und liefert damit den Erdstrom.Da jedoch jeder Wandler einen Fehler hat,ist diese Methode zur Messung des Erdstroms nurin Netzen mit größeren Erdschlussströmen(> 40 A) und nicht zu hohem Übersetzungsverhältnisder Abzweigwandler (

Leitungsschutz im VerteilungsnetzKapazitive StrömeFreileitung 20 kV ∼ 0,05 A/km110 kV ∼ 0,30 A/kmKabel 10 kV ∼ 1,5 A/km20 kV ∼ 3,0 A/km110 kV ∼ 20,0 A/kmMit Hilfe der Tabelle oder mit Werten aus Kabelhandbüchernwird der kapazitive Strom des Netzesabgeschätzt.Beispiel:Strom30 km 10-kV-Kabel, 1,5 A/km = 45 A I EHolgreenschaltung, Übersetzungsverhältnis derHauptstromwandler: 200/1Erdstrom am Schutzgerät: 225 mAEinstellungI E> 150 mADa bei einem Erdschluss nur noch die gesundenNetzteile einen Erdschlussstrom liefern, muss derAnsprechwert stets tiefer als der maximale Erdschlussstromeingestellt werden. Bei genauer Berechnungmuss der Wert des längsten Stiches pluseiner Sicherheit vom Maximalwert subtrahiertwerden.Spannungseinstellungen:Bei der Festlegung der Spannungseinstellungenmuss beachtet werden, für welche Größe der Ansprechwertbei dem eingesetzten Gerät eingestelltwerden muss: Verlagerungsspannung; Wert bei Erdschluss100 V/ 3 gemessene Spannung an der offenen Dreieckswicklung(e–n–Wicklung); Wert bei Erdschluss100 V Dreifache Nullspannung 3U 0; Wert bei Erdschluss100 V ⋅ 3Bei Anschluss an die e–n–Wicklung ist ein Ansprechwertvon U e-n> = 25 V üblich. Bei Einstellungvon Ansprechwerten für die (berechnete)Verlagerungsspannung wird dementsprechend einWert von 25 V/ 3 empfohlen. Der vorgeschlageneWert bei Einstellung des Ansprechwertes für 3U 0ist 25 V ⋅ 3.Zeitverzögerung der Erdschlussmeldung: t =5sBei phasenselektiver Spannungserfassung:Betroffene Phase U ≤ 40 VGesunde Phasen U ≥ 75 VArt der Messung:Sin-phiErdschlusserfassung:Nur Meldung (üblicherweise erfolgt keine Abschaltungbei Erdschluss)ErdschlussrichtungserfassungvorwärtsrückwärtsBild 9 Erdschluss im StrahlennetzBild 9 zeigt beispielhaft, wie die Anzeige der Erdschlussrichtungsbestimmungin einem konkretenFall aussehen könnte. Dabei ist zu beachten, dassnicht alle oder im ungünstigsten Fall keine dernicht betroffenen Leitungen rückwärts anzeigt.Wenn der Teilstrom, der zur Erdschlussstelle geliefertwird, kleiner ist als der eingestellte Grenzwert,erfolgt keine Richtungsanzeige. Von allenGeräten wird jedoch der Erdschluss auf Grund derSpannungsverhältnisse erkannt und die allgemeineErdschlussmeldung abgesetzt. Für die Fernmeldungmuss einmal aus dem galvanisch zusammenhängendenNetz die Meldung „Erdschluss“übertragen werden. Von den einzelnen Abzweigenempfiehlt es sich, nur die Meldung „ErdschlussVorwärts“ zu übertragen. Wird der Abzweig mitder Meldung „Erdschluss Vorwärts“ abgeschaltet,muss die Erdschlussmeldung verschwinden.Handelt es sich bei der erdschlussbehafteten Leitungum einen offenen Ring mit mehreren Trennstellen,kann durch Verlegen der Trennstelle daserdschlussbehaftete Teilstück ermittelt werden.Normalschaltung 1. Verlegung der Trennstelle 2. Verlegung der TrennstelleBild 10 Erdschlusssuche im RingnetzBeispiel im Bild 10:Normalerweise liegt die Trennstelle bei C. Es istein Erdschluss eingetreten und das Gerät 8 hat„vorwärts“ gemeldet.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 61

Leitungsschutz im VerteilungsnetzWird nun die Trennstelle von C nach A verlegt,was unterbrechungsfrei für die Versorgung mitLasttrennen erfolgen kann, zeigt das Gerät 7 „vorwärts“an. Damit ist der Abschnitt A – C vom Erdschlussbetroffen. Wird nun die Trennstelle nachB verlegt, zeigt Gerät 8 wiederum „vorwärts“. Damitist eindeutig der Abschnitt A – B erdschlussbehaftet.vorwärtsrückwärtsBild 11 ErdschlusswischeranzeigenBild 12 Anschaltung Erdschlusswischerrelaisn 3. Erdschlussrichtungsbestimmung mit demErdschlusswischerrelais 7SN60Handelt es sich um ein vermaschtes Netz, könnenaus der sin ϕ-Messung keine eindeutigen Richtungsanzeigengewonnen werden. Die Stromrichtungim Erdschlussfall ist nicht eindeutig zubestimmen. Hier werden mit Erdschlusswischerrelaisgute Ortungsergebnisse erzielt. Diese Gerätearbeiten mit dem Umladevorgang, der beim Eintrittdes Erdschlusses auftritt. Dabei wird die Kapazitätder erdschlussbehafteten Phase gegen Erdeentladen und die gesunden Phasen auf den höherenSpannungswert aufgeladen. Bei diesem Umladevorgangtritt ein hoher Strom auf, der einemmehrfachen (3 – 4fach) des kapazitiven Stromesentspricht. Deshalb werden Erdschlusswischerrelaisimmer an die Holmgreenschaltung angeschlossen.Wichtig ist zu wissen, dass der Umladevorgangnur bei Eintritt des Erdschlusses auftritt,d.h. nur ein einziges Mal. Damit sind Wiederholungsmessungennach Umschaltungen ohne Aussagekraftund führen nur zur Verwirrung. Um imvermaschten Netz die erdschlussbehaftete Leitungzu identifizieren, ist die Anzeige von beiden Leitungsendennötig. Beide Geräte müssen in „Vorwärtsrichtung“anzeigen. Daher ist es sinnvoll, dieMeldungen der Erdschlusswischerrelais auf einNetzabbild zu übertragen. Hier kann dann schnellentschieden werden, wo der Erdschluss liegt.Im Bild 11 liegt der Fehler auf der mittleren Leitungvon ST 4 nach ST 3, da hier beide Geräte„vorwärts“ anzeigen.n 4. ZusammenfassungBei Auftreten eines Erdfehlers im Netz mit isoliertemSternpunkt kann der Betrieb weitergehen.Der Fehler lässt sich mit den beschriebenen Verfahrenlokalisieren. Die Fehlerstelle sollte vom Betreiberzügig vom Netz getrennt werden. Damitwird das Auftreten eines Doppelerdfehlers (der alsKurzschluss eine Versorgungsunterbrechung verursachenwürde) vermieden.Bild 13 Transiente im Erdschlussfall62Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzErdfehlerschutz beigelöschtem Sternpunktn 1. Allgemeines zum ErdschlussIm gelöschten Netz ist der Erdfehler kein Kurzschluss,jedoch ein anormaler Betriebszustand.Er muss gemeldet und möglichst schnell beseitigtwerden. Die Art der Erdschlusserfassung hängtvon der Konfiguration des Netzes ab. Im Strahlennetzwird die wattmetrische Erdschlussrichtungserfassungmit cos ϕ-Messung eingesetzt, imvermaschten Netz vorzugsweise das Erdschlusswischerrelais.Bei einem widerstandslosen Erdschluss z.B. in derPhase L3 wird die Spannung U L3-E zu null, dieSpannungen U L2-E und U L1-E steigen auf den3fachen Wert an. Es bildet sich eine VerlagerungsspannungU E-N, die auch Nullspannung (U 0)genannt wird. Sie hat den Wert der Leiter-Erdspannungim Normalbetrieb.Der kapazitive Erdschlussstrom an der Fehlerstellewird durch den induktiven Strom der Petersenspulekompensiert, so dass der Wirkstrom an derFehlerstelle sehr klein wird. Es verbleibt ein Wattreststrom,der durch den ohmschen Anteil derSpule bestimmt wird. Er liegt in der Größenordnungvon 3 % des kapazitiven Spulenstroms. ZurMeldung des Erdschlusses wird die U E-N-Spannungausgewertet.Die U 0-Spannung kann aus den Phasenspannungenberechnet oder über die offene Dreieckswicklung(e–n–Wicklung) am Spannungswandler erfasstwerden. Diese Wicklung hat üblicherweiseein um den Faktor 3 größeres Übersetzungsverhältnis.Bei Erdschluss beträgt die Messspannungdeshalb etwa 100 V. Ein Spannungsrelais zur Erdschlusserkennungwird auf einen Wert von 25 V –30 V eingestellt, als Zeitverzögerung sind 5 s sinnvoll.Diese Funktionalität ist in den Leitungsschutzgeräten7SJ5.., 7SJ6.., 7SA5.. und 7SA6.. jenach gewählter Ausstattung enthalten. Sind dieGeräte mit drei Spannungswandlereingängen ausgerüstet,kann zusätzlich eine phasenselektive Erdschlussmeldungerfolgen. Als Kriterium für dieErkennung der fehlerbehafteten Phase wirdU ≤ 40 V eingestellt, als Kriterium für die fehlerfreienPhasen U ≥ 75V.Bild 1 Erdschlusswischerrelais SIPROTEC 7SN60Bild 2 Gelöschtes NetzLSP2367.epsBild 3 Spannungen im Normalbetriebl Erdfehler = kein Kurzschlussl Betrieb geht weiterl Erdschluss muss gemeldet undmöglichst schnell beseitigt werdenl Erdschlussortung mit wattmetrischerErdschlussrichtungserfassungoder ErdschlusswischerrelaisSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 63

Leitungsschutz im VerteilungsnetzErdungsverbindungzurückführen!Bild 4 Spannungen beim Erdschluss L3Bild 7 KabelumbauwandlerKabelumbauwandler an. Dieser liefert für die Erdschlusserfassungdeutlich bessere Werte. Wichtigist dabei, dass auf genaue Montage geachtet wird.Bei Schnittbandkernen müssen die Kernflächengenau aufeinander liegen.Von entscheidender Bedeutung ist auch, dass dieErdung des Kabelschirms durch den Wandler zurückgeführtwird, damit wirklich die Summe derPhasenströme gemessen wird.Bild 5 Spannungswandler mit Dreieckswicklungn 2. Wattmetrische Erdschlussrichtungsbestimmungmit cos -MessungStichleitungsnetzEnergierichtung3 ⋅ I 0 = IL 1 + IL 2 + IL3Bild 6 Anschaltung der StrömeDie Erfassung des fließenden Erdstromes kannmit zwei Methoden erfolgen.Die Holmgreenschaltung addiert die drei Phasenströmedurch eine entsprechende Verschaltungder Stromwandler und liefert damit den Erdstrom.Da jedoch jeder Wandler einen Fehler hat,ist diese Methode zur Messung der kleinen Wattrestströmeim gelöschten Netz nicht geeignet.Hier bietet sich die zweite Methode mit demBild 8 StrahlennetzDie wattmetrische Erdschlussrichtungsbestimmungist nur im Stichleitungsnetz sinnvoll. Wirdsie im vermaschten Netz eingesetzt, sind erst nachUmschaltung auf Stiche sinnvolle Ergebnisse zuerwarten.64Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzKapazitive StrömeFreileitung 20 kV ∼ 0,05 A/km110 kV ∼ 0,30 A/kmKabel 10 kV ∼ 1,5 A/km20 kV ∼ 3,0 A/km110 kV ∼ 20,0 A/kmMit Hilfe der Tabelle oder mit Werten aus Kabelhandbüchernwird der kapazitive Strom des Netzesabgeschätzt. Alternativ ist es auch möglich,den Wert an der Spule abzulesen.Beispiel:StromPetersenspule mit einem Nennstrom von 200 A,momentan eingeregelt auf 180 A.Damit können wir von einem kapazitiven Erdschlussstromvon 180 A ausgehen. Setzen wir denWattrestanteil mit 3 % an, ergeben sich 5,40 A.Dieser wird vom Kabelumbauwandler mit 60:1übersetzt und damit kommen am Schutzgerät90 mA an. Der Ansprechwert sollte dann auf ca.50 mA eingestellt werden. Da bei einem Erdschlussnur noch die gesunden Netzteile einenErdschlussstrom liefern, muss der Ansprechwertstets tiefer als der maximale Erdschlussstrom eingestelltwerden.Spannungseinstellungen:Bei der Festlegung der Spannungseinstellungenmuss beachtet werden, für welche Größe der Ansprechwertbei dem eingesetzten Gerät eingestelltwerden muss: Verlagerungsspannung; Wert bei Erdschluss100 V/ 3 gemessene Spannung an der offenen Dreieckswicklung(e-n-Wicklung); Wert bei Erdschluss100 V Dreifache Nullspannung 3U 0; Wert bei Erdschluss100 V ⋅ 3Bei Anschluss an die e–n–Wicklung ist ein Ansprechwertvon U e-n> = 25 V üblich. Bei Einstellungvon Ansprechwerten für die (berechnete)Verlagerungsspannung wird dementsprechend einWert von 25 V/ 3 empfohlen. Der vorgeschlageneWert bei Einstellung des Ansprechwertes für 3U 0ist 25 V ⋅ 3Zeitverzögerung der Erdschlussmeldung: t =5sBei phasenselektiver Spannungserfassung:Betroffene Phase U ≤ 40 VGesunde Phasen U ≥ 75 VArt der Messung:Cos-phiErdschlusserfassung:Nur Meldung (üblicherweise erfolgt keine Abschaltungbei Erdschluss)ErdschlussrichtungserfassungvorwärtsrückwärtsBild 9 Erdschluss im StrahlennetzBild 9 zeigt beispielhaft, wie die Anzeige der wattmetrischenErdschlussrichtungsbestimmung in einemkonkreten Fall aussehen könnte. Dabei ist zubeachten, dass nicht alle oder im ungünstigstenFall keine der nicht betroffenen Leitungen rückwärtsanzeigt. Wenn der Wirkanteil des Teilstromes,der zur Erdschlussstelle geliefert wird, kleinerist, als der eingestellte Grenzwert, erfolgt keineRichtungsanzeige. Von allen Geräten wird jedochder Erdschluss auf Grund der Spannungsverhältnisseerkannt und die allgemeine Erdschlussmeldungabgesetzt. Für die Fernmeldung muss einmalaus dem galvanisch zusammenhängenden Netzdie Meldung „Erdschluss“ übertragen werden.Von den einzelnen Abzweigen empfiehlt es sich,nur die Meldung „Erdschluss Vorwärts“ zu übertragen.Wird der Abzweig mit der Meldung „ErdschlussVorwärts“ abgeschaltet, muss die Erdschlussmeldungverschwinden.Normalschaltung 1. Verlegung der Trennstelle 2. Verlegung der TrennstelleBild 10 Erdschlusssuche im RingnetzHandelt es sich bei der erdschlussbehafteten Leitungum einen offenen Ring mit mehreren Trennstellen,kann durch Verlegen der Trennstelle daserdschlussbehaftete Teilstück ermittelt werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 65

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBeispiel im Bild 10:Normalerweise liegt die Trennstelle bei C. Es istein Erdschluss eingetreten und das Gerät 8 hat„vorwärts“ gemeldet. Wird nun die Trennstellevon C nach A verlegt, was unterbrechungsfrei fürdie Versorgung mit Lasttrennen erfolgen kann,zeigt das Gerät 7 „vorwärts“ an. Damit ist der AbschnittA – C vom Erdschluss betroffen. Wird nundie Trennstelle nach B verlegt, zeigt Gerät 8 wiederum„vorwärts“. Damit ist eindeutig der AbschnittA – B erdschlussbehaftet.vorwärtsrückwärtsBild 11 ErdschlusswischeranzeigenBild 12 Anschaltung Erdschlusswischerrelaisn 3. Erdschlussrichtungsbestimmung mit demErdschlusswischerrelais 7SN60Handelt es sich um ein vermaschtes Netz, könnenmit wattmetrischen Relais keine eindeutigen Richtungsanzeigengewonnen werden. Die Stromrichtungim Erdschlussfall ist nicht eindeutig zubestimmen. Hier werden mit Erdschlusswischerrelaisgute Ortungsergebnisse erzielt. Diese Gerätearbeiten mit dem Umladevorgang, der beim Beginndes Erdschlusses auftritt. Dabei wird die Kapazitätder erdschlussbehafteten Phase gegen Erdeentladen und die gesunden Phasen auf den höherenSpannungswert aufgeladen. Bei diesem Umladevorgangtritt ein hoher Strom auf, der einemmehrfachen (3 – 4fach) des kapazitiven Stromesentspricht. Deshalb werden Erdschlusswischerrelaisimmer an die Holmgreenschaltung angeschlossen.Wichtig ist zu wissen, dass der Umladevorgangnur bei Eintritt des Erdschlusses auftritt,d.h. nur ein einziges Mal. Damit sind Wiederholungsmessungennach Umschaltungen ohneAussagekraft und führen nur zur Verwirrung.Um im vermaschten Netz die erdschlussbehafteteLeitung zu identifizieren, ist die Anzeige von beidenLeitungsenden nötig. Beide Geräte müssen in„Vorwärtsrichtung“ anzeigen. Daher ist es sinnvoll,die Meldungen der Erdschlusswischerrelaisauf ein Netzabbild zu übertragen. Hier kann dannschnell entschieden werden, wo der Erdschlussliegt.Im Bild 11 liegt der Fehler auf der mittleren Leitungvon ST 4 nach ST 3, da hier beide Geräte„vorwärts“ anzeigen.n 4. ZusammenfassungBei Auftreten eines Erdfehlers im gelöschten Netzkann der Betrieb weitergehen. Der Fehler lässt sichmit den beschriebenen Verfahren lokalisieren. DieFehlerstelle sollte vom Betreiber zügig vom Netzgetrennt werden. Damit wird das Auftreten einesDoppelerdfehlers (der als Kurzschluss eine Versorgungsunterbrechungverursachen würde) vermieden.Bild 13 Transiente im Erdschlussfall66Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzErdfehlerschutz beiniederohmigerSternpunkterdung 1. Allgemeines zum ErdfehlerIm niederohmig geerdeten Netz ist der Erdfehlerein Kurzschluss und muss deshalb vom Kurzschlussschutzabgeschaltet werden. Im niederohmiggeerdeten Netz (vorwiegend in der Mittelspannung)wird der Erdschlussstrom meistens aufmaximal 2000 A begrenzt. Als Ansprechwert fürden Erdkurzschlussschutz (I E>) ist der minimaleKurzschlussstrom maßgebend, der bei weiter entferntenFehlern auftreten kann. Es muss sichergestelltsein, dass jeder Erdfehler sicher abgeschaltetwird. Wenn Kurzschlussberechnungen für dasNetz durchgeführt werden, ist es sinnvoll, nichtnur die maximalen, sondern auch die minimalenKurzschlussströme berechnen zu lassen. DieseWerte, abzüglich eines Sicherheitszuschlages, sinddann Basis der Einstellwerte für I E>.Der Ansprechwert für Erdfehler ist kleiner als derfür Phasenfehler und kann in ungünstigen Fällensogar unter dem Nennstrom der Leitung liegen.Beim Einsatz von Distanzschutzgeräten (7SA5..,7SA6.) dient der Ansprechwert I E> lediglich zurFreigabe der Phase-Erde-Messwerke. Zur Einstellunggelten jedoch dieselben Überlegungen. 2. Erdkurzschluss im FreileitungsnetzDa der Erdfehler mit Abstand der häufigste Fehlerim Mittelspannungs-Freileitungsnetz ist, sindMaßnahmen zur schnellen Behebung willkommen.Die am häufigsten eingesetzte Methode istdie Kurzunterbrechung (KU) bzw. automatischeWiedereinschaltung (AWE). In der Mittelspannungist es immer eine dreipolige AWE, in derHochspannung die einpolige AWE. Voraussetzungfür die einpolige AWE sind einpolige AWEfähigeLeistungsschalter.Tritt ein Erdschluss auf der Freileitung ein, regendie betroffenen Schutzgeräte an. Nach einemAUS-Befehl tritt die Pausenzeit ein (500 ms in derMittelspannung, einpolig 1 s in der Hochspannung),danach wird wieder zugeschaltet. Ist derErdschluss behoben, geht der Betrieb weiter, wennnicht, wird in der eingestellten Zeit endgültig abgeschaltet.Etwa 70 % der Erdschlüsse werden soohne größere Betriebsunterbrechungen erfolgreichbehoben.Bild 1 SIPROTEC-Schutzgeräte mit ErdschlussschutzBild 2 Niederohmig geerdetes NetzBild 3 Erdkurzschluss im FreileitungsnetzErdfehler = KurzschlussLSP2318..epsWird von KurzschlussschutzabgeschaltetErdstromerfassung empfindlicherals PhasenstromerfassungSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 67

Leitungsschutz im VerteilungsnetzSowohl die Überstromzeitschutzgeräte 7SJ5..,7SJ6.. Als auch die Distanzschutzgeräte 7SA5..,7SA6.. können mit dieser Funktion geordertwerden.Einstellung für die Mittelspannung:AWE dreipoligPausenzeit 500 msWirkzeit 300 msEinstellungen für die Hochspannung (≥ 110 kV)AWE einpoligPausenzeit 1 sWirkzeit 300 ms 3. Erdschluss im KabelnetzIm Kabelnetz ist eine AWE nicht sinnvoll. Hier istdie endgültige Abschaltung unvermeidbar, da einErdschluss nicht selbst verlischt. Eine selektiveStaffelung vermeidet hier unnötige Abschaltungen. 4. FehlerortungSowohl mit den UMZ-Geräten 7SJ6.. als auch mitden Distanzschutzgeräten 7SA5.., 7SA6.. ist eineFehlerortung des Erdschlusses möglich. Voraussetzungist eine genaue Einstellung des X-Belagesder Leitung. Dieser kann den entsprechenden Tabellendes Kabelhandbuches entnommen werden.Schwieriger dagegen ist die Einstellung des FaktorsZ E/Z L. Hier können nur Messungen den wahrenSachverhalt deutlich machen. Die Gerätemessen die Impedanzschleife bis zum Fehlerort.Wenn die vorher genannten Einstellwerte richtigsind, ist eine Genauigkeit von 3 % der ausgegebenenFehlerentfernung zu erwarten.In der Praxis können die Einstellwerte auf Grundder exakten Analyse von eingetretenen Fehlernoptimiert werden. 5. ZusammenfassungIm Netz mit niederohmig geerdetem Sternpunktist jeder Erdfehler ein Kurzschluss. Der Ansprechwertfür den Erdkurzschlussschutz muss ausreichendempfindlich gewählt werden, so dass jederErdfehler sicher abgeschaltet wird. SIPROTEC-Leitungsschutzgeräte können optional mit entsprechendemErdkurzschlussschutz ausgewähltwerden. Im Freileitungsnetz werden durch AWEetwa 70 % der Erdschlüsse ohne größere Betriebsunterbrechungenerfolgreich behoben.68Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzBeherrschung stark unsymmetrischerBelastung unterVerwendung adaptiverRelaiseinstellungen 1. EinleitungDie Einstellung des Erdschlussschutzes in einemtypischen Verteilungsnetz ist eine überschaubareAufgabe. Die Einstellung des Erdschlussschutzesmuss ausreichend empfindlich sein, um am Relais-Einbauortmit dem niedrigsten auftretendenErdschlussstrom anzusprechen. Bei Stromkreisenmit großer unsymmetrischer Belastung tritt aufgrunddieses Ungleichgewichts jedoch ein großerNullstrom 3I 0 im Neutralleiter auf. Der Ansprechwertfür den Erdschlussschutz muss ausreichendhoch sein, damit das Relais nicht bei diesem betriebsbedingtenNullstromwert auslöst. Der Wertfür den auftretenden Nullstrom wechselt bei unterschiedlichenZuständen im Stromversorgungsnetz,wie z.B. bei Sommerspitzen im Vergleich zuWinterspitzen.Im Allgemeinen wird der Verfügbarkeit des NetzesVorrang gegenüber der empfindlichen Einstellungdes Erdschlussschutzes eingeräumt, d.h. derErdschlussschutz darf beim maximal auftretendenbetriebsbedingten Nullstrom nicht ansprechen.Im folgenden Anwendungsbeispiel wird die Ideeder adaptiven Relaiseinstellungen vorgestellt, umeinen besseren Erdschlussschutz für Stromkreisemit großer unsymmetrischer Belastung zu erreichen.Für die normalen Einstellungen des Relaiswird ein Erdschlussschutz mit maximaler Empfindlichkeitgegenüber Fehlerzuständen verwendet.Ändern sich die Zustände des Stromversorgungsnetzesund nimmt die unsymmetrischeBelastung zu, passt sich das Relais durch die Verringerungder Empfindlichkeit des Erdschlussschutzesan, um ein falsches Ansprechen zuverhindern, indem es einen größeren Nullstromzulässt. Adaptive Relaiseinstellungen stellen einekostengünstige Methode dar, den Schutz der Abzweigezu verbessern, indem sowohl die hohe Ansprechempfindlichkeitdes Erdschlussschutzeserreicht wird, als auch die Verfügbarkeit desStromversorgungsnetzes bei sich ändernden Zuständenautomatisch aufrecht erhalten wird. 2. Gegenwärtige PraxisBei Stromkreisen mit sehr großer unsymmetrischerBelastung werden drei Philosophien beimEinstellen des Erdschlussschutzes vertreten:1. Deaktivieren des Erdschlussschutzes:Hierdurch kann der Höchstwert des Nullstroms3I 0 während der unsymmetrischen Belastungvorhanden sein. Diese Methode bietet jedochnur einen minimalen Schutz. Nur die Phasenelementedes Überstromschutzes sprechen beieinem Erdschluss an und aufgrund der Anforderungenan die Berücksichtigung der Lastbedingungenverfügen die Phasenelemente möglicherweisenicht über die notwendige Empfindlichkeit,um alle einphasigen Erdschlüsse sicherzu erkennen.LSP2651.tifSiemens PTD EA · Applikations für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 69

Leitungsschutz im VerteilungsnetzDurch diese Methode wird die Empfindlichkeitdes Schutzsystems stark herabgesetzt, um dieVerfügbarkeit des Netzes aufrecht zu erhalten.2. Herabsetzen der Empfindlichkeit des Erdschlussschutzes,um den erwarteten Höchstwertdes Nullstroms zuzulassen. Hierdurch wird eingewisser Erdschlussschutz bei allen Zuständendes Stromversorgungsnetzes erreicht und essind keine ständigen Korrekturen der Relaiseinstellungenerforderlich. Die Empfindlichkeit desErdschlussrelais ist jedoch nicht ideal, besonderswenn die Belastungsunsymmetrie geringist. Wie bei der Deaktivierung des Erdschlussschutzeswird bei dieser Methode das zuverlässigeAnsprechen des Schutzsystems herabgesetzt, umdie Verfügbarkeit des Verteilungsnetzes aufrechtzu erhalten. In diesem Fall jedoch nicht soradikal.3. Ändern der Empfindlichkeit des Erdschlussschutzesfür spezielle Betriebszustände desStromversorgungsnetzes. Diese Methode wirdverwendet, wenn die Belastungsunsymmetriefür einen längeren Zeitraum stark zunimmt, wiez.B. während jahreszeitlicher Belastungsspitzen.Die Empfindlichkeit des Schutzes wird so starkmaximiert, wie dies praktikabel ist, wobei dieRelaiseinstellungen jedoch mehrmals pro Jahrangepasst werden müssen. Durch diese Methodewird nur dann die Empfindlichkeit desSchutzsystems herabgesetzt, wenn dies absoluterforderlich ist. Die Verfügbarkeit des Netzeswird jedoch aufrechterhalten.Alle drei Methoden werden in der täglichen Praxisverwendet. Vom Standpunkt des reinen Schutzesaus, stellt die Änderung der Ansprechwerte desErdschlussschutzes für die verschiedenen Zuständedes Stromversorgungsnetzes die beste Methodedar. Mit dieser Methode wird die beste Verfügbarkeitdes Stromversorgungsnetzes erreicht, indemdiese nur bei Bedarf verringert wird. Der Nachteilbesteht aus den entstehenden Betriebskosten. Beielektromechanischen Relais sind Änderungen derEinstellungen vor Ort erforderlich. Digitale Relaisbenötigen generell eine Fernsteuerung, Hilfsrelaissowie Bedienereingriffe, um die Parametergruppenzu ändern. 3. Neues AnwendungskonzeptMit den adaptiven Relaiseinstellungen kann einSchutzrelais automatisch und unabhängig Einstellungenin Übereinstimmung mit den sich änderndenBetriebszuständen des Stromversorgungsnetzesverändern. Die ÜberstromrelaisSIPROTEC 4 (7SJ61 bis 7SJ64), bei denen dieSPS-Programmierfähigkeit des ContinuousFunction Chart (CFC) verwendet wird, könnendie Relaiseinstellungen automatisch anpassen. Beidieser Anwendung passt ein Relais die Empfindlichkeitdes Erdschlussschutzes automatisch denÄnderungen des Nullstromwerts an, die das Ergebnisder steigenden unsymmetrischen Belastungsind.Zum Anpassen der Erdschlussschutz-Einstellungenist das Relais programmiert, die Parametergruppendann zu ändern, wenn sich der gemesseneNullstrom mit der Zeit verändert. Steigt derNullstromwert an und bleibt er über einem vorherfestgelegten Schwellwert, wechselt das Relais voneiner Parametergruppe mit der maximalen Erdschlussschutz-Empfindlichkeitzu einer Parametergruppe,die eine geringere Empfindlichkeit füreine höhere unsymmetrische Belastung bietet.Nimmt der Wert für den Nullstrom ab und bleibtdieser unter dem vorher festgelegten Schwellwert,kehrt das Relais zur normalen Parametergruppezurück. Dieses Konzept ist in Bild 1 dargestellt.Parametergruppe ADie „normale“ Parametergruppe. Der Ansprechwertdes Erdschlussschutzes ist auf diemaximale Empfindlichkeit eingestellt, um beieinem Erdfehler im Abzweig anzusprechen. Eswird jedoch der Nullstromwert zugelassen, derwährend normaler einphasiger Belastungsunterschiedevorhanden ist.Parametergruppe BDie alternative Parametergruppe. Der Erdschlussschutzwird so eingestellt, dass es denNullstromwert zulässt, der während des maximaleneinphasigen Belastungsunterschiedsvorhanden ist.Nullstrom-SchwellwertDer Nullstromwert, der einen Wechsel in Belastungsunsymmetriedes Stromkreises meldet.Dieser Schwellwert muss groß genug sein, umzu melden, dass sich der Belastungsunterschiedgerade ändert, jedoch unter dem Ansprechwertdes Erdschlussschutzes für die ParametergruppeA liegt.Bild 1 Anpassen der Erdschlusselement-Einstellungen70Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im VerteilungsnetzSchwellwert-TimerDiese Verzögerung wird verwendet, um sicherzustellen,dass ein größerer Belastungsunterschiedvon längerer Dauer vorhanden und dassder Unterschied nicht vorübergehender Naturist. Die Zunahme im einphasigen Belastungsunterschied,wie durch den Nullstromwert angezeigt,muss länger sein als die Dauer des Schwellwert-Timers.Der Timer muss lang genug eingestelltsein, um sicherzustellen, dass der Belastungsunterschiedauf einen neuen Wert gestiegenist und nicht nur zeitweilig aufgrund einergroßen, vorübergehenden einphasigen Belastungangestiegen ist. Der Timer muss ebenfallsso eingestellt werden, dass das Relais sicher zwischenFehlerzuständen im Netz und einemWechsel des einphasigen Belastungsunterschiedsunterscheiden kann.Rückstell-TimerDies ist die Zeit, die erforderlich ist, um eineAbnahme der unsymmetrischen Belastung zumelden. Der einphasige Belastungsunterschied,wie er durch den Nullstromwert gemeldet wird,muss für diese Zeitspanne unter dem Nullstrom-Schwellwertbleiben, damit das Relaiswieder zur ursprünglichen Parametergruppewechseln kann. Dieser Timer muss lang genugeingestellt sein, um sicherzustellen, dass der einphasigeBelastungsunterschied tatsächlich zumNormalzustand zurückgekehrt ist. 4. AnwendungsbeispieleDie in Tabelle 1 aufgeführte Belastungsinformationgilt für einen Stromkreis mit einer Sommerspitze.Wie gezeigt wurde finden während desSommers eine bedeutende Zunahme in der Belastungsowie ein Anstieg des Nullstromwerts statt.Es ist wünschenswert, Spitzennachfragewerte fürdie Belastungsinformation, oder, falls dies möglichist, historische Daten für den Nullstromwertzu verwenden. In diesem Beispiel beträgt der Mindestkurzschlussstrom,bei dem das Erdschlusselementansprechen muss, 1,5 A sec.WinterSommerLaststrom Phase L1 1,25 A sec 2,38 A secLaststrom Phase L2 1,54 A sec 1,62 A secLaststrom Phase L3 1,35 A sec 1,42 A secNullstrom 0,26 A sec 0,87 A secTabelle 1 Typische Werte unsymmetrischer BelastungIn Tabelle 2 werden die möglichen Relaiseinstellungenfür die Laststromwerte aus Tabelle 1 aufgeführt.Das Ansprechen des Erdschlussschutzeswird in Parametergruppe A eingestellt, um einegewünschte Empfindlichkeit bis zum Mindestansprechwertzu erreichen, während ein gewisserProzentsatz des normalen Nullstromwerts zugelassenwird. Aus Gründen der Netzverfügbarkeitund um sicherzustellen, dass der Erdschlussschutzbei allen Kurzschlüssen in der Schutzzone auslöst,wird eine Mindestreichweite im Bereich von 2/1bis 3/1 eingestellt. Aus Gründen der Verfügbarkeitmuss das Ansprechen des Erdschlussschutzes120 % bis 150 % des normalen Nullstromwertszulassen.Das Ansprechen des Erdschlussschutzes wird inParametergruppe B eingestellt, um die Verfügbarkeitaufrecht zu erhalten, indem ein gewisser Prozentsatzdes erwarteten Nullstromwerts zugelassenwird. Ein typischer Einstellbereich beträgt 120 %bis 150 %. Diese Einstellung wird gegen denWunsch abgewogen, eine gewisse Zuverlässigkeitaufrecht zu erhalten, indem eine bestimmteReichweitenempfindlichkeit gegenüber demMindest-Erdschlussreichweitenpunkt erzielt wird.Der Nullstrom-Ansprechwert wird so eingestellt,dass er hoch genug ist, um einen Wechsel in unsymmetrischeBelastung zu melden, jedoch nochunter der Einstellung für das Ansprechen des Erdschlussschutzesin Parametergruppe A liegt. BeimPegel für den Nullstrom-Schwellwert und denSchwellwert-Timer muss ebenfalls die Geschwindigkeitder Nullstromveränderung berücksichtigtwerden. Ist der Schwellwert zu hoch, oder derTimer zu lang eingestellt, kann der Nullstromüber die Einstellung für das Ansprechen des Erdschlussschutzesansteigen, bevor eine Einstellungsänderungstattfindet. Nachdem der Erdschlussschutzangesprochen hat, ist keine Änderung derParametergruppe mehr möglich und der Erdschlussschutzlöst schließlich aus.Der Rückstell-Timer ist auf eine Zeit eingestellt,die lang genug ist, um sicherzustellen, dass dereinphasige Belastungsunterschied tatsächlich abgenommenhat. Hierdurch soll verhindert werden,dass das Relais zwischen den Parametergruppenhin und her springt.Element Einstellung BerechnungenParametergruppe AAnsprechen des ErdschlussschutzesZeitverzögerung desErdschlusschutzesParametergruppe BAnsprechen des ErdschlusschutzesZeitverzögerung desErdschlusschutzesNullstrom-SchwellwertSchwellwert-TimerRückstell-Timer0,5 A sec Reichweite = 1,5/0,5 = 3,0Berücksichtigung der Lastbedingungen= 0,5/0,26 = 192 %1,01,1 A sec Reichweite = 1,5/1,1 = 1,36Berücksichtigung der Lastbedingungen= 1,1/0,26 = 126 %1,00,45 A sec30 min15 minTabelle 2 Beispiel für RelaiseinstellungenSiemens PTD EA · Applikations für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 71

Leitungsschutz im Verteilungsnetz 5. Implementierung der adaptiven Relaiseinstellungenin einem SIPROTEC 4-RelaisDie Implementierung der adaptiven Relais-Einstelllogikunter Verwendung der SIPROTEC 4 Relais7SJ61 bis 7SJ62 erfolgt im CFC-Teil des Relais.Hierbei handelt es sich um ein graphisches SPS-Programmierwerkzeug, mit dem die zusätzlichenLogik- und Steuerfunktionen realisiert werdenkönnen. Unter Verwendung von CFC wird dieLogik im Bild 2 einfach im Relais implementiert.Bild 2 Adaptive Erdschluss-LogicDer durch das Relais gemessene Nullstrom wirdmit dem Nullstrom-Schwellwert im „Logik“-Plan von CFC verglichen. Das Ergebnis diesesVergleichs wird im „Slow PLC“-Plan benutzt, umentweder den Schwellwert-Timer oder denRückstell-Timer zu starten. Ist das Ergebnis desVergleichs eine logische 1, wird der Schwellwert-Timer gestartet. Ansonsten wird der Rückstell-Timer gestartet. Läuft der Schwellwert-Timer ab,wird mittels eines RS-Flip-Flops der Befehl „>SetGroup Bit0“ (Gruppenbit 0 setzen) gespeichert.Durch die Aktivierung des Befehls „>Set GroupBit0“ wird die Parametergruppe von A zu B verändert.Läuft der Rückstell-Timer ab, wird dasRS-Flip-Flop zurückgestellt, wodurch der Befehl„>Set Group Bit0“ deaktiviert und die Parametergruppevon B zu A geändert wird. WeitereEinzelheiten über die Implementierung sind inAnhang A zu finden. 6. ZusammenfassungDie adaptiven Relaiseinstellungen stellen eine Methodedar, die Zuverlässigkeit des Schutzsystemsauf die tatsächlichen Zustände des Stromversorgungsnetzesabzustimmen. Betrachtet man diesesBeispiel des einphasigen Belastungsunterschieds,muss der Schutztechniker normalerweise Abstrichebei der Empfindlichkeit des Schutzsystemsmachen, um die Verfügbarkeit des Netzes aufrechtzu erhalten. Durch die adaptiven Relaiseinstellungenkann mittels des Relais die Empfindlichkeitdes Schutzsystems maximiert werden, währenddie Verfügbarkeit dadurch überhaupt nichtbeeinträchtigt wird.Die Idee der adaptiven Relaiseinstellungen ist einäußerst leistungsstarkes Konzept, das auf viele Anwendungenausgeweitet werden kann. Eine möglicheAnwendung besteht darin, die Relaiseinstellungenautomatisch für einen zeitweiligen Belastungsanstiegim Netz zu verändern, wie dies z.B.während Schaltvorgängen auftreten kann. 7. LiteraturWilliam D. Stevenson, Jr. Elements of PowerSystem Analysis, 4th Ed., McGraw-Hill BookCompany, New York, NY; 1982Turan Gonen, Electric Power Distribution SystemEngineering, McGraw-Hill Book Company, NewYork, NY; 1986DIGSI CFC Handbuch, Siemens Power Transmissionand Distribution, Inc., Raleigh, NC; 1999MultifunktionsschutzSIPROTEC 7SJ61 HandbuchSiemens PTD72Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz380-kV-Übertragungs-Freileitung 1. EinleitungDas vorliegende Anwendungsbeispiel führt den Leserdurch alle Schritte, die erforderlich sind, um die Distanzschutzfunktionenfür eine typische Übertragungsleitungeinzustellen. Standard-Ergänzungen,wie z.B. Signalübertragungsverfahren, Leistungspendeln,Zuschalten auf einen Fehler (Switch on toFault = SOTF), gerichteter Erdkurzschlussschutzusw. werden ebenfalls behandelt. 2. Verwendete Grundfunktionen Distanzschutz (21):Polygonale Kennlinie Signalübertragungsverfahren für 21:Signalvergleich (mit Übergreifzone Z1B) Erdkurzschluss-Überstrom (67N)IEC, gerichtet Signalübertragungsverfahren für 67N:Richtungsvergleich Pendelsperre Schwache Einspeisung:Echo und Auslösung Überstromschutz:Notfunktion Automatische Wiedereinschaltung:1- und 3-polig, 1 Zyklus Synchronprüfung:Synchrones und asynchrones Einschalten Fehlerorter:Einseitige MessungLSP2589.tif 3. Übersichtsschaltplan und AnlagendatenBei den erforderlichen zeitgestaffeltenDistanzschutzzonen handelt es sich um:Bild 1 Übersichtsschaltplan des geschützten AbzweigsZonennummer Funktion Reichweite VerzögerungZone 1 Selektivzone in Schnellzeit für Leitung 1 80 % Leitung 1 0,00 sZone 2Vorwärtsgerichtete, verzögerte Reservestufe,übergreifend20 % geringer als Z1-Reichweitein Leitung 31 StaffelzeitZone 3 Rückwärtsgerichtete verzögerte Reservestufe 50 % Z Leitung 1 2 StaffelzeitZone 4 Nicht angewendet – –Zone 5 Ungerichtet 120 % Leitung 2 3 StaffelzeitTabelle 1 Einstellhinweise für DistanzzonenSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 73

Leitungen im ÜbertragungsnetzParameterWertAnlagendaten Nenn-Leiter-Leiter-Netzspannung 400 kWNetzfrequenzMaximale Mitsystem-QuellenimpedanzMaximale Null-QuellenimpedanzMinimale Mitsystem-QuellenimpedanzMinimale Null-QuellenimpedanzMaximales Verhältnis Ferneinspeisung / Lokaleinspeisung (I 2/I 1) 350 Hz10 + j10025 + j2001 + j102,5 + j20Messwandler Spannungswandlerübersetzung (LEITUNG) 380 kV / 100 VSpannungswandlerübersetzung (SAMMELSCHIENE)StromwandlerübersetzungStromwandlerdatenStromwandler-AnschlusskabelStromwandlerübersetzung / Spannungswandlerübersetzung zurImpedanzumwandlung400 kV / 110 V1000 A / 1 A5P20, 20 VA, P i = 3 VA2,5 mm 2 , 50 m0,2632Leitungsdaten Leitung 1 – Länge 80 kmMaximaler LaststromMindestbetriebsspannungZeichenkonvention für LeistungsflussVolllast-Scheinleistung (S)Leitung 1 – Mitsystem Impedanz pro km Z1Leitung 1 – Nullimpedanz pro km Z0Leitung 2 – Gesamte Mitsystem ImpedanzLeitung 2 – Gesamte NullimpedanzLeitung 3 – Gesamte Mitsystem ImpedanzLeitung 3 – Gesamte NullimpedanzMaximaler Fehlerwiderstand, Phase-Erde250 % der vollen Last85 % NennspannungExport = negativ600 MVA0,025 + j0,21 Ω/km0,13 + j0,81 Ω/km3,5 + j39,5 Ω6,8 + j148 Ω1,5 + j17,5 Ω7,5 + j86,5 Ω250 ΩMastdaten Durchschnittlicher Mastfußwiderstand 15 ΩErdleiterDistanz: Leiter zum Mast/zur Erde (Spannfeldmitte)Distanz: Leiter zu Leiter (Phase-Phase)Leistungsschalter Auslösungsansprechzeit 60 msEinschaltansprechzeitTabelle 2 Netzdaten und Leitungsparameter60 mm 2 Stahl3 m5 m70 msAuf der Grundlage der Quellen- und Leitungsimpedanzkönnen die folgenden Mindest-Fehlerstromebenenfür Fehler an Leitung 1 berechnetwerden:UNIK=mit U N= 400 kV3 ⋅ ZtotWird der Fehlerübergangswiderstand für dreiphasigeFehler vernachlässigt, gilt:Z tot= Summe der synchronen Quellenimpedanz undLeitungsimpedanz (da nur der Strombetrag berechnetwerden soll, ist nur der Betrag der Impedanz relevant)Schutz-Anwendungsbeispiel380-kV-Freileitung|Z tot| = |(10 + 80 ⋅0,025) + j(100 + 80 ⋅ 0,21)||Z tot| = |12 + j116,8||Z tot| = 117,4Der dreiphasige Mindest-Fehlerstrom ist daher:400 kVI3ph min=3⋅ 117,4I3 ph min= 1967 A74Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im ÜbertragungsnetzWird der Fehlerübergangswiderstand für einphasigeFehler vernachlässigt , gilt:Z tot= 1/3 (Summe der Mit-, Gegen- und Null-Quellen- sowie Leitungsimpedanz)| 2 [( , ) j( , )] ( ,| Z tot| = ⋅ 10 + 80 ⋅ 0 025 + 100 + 80 ⋅ 0 21 + 25 + 80 ⋅ 0 13) + j( 200 + 80⋅0, 81)|3|Z tot| = |19,8 + j166,1||Z tot| = 167,3Der einphasige Mindest-Fehlerstrom ohne Fehlerübergangswiderstandist daher:400 kVI1167 3 1380ph min= = A3 ⋅ ,Wird der Fehlerübergangswiderstand anschließendfür einphasige Fehler eingeschlossen, gilt:Z tot_R= Z tot+R F|Z tot_R|=|R F+ Z tot||Z tot| = |250 + 19,8 + j166,1||Z tot| = 316,8Der einphasige Mindest-Fehlerstrom mit hohemÜbergangswiderstand ist daher:I1ph min_ R400 kV= =3 316 8 729 A⋅ , 4. Auswahl der Gerätekonfiguration(Funktionsumfang)Nachdem das Gerät im DIGSI-Manager ausgewähltund geöffnet wurde, besteht der erste Schritt bei derDurchführung der Einstellung darin, den Funktionsumfangdes Geräts einzugeben. Nachstehend ist eineBeispiel-Bildschirmabbildung zu finden, auf der dieAuswahl für dieses Beispiel zu sehen ist:Bild 2 Ausgewählter FunktionsumfangLSP2590de.tifDie hier angezeigten verfügbaren Funktionen hängenvom Bestellcode des Geräts (Bestell-Nr.) ab. Die hiergetroffene Auswahl beeinflusst die Einstelloptionenwährend der späteren Phasen. Es müssen daher genaueÜberlegungen angestellt werden, um sicherzustellen,dass alle erforderlichenFunktionen ausgewählt,und dass die bei dieserspeziellen Anwendungnicht benötigten Funktionendeaktiviert werden.Hierdurch wird sichergestellt,dass später nur die relevantenEinstellungsalternativen angezeigt werden.103 Parametergruppenumschaltung:Aktivieren Sie diese Funktion nur, falls mehr alseine Parametergruppe benötigt wird. In diesemBeispiel wird nur eine Parametergruppe verwendet;daher ist diese Funktion auf nicht vorhandengesetzt.110 Auslöseverhalten:Bei Freileitungsanwendungen ist eine einpoligeAuslösung möglich, falls der Leistungsschalterhierzu in der Lage ist. Der Vorteil besteht darin,dass während einer einpoligen Pause die Freileitungweiterhin in geringem Maße Strom transportierenkann und somit das Risiko einerVersorgungsunterbrechung verringert wird. Indiesem Beispiel wird sowohl eine einpolige alsauch eine dreipolige Auslösung verwendet,daher lautet die Einstellung ein-/dreipolig.112 Distanzschutz Phase-Phase:Da ein Distanzschutz für Phasenfehler erforderlichist, muss Polygon-Charakteristik ausgewähltwerden. In einigen Fällen (abhängig vomBestellcode) kann auch eine MHO- Charakteristikausgewählt werden.113 Distanzschutz Phase-Erde:Hier wird die Erdkurzschlussdistanz-Kennliniefür oben stehende Funktion 112 ausgewählt.Daher muss die Einstellung Polygon-Charakteristiklauten.120 Pendelerfassung:Kann es zu einer Netzpendelung in der Nähedes eingesetzten Relais kommen, muss diePendelerfassung aktiviert werden. Sie ist zumSperren des Distanzschutzes während einerPendelung erforderlich. Die übliche Praxis bestehtdarin, bei 380 kV die Pendelerfassungdurch Einstellung auf vorhanden zu aktivieren.121 Distanzschutz Signalzusatz:Um eine schnelle Auslösung bei allen Fehlernauf der Freileitung zu erreichen, muss ein Signalverfahreneingesetzt werden.In diesem Fall lautet die Auswahl Signalvergleich.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 75

Leitungen im ÜbertragungsnetzParameter Mitnahme Signalvergleich Blockierverfahren UnblockingKurze LeitungSchwache EinspeisungAmplitudenmoduliertersTrägerfrequenz aufHochspannungsleitungen(TFH)Frequenz- oder phasenmodulierter(TFH)Von der Stromleitungunabhängige KommunikationNicht geeignet, da dasAuslösen der Zone 1wichtig ist und die Einstellungder Zone 1 indie X- und R-Richtungbei kurzen Leitungenklein sein mussNicht geeignet, da dasunabhängige Auslösender Zone 1 an beidenEnden für eine100 %ige Leitungsabdeckungwichtig ist.Nicht geeignet, da dasSignal durch die Fehlerstelleübertragenwerden muss, wodurchdas Signal gedämpftwird.Geeignet, da das Signaldurch die Fehlerstelleübertragen werdenkann.Geeignet, da die EinstellungZ1b beträchtlichgrößer sein kannals die Leitungsimpedanz,sodass die Signalübertragungbei allenFehlern in derLeitung gesichert ist.Geeignet, da das starkeEnde alle Leitungsfehlerdurch Übergreifenmit Zone Z1b erkennt.Am Ende mit derschwachen Einspeisungerfolgt anschließendein Echo des empfangenenSignals.Nicht geeignet, da dasSignal durch die Fehlerstelleübertragenwerden muss, wodurchdas Signal gedämpftwird.Geeignet, da das Signaldurch die Fehlerstelleübertragen werdenkann.Geeignet, da die Einstellungder rückwärtsgerichteten Reichweitevon der Leitungslängeunabhängig ist.Teilweise geeignet, dader rückwärts gerichteteFehler am Endemit der schwachenEinspeisung ebenfallserkannt wird, aber keineAuslösung an diesemEnde stattfindet.Geeignet, da das Signalnur gesendet wird,wenn kein Fehler inder Leitung aufgetretenist.Geeignet, da das Signalunter allen Bedingungenübertragen werdenkann.Geeignet Geeignet Geeignet GeeignetTabelle 3 Auswahl des Signalverfahrens-SchemasGeeignet, da die EinstellungZ1b beträchtlichgrößer sein kannals die Leitungsimpedanz,sodass die Signalübertragungbei allenFehlern in derLeitung gesichert ist.Geeignet, da das starkeEnde alle Leitungsfehlerdurch Übergreifenmit Zone Z1b erkennt.Am Ende mit derschwachen Einspeisungerfolgt anschließendeine Echo desempfangenen Signals.Nicht geeignet, da dasSignal durch die Fehlerstelleübertragenwerden muss, wodurchdas Signal gedämpftwird.Geeignet, da das Signaldurch die Fehlerstelleübertragen werdenkann.76122 Externe Einkopplung:Müssen externe Eingänge angeschlossen werden,um eine Auslösung über den Binäreingang zustarten, muss diese Funktion aktiviert werden.Die Auslösung wird anschließend automatischvon der Mindestdauer des Auslösebefehls (Auslösekreis-Selbsthaltung)sowie von Ereignis- undStörschriebaufzeichnungen begleitet. In diesemBeispiel ist die Funktion nicht erforderlich undist daher auf nicht vorhanden gesetzt.124 Schnellabschaltung nach Zuschaltung:Beim Zuschalten auf einen Kurzschluss entstehenäußert starke Ströme, die so schnell wiemöglich ausgeschaltet werden müssen. Für diesenZweck ist eine spezielle Überstromschutzstufevorgesehen. In diesem Beispiel wird dieseFunktion nicht benutzt und ist daher mit nichtvorhanden deaktiviert.125 Schwache Einspeisung:Bestehen schwache Einspeisungsbedingungen(dauerhaft oder zeitweilig) an einem Ende oderan beiden Enden, muss die Funktion „SchwacheEinspeisung” auf vorhanden aktiviert gesetztwerden. Siehe ebenfalls Tabelle 3.126 Überstromzeitschutz:Ist der Distanzschutz in Betrieb, sorgt dieser füreinen entsprechenden Reserveschutz bei Fernausfällen.Der Überstromzeitschutz im Distanzrelaiswird normalerweise nur dann angewendet,wenn die Distanzfunktion gesperrt ist, wiez.B. aufgrund eines Ausfalls des Sekundärspannungskreises(Ausfall der Spannungswandlersicherung).Dies wird in diesem Beispiel angewendet,sodass die Funktion aktiviert werdenmuss. Die Auswahl des Ansprechkennlinienstandardslautet für diese Anwendung UMZ/AMZ (IEC-Kurven).131 Erdkurzschlussschutz für hochohmige Fehler:Bei hochohmigen Erdkurzschlüssen ist es ratsam,sich nicht nur auf den Distanzschutz zuverlassen, da dies eine sehr große Reichweiteneinstellungin der R-Richtung erforderlich machenwürde. Der gerichtete (und nicht gerichtete)Erdkurzschlussschutz spricht sehr empfindlichauf hochohmige Erdkurzschlüsse anund ist daher in diesem Beispiel aktiviert. Hierist UMZ/AMZ (IEC-Kurven) ausgewählt.132 Erdkurzschlussschutz Signalzusatz:Um die Auslösung mit Erdkurzschlussschutz zubeschleunigen (unter oben stehender Funktion131 aktiviert), kann ein Signalverfahren verwendetwerden. In diesem Beispiel wird ein Schemamittels Richtungsvergleich angewendet.133 Automatische Wiedereinschaltung (AWE):Die meisten Fehler bei Freileitungen treten nurvorübergehend auf, sodass die Leitung nach demBeheben des Fehlers wieder erfolgreich unterStrom gesetzt werden kann. Zu diesem Zweckkann eine Kurzunterbrechung implementiertwerden, um den Ausfall der Leitung mit einerfest eingestellten oder flexiblen Unterbrechungsdauer(Pausenzeit) zu minimieren. Bei dieserAnwendung wird 1WE-Zyklusverwendet.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz134 Betriebsart der AWE:Wird, wie in diesem Beispiel, eine ein- unddreipolige Auslösung verwendet, wird die Kurzunterbrechungsfunktiondurch den Auslösebefehlangeworfen. Erfolgt die Auslösung aufgrundeines Reserveschutzbetriebs (z.B. Zone2), ist eine AWE normalerweise nicht erwünscht.Durch Anwendung der Wirkzeit,durch die die Zeit zwischen Anregung und Auslösungüberwacht wird, kann eine AWE bei einerzeitverzögerten Auslösung (länger als dieeingestellte Wirkzeit) verhindert werden. Indiesem Beispiel wird die AWE mit Auskommandound Wirkzeit angeworfen.135 Synchronkontrolle:Vor dem Einschalten eines Leistungsschaltersist es ratsam, zu überprüfen, ob die Netzverhältnisseauf beiden Seiten des Leistungsschaltersfür einen Zusammenschluss geeignet sind. Zudiesem Zweck ist die Funktion Synchronkontrollein diesem Beispiel auf vorhanden gesetzt.138 Fehlerorter:Nach dem Freischalten eines Fehlers kann eineInspektion der Fehlerstelle erforderlich sein, umsicherzustellen, dass kein dauerhafter Schadenoder die Gefahr weiterer Fehler an der Fehlerstellebesteht. Besonders bei längeren Leitungenist es sehr hilfreich, über eine Anzeige der Fehlerstellezu verfügen, um dem Inspektionsteameinen schnellen Zugang zu ermöglichen. Fürdiesen Zweck ist der Fehlerorter in diesem Beispielauf vorhanden gesetzt.140 Auslösekreisüberwachung:Die vom Relais durchgeführte Überwachung kannausgedehnt werden, um den Auslösekreis und dieAuslösespulen mit einzuschließen. Zu diesemZweck zirkuliert ein schwacher Strom in denüberwachten Stromkreisen und wird über Binäreingängegeleitet, um einen Fehler anzuzeigen. Indiesem Beispiel wird diese Funktion nicht benutztund ist daher auf nicht vorhanden gesetzt. 5. Rangierung (Konfigurationsmatrix)Die Rangiermatrix wird verwendet, um den Informationsflussim Gerät zu leiten und zuzuweisen. AlleZuweisungen der Binäreingänge und -ausgänge, sowieder LEDs, der Meldepuffer, der anwenderdefiniertenLogik, der Steuerungen usw. werden in derMatrix vorgenommen. 6. Anwenderdefinierte Logik-CFCIst eine spezielle Logik in der Anwendung erforderlich,kann CFC für diesen Zweck benutzt werden. 7. Einstellungen für Anlagendaten 17.1 WandlerdatenUnter dieser Überschrift werden die Anlagendatenzugewiesen. Setzen Sie ein „Häkchen” in das Feld„Weitere Parameter anzeigen” um „advanced” Einstellungen(durch A gekennzeichnet, z.B. 0214A) indie angezeigte Liste mit aufzunehmen. Die „advanced”(erweiterten) Einstellungen können in den meistenFällen auf dem Vorgabeeinstellwert belassen werden.Bild 3 Konfiguration der Stromwandler- und Spannungswandlerstromkreise201 Stromwandlersternpunkt liegt Richtung:Bei dieser Anwendung sind die Stromwandlerwie in untenstehendem Bild 4 gezeigt angeschlossen.Die Polarität des Stromwandleranschlussesmuss richtig gewählt werden, um einkorrektes Ansprechen durch den Schutz sicherzustellen.Zu diesem Zweck wird die Positiondes Sternpunktanschlusses angegeben: In diesemBeispiel liegt er in Richtung Leitung.Bild 4 Relaisanschlüsse203 Wandler-Nennspannung, primär:Die Spannungswandlerübersetzung muss korrekteingestellt werden, um eine genau Messwertausgabesicherzustellen. Es ist ebenfallsmöglich, die Schutzparameter in primären Größeneinzustellen. Für eine korrekte Umwandlungvon primär zu sekundär müssen dieSpannungswandler- und Stromwandlerdatenkorrekt eingestellt werden. Bei dieser Anwendungbeträgt die Spannungswandler-Primärspannung380 kV.204 Wandler-Nennspannung, sekundär:Gemäß den Spannungswandlerdaten auf 100 Veingestellt.LSP2591de.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 77

Leitungen im Übertragungsnetz205 Wandler-Nennstrom, primär:Gemäß den Stromwandlerdaten auf 1000 A eingestellt.206 Wandler-Nennstrom, sekundär:Gemäß den Stromwandlerdaten auf 1Aeingestellt.Beachten Sie, dass diese Einstellung denBrückeneinstellungen am Messmodul (Baugruppe)entsprechen muss. Ist dies nicht der Fall,sperrt das Relais und gibt einen Alarm aus. ImGerätehandbuch sind Anweisungen zum Ändernder Brückeneinstellungen zu finden.210 U4-Wandler angeschlossen als:Der 4. Spannungsmesseingang kann für eineVielzahl unterschiedlicher Funktionen verwendetwerden. In diesem Beispiel ist er angeschlossen,um die Sammelschienenspannung für dieSynchronkontrolle zu messen (auf Uss-Wandlergesetzt), wie Bild 5 zeigt.Bild 5 Spannungswandleranschlüsse214AWinkelanpassung U ss -U ltg (Schaltgruppe): Istein Phasenwinkelunterschied zwischen derSpannung Uss und Ultg vorhanden, weil z.B.ein Leistungstransformator mit einer Phasenverschiebungsschaltgruppezwischen denMesspunkten angeschlossen ist, muss diesePhasenverschiebung hier eingestellt werden.In diesem Beispiel ist die Sammelschiene direktan die Leitung angeschlossen, sodass einePhasenverschiebung von 0° vorliegt.215 Anpassungsfaktor U ltg /U ss :Ist das Übersetzungsverhältnis des Spannungswandlersfür die Messung der Leitungsspannungund der Sammelschienenspannungnicht gleich, muss der Unterschied hier eingestelltwerden. Bei dieser Anwendung gilt:Uprim L 380Usec LAnpassungsfaktor = =0, 1= 105 ,Uprim SS400U 011 ,sec SSDie erforderliche Einstellung lautet daher 1,05.220 I 4 Wandler, angeschlossen als:Die 4. Strommessung kann für eine Vielzahlunterschiedlicher Funktionen verwendetwerden. In diesem Fall wird sie verwendet,um den I e , eigenen Leitung mittels einesHolmgreen-Anschlusses zu messen. SieheBild 4.221 Anpassungsfaktor für I 4 -Wandler (I 4 /I ph ):Weist der an I 4 angeschlossene Stromwandler,z.B. ein Kabelumbauwandler, ein anderes Verhältnisals das Verhältnis des Stromwandlersauf, der die Phasenströme des geschütztenStromkreises misst, muss dieser Unterschiedhier eingestellt werden. Bei dieser Anwendungist das Verhältnis gleich, daher muss die Einstellung1,00 lauten.7.2 Anlagendaten (Netzdaten)211 Anpassungsfaktor U ph / U en :Wird in der Einstellung 210 der 4. Spannungsmesseinganggewählt, um die offene Dreieckspannung(3 U 0 ) zu messen, muss diese Einstellungbenutzt werden, um den Unterschied imÜbersetzungsverhältnis zwischen dem Phasenspannungswandlerund dem offenen Dreieckspannungswandlerzu konfigurieren. Da eineSynchronisationsprüfung verwendet wird, istdiese Einstellung nicht relevant.212 Sammelschienenspannung U ss Anschluss:Wird die Einstellung 210 für den 4. Spannungsmesseinganggewählt, um die Spannung für dieSynchronkontrolle zu messen, muss diese Einstellungangewendet werden, um zu definieren,welche Spannung verwendet wird. In diesemBeispiel handelt es sich bei der an U 4 angelegtenSpannung um die verkettete Spannung L3-L1,wie in Bild 5 gezeigt.LSP2592de.tifBild 6 Netzdaten207 Sternpunktbehandlung des Netzes:Die Art der Sternpunkterdung muss hier eingestelltwerden. Ist der Netz-Sternpunkt nichtwirksam geerdet, isoliert oder induktiv geerdet,wird die Distanzschutzreaktion auf einfacheErdschlüsse stabilisiert, um einen Betriebbei vorübergehenden Zündströmen zu verhindern.In diesem Beispiel gilt geerdet.78Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz230 Nennfrequenz:Setzen Sie die Nennfrequenz auf 50 Hz oder60 Hz.235 Phasenfolge:Die Phasenfolge des Stromversorgungsnetzesist normalerweise ein Rechtsdrehfeld, L1 L2L3. Verfügt das Stromversorgungsnetz überein Linksdrehfeld, kann dies hier eingestelltwerden. In diesem Beispiel ist die Phasenfolge(L1 L2 L3).236 Längeneinheit:Die Distanzmaßeinheit für den Fehlerorterund bestimmte Leitungsparameter kann kmoder Meilen lauten. In diesem Beispiel werdenkm verwendet.237 Format der Erdimpedanzanpassungsfaktoren:Der Distanzschutz beinhaltet eine Kompensationder Erdimpedanz, sodass die gleichenReichweiteneinstellungen für Phasen- undErdfehler gelten. Die Erdimpedanzanpassungsfaktorenkönnen entweder als RE/RLundXE/XL-Parameter (in der Vergangenheitschon von Siemens verwendetes Standardformat)oder als das Komplexverhältnis KOmittels einer Betrag- und Winkeleinstellungeingestellt werden. In diesem Beispiel wird dieEinstellung Anpassungsfaktoren RE/RL bzw.XE/XL verwendet.7.3 LeistungsschalterBild 7 Leistungsschalterparameter239 Eigenzeit des Leistungsschalters (SYN):Diese Einstellung ist nur relevant, falls eineSynchronisationsprüfung mit asynchroner Zuschaltungkonfiguriert ist. Beim asynchronenEinschalten wird durch die Synchronkontrolleder Moment für die Ausgabe des Einschaltbefehlsbestimmt, sodass sich die primären Leistungsschalterkontakteschließen, wenn die geschaltetenSpannungen in Phase sind. Zu diesemZweck muss die Eigenzeit, die nach derAnwendung des Einschaltbefehls auf die Einschaltspulebis zum Einschalten der Primärkontaktedes Leistungsschalters abläuft, hiereingestellt werden. Gemäß Tabelle 2 lautet dieerforderliche Einstellung 0,07 s.240AMindestdauer des Auskommandos:Der Auslösebefehl an den Leistungsschalter musseine Mindestdauer aufweisen, um einerseits sicherzustellen,dass der Leistungsschalter anspricht,und um andererseits eine vorzeitigeUnterbrechung des Stroms in der Auslösespulezu verhindern, was zu einer Beschädigung desAuslösekontakts führen kann, der nicht dafürLSP2593de.tif241Aausgelegt ist, solch einen großen Induktivstromzu unterbrechen. Wird ein Primärstromflussfestgestellt (gemessener Strom > I rest Parameter1130), wird der Auslösebefehl durch den Stromflussin Selbsthaltung gebracht und wird nurdann zurückgesetzt, nachdem der Stromfluss unterbrochenwurde (siehe Bild 8). Wird der Auslösebefehlgegeben und kein Stromfluss festgestellt,gilt die hier eingestellte Mindestdauer des Auslösebefehls.Sie muss länger eingestellt werden alsdieHöchstzeit,diedieHilfskontaktedesLeistungsschalterszum Ausschalten und zum Unterbrechendes Stroms in der Auslösespule nachdem Start des Auslösebefehls benötigen. DieRückstellbedingungen für den Auslösebefehlkönnen mit dem Parameter „1135 Auskommandoabsteuerungüber” eingestellt werden. GemäßTabelle 2 beträgt die Ansprechzeit des Leistungsschalters60 ms. Eine Sicherheitsmarge von 50 msist vernünftig, sodass eine Einstellung von0,11 s verwendet wird.Maximale Dauer des Einkommandos:Der Einschaltbefehl muss ebenfalls eine Mindestdaueraufweisen, um sicherzustellen, dassder Leistungsschalter ansprechen kann und dassdie Hilfskontakte den Stromfluss durch die Einschaltspuleunterbrechen können. Wird nacheinem Einschaltbefehl aufgrund eines Zuschaltensauf einen Fehler ein Auslösebefehl gegeben,wird der Einschaltbefehl sofort durch den neuenAuslösebefehl zurückgesetzt. Die Höchstdauerdes Einschaltbefehls muss mindestens solang eingestellt werden, wie die vom Hilfskontaktdes Leistungsschalters benötigte maximaleZeit, um den Einschaltspulenstrom nach Beginndes Einschaltbefehls zu unterbrechen. GemäßTabelle 2 beträgt die Ansprechzeit des Leistungsschalters70 ms. Eine Sicherheitsmargevon 50 ms ist vernünftig, sodass eine Einstellungvon 0,12 s verwendet wird.242 LS-Prüfung: Pausenzeit:Eines der Testmerkmale in DIGSI ist die automatischeWiedereinschaltung nach einemLeistungsschaltertest. Für diesen Test wird derLeistungsschalter unter normalen Lastbedingungenausgelöst und wieder eingeschaltet.Durch einen erfolgreichen Test wird bewiesen,dass die Auslöse- und Einschaltstromkreise sowieder Leistungsschalter voll funktionsfähigsind. Da durch den Test eine Unterbrechungdes Leistungsflusses verursacht wird (entwedereinphasig oder dreiphasig), muss die resultierendeUnterbrechungsdauer so kurz wie möglichsein. Während eine normale resultierendeUnterbrechungsdauer die Zeit umfassen muss,die ein Fehlerlichtbogen zum Löschen benötigt(normalerweise 0,5 s für eine dreipolige Auslösungund 1 s für eine einpolige Auslösung),braucht der Testzyklus nur so lang zu sein,dass sich der Leistungsschaltermechanismusaus- und einschalten kann. In diesem Falle isteine resultierende Unterbrechungsdauer von0,10 s normalerweise ausreichend.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 79

Leitungen im ÜbertragungsnetzBild 8 Auskommando-Selbsthaltung 8. Einstellung der Parametergruppe ADie in der Parametergruppe A zur Verfügung stehendenEinstellblöcke hängen von den Festlegungen ab,die während der Auswahl der Gerätekonfigurationgetroffen wurden (Kapitel 4). Wurde die Parametergruppenumschaltungaktiviert, stehen insgesamt4 Parametergruppen zur Verfügung.LSP2595de.tifLSP2594de.tifBild 9 In der Parametergruppe A für diese Anwendungzur Verfügung stehende EinstellblöckeBild 10 Netzdateneinstellung in Anlagendaten 2 9. Einstellungen für Anlagendaten 2Zusätzlich zu den Anlagendaten 1 werden hier weitereAnlagendaten eingestellt. Da sich diese Parameterin der Parametergruppe A befinden, können sie zwischenden Parametergruppen geändert werden, fallsdie Parametergruppenumschaltung aktiviert ist.9.1 Anlagendaten 21103 Betriebs-Nennspannung der Primär-Anlage:Zur Anzeige und Verarbeitung der gemessenenWerte ist es wichtig, den Skalenendwertauf der Primärseite einzustellen. Dieser mussnicht mit der Spannungswandler-Nennprimärspannungübereinstimmen. Entsprichtder Primärwert dieser Einstellung, beträgtder prozentual gemessene Wert 100 %. Andereprozentual gemessene Werte, die ebenfallsvon der Spannung abhängen, wie z.B. Leistung(P), verfügen ebenfalls über eine Skalenendanzeigeabhängig von dieser Einstellung.In Tabelle 2 ist der Nennwert der Netzspannungvorgegeben und wird hier entsprechendauf 400 kV gesetzt.80Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz1104 Betriebs-Nennstrom der Primär-Anlage:Zur Anzeige und Verarbeitung der gemessenenWerte ist es wichtig, den Skalenendwertauf der Primärseite einzustellen. Dieser mussnicht mit dem Stromwandler-Nennprimärstromübereinstimmen. Entspricht der Primärwertdieser Einstellung, beträgt derprozentual gemessene Wert 100 %. Andereprozentual gemessene Werte, die ebenfallsvom Strom abhängen, wie z.B. Leistung (P),verfügen ebenfalls über eine Skalenendanzeigeabhängig von dieser Einstellung. In Tabelle2 wird die Bemessungsscheinleistung der Leitungmit 600 MVA angegeben.Scheinleistung MVANennstrom =3 ⋅ NennspannungNennstrom=600= A3 ⋅ 400 866Der Betriebs-Nennstrom (100 %) wird daherauf 866 A gesetzt.1105 Winkel der Leitungsimpedanz:Der Leitungsimpedanzwinkel wird aus denDaten der Mitsystem-Leitungsimpedanz berechnet.In diesem Beispiel gilt:Z1 = 0,025 + j0,21⎛Leitungsimpedanzwinkel arctan X ⎞L= ⎜ ⎟⎝ R ⎠Leitungsimpedanzwinkel = 83°1211 Winkel der Distanzschutzcharakteristik:Dieser wird normalerweise so wie der Winkelder Leitungsimpedanz eingestellt. Auf dieseWeise ist die Widerstandsabdeckung für alleFehler entlang der Leitung gleich (Bild 11).Stellen Sie daher für diese Anwendung denNeigungswinkel der Distanzschutzcharakteristikgleich dem Imdedanzwinkel ein, der 83°beträgt.1107 Vorzeichen von P,Q Betriebsmesswerten:Die gemessenen Werte P und Q werden alspositiv bezeichnet, wenn Leistungsfluss in dasgeschützte Objekt stattfindet. Ist das entgegengesetzteVorzeichen erforderlich, mussdiese Einstellung so geändert werden, dassdas Vorzeichen von P und Q umgekehrt wird.In Tabelle 2 ist die Vorzeichenkonvention fürLeistungsflusszustände der exportierten Leistung(in die Leitung) als negativ bezeichnet.Die Einstellung muss daher hier auf invertiert(umgekehrt) gesetzt werden.LBild 11 Polygon und Leitungswinkel1110 Reaktanzbelag der Leitung x’:Die Leitungsreaktanz pro Längeneinheit (indiesem Beispiel pro km) ist für die Fehlerorterausgabein km (Meilen) und Prozent erforderlich.In Tabelle 2 ist sie als 0,21 Ω/kmprimär angegeben.Die Einstellung kann daher als Primärwert0,2100 /km verwendet werden, oder siekann in einen Sekundärwert umgewandeltwerden:10001)CT üx'sekundär= ⋅ x'1) primär= 1 ⋅02,1VT ü38001 ,x' sekundär= 0,0553Die Einstellung für die Sekundärimpedanzlautet 0,0553 /km.1111 Leitungslänge in Kilometern:Die Einstellung der Leitungslänge in km(Meilen) ist für die Fehlerorterausgabe erforderlich.Gemäß Tabelle 2 auf 80,0 km gesetzt.1116 Anpassungsfaktor RE/RL für die 1. Zone:Die Anpassung des Erdimpedanzverhältniswird angewendet, so dass der Distanzschutzdie Entfernung bis zum Fehler aller Fehlerartenauf der Grundlage der eingestellten Mitsystemreichweitemisst. Die Einstellung wirdals Einstellung RE/RL und XE/XL angewendet;hier RE/RL für Zone 1 mit den Daten fürLeitung 1 gemäß Tabelle 2.RREL1 ⎛R⎞0= ⋅⎜−⎝R⎠⎟ = 1⋅ ⎛ 013 ,⎜⎝− ⎞133 0025 ,1 ⎠⎟ = 14 ,1Verwenden Sie die Einstellung RE/RL für Z1gleich 1,40.1) ü = ÜbersetzungsverhältnisSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 81

Leitungen im Übertragungsnetz1117 Anpassungsfaktor XE/XL für die 1. Zone:Es gelten dieselben Überlegungen wie füroben stehenden Parameter 1116:XE1 ⎛ X ⎞0= ⋅⎜−XL⎝ X ⎠⎟ = 1⋅ ⎛ 081 ,⎜⎝− ⎞133 021 1 ⎠⎟ = 0 , 951,Verwenden Sie die Einstellung XE/XL für Z1gleich 0,95.1118 Anpassungsfaktor RE/RL für höhere Zonen:Da die Übergreifzonen sowohl die geschützteLeitung als auch die angrenzenden Stromkreiseabdecken, müssen bei der Anpassungdes Erdimpedanzverhältnis sowohl die Impedanzparameterder geschützten Leitung alsauch die der angrenzenden Leitungen berücksichtigtwerden. Die Reichweite der Zone2 muss mit dem Schutz am kürzesten, angrenzendenAbzweig (Leitung 3) koordiniertwerden, sodass die Reichweite der Zone 2verwendet wird, um diese Einstellung zu bestimmen.Die anderen Zonenreichweitenwerden in großem Maße von anderen Netzbedingungen,wie z.B. parallele Einspeisungenund Zwischeneinspeisungen beeinflusst:Ist die Reichweite der Zone 2 auf 80 % derGesamtimpedanz bis zur Reichweite derZone 1 in Leitung 3 (kürzeste angrenzendeLeitung) gesetzt, beträgt die gesamte Mitsystemimpedanzan der Reichweitengrenze derZone 2:X21= 08 , ⋅ ( XLtg1+ 08 , ⋅XLtg3)X2 = 08 , ⋅( 80⋅ 021 , + 08 , ⋅17, 5= 24,641( X2− XLtg1)R21= RLtg1+⋅RLtg3XLtg324, 64 − 80⋅0,21R2 1= 80⋅ 0,025 +⋅ 1, 5 = 2,67217,5Die entsprechende Nullimpedanz wirdfolgendermaßen berechnet:( X2− XLtg1)X20= X0Ltg1+⋅ X0Ltg3XLtg324, 64 −80⋅0,21X20= 80⋅ 081 , +⋅86,517,5X2 = 103,40( X2− XLtg1)R20= R0Ltg1+⋅R0Ltg3XLtg324, 64 −80⋅0,21R20= 80⋅ 013 , +⋅75,17,5R2 = 1376 ,0Bild 12 Profil der Mit- und Nullsystem LeitungsimpedanzDies ist graphisch für die X-Werte in Bild 12gezeigt. Eine ähnliche Zeichnung kann auchfür die R-Werte angefertigt werden. VerwendenSie stets die Einstellung für Zone 2 in derX-Richtung als Referenz. Jetzt gelten die abgeleitetenWerte X2 1 ,R2 1 ,X2 0 und R2 0 fürdie folgende Gleichung:RE1 ⎛R⎞0= ⋅⎜−RL⎝R⎠⎟ = 1⋅ ⎛ 13,76⎜⎝− ⎞11⎟ = 138 ,33 2 672 ⎠1,Verwenden Sie die Einstellung RE/RL fürhöhere Zonen gleich 1,38.1119 Anpassungsfaktor XE/XL für höhere Zonen:Hierbei handelt es sich um die XE/XL-Einstellung,die der RE/RL-Einstellung unterobenstehender Nummer 1118 entspricht. Dahergelten die abgeleiteten Werte X2 1 ,R2 1 ,X2 0 und R2 0 für die folgende Gleichung:XE1 ⎛ X ⎞0= ⋅⎜−XL⎝ X ⎠⎟ = 1⋅ ⎛103,4⎜⎝− ⎞133 24 64 1 ⎠⎟ = 107 ,1,Verwenden Sie die Einstellung XE/XL fürhöhere Zonen gleich 1,0782Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz9.2 Leitungsstatus1130A I-Rest Erkennung abgeschaltete Leitung:Für eine Reihe von Funktionen im Relais ist derSchaltzustand des Leistungsschalters eine wichtigelogische Eingabeinformation. Diese kannüber die Hilfskontakte oder durch Messen desStromflusses im Stromkreis abgeleitet werden.Mit diesem Parameter wird der Stromschwellenwertgesetzt, um die Polausschaltbedingungdes Leistungsschalters zu bestimmen. Liegt dervom Relais gemessene Phasenstrom unter diesemSchwellenwert, ist diese Bedingung für diePolausschalterkennung wahr.Die Einstellung muss so empfindlich wiemöglich gewählt werden (gleich oder geringerals der kleinste Stromansprechschwellenwerteiner Schutzfunktion). Während einer wahrenPolausschaltbedingung induzierte Streuströmedürfen kein falsches Ansprechenverursachen.In diesem Beispiel müssen keine speziellen Bedingungenberücksichtigt werden, daher wirddie Voreinstellung von 0,10 A beibehalten.1131A U-Rest Erkennung abgeschaltete Leitung:Wie bereits für den oben stehenden ParameterI-Rest (1130A) beschrieben wurde, wird durchdie Einstellung der U-Rest Spannung der Schwellenwertbestimmt, unter dem die Spannungsbedingungfür die Polausschaltung wahr ist.Da hier eine einpolige Auslösung verwendetwird und sich die Spannungswandler auf derLeitungsseite des Leistungsschalters befinden,muss die Einstellung groß genug sein, um sicherzustellen,dass die bei der Ausschaltphaseinduzierte Spannung unter dieser Einstellungliegt. Verwenden Sie eine Einstellung, die ummindestens 20 % unter der Mindestbetriebs-Leiter-Erde-Spannung liegt.In diesem Beispiel beträgt die Mindestbetriebsspannung85 % der Nennspannung:Einstellung< 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ 400 kV/380 kV ⋅ 100/ 3

Leitungen im Übertragungsnetz1135 Auskommandoabsteuerung über:Die Dauer des Auslösebefehls muss stets ausreichen,damit die Leistungsschalter-Hilfskontakteden durch die Auslösespule fließendenStrom unterbrechen können. Die zuverlässigsteMethode, um den Auslösebefehl in Selbsthaltungzu bringen, ist die Erkennung desStromflusses im Primärstromkreis durch denLeistungsschalter. Der Hilfskontakt-Statuskann als zusätzliche Bedingung verwendetwerden. Dies ist hilfreich, wenn Auslösebefehlein Abwesenheit eines primären Stromflussesgegeben werden, z.B. während der Prüfungoder durch Schutzfunktionen, die nicht aufden Stromfluss ansprechen, wie z.B. Spannungs-oder Frequenzschutz. In diesem Beispielsind die Hilfskontakte nicht in der Matrixzugewiesen, sodass der Auslösebefehl mitUnterschreitung I-Rest zurückgestellt wird.1140A Imin – Aktivierung Sättigungsdetektor:Die Stromwandlersättigung wird normalerweisedurch Überwachung des Oberschwingungsanteilsim gemessenen Strom erkannt.Dies ist bei einem Ansprechen des Schutzesunter 1 Zyklus nicht möglich, da mindestensein Zyklus eines aufgezeichneten Fehlerstromserforderlich ist, um den Oberschwingungsanteilzu bestimmen. Unter 1 Zykluswird daher Stromwandlersättigung erkannt,wenn der gemessene Strom diesen Schwellenwertüberschreitet. Die folgende Berechnungstellt eine Annäherung dieses Stromschwellenwertsdar:n'Sättigungsdetektor - Schwelle = ⋅ IN5mit:n n P P N+i' = ⋅ = Nenn - ÜberstromfaktorP'+ PiP’ = die tatsächliche, an den Sekundärstromwandlerangeschlossene Bürde bestehendaus Relaisbürde + Anschlusskabelbürde imSekundärkreis des StromwandlersIn diesem Beispiel ist nur das Relais 7SA6 anden Stromwandler angeschlossen, sodass dieRelaisbürde 0,05 VA pro Phase beträgt. Aufgrunddes Holmgreen-Anschlusses beträgtdie Maximalbürde für Erdströme 2 x 0,05 VA= 0,1 VA.Die Anschlusskabelbürde im Sekundärstromkreiswird wie folgt berechnet:lKabel CURKabel= 2 ⋅ ⋅ρaKabell Kabel =50mρ CU = 0,0179 Ωmm 2 /ma Kabel = 2,5 mm 2daher gilt:RRKabelKabel2= ⋅ 50 ⋅ 0,017925 ,= 072 ,bei 1 A sekundärer Nennstrom, dies beziehtsich auf:P'=R Kabel ⋅ I 2 NCT +P SchutzP' = 0,72 ⋅ 1 2 + 0,1P' = 0,82 VAGemäß Tabelle 2 ergeben sich Stromwandlerdatenvon 5P20 20 VA, daher gilt:20 + 3n' = 20⋅082 , + 3 = 120mit diesem Wert kann anschließend die Einstellungberechnet werden:120Sättigungsdetektor - Schwelle = ⋅ A = 24 A5 1Die in diesem Fall verwendete Einstellunglautet daher 24,0 A.1150A Wirkzeit für das Hand-Ein-Signal:Diese Einstellung ist nur anwendbar, wennder Binäreingang für manuelles Einschaltenin der Matrix zugewiesen wurde (siehe obenstehende Einstellung 1134). Die hier angewendeteZeit muss für eine Eigenzeit des Leistungsschalterssowie für jegliche zusätzlichenVerzögerungen wie z.B. Synchronisationsprüfungausreichen, die zwischen dem Startdes Binäreingangs und der Einschaltung derprimären Leistungsschalterkontakte auftreten.In diesem Beispiel ist der Binäreingangfür Hand-Ein nicht zugewiesen, sodass dieseEinstellung keine Konsequenzen hat und daherauf dem Voreinstellwert von 0,30 s belassenwird.1151 Einkommando bei Hand-Ein:Ist der Binäreingang für manuelles Einschaltenzugewiesen, kann er verwendet werden,um einen Einschaltbefehl an den Leistungsschalterim Relais zu erzeugen. Alternativdazu kann der Eingang nur dazu verwendetwerden, das Relais darüber zu informieren,dass ein manueller Einschaltbefehl extern anden Leistungsschalter gegeben wurde. Mussdas Relais einen Einschaltbefehl nach demAnwurf erzeugen, kann dies mit oder ohneSynchronkontrolle erfolgen, falls die interneFunktion der Synchronkontrolle zur Verfügungsteht. In diesem Beispiel ist der Binäreingangfür Hand-Ein nicht zugewiesen,sodass diese Einstellung auf Nein gesetzt werdenmuss.84Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz1152 Hand EIN-Impulse nach Steuerung:Werden die internen Steuerfunktionen verwendet,entweder über die Fronttastatur oderSystemschnittstelle, kann der ausgegebeneSteuer-Einschaltbefehl an den Leistungsschalterverwendet werden, um die Schutzfunktionenauf die gleiche Weise zu aktivieren, wiedies durch den Binäreingang für Hand-Eingeschehen würde. Die bereitgestellten Einstelloptionenbestehen aus allen konfiguriertenSteuerungen im Gerät.In diesem Beispiel werden die internenSteuerfunktionen nicht verwendet, daherwird diese Einstellung auf der Voreinstellungbelassen: 9.3 1-/3-polige AuslösungDa in diesem Beispiel die 1- und 3-polige Auslösungverwendet wird, müssen die folgenden Einstellungenverwendet werden:Bild 14 Einstellungen für 1-/3-polige Auslösungin Anlagendaten 21155 Dreipolige Kopplung (bei 1-poligem Aus):Wird die einpolige Auslösung verwendet,muss das Relais die fehlerhafte Phase auswählenund selektiv einpolig auslösen. Bei zweigleichzeitig auftretenden Fehlern, z.B. Fehlerzwischen zwei Leitungen bei einer Doppelleitung,erkennt das Relais zwei fehlerhafte Phasen,von denen sich jedoch nur einer derbeiden innerhalb der Auslösezone befindet.Um unter diesen Bedingungen eine einpoligeAuslösung sicherzustellen, muss die dreipoligeKopplung auf Mit Auskommando gesetztwerden.1156A Auslöseverhalten bei zweipoligen Fehlern:Zweipolige Fehler ohne Erde können durcheine einpolige Auslösung behoben werden.Bei Freileitungen, bei denen diese Fehler häufigauftreten, z.B. Leiterberührung aufgrundvon Leitertanzen durch Eis- und Windverhältnisse,kann durch die einpolige Auslösungbei zweipoligen Fehlern die Verfügbarkeitder Leitung verbessert werden. Die Einstellungenan beiden Leitungsenden müssengleich sein. Wird eine einpolige Auslösunggewählt, wird anschließend entweder die voreilendeoder die nacheilende Phase an beidenLeitungsenden ausgelöst.In diesem Beispiel lautet die Einstellung für dieAuslösung bei zweipoligen Fehlern 3-polig.LSP2597de.tif 10. Distanzschutz, allgemeine Einstellungen –Parametergruppe A10.1 AllgemeinesBild 15 Allgemeine Einstellungen für den Distanzschutz1201 Distanzschutz:Muss der Distanzschutz in dieser Parametergruppeausgeschaltet werden, so kann dies mitdieser Einstellung geschehen.In diesem Beispiel wird nur eine Parametergruppeverwendet und die Distanzschutzfunktionist erforderlich, sodass diese Einstellungauf der Voreinstellung Ein belassen wird.1202 Mindestphasenstrom I ph >:Obwohl der Distanzschutz auf die Impedanzder fehlerhaften Schleife anspricht, muss einunterer Grenzwert für den Stromfluss eingestelltwerden, bevor der Distanzschutz anspricht.Kann durch die Netzverhältnissenicht sichergestellt werden, dass dieser Mindeststromwährend aller Kurzschlussfehlerfließt, sind möglicherweise spezielle Maßnahmenfür schwache Einspeisung erforderlich(siehe Kapitel 14). Üblicherweise wird hiereine sehr empfindliche Einstellung verwendet,sodass die Reservefunktion des Distanzschutzesbei Fernfehlern in anderen Abzweigenwirksam ist. Daher wird normalerweisedie Voreinstellung von 10 % verwendet. Beidieser Anwendung sind keine speziellen Bedingungenvorhanden, daher wird die Voreinstellungvon 0,10 A verwendet.1211 Winkel der Distanzschutzcharakteristik:Diese Einstellung wurde bereits in Kapitel 9.1„Netzdaten“ erörtert, wo sie im Zusammenhangmit dem Leitungsimpedanzwinkel beschriebenwurde. Sie ist auf 83° gesetzt.1208 Leitung mit kapazitiver Serienkompensation:Bei Abzweigen in der Nähe von Serienkompensationsind spezielle Maßnahmen für dieRichtungsmessung erforderlich.Bei dieser Anwendung gibt es keine Serienkompensationan den geschützten oder angrenzendenAbzweigen, sodass die verwendeteEinstellung Nein lautet.LSP2598de.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 85

Leitungen im ÜbertragungsnetzEinstellungUnwirksamAnregungZone Z1B1232 Unverzögerter Messbereich bei Zuschaltung:Wird der geschützte Abzweig ausgeschaltet,kann ein dauerhafter Fehler (z.B. Arbeitserdeoder gebrochener Leiter an Erde) vorhandensein. Nach Einschalten des Abzweigs müssensolche Fehler so schnell wie möglich behobenwerden. Es ist üblich, übergreifende Stufenfür schnelle Auslösung bei „Zuschalten auf einenFehler” zu aktivieren. Beim Distanzschutzgibt es eine Reihe von Alternativen:Zone Z1B ungerichtetDistanzschutz bei ZuschaltungKeine speziellen MaßnahmenAlle Distanzzonen für unverzögerteAuslösung freigegebenDie Zone Z1B wird zur unverzögertenAuslösung freigegeben undspricht mit ihrer eingestellten Richtungan, falls eine Polarisationsspannungverfügbar ist.Die Zone Z1B wird zur unverzögertenAuslösung freigegeben undspricht als eine nicht gerichteteZone an.Tabelle 5 Einstellalternativen für Distanzschutzaktivierungbei ZuschaltungEs wird empfohlen, den Distanzschutz bei derZuschaltung zu verwenden. In vielen Fällenwürde die Einstellung „Anregung“ zu einerReichweite führen, die aufgrund von Schwerlastanspricht, wenn z.B. große Maschinenoder Transformatoren an die Abzweige angeschlossensind, sodass der Einschaltstromstoßdas Doppelte des Volllaststroms beträgt. Indiesen Fällen kann die Zone Z1b verwendetwerden, da ihre Reichweite normalerweisenur zwischen 120 % und 200 % des geschütztenAbzweigs liegt.Von besonderem Interesse ist die Anwendungder ungerichteten Zone Z1b. Kann dielokale Sammelschiene vom fernen Ende überden geschützten Abzweig mit Strom versorgtwerden, können Zuschaltbedingungen beiSammelschienenfehlern durch Anwendungdieser Einstellung bereitgestellt werden. BeachtenSie, dass die Erkennung der Zuschaltungin diesem Fall nicht mit der Spannungsbedingungverknüpft sein darf, da durch dieSpannung an der stromführenden Leitungvor der Zuschaltung der Sammelschiene dieZuschalterkennung verhindert sein würde.In diesem Beispiel wird die lokale Sammelschienenicht über den Abzweig zugeschaltet,sodass die Einstellung mit Zone Z1B angewendetwird.1241 Grenze RL des Lastkegels für LE-Schleifen:Mit den Einstellungen 1241 bis 1244 wird derLastkegel für die Charakteristik des Distanzrelaisfestgelegt. In der Impedanzebene mussder Lastbereich bei den Distanzzoneneinstellungenausgeschlossen werden, sodass einAnsprechen nur unter Fehlerbedingungenmöglich ist. Zu diesem Zweck müssen diekleinste Lastimpedanz und der größte Lastimpedanzwinkelbestimmt werden (siehe Bild16).Der Lastkegel wird für Phase-Erde-Schleifen(Parameter 1241 und 1242) sowie für Phase-Phase-Schleifen (Parameter 1243 und 1244)separat eingestellt. Normalerweise verursachenLastbedingungen keine Erdanregung, da keinNullstrom in der Last vorhanden ist. Bei einereinpoligen Auslösung von angrenzendenStromkreisen können gleichzeitig eine Erdanregungsowie ein erhöhter Laststromfluss vorhandensein. Bei diesen möglichen Fällen mussder Lastkegel ebenfalls für die Erdcharakteristikeingestellt werden.RLmin=U3 ⋅ INminLmaxGemäß Tabelle 1 beträgt die Mindestbetriebsspannung85 % der Nennnetzspannung undder maximale Laststrom 250 % der Volllast-Scheinleistung.U Nmin= 0,85⋅ 400 kV = 340 kVI L max,MVA= 25⋅600 = 2170 A3 ⋅ 400 kVDurch Ersetzen dieser Werte in der oben aufgeführtenGleichung ergibt sich:340 kVR Lmin= = 90, 5 Ω3 ⋅2170Um diesen Wert in einen Sekundärwert umzuwandeln,multiplizieren Sie ihn mit demFaktor 0,2632 (Tabelle 2), um die Einstellung23,8 zu erhalten. Da die ungünstigsten Bedingungenangenommen werden, ist ein Sicherheitsfaktornicht erforderlich. Sind dieParameter für die Berechnung weniger moderat,kann ein Sicherheitsfaktor, z.B. 10 bis20 %, in die Berechnungen eingeschlossenwerden.1242 Öffnungswinkel des Lastkegels für LE-Schleifen:Um den größten Winkel zu bestimmen, dendie Lastimpedanz annehmen kann, muss dergrößte Winkel zwischen Betriebsspannungund Laststrom bestimmt werden. Da derLaststrom idealerweise phasengleich mit derSpannung ist, wird der Unterschied mit demLeistungsfaktor cos ϕ angegeben. Der größteWinkel der Lastimpedanz wird daher durchden ungünstigsten, kleinsten Leistungsfaktorangegeben. Gemäß Tabelle 2 beträgt der ungünstigsteLeistungsfaktor unter Volllastbedingungen0,9:ϕ L max= arc cos( Leistungsfaktor min)= arc cos( 09 , ) = 26°ϕ Lmax86Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im ÜbertragungsnetzDer Leistungsfaktor unter Volllastbedingungenmuss für diese Berechnung verwendetwerden, da unter leichten Lastbedingungender Blindleistungsfluss dominieren kann. DieLastimpedanz liegt unter diesen Bedingungenjedoch nicht nahe an der eingestellten Impedanzreichweite.In diesem Falle lautet dieEinstellung für den Lastwinkel, maximalerLastwinkel (Phase-Erde) 26°.1243 Grenze RL des Lastkegels für LL-Schleifen):In diesem Beispiel wird kein Unterschied zwischender Maximallast während des Phase-Erde-Anregens (einpoliges Ausschalten desbenachbarten Abzweigs) und der Phase-Phase-Anregunggemacht, wenn z.B. der paralleleAbzweig dreipolig ausgelöst hat. Daher wirdhier die gleiche Einstellung wie für 1241 verwendet,d.h. 23,8 .1244 Öffnungswinkel des Lastkegels für LL-Schleifen:Auch hier wird die gleiche Einstellung wie fürPhase-Erde-Schleifen angewendet, d.h. 26°.Bild 16 Lastkegel1317A Einpoliges AUS bei Fehler in Z2:Bei besonderen Anwendungen kann die einpoligeAuslösung durch Zone 2 angewendetwerden. Die verzögerten Schutzstufen werdenjedoch normalerweise mit dreipoligerAuslösung verwendet.In diesem Beispiel ist eine dreipolige Auslösungin Zone 2 erwünscht, sodass die VoreinstellungNein nicht verändert wird.1357 Freigabe Zone Z1B für 1. WE-Zyklus:In diesem Beispiel wird ein Signalvergleichverwendet. Die gesteuerte Freigabe der ZoneZ1B unterliegt daher den Signalen vom Gegenende.Bei einer Anwendung, bei der keinSignalverfahren verwendet wird, oder bei einemKommunikationsausfall des Signalverfahrenskann die Zone Z1B auch durch dieAWE gesteuert werden. Hiermit wird einschnelles Auslösen bei allen Fehlern am Abzweigerreicht, obwohl es auch zu einigennicht selektiven Auslösungen kommen kann.Dies wird in diesem Schema toleriert, da aufalle schnelle Auslösungen eine automatischeWiedereinschaltung folgt.In diesem Beispiel wird Z1B nur durch dasSignalverfahren gesteuert, daher wird die EinstellungNein verwendet.10.2 ErdschlüsseBild 17 Erdanregungseinstellungen für den Distanzschutz1203 Erdfehlererkennung 3I 0 :Die fehlerhafte Schleife muss durch den Distanzschutzidentifiziert werden, um ein korrektesAnsprechen sicherzustellen. Ist einErdkurzschluss vorhanden, wird dieser durchdie Erdanregung erkannt. Nur in diesem Fallwerden die drei Erdschleifenmessungen gemäßder weiteren Auswahlkriterien ausgewertet.Das Erdstromansprechen ist derwichtigste Parameter für die Erdanregung.Der Schwellenwert hierfür muss kleiner eingestelltwerden als der kleinste bei Erdkurzschlüssenam geschützten Abzweig erwarteteErdstrom. Da der Distanzschutz ebenfalls soeingestellt ist, dass er als Reserveschutz bei externenFernfehlern anspricht, wird diese Einstellungwesentlich empfindlicher eingestellt,als dies bei internen Fehlern der Fall ist.Unter Kapitel 3 wurde der minimale einphasigeFehlerstrom für interne Fehler, bei denender Fehlerwiderstand vernachlässig wird, mit1380 A berechnet. Um einen Fehlerwiderstandund eine Reichweite in angrenzendeAbzweige als Reserve zu ermöglichen, mussdie hier verwendete Einstellung wesentlichgeringer sein als dieser berechnete Wert. Indiesem Beispiel wird der Voreinstellwert von0,10 A sekundär (100 A primär) beibehalten.LSP2599de.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 87

Leitungen im Übertragungsnetz1204 Erdfehlererkennung 3U 0 >:Ein weiteres Kriterium für die Erdkurzschlusserfassungist die Nullspannung. Beieinem geerdeten Netz ist während Erdkurzschlüssenstets Nullspannung vorhanden undnimmt mit zunehmender Entfernung zwischendem Messpunkt und der Fehlerstelleab. Diese Schwellenwerteinstellung wird daherauch für die Erdkurzschlusserfassung verwendet,wie im Logikdiagram, Bild 18, gezeigt.Ist die Null-Vorimpedanz groß, kanndie Nullstromkomponente im Fehlerstromgering werden. In diesem Falle wird die Nullspannungtrotzdem relativ groß sein, undzwar aufgrund des geringen Nullstromflusses,der durch die große Null-Vorimpedanzfließt. Für eine sichere Erdkurzschlusserfassungwird die Voreinstellung von 5Vbeibehalten.Werden durch eine Netzunsymmetriewährend störungsfreiem Betrieb größereNullspannungen verursacht, muss diese Einstellungerhöht werden, um eine Erdanregungunter diesen Umständen zu vermeiden.1209A Kriterien für Erdfehlererkennung:Für die oben stehenden Einstellungen 1203und 1204 sowie in Bild 18 wurden die Methodesowie die Logik der Erdfehlererkennungerläutert. Mit dieser Einstellung verfügt derAnwender über die Mittel, die Erdfehlererkennungslogikzu beeinflussen. Bei geerdetenNetzen wird empfohlen, die sehr zuverlässigeODER-Kombination von Nullstrom undNullspannung für die Erdfehlererkennung zuverwenden. Wie zuvor erwähnt, ergänzen sichdiese beiden Kriterien gegenseitig, sodass beieiner schwachen Einspeisung ein geringerNullstrom oft mit einer großen Nullspannungzusammenhängt, was umgekehrt füreine starke Einspeisung gilt. Die UND-Einstellungist nur für außergewöhnliche Bedingungengedacht, wenn z.B. die Nullspannungoder der Nullstrom selbst kein zuverlässigerIndikator für Erdfehler ist.In diesem Beispiel wird die VoreinstellungODER aus den oben aufgeführten Gründenbeibehalten.Bild 18 Erdanregungslogik1207A 3I 0 >> Anregestabilisierung (3I 0 >>/I ph max):Bei großen Phasenströmen können die Netzunsymmetrie(z.B. unverdrillte Leitungen)sowie Stromwandlerfehler (z.B. Sättigung)einen Nullstromfluss am Relais verursachen,obwohl kein Erdschluss vorhanden ist. Umunter diesen Bedingungen eine Erdanregungzu vermeiden, wird der Nullstromansprechwertmit diesem Faktor stabilisiert. Werdenkeine extreme Netzunsymmetrie oder außergewöhnlichgroße Stromwandlerfehler erwartet,kann die Voreinstellung von 10 %, d.h.0,10 beibehalten werden, wie dies in diesemBeispiel der Fall ist.Bild 19 Stabilisierter Schwellenwert für das Nullansprechen88Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz1221A Schleifenauswahl bei Ph-Ph-E-Anregung:Ist ein gewisser Fehlerwiderstand (Lichtbogenspannung)vorhanden, werden die gemessenenFehlerschleifenimpedanzen durch diesen zusätzlichenSpannungsabfall in der Kurzschlussschleifebeeinflusst. Bei zweiphasigen Erdkurzschlüssenist dieser Einfluss besonders stark, da der Stromim Fehlerwiderstand aus drei verschiedenenKurzschlussschleifen stammt. Eine theoretischeAnalyse sowie Simulationen zeigen die folgendeVerteilung der gemessenen Schleifenimpedanzenbei zweiphasigen Erdkurzschlüssen: Der Einflussder Last (Ferneinspeisung und Lastwinkel) kanndie Drehung der gemessenen Fehlerwiderständeerhöhen oder verringern. Die voreilende PhaseErdschleife wird jedoch stets dazu neigen, einÜbergreifen zu produzieren. Aus diesem Grundewird die Voreinstellung Blockierung der voreilendenPhase in diesem Beispiel verwendet. Handeltes sich bei der Anwendung um eine Doppelleitung,bei der es zu gleichzeitigen ErdkurzschlüssenanbeidenLeitungenkommenkann,muss die Einstellung nur Phase-Erde-Schleifenoder alle beteiligten Schleifen verwendet werden,um eine Blockierung der internen Fehlerschleifedurch diese Einstellung zu vermeiden. In diesemFalle muss jedoch eine zusätzliche Staffelungsmargefür Zone 1 verwendet werden, um einÜbergreifen während eines externen zweiphasigenErdkurzschusses zu vermeiden.10.3 Staffelzeiten1210 Start der Zonenzeiten:Bei internen Fehlern regen alle verzögerten Zonen(vorwärts und ungerichtet) an, es sei denn, essind ein beträchtlicher Fehlerwiderstand sowieeine starke Ferneinspeisung vorhanden. Obwohles sich beim Fehler in Bild 22 um einen internenFehler handelt, wird er aufgrund des Fehlerwiderstandsund der starken Ferneinspeisung nurin der Zone Z4 gemessen. Werden alle Zonenzeitenmit der Distanzanregung gestartet, wird derFehler durch das Relais mit der eingestelltenZone 2 Zeit nach dem Anregen behoben, da sichdie gemessene Impedanz in die Zone 2 verschiebt,sobald die starke Ferneinspeisung denLeistungsschalter auf der rechten Seite auslöst.Aus dem Zeitdiagramm in Bild 23 ist der Einflussdieser Einstellung zu ersehen. Werden die Zonenzeitenmit Distanzanregung gestartet, erfolgtdas Auslösesignal nach Fehlereintritt (Distanzanregung)mit der Zone 2 (250 ms) Verzögerung,obwohl die Zone 2 nur etwas später anspricht,nachdem das ferne Ende den Leistungsschalterauf der rechten Seite ausgeschaltet hat. Die Auslöseverzögerungist daher so, als ob der Fehler innerhalbder Zone 2 entstanden wäre. Für externeFehler (Reservefunktion) wird ein ähnliches Verhaltenmit den höheren Zonen erreicht. DieseFunktionsweise wird in diesem Beispiel verwendet,sodass die Einstellung mit Distanzschutz General-Anregungverwendet wird.Bild 20 Impedanzverteilung bei zweiphasigen Erdkurzschlüssen mit FehlerwiderstandBild 21 Staffelzeiteinstellung für die DistanzzonenBild 22 Einfluss des Fehlerwiderstands und der Ferneinspeisung auf die gemesseneImpedanzLSP2600de.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 89

Leitungen im Übertragungsnetz1306 Verzögerungszeit T1-mehrpol:Auch hier wird die Zone 1 normalerweise alsschnell auslösende (unverzögerte) Unterreichweitenzonebetrieben. Für die schnellsteAuslösung werden alle Zeiten der Zone 1 auf0,00 s gesetzt. Siehe ebenfalls die oben stehendeEinstellung 1305.Bild 23 Zeitdiagramm für Fehler in Bild 22Bild 24 Zeittafel zur Bestimmung der StaffelzeitIst eine Koordinierung mit einem anderenDistanz- oder Überstromschutz erforderlich,kann die Einstellung mit Zonen-Anregungverwendet werden. In dem in Bild 22 und 23beschriebenen Szenario führt dies jedoch zueiner zusätzlichen Verzögerung (∆t in Bild23). Während externer Fehler mit Reserveschutzbetriebkann diese Verzögerung sehrlang werden, oftmals eine volle Zeitstaffelstufe,sodass Reichweiten- und Zeitstaffelungkonservativer angewendet werden müssen.1305 Verzögerungszeit T1-1pol:Die Zone 1 wird normalerweise als schnellauslösende (unverzögert) Unterreichweitenzonebetrieben. Für die schnellste Auslösungwerden alle Zeiten der Zone 1 auf 0,00 s gesetzt.Bei speziellen Anwendungen kann dieAuslösezeit bei einphasigen Fehlern hier soeingestellt werden, dass sie sich von der fürmehrphasige Fehler unterscheidet, die mitunten stehendem Parameter 1306 eingestelltwird.1315 Verzögerungszeit T2-1pol:Für die Zone 2 und höhere Zonen muss dieStaffelzeit berechnet werden. Durch dieseZeit muss sichergestellt werden, dass die zeitgestaffelteAuslösung selektiv bleibt.In Bild 24 werden die Parameter gezeigt, diefür die Zeitstaffelungsmarge berücksichtigtwerden müssen. Die eingegebenen Werte geltenfür dieses Beispiel und entsprechen denBedingungen im ungünstigsten Fall. Die erforderlicheZeitstaffelungsmarge beträgt daher250 ms. Die Zone 2 ist an den Fernabzweigenmit der Zone 1 gestaffelt, sodass eineinzelner Zeitstaffelschritt erforderlich ist(siehe Tabelle 1). Setzen Sie diese Zeit für einphasigeFehler auf 0,25 s Bei speziellen Anwendungenkann die Auslösezeit bei einphasigenFehlern hier so eingestellt werden, dasssie sich von der für mehrphasige Fehler unterscheidet,die mit unten stehendem Parameter1316 eingestellt wird.1316 Verzögerungszeit T2-mehrpol:Da die Zone 2 in diesem Beispiel nur dreipoligauslösen wird und einphasige Fehler nichtbesonders berücksichtigt werden, wird dieseZeit so wie in oben stehendem Parameter1315 gesetzt, d.h. auf 0,25 s.1325 Verzögerungszeit T3:Gemäß Tabelle 1 handelt es sich bei der erforderlichenVerzögerung für diese Stufe umzwei Zeitschritte = 0,50 s.1335 Verzögerungszeit T4:Gemäß Tabelle 1 ist diese Stufe nicht erforderlich,sodass die Verzögerung auf Unendlich,s gesetzt werden kann.1345 Verzögerungszeit T5:Gemäß Tabelle 1 handelt es sich bei der erforderlichenVerzögerung für diese Stufe umdrei Zeitschritte = 0,75 s.1355 Verzögerungszeit T1B-1pol:Die Zone Z1B wird für den Fernschutz in einemSignalvergleichverfahren verwendet. Beidieser Anwendung ist keine Verzögerung erforderlich,sodass die Einstellung hier 0,00 slautet. Bei speziellen Anwendungen kann dieAuslösezeit bei einphasigen Fehlern hier soeingestellt werden, dass sie sich von der fürmehrphasige Fehler unterscheidet, die mitunten stehendem Parameter 1365 eingestelltwird.90Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz1365 Verzögerungszeit T1B-mehrpol):Wie oben aufgeführt, wird die Zone Z1B fürden Signalvergleich verwendet. Bei dieser Anwendungist keine Verzögerung erforderlich,sodass die Einstellung hier 0,00 s lautet. 11. Distanzzonen (Polygon) – Parametergruppe A11.1 Zone Z11301 Betriebsart der Zone Z1:Bei polygonen Distanzschutzzonen kann derAnwender den Betriebsmodus für jede Zonewählen: entweder „vorwärts“, „rückwärts“,„ungerichtet“ oder „unwirksam“. Ist die Zone„unwirksam“, erzeugt sie weder Ansprechsignalenoch eine Auslösung. Die anderen Optionensind in nebenstehendem Diagrammzu sehen, in dem Z1, Z1B, Z2 und Z4 auf vorwärtsgerichtet gesetzt sind. Z3 ist auf rückwärtsgerichtet und Z5 auf nicht gerichtetgesetzt. In diesem Beispiel muss Zone 1 aufvorwärts gesetzt werden.1302 Resistanz R(Z1):Da der Distanzschutz mit polygonalen Auslösekennlinienangewendet wird, werden dieZonengrenzen als Widerstands- (R) und Reaktanz-Einstellungen(X) eingegeben. Fürgemessene Phase-Phase-Schleifen und gemessenePhase-Erde-Schleifen ist eine separateEinstellung für die Widerstandsreichweite(R) vorhanden. Diese Einstellung gilt fürPhase-Phase-Schleifen. Mit Einstellung „1211Winkel der Distanzschutzcharakteristik“ wirddie polygone R-Reichweite so geneigt, dass sieparallel zur Leitungsimpedanz verläuft (sieheBild 11). Die Widerstandseinstellungen dereinzelnen Zonen müssen daher nur den Fehlerwiderstandan der Fehlerstelle abdecken.Für die Einstellung der Zone 1 werden Lichtbogenfehlerberücksichtigt. Zu diesem Zweckwird der Lichtbogenwiderstand mit der folgendenGleichung berechnet:ULBRLB=IFDie Lichtbogenspannung (U LB ) wird unterVerwendung der folgenden Faustregel berechnet,die eine sehr konservative Schätzung(der geschätzte Wert R LB ist größer als dertatsächliche Wert) darstellt:ULB= 2500 V ⋅lLBwobei l LB die Länge desLichtbogens ist.Die Länge des Lichtbogens ist größer als derAbstand zwischen den Leitern (Phase-Phase),da der Lichtbogen aufgrund der thermischenund magnetischen Kräfte in eine Kurve gezerrtwird. Zu Zwecken einer Schätzung wirdangenommen, dass I LB das Zweifache des Leiterabstandsbeträgt.Bild 25 Distanzzoneneinstellungen (Zone 1)Bild 26 Diagramm der polygonen ZoneUm den größten Wert von R LB zu erhalten,der für die Einstellung erforderlich ist, mussder kleinste Wert des Fehlerstroms verwendetwerden (berechnet in Kapitel 3):2500 V⋅2 ⋅5mR LB== 12, 7 Ω1967 ADurch Hinzufügen einer Sicherheitsmargevon 20 % und Umwandlung in eine sekundäreImpedanz (Faktor aus Tabelle 2) wird diefolgende Mindesteinstellung berechnet (geteiltdurch 2, da R LB in der Schleifenmessungerscheint, während die Einstellung als Phasenimpedanzoder Mitimpedanz erfolgt):12 , ⋅12, 7 ⋅0,2632RZ ( 1)== 201 , Ω( sek)2Dieser berechnete Wert entspricht der kleinstenEinstellung, die erforderlich ist, um diegewünschte Lichtbogenwiderstandsabdeckungzu erzielen. Abhängig von der untenberechneten Reichweite X(Z1) kann dieseEinstellung erhöht werden, um die gewünschtePolygonsymmetrie für Zone 1 zu erzielen.LSP2601de.tifLB = LichtbogenSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 91

Leitungen im ÜbertragungsnetzWenn wir uns daher das Ergebnis der untenstehenden Einstellung für „1303 ReaktanzX(Z1)“ ansehen, sehen wir, dass 3,537 Ohmverwendet werden. Bei einem Freileitungsschutzkann die folgende Faustregel für dieEinstellung R(Z1) verwendet werden:0,8 ⋅ X(Z1) < R(Z1) < 2,5 ⋅ X(Z1)In diesem Beispiel gilt die untere Grenze,daher lautet die Einstellung für R(Z1):R(Z1) = 0,8 ⋅ 3,537 = 2,830 Ω (sekundär)Die verwendete Einstellung lautet daher2,830 Ohm.1303 Reaktanz X(Z1):Die Reaktanzreichweite wird berechnet ausder gestaffelten Reichweite, die diese Zonebereitstellen muss. In Tabelle 1 wird dieReichweite der Zone 1 als 80 % der Leitung 1festgelegt. Daher gilt:X(Z1) = 0,8 ⋅ X Ltg 1X(Z1) = 0,8 ⋅ 80 ⋅ 0,021 = 13,44 Ω (primär)Dies wird durch Multiplikation mit demUmrechnungsfaktor aus Tabelle 2 in einensekundären Wert umgerechnet:X(Z1) = 13,44 ⋅ 0,2632 = 3,537 Ω (sekundär)Die verwendete Einstellung lautet daher3,537 Ohm.1304 Resistanz bei Erdfehler RE(Z1):Die R-Reichweite bei Erdfehlern wird ähnlichwie die Einstellung „1302 R(Z1)” für Phase-Phase-Fehler berechnet. Für den Erdkurzschlussmuss nicht nur die Lichtbogenspannungberücksichtigt werden, sondern auchder Masterdungswiderstand. Aus dem Diagrammin Bild 28 ist ersichtlich, dass obwohlder einzelne Masterdungswiderstand 15 Ωbeträgt (Tabelle 2), der daraus resultierendeWert aufgrund des Parallelanschlusses vonmehreren Masterdungswiderständen wenigerals 1,5 Ω beträgt.Bild 27 Kombination aus Lichtbogenspannung undMasterdungswiderstandRelais gemessen wird (dieser Effekt ist ebenfallsin Bild 22 zu sehen). Um diesen Einflussauszugleichen, ist der Höchstwert (für praktischeZwecke) des Verhältnisses von I 2 /I 1 erforderlich.Dies wird in Tabelle 2 als der Wert3 angegeben. Der maximale, vom Relais inder Fehlerschleife gemessene Masterdungswiderstandbeträgt daher:RTF⎛ I2⎞= ⎜1+⎟ ⋅ effective_ tower_ footing_R⎝ I1⎠R TF =(1+3)⋅ 1,5 = 6 Ω (primär)Die Lichtbogenspannung für die Erdkurzschlüssewird unter Verwendung des Abstandszwischen Leiter zum Mast/Bodenberechnet, der in Tabelle 2 angegeben ist:U LB = 2500 V ⋅ l LBU LB = 2500 V ⋅ 2 ⋅ 3m=15kVUm den größten Wert von R LB zu erhalten,der für die Einstellung erforderlich ist, mussder kleinste Wert des Fehlerstroms verwendetwerden (berechnet in Kapitel 3):15 kVR LB= = 10,9 Ω1380 ΩDer Gesamtwiderstand, der während Erdkurzschlüssenabgedeckt werden muss, ist dieSumme von R LB und RTF. Es ist ein Sicherheitsfaktorvon 20 % enthalten und das Ergebniswird in sekundäre Werte umgerechnet(Teilung durch den Faktor (1 + RE/RL), daR LB und RTF in der Schleifenmessung erscheinen,während die Einstellung als Phasenimpedanzoder Mitimpedanz erfolgt).12 , ⋅ ( 10, 9 + 6) ⋅0,2632RE( Z1)== 222 , Ω( sek)( 1+14 , )Dieser berechnete Wert entspricht der kleinstenEinstellung, die erforderlich ist, um die gewünschteWiderstandsabdeckung zu erzielen.Abhängig von der oben berechneten ReichweiteX(Z1) kann diese Einstellung erhöht werden,um die gewünschte Polygonsymmetriefür Zone 1 zu erzielen. Das Ergebnis der Einstellungfür „1303 Reaktanz X(Z1)“ lautet3,537 Ohm. Bei einem Freileitungsschutz kanndie folgende Faustregel für die EinstellungRE(Z1) verwendet werden; Hinweis: Die untereGrenze ist die gleiche wie bei Ph-Ph-Fehler– dadurch ist eine schnelle Auslösung gewährleistet,andererseits wird die obere Grenze mitder Schleifenreichweite ermittelt – dadurchwird Übergreifen verhindert:Aus Bild 27 ist zu ersehen, dass die Ferneinspeisung(I 2 ) einen zusätzlichen Spannungsabfallim „effektiven Masterdungswiderstand”einführt, der in der Fehlerschleife durch das92Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im ÜbertragungsnetzBild 28 Effektiver MasterdungswiderstandXE1+08 , ⋅ XZ ( 1) < REZ ( 1) < XL ⋅25 , ⋅XZ( 1)RE1+RLIn diesem Beispiel gilt die untere Grenze,daher lautet die Einstellung für RE(Z1):RE( Z1) = 08 , ⋅ 3, 537 = 2, 83Ω( sekundär)Die verwendete Einstellung lautet daher2,83 Ohm.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 93

Leitungen im Übertragungsnetz1305 Verzögerungszeit T1-1pol:Die Zone 1 muss so schnell wie möglich auslösen,daher wird diese Zeit auf 0,00 s ersetzt.1306 Verzögerungszeit T1-mehrpol:Die Zone 1 muss so schnell wie möglich auslösen,daher wird diese Zeit auf 0,00 s gesetzt.1307 Polygonabschrägung (1. Quadrant):Die Zone 1 darf unter keinen Umständen beiexternen Fehlern ansprechen, da dies einenVerlust der Selektivität bedeuten würde. Indieser Hinsicht muss der Einfluss der Ferneinspeisungzusammen mit dem Fehlerwiderstandberücksichtigt werden.Aus den Spannungs- und Stromzeigern inBild 29 ist der Einfluss des Übertragungswinkels(TA), d.h. der Winkel zwischen denSpannungen VA und VB, auf den gemessenenFehlerwiderstand zu ersehen. In der Impedanzebenewird der Zeiger I 2 /I 1 RF durchden Übertragungswinkel nach unten gedreht.Das Risiko, dass ein externer Fehler in Zone 1vordringt, wird aufgezeigt. Um dies zu verhindern,werden die Grenze der X-Einstellungfür Zone 1 durch den „Alphawinkel”nach unten geneigt. Eine genaue Berechnungdes „Alphawinkels“ ist kompliziert und hängtin großem Maße von sich ändernden Bedingungenim Versorgungsnetz ab. Daher wirdder ungünstigste praktische Fall ausgewählt,um die Einstellung für den „Alphawinkel“festzusetzen. Zu diesem Zweck muss dergrößte Übertragungswinkel (TA), der währendnormaler Überlastbedingungen im Versorgungsnetzauftreten kann, auf den folgendenSatz von Kurven angewendet werden.Bild 30 Kurven für die Wahl der AlphawinkeleinstellungGemäß Tabelle 2 wird der maximale „Übertragungswinkel”für diese Anwendung mit 35° angegeben;wird dies in Bild 30 zusammen mitdem Wert von 0,8 für die Einstellung R1/X1(siehe oben 2,830/3,537 = 0,8) eingetragen, beträgtdie erforderliche Einstellung des „Alphawinkels“weniger als 15° (durch Verwendungdes TA (Übertragungswinkel) = Kurve 40). Daherwird eine Einstellung von 15° verwendet.Bild 29 Übertragungswinkel für die Alphawinkeleinstellung (Polygonabschrägung)94Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz11.2 Zone Z1B1351 Betriebsart der Zone Z1B:Die Zone Z1B wird bei dieser Anwendung fürdas Signalverfahren (Signalvergleich) verwendet.Für dieses Schema muss die Zone Z1B alsvorwärts gerichtete Übergreifzone eingestelltwerden.1352 Resistanz R(Z1B):Wie bei den Einstellungen für Zone 1 muss dieseEinstellung alle internen Lichtbogenfehlerabdecken. Die Mindesteinstellung ist dahergleich der Einstellung R(Z1), 2,830 Ω.Eswirdjedoch eine zusätzliche Reichweite für Z1B imVergleich zu Z1 eingestellt, da es sich hierbeium eine Übergreifzone handelt, während Z1 aufUnterreichweite gesetzt wird. Die Größe der zusätzlichenReichweite R hängt vorwiegend vomVerhältnis der Einstellung für die Reichweite RzurReichweiteXab.FürdieZoneZ1Bwirdderfolgende Grenzwert empfohlen:X(Z1B) < R(Z1) < 4 ⋅ X(Z1)Schauen wir uns die verwendete Einstellung für„1353 X(Z1B), Reaktanz“ an, die 6,633 Ohmbeträgt, wird ersichtlich, dass die untere Grenzegilt. Die Einstellung für R(Z1B) lautet daher6,633 Ohm.1353 Reaktanz X(Z1B):Die Zone Z1B muss so eingestellt werden, dasssie auf Leitung 1 übergreift. Die Mindesteinstellungbeträgt 120 % der Leitungsreaktanz. In derPraxis wird jedoch eine Einstellung von 150 %oder mehr verwendet, es sei denn, die betreffendeLeitung ist extrem lang. Das Risiko einer Unterreichweiteaufgrund der in den Bildern 20, 22und 29 gezeigten Effekte wird damit vermieden.Bei dieser Anwendung, einer Leitung mit mittlererLänge, wird eine Reichweite von 150 % gewählt:X(Z1B) = 1,5 ⋅ X Ltg 1X(Z1B) = 1,5 ⋅ 80 ⋅ 0,21 = 25,2 Ω (primär)Die verwendete Einstellung lautet daher:X(Z1B) = 25,2 Ω (primär) ⋅ 0,2632X(Z1B) = 6,633 Ω (sek)6,633 Ohm.Bild 31 Einstellungen für Zone Z1B1354 Resistanz bei Erdfehlern RE(Z1B):Wie bei den Einstellungen für Zone 1 muss dieseEinstellung alle internen Lichtbogenfehlerabdecken. Die Mindesteinstellung ist dahergleich der Einstellung RE(Z1), 2,83 Ohm. Wiebei der Einstellung „1352 R(Z1B)“ beschrieben,wird normalerweise eine zusätzliche Reichweiteverwendet und die folgende Faustregel wird fürdie Einstellung RE(Z1B) angewendet:XEXE1+1+XL ⋅ XZB ( 1 ) < REZB ( 1 ) < XL ⋅4⋅XZB( 1 )RERE1+1+RLRLIn diesem Beispiel gilt die untere Grenze,daher lautet die Einstellung für RE(Z1B):( 1+107 , )RE( Z1B) = ⋅ 6, 633 = 5, 769 Ω( sek)( 1+138 , )Die verwendete Einstellung lautet daher5,769 Ohm.1355 Verzögerungszeit T1B-1pol:In diesem Signalvergleich-Schema müssen sowohleinphasige als auch mehrphasige Fehlerohne zusätzliche Verzögerung ausgelöst werden.Daher wird hier die Einstellung 0,00 sverwendet.1356 Verzögerungszeit T1B-mehrpol:In diesem Signalvergleich-Schema müssen sowohleinphasige als auch mehrphasige Fehlerohne zusätzliche Verzögerung ausgelöst werden.Daher wird hier die Einstellung 0,00 s verwendet.1357 Freigabe Zone Z1B für 1. WE-Zyklus:Diese Einstellung wurde bereits in Kapitel10.1 verwendet und wird hier mit den anderenEinstellungen für Z1B wiederholt. DieEinstellung lautet Nein.LSP2602de.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 95

Leitungen im ÜbertragungsnetzLSP2603de.tif11.3 Zone Z2Bild 32 Einstellungen für Zone Z21311 Betriebsart der Zone Z2:Die Zone Z2 wird als die erste zeitgestaffelteÜbergreifzone verwendet. Daher muss sie aufvorwärts gesetzt werden.1312 Resistanz R(Z2):Es muss die Widerstandsabdeckung für alleLichtbogenfehler bis zur eingestellten Reichweite(siehe Tabelle 1) einge- stellt werden. Dadiese Zone als Überzone verwendet wird, musseine zusätzliche Sicherheitsmarge eingeschlossenwerden und zwar auf der Grundlage einerMindesteinstellung, die der Einstellung X(Z2)sowie der Einstellung für den Lichtbogenwiderstandfür interne Fehler, Einstellung R(Z1),entspricht. X(Z2) wird auf 6,485 Ohm gesetzt.Daher gilt:XZ ( 2)R( Z2) min= ⋅R( Z1)X (sek)Ltg1,R( Z2) = 6485min⋅ 283 , = 415Ω , ( sek)80⋅0, 21⋅0,2632Die Einstellung für R(Z2) lautet daher4,150 Ohm.1313 Reaktanz X(Z2):Gemäß der Staffelungsanforderung in Tabelle1 ergibt sich:CT üXZ ( 2) = 08 , ⋅ ( XLtg1+ 08 , ⋅XLtg3)⋅VT üXZ ( 2) = 0, 8( 80⋅ 0, 21+ 0, 8⋅17, 5) ⋅0,2632XZ ( 2) = 6, 485 Ω ( sek)Die verwendete Einstellung lautet daher6,485 Ohm.1314 Resistanz bei Erdfehlern RE(Z2):Ähnlich wie bei der Einstellung R(Z2) basiertdie erforderliche Mindestreichweite für dieseEinstellung auf der Einstellung RE(Z1), dieden gesamten internen Fehlerwiderstand abdecktsowie auf der Einstellung X(Z2), dieden Umfang des Übergreifens bestimmt. Alternativdazu kann die Reichweite RE(Z2)mittels der folgenden Gleichung aus derReichweite R(Z2) berechnet werden:X( Z2)REZ( 2)= ⋅REZ( 1) ⋅12,X ( sek)Ltg1LSP2604de.tif,RE( Z2)= 6485⋅283 , ⋅ 12 , = 498 , Ω( sek)80⋅0, 21⋅0,2632Die verwendete Einstellung lautet daher4,98 Ohm.1315 Verzögerungszeit T2-1pol:Diese Einstellung wurde bereits in Kapitel10.3 erläutert und wird hier erneut mit allenEinstellungen für Zone 2 aufgeführt. Die Einstellung0,25 s wird verwendet.1356 Verzögerungszeit T2-mehrpol:Diese Einstellung wurde bereits in Kapitel10.3 erläutert und wird hier erneut mit allenEinstellungen für Zone 2 aufgeführt. Die Einstellung0,25 s wird verwendet.1317A Einpoliges AUS bei Fehlern in Z2:Diese Einstellung wurde bereits in Kapitel10.1 erläutert und wird hier erneut mit allenEinstellungen für Zone 2 aufgeführt. Die verwendeteEinstellung lautet Nein.11.4 Zone Z3Bild 33 Einstellungen für Zone Z31321 Betriebart der Zone Z3:Zone Z3 wird als rückwärts gerichtete Verzögerungsreservestufeverwendet (siehe Tabelle 1).Daher muss sie auf rückwärts gesetzt werden.1322 Resistanz R(Z3):Die Widerstandsreserveeinstellungen für denReserveschutz mit Distanzschutzzonen werdendurch einen unteren und oberen Grenzwertdefiniert. Der untere Grenzwert ist derMindestfehlerwiderstand (Lichtbogenwiderstand),der abgedeckt werden muss, und derobere Grenzwert basiert auf der entsprechendenEinstellung für die X-Reichweite. BeachtenSie, dass bei ohmschen Übergangswiderstand(keine reinen Lichtbogenfehler) die anderenEinspeisungen in den rückwärts gerichtetenFehler eine signifikante Unterreichweiteverursachen. Da keine detaillierten Werte zurVerfügung stehen, ist es sicher die gleicheLichtbogenreserve anzunehmen wie die berechnetefür Fehler an Leitung 1. Daher wirddurch die Einstellung für R(Z1), 2,830 Ω,deruntere Grenzwert definiert. Der obere Grenzwertergibt sich durch Einschränkungen derReichweitensymmetrie und gibt an, dassR(Z3) < 6 Mal X(Z3) ist. X(Z3) wird auf 2,211Ohm gesetzt, daher lautet der obere Grenzwert13,266 Ω. Eine Einstellung, die in der Mittedieser beiden Grenzwerte liegt, ist ein sichererKompromiss:96Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im ÜbertragungsnetzR( Z1) + 6⋅X( Z3)R( Z3)=2283 , + 6⋅2211,R( Z3)== 8048 , Ω( sek)2Die verwendete Einstellung lautet daher8,048 Ohm.1323 Reaktanz X(Z3):Gemäß der Staffelungsanforderung in Tabelle1 ergibt sich:CT üXZ ( 3) = 0,5⋅XLtg1⋅VT üXZ ( 3) = 0, 5⋅80⋅0, 211⋅ 0, 2632 = 2, 211Ω( sek)Die verwendete Einstellung lautet daher2,211 Ohm.1324 Resistanz bei Erdfehler RE(Z3):Ähnlich wie bei der Einstellung R(Z3) werdendie oberen und unteren Grenzwerte durchdie Mindestreichweite und die Symmetrie definiert.Alternativ dazu kann die ReichweiteRE(Z3) mittels der folgenden Gleichung ausder Reichweite R(Z3) berechnet werden:Die verwendete Einstellung lautet daher8,048 Ohm.1325 Verzögerungszeit T3:Diese Einstellung wurde bereits in Kapitel10.3 erläutert und wird hier erneut mit allenEinstellungen für Zone 3 aufgeführt. Die Einstellung0,50 s wird verwendet.11.5 Zone Z411.6 Zone Z5Bild 35 Einstellungen für Zone Z51341 Betriebsart der Zone Z5:Zone Z5 wird als ungerichtete, endgültige Reservestufeverwendet (siehe Tabelle 1). Siemuss daher auf ungerichtet gesetzt werden.1342 Resistanz R(Z5):Die Widerstandsreserveeinstellungen für denReserveschutz mit Distanzschutzzonen werdendurch einen unteren und oberen Grenzwertdefiniert. Der untere Grenzwert ist derMindestfehlerwiderstand (Lichtbogenwiderstand),der abgedeckt werden muss. Der obereGrenzwert basiert auf der entsprechenden Einstellungfür die X-Reichweite. Beachten Sie,dass bei ohmschen Übergangswiderstand (keinereinen Lichtbogenfehler) die anderen Einspeisungenin den Fehler eine bedeutsameUnterreichweite verursachen. Da keine detailliertenWerte zur Verfügung stehen, wird dieerforderliche Lichtbogenreserve mit der Lichtbogenspannung(5 m) bei 50 % des Nennstromsoder 500 A primär berechnet.R( Z 5)min2500 V / m⋅2 ⋅5m CT ü=⋅500 A VT üLSP2606de.tifBild 34 Einstellungen für Zone Z41331 Betriebsart der Zone Z4:Zone Z4 wird nicht verwendet (sieheTabelle 1). Sie muss daher auf unwirksamgesetzt werden.Weitere Einstellungen in diesem Block habenkeine Konsequenzen und werden daher hiernicht erörtert.LSP2605de.tif2500⋅2 ⋅5R( Z5) min= ⋅ 0, 2632 = 13, 16 Ω( sek)500Durch diese Einstellung wird eine Erkennungin Zone 5 sichergestellt, falls die Lichtbogenspannung,wie in Kapitel 11.1 berechnet, füreinen Leiterabstand von 5 m gilt und der Fehlerstrommindestens 500 A beträgt. Der obereGrenzwert ergibt sich durch Einschränkungender Reichweitensymmetrie und gibt an,dass R(Z5) < 6 Mal X(Z5)+ oder x(Z5)– ist.X(Z5) wird auf 17,782 Ω gesetzt, daher lautetder obere Grenzwert 106,69 Ω. Dies reichtweit in den Lastbereich hinein (siehe Parameter1241, der in Kapitel 10.1 berechnet wurde).Eine Einstellung, die das Doppelte desMindestwertes beträgt, stellt einen sicherenKompromiss dar:R(Z5) = R(Z5) min ⋅ 2R(Z5) = 13,16 ⋅ 2 = 26,32Die verwendete Einstellung lautet daher26,320 Ohm.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 97

Leitungen im Übertragungsnetz1343 Reaktanz X(Z5)+ (Richtung vorwärts):Gemäß der Staffelungsanforderung in Tabelle1 ergibt sich:CT üXZ ( 5) = 12 , ⋅ ( XLtg1+ XLtg2)⋅VT üXZ ( 5) = 12 , ⋅( 80⋅ 0, 21+ 39, 5) ⋅0,2632X(Z5) = 17,782 Ω (sekundär)Die verwendete Einstellung lautet daher17,782 Ohm.1344 Resistanz bei Erdfehlern RE(Z5):Ähnlich wie bei der Einstellung R(Z5) werdendie oberen und unteren Grenzwertedurch die Mindestreichweite und die Symmetriedefiniert. In diesem Beispiel wird RE(Z5) wie R(Z5) eingestellt.Die verwendete Einstellung lautet daher26,32 Ohm.1345 Verzögerungszeit T5:Diese Einstellung wurde bereits in Kapitel10.3 erläutert und wird hier erneut mit allenEinstellungen für Zone 5 aufgeführt. Die Einstellung0,75 s wird verwendet.1346 Reaktanz X(Z5)-(Richtung rückwärts):BeiderungerichtetenZoneZ5kanndiefolgendeSymmetrieanforderung verwendet werden,falls keine anderen Bedingungen festgelegt sind:2002 Pendelprogramm:Bei einer erkannten Pendelung muss die Auslösungdurch den Distanzschutz aufgrund derMessung der „Pendelimpedanz“ verhindertwerden. Daher wird die Einstellung alle Zonenblockiert verwendet.2006 Pendelauslösung:Ist die Pendelung sehr weit reichend, undwird eine Außertrittfallbedingung erreicht,muss eine selektive Pendelauslösung im Verbundnetzverwendet werden, um stabile Insel-Unternetzezu erreichen. Dieses Relais istnicht an solch einer Verbindung platziert, sodasseine Außertrittfallauslösung nicht erforderlichist, daher lautet die Einstellung Nein.2007 Auslöseverzögerung nach Pendelsperre:Findet während einer Pendelung, das durchdas Relais erkannt wird, ein externer Schaltvorgangstatt, kommt es zu einem Sprung dergemessenen „Pendelimpedanz“. Durch diesenSprung kann die Pendelerkennung zurückfallen.Um eine Auslösung zu verhindern,falls diese Impedanz innerhalb der Distanzzonenliegt, wird eine Verzögerungszeit von0,08 s eingestellt, damit die Pendelmessungerneut sicher ansprechen kann. 13. Signalzusatz für Distanzschutz –Parametergruppe A 12.0,5 ⋅ X(Z5)+ < X(Z5)- < 2 ⋅ X(Z5)+In diesem Fall gilt der untere Grenzwert,sodass sich Folgendes ergibt:X(Z5)- = 0,5 ⋅ X(Z5)+X(Z5)- = 0,5 ⋅ 17,782X(Z5)- = 8,891 Ω(sekundär)Die verwendete Einstellung lautet daher8,891 Ohm.Pendelerfassung – Parametergruppe ALSP2608de.tifBild 37 Signalzusatzeinstellungen für Distanzschutz2101 Distanzschutz-Signalzusatz:In dieser Anwendung wird der Signalzusatzmit Ein aktiviert.2102 Anschlusskonfiguration:Bei dieser Leitung handelt es sich um eineLeitung mit nur Zwei-Enden.LSP2607de.tifBild 36 Einstellungen für die Pendelerfassung2103A Sendesignalverlängerung:Bei einem sequentiellen Ansprechen an denbeiden Leitungsenden oder einem langsamenAnsprechen an einem Ende kann das Ende,das zuerst auslöst, nach Anregerückfall dieÜbertragung des Sendesignals stoppen, bevordas langsame Ende bereit zum Ansprechenist. Durch die Sendesignalverlängerungszeitwird sichergestellt, dass das Sendesignal nichtzurückgestellt wird bis das ferne Ende ausreichendZeit zum Auslösen hatte.98Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im ÜbertragungsnetzIn Bild 38 muss das verzögerte Ansprechen desfernen Endes nach dem Ausschalten des lokalenLeistungsschalters berücksichtigt werden, um sicherzustellen,dass das Sendesignal nicht zuschnell zurückgestellt wird. Die Kanallaufzeitwird vernachlässigt, da es zur Sicherheitsmargesteigert. Die in der Zeichnung angegebenen Zeitengelten für dieses Beispiel, sodass eine Einstellungvon 0,05 s verwendet wird.2109A Trans.Block. Wartezeit bei Rückw. Fehler:Die transiente Blockierung, ist für das Signalvergleichsverfahrenerforderlich, falls paralleleStromkreise vorhanden sind. Während derFreischaltung eines Fehlers im parallelenStromkreis kann sich der Fehlerstrom im geschütztenAbzweig umkehren. Um eine Auslösungmit dem Signalvergleich unter diesenBedingungen zu vermeiden, wird die transienteBlockierung verwendet. Um sicherzustellen,dass die transiente Blockierung nurdurch externe Fehler aktiviert wird, startet sienur nach der Erfassung eines rückwärts gerichtetenFehlers für diese Zeit, die auf 80 %der schnellsten Fehlerbehebung im parallelenStromkreis eingestellt ist (einschließlichLeistungsschaltereigenzeit).Tw = 08 , ⋅ ( T + T −T)LS Schutz_ Ltg2 Schutz_ Ltg1Tw = 08 , ⋅ ( 60 ms + 10 ms − 20 ms)= 40msLtg1 = Eigene LeitungLtg2 = Parallel-LeitungDie Einstellung 0,04 s wird verwendet.2110A Transiente Blockierzeit:Nach der Behebung des externen Fehlersmuss die Bedingung der transienten Blockierungaufrechterhalten werden, bis beide Leitungsendendie neue Fehlerbedingung sichererfassen. Zu diesem Zweck müssen die Relais-Ansprechzeit (Neuausrichtung) sowie dieSignallaufzeit berücksichtigt werden.Tb = 12 , ⋅ ( TLauf+ T U m)Tb = 12 ,( 20 ms + 20 ms)= 48 msT Lauf = SignallaufzeitT Um = UmorientierungDie Einstellung 0,05 s wird verwendet. 14. Schwache Einspeisung (Auslösung bzw. Echo)– Parametergruppe A2501 Betriebsart für schwache Einspeisung:Wird das Signalvergleichsverfahren verwendet,kann die Funktion der schwachen Einspeisungfür eine schnelle Fehlerbehebung anbeiden Leitungsenden verwendet werden,auch wenn an einem Leitungsende eine sehrschwache oder keine Einspeisung vorhandenist. Die Funktion der schwachen Einspeisungmuss an dem Leitungsende aktiviert werden,an dem es zu einer schwachen Einspeisungkommen kann. Ist jederzeit eine starke Einspeisungsichergestellt, kann diese FunktionBild 38 Zeittafel für die SendesignalverlängerungszeitBild 39 Einstellung für die schwache Einspeisungausgeschaltet werden. Die Funktion kannebenfalls verwendet werden, um nur ein Echozurück zum Ende mit einer starken Einspeisungzu senden, sodass dieses Ende mit demSignalvergleichsverfahren auslösen kann,oder um am Ende mit einer schwachen Einspeisungzusätzlich zum Senden des Echosauszulösen. Bei dieser Anwendung wird Echound Auskommando verwendet.2502A Echoverzögerung / Auslöseverzögerung:Da der Kommunikationskanal ein Störsignalproduzieren kann (unerwünschter Empfang),ist eine geringe Verzögerung aus Sicherheitsgründenvorgesehen. Nur wenn für diese Zeitdas Empfangssignal vorhanden ist, reagiertdie Funktion der schwachen Einspeisung. Beieiner Leistungsschalter dreipolig offen Bedingungwird diese Verzögerung umgangen unddas Echo wird sofort gesendet. Die Voreinstellung0,04 s ist für diese Anwendung angemessen.2503A Echo-Impulsdauer / Auslöseverlängerung:Um sicherzustellen, dass das Echosignal sicherübertragen werden kann, muss es übereine definierte Mindestdauer verfügen. Andererseitsist ein dauerhaftes Echosignal nichterwünscht. Daher wird das Echo als ein Impulsmit dieser eingestellten Länge gesendet.Wird ebenfalls eine Auslösung verwendet,wird durch diese Zeit auch die Länge des internenAuslösesignals definiert (siehe ebenfallsden Parameter 240A in Kapitel 7.3). DieVoreinstellung 0,05 s ist für diese Anwendungangemessen.LSP2609de.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 99

Leitungen im ÜbertragungsnetzLSP2610de.tif2504A Echo-Blockierdauer nach Echo:Wird Echo bei schwacher Einspeisung an beidenLeitungsenden angewendet, muss vermiedenwerden, dass ein empfangenes Echosignalerneut als Echo in einem kontinuierlichenStrom von Echosignalen gesendet wird.Zu diesem Zweck wird diese Sperrzeit eingestellt,um ein erneutes Echo zu verhindern,bevor diese Zeit abläuft. Eine sichere Einstellungdieses Timers ist auf die Zeit, die für dieÜbertragung eines Signals von einem Endezum anderen und zurück benötigt wird (dasDoppelte der Kanallaufzeit) plus eine Sicherheitsmargevon 10 ms. Bei dieser Anwendungwird eine ungünstigste Kanalverzögerung von20 ms angenommen, sodass eine Einstellungvon 0,05 s angemessen ist.2505 Unterspannungsanregung Uphe>Bild 41 Einstellungen für die Stufe I>>, Reserveüberstrom2610 I ph >> Ansprechwert:Diese hohe Einstellstufe ist erforderlich, ummit einer einzelnen Zeitschrittstaffelung auszulösen.Daher muss die Reichweite der Einstellungfür Zone 2 entsprechen. Diese Einstellungmuss daher gleich dem maximalendreiphasigen Fehlerstrom für einen Fehler ander Kippgrenze für Zone 2 sein.Auf der Grundlage der Quellen- und Leitungsimpedanzenkann der folgende maximaleFehlerstrom für Fehler an der Zone 2Kippgrenze berechnet werden:UNIF=mit U N = 400 kV3 ⋅ ZtotZ tot = Summe der geringsten Mitsystem-Quellenimpedanz und Leitungsimpedanz biszur Kippgrenze von Zone 2 (da nur Strombetragberechnet werden soll, ist nur der Betragder Impedanz relevant)100Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz| Z | = |( R + 08 , ⋅ ( R + 08 , ⋅ R )) + j( X + 08 , ⋅ ( X + 08 , ⋅X))|tot N_ min Ltg1 Ltg2 N_ min| Ztot | = |( 1+ 08 , ⋅( 80⋅ 0, 025+ 08 , + 15 , )) + j( 10+ 08 , ⋅( 80⋅021 , + 08 , ⋅17, 5))|| Ztot | = 356 , + j3464,| Z tot| = 34,8Ltg1Ltg2Der maximale dreiphasige Fehlerstrom an derKippgrenze für Zone 2 lautet daher:I3ph Z 2max400 kV= = 6636 A3⋅348,Als ein sekundärer Wert lautet die für I>>angewendete Einstellung daher 6,64 A.2611 T I ph >> Zeitverzögerung:Diese hohe Einstellstufe ist erforderlich, ummit einer einzelnen Zeitschrittstaffelung auszulösen.Daher müssen 0,25 s eingestellt werden,was einem Zeitschritt entspricht (sieheBild 24).2612 3I 0 >> Ansprechwert:Diese hohe Einstellstufe ist erforderlich, umErdkurzschlüsse mit einer einzelnen Zeitschrittstaffelungauszulösen. Daher muss dieReichweite der der Einstellung für Zone 2 entsprechen.Diese Einstellung muss daher gleichdem maximalen einphasigen Fehlerstrom füreinen Fehler an der Kippgrenze für Zone 2 sein.Auf der Grundlage der Quellen- und Leitungsimpedanzenkann der folgende maximale Fehlerstromfür Fehler an der Kippgrenze derZone 2 berechnet werden:UNIF=mit U N = 400 kV3 ⋅ ZtotZ tot = 1/3 der Summe der minimalen Mit-,Gegen- und Nullsystem-Quellenimpedanz sowieLeitungsimpedanz bis zur Kippgrenze vonZone 2 (da nur Strombetrag berechnet werdensoll, ist nur der Betrag der Impedanz relevant)Für die in Einstellung 2610 verwendeten dreiphasigenFehlerstrom wurde die gesamte Mitimpedanzberechnet. Da die Gegenimpedanzgleich dem Wert der Mitimpedanz ist, kannZ tot für diese Einstellung wie folgt berechnetwerden:| 2 Ztot_( RN_ min, ( RLtg1, RLtg| Ztot|= ⋅ + 0 + 08 ⋅ 0 + 08 ⋅261002)) + jX ( 0N_ min+ 08 , ⋅ ( X0Ltg1 + 08 , ⋅X0Ltg2))|3| Z |tot=|( 7, 12 + 2, 5 + 0, 8⋅( 80⋅ 0, 13 + 0, 8⋅ 7, 5)) + j( 69,28 + 20+ 08 , ⋅( 80⋅ 081 , + 08 , ⋅86, 5))|3|Z tot| = |7,58 + j65,49||Z tot| = 65,9Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 101

Leitungen im ÜbertragungsnetzLSP2612de.tifAls ein sekundärer Wert lautet die für I>Der maximale einphasige Fehlerstrom an derI ph>=2 ⋅ 600= A3⋅400 1732Reichweitengrenze für Zone 2 lautet daher:angewendete Einstellung daher 1,74 A.400 kVI3Z3 65 9 3504ph 2max= = A2621 T I ph > Zeitverzögerung:⋅ ,Diese Stufe muss mit derselben Verzögerungwie Zone 5 auslösen, drei Zeitstaffelungsschritte.Daher müssen 0,75 s eingestellt wer-Als ein sekundärer Wert lautet die für 3I 0 >>angewendete Einstellung daher 3,50 A.den, was drei Zeitschritten entspricht (siehe2613 T3I 0 >> Zeitverzögerung:Bild 24).Diese hohe Einstellstufe ist erforderlich, um mit 2622 3I 0 > Ansprechwert:einer einzelnen Zeitschrittstaffelung auszulösen.Diese Stufe muss mit der gleichen Verzögerungwie Zone 5 auslösen. Sie muss Erdkurz-Daher müssen 0,25 s eingestellt werden, was einenZeitschritt darstellt (siehe Bild 24).schlüsse mit der gleichen Empfindlichkeit wie2614 Unverzögert bei Freigabe über Bin.:Zone 5 erkennen. Daher mit einem Erdkurzschlussan der X-Kippgrenze der Zone 5 mitDer Reserveüberstrom ist nur aktiv, wenn derDistanzschutz aufgrund eines Ausfalls des sekundärenSpannungswandlerstromkreises ge-ergibt sich folgende Stromgröße:der schwächsten Einspeisung gemäß Tabelle 2sperrt ist (siehe Einstellung 2601 in KapitelUN_ sek15.1). Wird unter diesen Umständen ein Signalvom fernen Ende empfangen (Signalver-3⋅ ( XN_ max3I0Z5_min=⎛ XE⎞+ XZ5)⋅ ⎜1+⎟⎝gleich), kann die Auslösung des Überstromschutzesbeschleunigt werden. Dies kann bei100XL⎠3I 0Z5_min=dieser Stufe sicher angewendet werden, da deren3 ⋅( 100⋅ 0, 2632 + 17, 782) ⋅ ( 1+138 , )Reichweite geringer ist, als die für Z1B ein-3I 0Z5_min= 0,55Agestellte Reichweite. Verwenden Sie daher dieEinstellung Ja.DamitdieseFunktionkorrektAls ein sekundärer Wert lautet die für 3I 0 >verwendet werden kann, ist zu beachten, dassangewendete Einstellung daher 0,55 A.die Binäreingangsfunktion „7110 >U/AMZ 2623 T3I 0 >> Zeitverzögerung:Auskommando-Freigabe“ dem binären Signalverfahren-Empfangseingangdes Distanz-Zeitstaffelungsschritten auslösen. Daher müs-Diese empfindliche Einstellstufe soll mit dreischutzes parallel zugewiesen sein muss.sen 0,75 s eingestellt werden, was drei Zeitschritten2615 Unverzögert bei Zuschaltung auf Fehler:entspricht (siehe Bild 24).Diese Funktion wird nicht verwendet (siehe 2624 Unverzögert bei Freigabe über Bin.:die Einstellung 2680 in Kapitel 15.1). DaherDie Stufe I>> wird für diesen Zweck angewendet,siehe die Einstellung 2614 in Kapitel 15.2.wird Nein eingestellt.Stellen Sie daher Nein für diese Stufe ein.15.3 Stufe UMZ I>2625 Unverzögert bei Zuschaltung auf Fehler:Diese Funktion wird nicht verwendet (siehedie Einstellung 2680 in Kapitel 15.1). Daherwird Nein eingestellt.Bild 42 Einstellungen für die Stufe I>>, Reserveüberstrom2620 I ph > Ansprechwert:Diese Stufe muss mit der gleichen Verzögerungwie Zone 5 auslösen. Sie darf nicht aufgrundder Last ansprechen (zulässige Überlast).Die zulässige Überlast ist das Doppelteder Volllast, daher gilt:2 VolllastI ph>= ⋅ 3 ⋅UN102Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz15.4 Abhängige Stufe (AMZ)Bild 43 Einstellungen für die AMZ-Stufe, Reserveüberstrom2640 I p > Ansprechwert:Die Koordinierung des stromabhängigenStaffelungsschutzes kann wirksam angewendetwerden, um einen angemessen schnellenund empfindlichen selektiven Schutz zu erzielen.Bei dieser Anwendung wird die AMZ-Stufe nicht verwendet, daher lautet die Einstellunghier Unendlich, A.2642 I p AMZ-Zeit für IEC-Kennlinien T I P :Da die oben stehende Einstellung 2640 Unendlich(∞) lautet, ist diese Einstellung nichtrelevant und wird daher auf der Voreinstellung0,50 s belassen.2646 I p : AMZ-Zusatzverzögerung T I P verz:Diese Stufe kann auch als weitere stromunabhängigverzögerte Stufe mittels dieser Einstellungverwendet werden. Da die oben stehendeEinstellung 2640 Unendlich (∞) lautet, istdiese Einstellung nicht relevant und wird daherauf der Voreinstellung 0,00 s belassen.2650 3I 0p : Ansprechwert:Die Koordinierung des stromabhängigenStaffelungsschutzes kann wirksam angewendetwerden, um einen angemessen schnellenund empfindlichen selektiven Schutz zu erzielen.Bei dieser Anwendung wird die AMZ-Stufe nicht verwendet, daher lautet die Einstellunghier Unendlich, A.2652 3I 0p : AMZ-Zeit (IEC-Kennlinien) T 3I 0P :Da die oben stehende Einstellung 2650 Unendlich(∞) lautet, ist diese Einstellung nichtrelevant und wird daher auf der Voreinstellung0,50 s. belassen.2656 3I 0p : AMZ-Zusatzverzögerung T 3I 0P verz:Diese Stufe kann auch als weitere stromunabhängigverzögerte Stufe mittels dieser Einstellungverwendet werden. Da die oben stehendeEinstellung 2650 Unendlich (∞) lautet, istdiese Einstellung nicht relevant und wird daherauf der Voreinstellung 0,00 s belassen.2660 IEC-Kennlinie:Während der Gerätekonfiguration (Kapitel 4)wurde als Standard der Kurven mit Parameter0126 IEC gewählt. Hier wird die Auswahlaus verschiedenen IEC-Kurven getroffen. Dadiese Stufe bei dieser Anwendung nicht verwendetwird, ist die Einstellung nicht relevantund wird daher auf der Voreinstellung Inverse(Normal invers) belassen.LSP2613de.tif2670 Unverzögert bei Freigabe über Bin.:Die Stufe I>> wird für diesen Zweck verwendet,siehe die Einstellung 2614 in Kapitel 15.2.Stellen Sie daher Nein für diese Stufe ein.2671 Unverzögert bei Zuschaltung auf Fehler:Diese Funktion wird nicht verwendet (siehedie Einstellung 2680 in Kapitel 15.1). Daherwird Nein eingestellt.15.5 Stufe UMZ>>>Bild 44 Einstellungen für die Stufe I_STUB, Reserveüberstrom2630 I ph >>>: Ansprechwert:Diese Stufe kann als eine normale stromunabhängigverzögerte Stufe verwendet werden. Außerdemkann sie über einen Binäreingang gesperrtoder freigegeben werden. Bei bestimmtenAnwendungen(z.B.1½Leistungsschalter)isteinAbschnitt zwischen dem LS vorhanden, wennder Trenner leitungsseitig geöffnet ist. DurchFreigabe der Überstromstufe über die erwähntenBinäreingänge kann eine schnelle und selektiveFreischaltung von Fehlern an der Stichleitung erreichtwerden. Bei dieser Anwendung ist dieseFunktion nicht erforderlich, daher wird dieseStufe deaktiviert, indem ein Ansprechwert mitder Einstellung A verwendet wird.2631 I ph >>>: Zeitverzögerung:Da die oben stehende Einstellung 2630 Unendlich(∞) lautet, ist diese Einstellung nicht relevantund wird daher auf der Voreinstellung0,30 s belassen.2632 3I 0 >>>: Ansprechwert:Diese Stufe kann als eine normale stromunabhängigverzögerte Stufe verwendet werden. Außerdemkann sie über einen Binäreingang gesperrtoder freigegeben werden. Bei bestimmtenAnwendungen(z.B.1½Leistungsschalter)isteinAbschnitt zwischen dem LS vorhanden, wennder Trenner leitungsseitig geöffnet ist. DurchFreigabe der Überstromstufe über die erwähntenBinäreingänge kann eine schnelle und selektiveFreischaltung von Fehlern an diesem Abschnitterreicht werden. Bei dieser Anwendung ist dieseFunktion nicht erforderlich, daher wird dieseStufe deaktiviert, indem ein Ansprechwert mitder Einstellung A verwendet wird.2633 3I 0 >>>: Zeitverzögerung:Da die oben stehende Einstellung 2632 Unendlich(∞) lautet, ist diese Einstellung nichtrelevant und wird daher auf der Voreinstellung2,00 s belassen.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 103LSP2614de.tif

Leitungen im Übertragungsnetz2634 Unverzögert bei Freigabe über Bin.:Die Stufe I>> wird für diesen Zweck verwendet,siehe die Einstellung 2614 in Kapitel 15.2.Stellen Sie daher NO (Nein) für diese Stufe ein.2635 Unverzögert bei Zuschaltung auf Fehler:Diese Funktion wird nicht verwendet (siehedie Einstellung 2680 in Kapitel 15.1). Daherwird NO (Nein) eingestellt.Messspannungsausfall 3-polig“ ausgegebenund die Notfunktion aktiviert. Diese Überwachungsaufgabekann mit diesem Parameter2915 gesteuert werden. Da keine Hilfskontaktedes Leistungsschalters zugewiesen sind, erfolgtdie Steuerung nur mit Stromkriterium.16.3 Spannungswandler-Schutzschalter 16. Messwertüberwachung – Parametergruppe A16.1 Symmetrie / SummeLSP2617de.tifBild 47 Einstellung für Spannungswandler-Schutzschalter,MessüberwachungLSP2615de.tifBild 45 Einstellungen für Symmetrie / Summen, Messwertüberwachung2901 Messwertüberwachungen:Nur in außergewöhnlichen Fällen wird dieMesswertüberwachung nicht aktiviert. Dahermuss diese Einstellung stets Ein lauten.Die erweiterten Einstellungen 2902A bis 2909A könnenverwendet werden, um die Parameter der Messwertüberwachungenzu ändern. Diese könnengenerell auf ihren Voreinstellungen belassen werden.16.2 Messspannungsausfall2921 Reaktionszeit U-Wandler-Schutzschalter:Wird ein Hilfskontakt des Schutzschalters verwendet(in der Matrix zugewiesen), muss dieAnsprechzeit dieses Kontakts hier eingegebenwerden. Beachten Sie, dass solch eine Eingabe inder Praxis nicht erforderlich ist, da das Relaisalle Spannungswandlerausfälle einschließlichdes Ansprechens des Schutzschalters mittels derMessung erkennt. Durch die eingestellte Zeitwird die gesamte Fehlererfassung durch denDistanzschutz verzögert, daher sollte dieseFunktion generell nicht verwendet werden. Beidieser Anwendung ist sie ebenfalls nicht erforderlichund wird daher auf der Voreinstellung0msbelassen. 17. Erdkurzschluss für hochohmige Fehler –Parametergruppe A17.1 AllgemeinesLSP2616de.tifBild 46 Einstellung für Messspannungsausfallüberwachung2910 Betriebsart für Fuse Failure Monitor (FFM):Nur in außergewöhnlichen Fällen wird derFuse Failure Monitor nicht aktiviert. Dahermuss diese Einstellung stets Ein lauten.Bei der Spannungsausfallerkennung könnendie Voreinstellparameter für die erweitertenEinstellungen unverändert verwendet werden.2915 U> für FFM-Erkennung:Wenn beim Zuschalten des Abzweigs der Sekundärkreisdes Spannungswandlers außerBetrieb ist, wird ein Alarm „168 StörungLSP2618de.tifBild 48 Allgemeine Einstellungen, Erdkurzschlussschutzfür hochohmige Fehler3101 Erdfehlerschutz:Für die Behebung von hochohmigen Erdkurzschlüssenbietet diese Funktion eine bessereEmpfindlichkeit als der Distanzschutz.Da hochohmige Erdkurzschlüsse bei dieserAnwendung erwartet werden, wird dieseFunktion aktiviert, indem sie auf Ein gesetztwird.3102 Blockierung bei:Da der Distanzschutz selektiver (definierteZonenreichweite) als der Erdkurzschlussschutzist und über eine überlegene Phasenauswahlverfügt, wird er so eingestellt, dassder Erdkurzschlussschutz mit jeder Distanzschutz-Anregungblockiert wird.104Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz3174 E/F-Blockierung bei Distanzschutz-Anr.:Da eine schnelle einpolige Auslösung nur inZone 1 und Zone 1B mit dem Distanzschutzerfolgt, wird der Erdkurzschlussschutz nurgesperrt, wenn der Distanzschutz in ZoneZ1/Z1B anspricht.3103 Blockierung in einpoliger Pause:Während der einpoligen Pause kann der Laststromüber den Erdpfad fließen. Um in diesemFall ein falsches Ansprechen des Erdkurzschlussschutzeszu verhindern, muss eineBlockierung erfolgen. Daher lautet die EinstellungJa.3104A Stabilisierung mit Leiterströmen:Fließen große Ströme während des Auftretensvon Fehlern ohne Erdbeteiligung, führenStromwandlerfehler (Sättigung) zu einemErdstromfluss. Der Erdkurzschlussschutz, derüber einen sehr empfindlichen Ansprechschwellenwertfür hochohmige Kurzschlüsseverfügt, könnte aufgrund dieses Stromwandler-Fehlerstromsansprechen. Um dies zu verhindern,wird eine Stabilisierungskennlinieeingesetzt, mit dem der Schwellenwert erhöhtwird, wenn die Phasenströme groß sind. DieKennlinie ist in unten stehender Abbildung49 zu sehen. Die Voreinstellung von 10 % istfür die meisten Anwendungen geeignet.Bild 49 Stabilisierung des Ansprechschwellenwertes 3I 03105 3I 0 min für Signalzusatz:Beim Richtungsvergleich-Schutzsystem, besondersbei der schwachen Einspeisungsechofunktion,muss eine Signalzusatz-Sende- oder-Echo-Sperrbedingung empfindlicher sein alsdie Signalzusatz-Auslösebedingung. Mit diesemSchwellenwert wird der Mindesterdstromfür den Signalzusatz festgelegt und auf80 % der empfindlichsten Signalzusatz-Auslösestufegesetzt, daher gilt:3I0_ TP = 08 , ⋅ 3I0>>3I0_ TP = 08 , ⋅0,583I0_ TP = 0,46ADer Einstellwert ist daher 0,46 A3109 EF-Schutz Auslösung 1-polig erlaubt:Der Distanzschutz wird so eingestellt, dassalle Lichtbogenfehler in der Leitung abgedecktwerden. Hochohmige Kurzschlüssewerden oft durch mechanische Defekte (gebrocheneLeiter oder Fremdkörper in der Leitung)hervorgerufen, sodass ein automatischesWiedereinschalten nicht erfolgreichsein kann. Setzen Sie daher auf nur dreipoligeAuslösung mit Erdkurzschlussschutz indemdieser Parameter auf Nein gestellt wird.3170 Anteil 2. Harmonischer, der blockiert:Wird die Leitung zugeschaltet, kann durchangeschlossene Trafos und der Last ein Einschaltstrommit Nullkomponente verursachtwerden. Der Rushstrom kann durch seine2. Harmonische erkannt werden. Bei dieserAnwendung ist keine Inrushsperre erforderlichund wird in den einzelnen Stufen auchnicht verwendet. Die Einstellung hat keineKonsequenzen. Belassen Sie daher die Voreinstellungauf 15 %.3171 I max deaktiviert Block. durch 2. Harmon.:Fließen sehr große Fehlerströme, könnenStromwandlerfehler ebenfalls eine gewisse2. Harmonische verursachen. Daher wird dieRushsperre deaktiviert, wenn der Erdkurzschlussstromüber dem Schwellenwert liegt.Wie bereits unter oben stehendem Parameter3170 ausgeführt, wird die Inrushsperre indiesem Beispiel nicht verwendet. Diese Einstellunghat keine Konsequenzen. BelassenSie daher die Voreinstellung auf 7,50 A.3172 Auslösung bei Zuschaltung auf Fehler mit:Der Erdkurzschlussschutz kann mit einereingestellten Verzögerung (Parameter 3173)bei einer Zuschaltung der Leitung aktiviertwerden. Bei dieser Anwendung wird nur dieDistanzschutzfunktion mit Zuschaltung aktiviert,sodass diese Einstellung keine Konsequenzenhat. Belassen Sie daher die Voreinstellungauf Anregung und Richtung.3173 Verzögerungszeit bei Zuschaltung:Wie unter oben stehendem Parameter 3172angegeben, wird durch diesen Timer die VerzögerungAuslösung nach Zuschalten durchden Erdkurzschlussschutz definiert. Da diesenicht verwendet wird, wird die Voreinstellungunverändert auf 0,00 s belassen.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 105

Leitungen im Übertragungsnetz17.2 UMZ 3I 0 >>>17.3 UMZ>>LSP2619de.tifBild 50 Einstellungen für die UMZ Stufe 3I 0>>>,Erdkurzschluss-Überstrom3110 Betriebsart:Insgesamt stehen 4 Stufen zur Verfügung,von denen eine als Abhängige (AMZ) verwendetwerden kann. Bei dieser Anwendungwerden nur drei Stufen verwendet, die StufeUMZ>>> für schnelles (einzelner Zeitschritt)richtungsabhängiges AUS und die StufeAMZ>>> für zeitverzögertes richtungsabhängigesAUS und schnellen Richtungsvergleichsowie die Stufe AMZ> für nicht gerichtetenReservebetrieb. Daher muss diese Stufeauf vorwärts gesetzt werden.3111 Ansprechwert:Diese Stufe muss mit der gleichen Empfindlichkeitansprechen wie die Reserve-Überstromstufe(Notfunktion) 3I 0 >> (siehe dieEinstellung 2612). Verwenden Sie daher hierdie Einstellung 3,50 A. Beachten Sie, dass dieseStufe nur aktiv ist, wenn der Distanzschutznicht anspricht und dass sie gerichtet ist (keinansprechen bei rückwärts gerichtetem Fehler),während die Reserve-Überstromstufenur im Notfallmodus anspricht, wenn derDistanzschutz nicht zur Verfügung steht.3112 Zeitverzögerung:Diese Stufe muss mit einer einzelnen Staffelzeitschrittverzögerungauslösen, daher mussdieser Wert auf 0,25 s gesetzt werden.3113 Unverzögert mit Signalzusatz oder Bin.:Die Stufe 3I 0 >> löst mit Signalverfahren aus,daher lautet die Einstellung hier Nein.3114 Unverzögert bei Zuschaltung auf Fehler:Wie oben ausgeführt, wird nur der Distanzschutzgezielt bei Zuschaltung freigegeben.Setzen Sie diesen Wert daher auf Nein.LSP2620de.tifBild 51 Einstellungen für die Stufe UMZ>>, Erdkurzschluss-Überstrom3120 Betriebsart:Bei dieser Anwendung werden nur dreiStufen verwendet, die Stufe UMZ>>> fürschnelles (einzelner Zeitschritt) richtungsabhängigesAus und die Stufe UMZ>> für zeitverzögertesrichtungsabhängiges Aus undschnellen Richtungsvergleich sowie die StufeUMZ> für ungerichteten Reservebetrieb.Daher muss diese Stufe auf vorwärts gesetztwerden.3121 Ansprechwert:Diese Stufe muss bei allen internen hochohmigenErdkurzschlüssen ansprechen. VerwendenSie daher eine Marge von 20 %.3I>>= 08⋅I10,ph min_ R3I 0>>= 0, 8⋅ 729 = 583 ASetzen Sie den sekundären Ansprechwertedaher auf 0,58 A:3122 Zeitverzögerung:Diese Stufe muss mit zwei Staffelzeitschrittenauslösen, daher muss dieser Wert auf 0,50 sgesetzt werden.3123 Unverzögert mit Signalzusatz oder Bin.:Die Stufe 3I 0 >> löst mit Signalverfahren aus,daher lautet die Einstellung hier Ja.3124 Unverzögert bei Zuschaltung auf Fehler:Wie oben ausgeführt, wird nur der Distanzschutzgezielt bei Zuschaltung freigegeben.Setzen Sie diesen Wert daher auf Nein.3125 Blockierung durch Einschaltrush:Wie oben ausgeführt, wird die Inrushsperrenicht verwendet. Setzen Sie diesen Wert daherauf Nein.3115 Blockierung durch Einschaltrush:Wie oben ausgeführt, wird die Inrushsperrenicht verwendet. Setzen Sie diesen Wertdaher auf Nein.106Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz17.4 UMZ>17.5 AMZ Stromabhängige Zeit StufeBild 52 Einstellungen für die Stufe UMZ>, Erdkurzschluss-Überstrom3130 Betriebsart:Bei dieser Anwendung werden nur drei Stufenverwendet, die Stufe UMZ>>> fürschnelles (einzelne Staffelzeit) richtungsabhängigesAus und die Stufe UMZ>> für zeitverzögertesrichtungsabhängiges Aus undschnellen Richtungsvergleich sowie die StufeUMZ> für ungerichteten Reservebetrieb.Daher muss diese Stufe auf ungerichtetgesetzt werden.3131 Ansprechwert:Diese Stufe muss bei allen internen hochohmigenErdkurzschlüssen ansprechen, d.h. wiebei UMZ>>, jedoch ungerichtet und mit längererVerzögerung. Setzen Sie den sekundärenAnsprechwert daher auf 0,58 A:3132 Zeitverzögerung:Diese Stufe muss mit vier Staffelzeitschrittenauslösen, daher muss dieser Wert auf 1,00 sgesetzt werden.3133 Unverzögert mit Signalzusatz oder Bin.:Die Stufe 3I 0 >> löst mit Signalverfahren aus,daher lautet die Einstellung hier Nein.3134 Unverzögert bei Zuschaltung auf Fehler:Wie oben ausgeführt, wird nur der Distanzschutzgezielt bei Zuschaltung freigegeben.Setzen Sie diesen Wert daher auf Nein.3135 Blockierung durch Einschaltrush:Wie oben ausgeführt, wird die Inrushsperrenicht verwendet. Setzen Sie diesen Wert daherauf Nein.LSP2621de.tifBild 53 Einstellungen für die stromabhängige Zeit,Erdkurzschluss-Überstrom Stufe3140 Betriebsart:Diese Stufe wird hier nicht benötigt, daherwird sie auf unwirksam gesetzt.Da diese Stufe unwirksam ist, haben die Einstellungen3141 bis 3151 keine Konsequenzen undwerden auf ihren Voreinstellungen belassen.17.6 RichtungBild 54 Richtungseinstellungen, Erdkurzschluss-Überstrom3160 Einflussgrößen der Richtungsbestimmung:Da zwei der angewendeten Stufen des Erdkurzschluss-Überstromschutzesgerichtetsind (vorwärts), muss die Wahl des Polarisationssignalssorgfältig abgewogen werden. Istsowohl eine Gegen- als auch eine Nullsystem-Einspeisungan der Relaisstelle vorhanden,werden durch eine Polarisation mit U0+ I-Sternpunkt oder U2 hervorragende Ergebnisseerzielt. Der Erdstrom von einer inStern geschalteten und geerdeten Transformatorwicklungwird nur ausgewertet, wennder 4. Stromeingang des Relais auf diese Weiseangeschlossen ist. Bei dieser Anwendungmisst dieser Stromeingang den Erdstrom dergeschützten Leitung (Parameter 220 in Kapitel7.1). Daher werden bei dieser Einstellungnur die Null-Spannung oder Gegensystem-Spannung als Polarisationssignal verwendet.Die Auswahl erfolgt automatisch (der größereder beiden Werte wird gewählt).LSP2622de.tifLSP2623de.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 107

Leitungen im Übertragungsnetz3162A Unterer Grenzwinkel Richtung vorwärts:Die Grenzwinkel für die Richtungsentscheidungwurden für hochohmige Erdkurzschlüsseoptimiert und werden hier auf demWert 338° belassen.3163A Oberer Grenzwinkel Richtung vorwärts:Die Grenzwinkel für die Richtungsentscheidungwurden für hochohmige Erdkurzschlüsseoptimiert und werden hier auf demWert 122° belassen.3164 Minimale Nullspannung:Die Nullspannung ist einer der Werte für dieRichtungsentscheidung. Bei hochohmigenErdkurzschlüssen kann dieser Wert sehr kleinwerden. Für diese Einstellung wird er unterVerwendung des minimalen einphasigen Fehlerstromsbei hochohmigen Erdkurzschlüssenund der kleinsten Nullsystem-Quellenimpedanzberechnet (dies schließt eine Sicherheitsmargemit ein, da diese beiden Bedingungennicht zusammen eintreffen):3I0 min= I1ph min_ R⋅Z0 source_ min3I 0min= 729⋅ 20 = 14,58 kVAls sekundärer Wert lautet dieser Wert:100 V3U0min_sek= 3U0min⋅380 kV100 V3U 0min_sek= 14, 58kV⋅ = 38 , V380 kVVerwenden Sie daher die Einstellung 3,8 V.3166 Minimale Gegensystemspannung 3U 2 min:Obwohl eine ähnliche Berechnung wie fürParameter 3164 einen kleineren Wert (50 %)ergeben würde, wird diese nicht angewendet,da eine automatische Auswahl der größerender beiden Spannungen eingestellt wurde(Parameter 3160). Es wird daher die gleicheEinstellung wie für die Nullspannung verwendet,stellen Sie die Einstellung auf 3,8 V.3167 Minimaler Gegensystemstrom 3I 2 min:Verwenden Sie hier den kleinsten Gegensystemstrombei hochohmigen Erdkurzschlussmit einer Marge von 20 %.3I= 08 , ⋅I2 min 1ph min_ R3I 2min= 0, 8⋅ 729 = 583,2 AVerwenden Sie daher die Einstellung 0,58 A.3168 Kompensationswinkel für Nullleistung:Diese Einstellung ist nur für Richtungsentscheidungenrelevant, die auf Nullleistungbasieren. Bei dieser Anwendung hat dieseEinstellung keine Konsequenzen und wir daherauf der Voreinstellung 255° belassen.LSP2624de.tif3169 Nullleistung für Richtung vorwärts:Diese Einstellung ist nur für Richtungsentscheidungenrelevant, die auf Nullleistungbasieren. Bei dieser Anwendung hat dieseEinstellung keine Konsequenzen und wirddaher auf der Voreinstellung 0,3 VA belassen. 18. Erdkurzschlussschutz Signalzusatz –Parametergruppe ABild 55 Einstellungen für Signalzusatz für Erdkurzschlussschutz3201 Erdfehler-Signalzusatz:Bei dieser Anwendung ist der Signalzusatz erforderlichund wird als Richtungsvergleichsverfahrenangewendet, siehe Parameter 132 inKapitel 4. Diese Funktion wird daher durchdie Einstellung Ein aktiviert.3202 Anschlusskonfiguration:Bei der Leitung handelt es sich um eineLeitung vom Typ Zwei-Enden.3203A Sendesignalverlängerung:Da dieselbe Art von Kommunikation mit derselbenKanalverzögerung für das Distanz-Signalverfahrenund den Erdkurzschluss-Signalzusatzverwendet wird, gelten hier dieselbenÜberlegungen wie für Parameter 2103A in Kapitel13. Daher wird in diesem Beispiel eineEinstellung von 0,05 s verwendet.3209A Trans.Block.: Wartezeit nach Rückw.Fehl.:Da dieselbe Art von Kommunikation mitderselben Kanalverzögerung für das Distanz-Signalverfahrenund den Erdkurzschluss-Signalzusatzverwendet wird, geltenhier dieselben Überlegungen wie für Parameter2109A in Kapitel 13. Daher wird in diesemBeispiel eine Einstellung von 0,04 sverwendet.3210A Transiente Blockierzeit:Da dieselbe Art von Kommunikation mit derselbenKanalverzögerung für das Distanz-Signalverfahrenund den Erdkurzschluss-Signalzusatzverwendet wird, gelten hier dieselbenÜberlegungen wie für Parameter 2110A inKapitel 13. Daher wird in diesem Beispiel eineEinstellung von 0,05 s verwendet.108Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz 19. Automatische Wiedereinschaltung –Parametergruppe A19.1 AllgemeinesBild 56 Allgemeine Einstellungen, Automatische Wiedereinschaltung3401 Automatische Wiedereinschaltung:Bei dieser Anwendung ist die AWE erforderlichund wird mit den Einstellungen „1 WE-Zyklus“ und „Mit Auskommando und Wirkzeit“angewendet, siehe Parameter 133 und134 in Kapitel 4. Diese Funktion wird daherdurch die Einstellung Ein aktiviert.3402 LS-Bereitschaft vor dem Anwurf prüfen?:Bevor eine AWE versucht wird, muss der Statusdes Leistungsschalters überprüft werden.Dies kann erfolgen, bevor der Wiedereinschaltzyklusgestartet wird (vor/zum Zeitpunktdes Starts), oder bevor der Wiedereinschaltbefehlgegeben wird. Bei dieser Anwendungwird der Status des Leistungsschaltersgeprüft, bevor der Einschaltbefehl durch dieAWE gegeben wird. Daher muss diese EinstellungNein lauten.3403 Sperrzeit nach Wiedereinschaltung:Ist die Wiedereinschaltung erfolgreich, mussdie AWE in den normalen Zustand zurückkehren,welcher vor dem ersten Fehler existierte.Die hier eingestellte Zeit wird mit jedemWiedereinschaltbefehl gestartet undmuss die Bedingungen im Stromversorgungsnetzberücksichtigen (auch die Erholungszeitdes Leistungsschalters muss möglicherweiseberücksichtigt werden). Hier wird eine Einstellungvon 3sverwendet.3404 Blockierdauer bei Hand-Ein-Erkennung:Ist der Binäreingang für Hand-Ein zugewiesen,muss die AWE nach dem Hand-Ein füreine festgelegte Zeit gesperrt werden, um eineAWE beim Zuschalten auf einen Fehler zuverhindern. Bei dieser Anwendung wird derBinäreingang für Hand-Ein nicht benutzt,Zuschaltung wird durch den Stromfluss erkanntund die AWE in diesem Falle nicht gestartet.Diese Einstellung ist hier nichtrelevant, da der Binäreingang für Hand-Einnicht zugewiesen wurde. Die Voreinstellung1,00 s bleibt unverändert.LSP2625de.tif3406 Folgefehlererkennung:Falls während der einpoligen Pause ein weitererKurzschluss erkannt wird (sich ausweitenderKurzschluss), kann die AWE hieraufgezielt reagieren. Die Erkennung eines Folgefehlerserfolgt bei dieser Anwendung durchden erneuten Anwurf der AWE durch einweiteren (neuen) Ausbefehl an die AWE. SetzenSie diese Einstellung daher auf Mit Auskommando.3407 Folgefehler in der spannungslosen Pause:Die Reaktion auf den sich ausweitendenKurzschluss während der einpoligen Pausewird hier eingestellt. Bei dieser Anwendungwird sie auf started TP FOLGE gesetzt (startedFolgefehler Pausenzeit).3408 Anwurfüberwachungszeit:Wird das AWE-Startsignal (Schutzauslösung)nicht nach einer angemessenen Zeit zurückgestellt(Leitungsschalteransprechzeit plusSchutz-Rückfallzeit), ist entweder ein Problemmit dem Leistungsschalter (Versagendes Schalters) oder dem Schutz vorhandenund der AWE-Zyklus darf nicht gestartetwerden. Hier wird die maximale Zeit für dasStartsignal eingestellt, dauert es länger, wirdder automatische Wiedereinschaltzyklusnicht gestartet und die Bedingung für dieendgültige Auslösung wird festgelegt. VerwendenSie hier eine Einstellung, die dasDoppelte der Leistungsschaltereigenzeit plusder Schutz-Rückfallzeit beträgt, d.h. 0,20 s.3409 LS-Bereitschafts-Überwachungszeit:Da der Bereitschaftsstatus des Leistungsschaltersvor der Ausgabe des Einschaltbefehlsüberprüft wird, muss eine Zeitgrenze eingestelltwerden, während der dieser Bereitschaftsstatuserreicht werden muss. Wirddiese Zeit überschritten, wird auf endgültigeAuslösung entschieden und das Wiedereinschaltenfindet nicht statt. Diese Zeitgrenzewird hier auf 3,00 s eingestellt.3410 Zeit bis Inter-EIN:Die AWE kann verwendet werden, um einenEinschaltbefehl an das Gegenende über dieKommunikationskanäle zu senden. Dies wirdhier nicht verwendet, daher wird die Zeit aufder Voreinstellung Unendlich, d.h. s belassen.3411A Maximale Verlängerung der Pausenzeit:Die AWE kann parametriert werden, um aufdie Freigabe durch die Synchronkontrolleoder den Leistungsschalterstatus vor der Ausgabedes Einschaltbefehls zu warten. Hierwird die maximale Verlängerung der resultierendenPausenzeit beim Warten auf die Freigabebedingungeneingestellt. In der Praxis isteine Begrenzung auf weniger als 1 Minutesinnvoll. Bei dieser Anwendung werden10 s verwendet.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 109

Leitungen im ÜbertragungsnetzLSP2626de.tif19.2 1. WE-ZyklusBild 57 Einstellungen für den 1. WE-Zyklus3459 LS-Bereitschaft vor WE prüfen:Wie oben angegeben, wird der Leistungsschalterstatusgeprüft, bevor ein Einschaltbefehl erteiltwird. Setzen Sie diesen Wert daher auf Ja.3460 Synchrocheck nach 3-poliger Pause:Die Bedingung der Synchronkontrolle mussvor Erteilung des Einschaltbefehls überprüftwerden. Setzen Sie diesen Wert daher auf Ja.19.3 Dreipolige Mitnahme / Rückspannungsüberwachung/ verkürzte WE3450 Anwurf mit diesem Zyklus erlaubt?:Da dies der einzige WE-Zyklus ist, der angewendetwird, muss der Anwurf in diesemZyklus zugelassen werden, daher wird dieserParameter auf Ja eingestellt.3451 Wirkzeit:Wie unter Parameter 134 in Kapitel 4 angegeben,wird die Wirkzeit verwendet, um eineUnterscheidung zu treffen zwischen Kurzschlüssen,die ohne Verzögerung durch denHauptschutz abgeschaltet wurden und externenKurzschlüssen welche mit Verzögerungdurch den Reserveschutz abgeschaltet wurden.Die Aktionszeit muss kürzer als der berechneteStaffelzeitstufe (0,25 s) und längerals die langsamste Auslösung mit Signalverfahren(60 ms) eingestellt werden. Hier wirdeine Zeit von 0,20 s verwendet.3456 Pausenzeit bei 1poliger Auslösung:Die resultierende Pausenzeit muss ein Verpuffender Lichtbogengase ermöglichen.Während der einpoligen Pause ist die erforderlicheZeit länger, da der Lichtbogen weiterhindurch einen kapazitiv gekoppeltenStrom aus den fehlerfreien Phasen gespeistwird, nachdem der Leistungsschalter einpoligausgeschaltet wurde. In der Praxis hat sich gezeigt,dass mit einer Zeit von 1,00 s gute Ergebnisseerzielt werden können.3457 Pausenzeit bei 3poliger Auslösung:Die resultierende Pausenzeit muss ein Verpuffender Lichtbogengase ermöglichen.Während der dreipoligen Pause ist diese Zeitkurz. In der Praxis hat sich gezeigt, dass miteiner Zeit von 0,50 s gute Ergebnisse erzieltwerden können.3458 Pausenzeit bei Folgefehler:Wie bei den oben stehenden Parametern3407 und 3408 eingestellt, wird eine dreipoligePause im Falle eines sich ausweitendenKurzschlusses gestartet. Hier kann dieselbeZeit wie bei Parameter 3457 verwendet werden,da diese Zeit mit der dreipoligen Auslösungaufgrund des sich von einphasig zudreiphasig ausweitenden Kurzschlusses beginnt.Daher werden 0,50 s eingestellt.LSP2627de.tifBild 58 Einstellung für Dreipolige Mitnahme /Rückspannungsüberwachung / verkürzte WE3430 3-polige Mitnahme (LS Plausibilität):Wird die AWE mit einpoligen Auslösesignalengestartet, kann im Verlauf einer einpoligenAWE festgestellt werden, dass die Bedingungenfür eine einpolige Wiedereinschaltungnicht länger gültig sind (z.B. aufgrundeiner weiteren einpoligen Auslösung währendder 1-poligen Pause, oder weil der Hilfskontaktstatusdes Leistungsschalters ein mehrpoligesAusschalten anzeigt usw.). Ist dies derFall, kann durch die AWE eine dreipoligeAuslösung ausgegeben werden, bevor miteinem dreipoligen WE-Zyklus fortgefahren,oder die endgültige Auslösebedingung eingestelltwird. Mit dieser Einstellung wird bestimmt,ob die AWE-Funktion diese dreipoligeAuslösung ausgibt. Bei dieser Anwendungwerden keine externen Startsignale verwendet,sodass diese Einstellung auf Nein gesetztwird, da die internen Schutzfunktionen beiBedarf selbstständig dreipolige Kopplung desAuslösesignals bewirken.3431 Rückspannungsüberwachung / Verkürzte WE:Spezielle Wiedereinschaltprogramme könneneingesetzt werden, um mehrfache Zuschaltungauf permanente Fehler zu verhindernund die resultierende Pausenzeit zu minimieren.Bei dieser Anwendung werden solcheProgramme nicht verwendet, daher wird hierauf ohne parametriert.Die Einstellungen 3438, 3440 und 3441 haben keineKonsequenzen, da der Parameter 3431 auf „ohne“gesetzt ist. Belassen Sie diese Einstellungen auf ihrenVoreinstellungen.110Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz19.4 Automatische Wiedereinschaltung –KonfigurationBild 59 Einstellung zum Anwurf der AWE3420 AWE mit Distanzschutz?:Die Distanzschutzauslösung erfolgt 1- und3-polig und startet die Kurzunterbrechung.Setzen Sie diesen Wert daher auf Ja.3422 AWE nach AUS bei schwacher Einspeisung?:Die Auslösung bei schwacher Einspeisung erfolgtein- und drei-polig und startet die Kurzunterbrechung.Setzen Sie diesen Wert daherauf Ja.3423 AWE mit Erdfehlerschutz?:Der Erdkurzschlussschutz löst nur 3-poligaus und startet nicht die Kurzunterbrechung.Setzen Sie diesen Wert daher auf Nein.3425 AWE mit Überstromzeitschutz?:Der Reserve-Überstromschutz löst aus undstartet die Kurzunterbrechung. Setzen Siediesen Wert daher auf Ja. Beachten Sie, dassaufgrund der Wirkzeit (Parameter 3451 inKapitel 19.2) nur die beschleunigte Auslösungmit Signalvergleich zu einer Wiedereinschaltungführen wird. 20. Synchron- und Spannungskontrolle –Parametergruppe A20.1 AllgemeinBild 60 Allgemeine Parameter für Synchron- undSpannungskontrolle3501 Synchronkontrolle:In dieser Anwendung wird die Synchronkontrolleverlangt und wird daher auf Ein parametriert.3502 U< (Leitung oder SS sind abgeschaltet):Wenn die Spannung an der Leitung/SS unterdieser Grenze gemessen wird dann wirdangenommen, dass die Leitung/SS spannungsfreiist. In dieser Anwendung wird dieL3-L1 Phase-Phase-Spannung für die Synchronkontrollebenutzt. Der Schwellwertmuss daher mit der verketteten Spannung berechnetwerden. In den meisten Fällen kann10 % eingestellt werden, wenn die SpannungLSP2628de.tifLSP2638de.tifunter 10 % absinkt kann mit Sicherheit voneiner freigeschalteten Leitung/SS ausgegeangenwerden. Wenn eine Kopplung von parallelenLeitungen möglich ist, sollte dieseSchwelle höher eingestellt werden. In dieserAnwendung sind keine parallelen Leitungenvorhanden, somit wird auf 10 % eingestellt:U< = 0,1 ⋅ U NU< = 0,1 ⋅ 110 = 11 VDer Wert für U N in diesem Fall (110 V)stammt vom SS-Spannungswandler (Phase-Phase), da damit das Resultat größer (mehrSicherheit) ist. Es wird 11 V eingestellt.3503 U> (Leitung oder SS sind eingeschaltet):Wenn die Spannung and der Leitung/SS überdieser Grenze gemessen wird dann wird angenommen,dass die Leitung/SS eingeschaltetist. In dieser Anwendung wird die L3-L1Phase-Phase-Spannung für die Synchronkontrollebenutzt. Der Schwellwert muss dahermit der verketteten Spannung berechnet werdenDer Einstellwert muss geringer (20 %Sicherheitsabstand) als die kleinste erwarteteBetriebsspannung sein (in dieser Anwendung85 % des Nennwert):U> = 0,8 ⋅ 0,85 ⋅ U N400 kVU>= 0,8⋅0,85⋅ ⋅ 100 = 71,6 V380 kVDer Wert für U N in diesem Fall (400/380 · 100 V)stammt von dem Leitungsseitigen-Spannungswandler(Phase-Phase), da damit das Resultatkleiner (mehr Sicherheit) ist. Es wird 71 V eingestellt.3504 Maximalspannung:Wenn die Spannung an der Leitung oderSammelschiene über diesem Grenzwert gemessenwird, dann wird sie als zu hoch füreine Zuschaltfreigabe eingeschätzt. DieserParameter muss größer als die maximaleBetriebsspannung bei der noch zugeschaltetwerden darf sein. Generell wird 110 % derNennbetriebsspannung empfohlen. An langenLeitungen kann die örtliche Spannung,vom Gegenende gespeist, wegen demFerranti-Effekt größer sein (üblicherweise mitKompensationsdrosseln verhindert). In solcheinem Fall sollte der Einstellwert größer sein.In diesem Beispiel wird 110 % eingestellt:U max = 1,10 ⋅ U NU max = 1,10 ⋅ 110 = 121 VDer Wert für U N in diesem Fall (110 V)stammt vom SS-Spannungswandler (Phase-Phase), da damit das Resultat größer (mehrSicherheit) ist. Es wird 121 V eingestellt.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 111

Leitungen im ÜbertragungsnetzLSP3639de.tif3507 Max. Dauer des Synchronisiervorgangs:Wenn die Bedingungen für die Synchronkontrollenicht innerhalb dieser Zeit erfüllt werden,wird die Synchronkontrolle abgebrochen ohneFreigabe der Zuschaltung. Der Initiator derSynchronkontrolle (Steuerbefehl) erwartet innerhalbeiner angemessenen Zeit eine Reaktiondes Schalters. Hier soll die längste Verzögerungszeitder Schalterreaktion welche vom Betriebspersonaltoleriert wird eingestellt werden.Normalerweise sind 60.00 s eine akzeptable maximaleVerzögerung.3508 Freigabeverz. bei synchronen Netzen:Wenn der definierte Zustand für Synchronkontrolleerreicht ist, kann die Freigabe umdiese Zeit verzögert werden, um sicher zustellen, dass der Zustand nicht nur vorübergehendbesteht. Im Normalfall ist diese Stabilisierzeitnicht notwendig und kann daher auf0,00 s gestellt werden.3509 zu synchronisierendes Schaltger.:Die geräteinternen Steuerbefehle könnenauch die Synchronkontrolle abfragen. Dafürmuss der passende Steuerbefehl hier selektiertwerden (zur Auswahl stehen alle angelegtenSteuerbefehle). In diesem Beispiel wird dieinterne Steuerung nicht benutzt, somit musshier parametriert werden.20.2 Parameter für Betrieb mit AWEDie folgenden Parameter gelten für EIN-Befehle vonder AWE-Funktion. Wobei diese direkt von der internenAWE (intern mit der Synchronkontrolle gekoppelt)oder von einer externen AWE mittelsBinäreingänge stammen können.Bild 61 Parameter für Synchronkontrolle bei EIN von AWE3510 Betriebsart der Zuschaltung:Wenn die EIN-Freigabe bei asynchronen Bedingungen(Leitungs- und Sammelschienen-Spannung haben nicht die gleiche Frequenz)erfolgen soll, dann muss die Leistungsschaltereigenzeitfür den Zeitpunkt des Ein-Befehlsberücksichtigt werden. Siehe den Parameter239 in Kapitel 7.3. In diesem Beispielist Schalten bei asynchronen Bedingungengestattet, daher muss auf: mit LS-Eigenzeitparametriert werden.3511 Zulässige Spannungsdifferenz:Mit diesem Parameter wird die maximaleSpannungsdifferenz vorgegeben. Wenn dieDifferenz zwischen Leitungs- und Sammelschienen-Spannungsbetragdiese Grenzeüberschreitet dann wird von der Synchronkontrollekeine Zuschaltfreigabe erteilt. Dadie Synchronkontrolle mit verketteten Spannungenmisst, muss dieser Parameter mitph-ph-Spannung berechnet werden. Die Differenzzwischen der maximalen und minimalenBetriebsspannung wird benutzt um denungünstigsten Zustand zu kalkulieren:U Diff max =(U Nmax - U Nmin )U = ⎛− kVDiff max ⎜⎝ kV⋅ ⋅ ⎞121 400 100 0,85⎟380⎠U Diff max = 31,5 VNormalerweise ist der Einstellwert gleich31,5 V hier zu groß da Schalten mit einem sogroßen Delta zu einem gefährlichen Ausgleichstransientführt. Wenn keine besonderenUmstände so wie extrem lange Leitungenmit Spannungsanstieg wegen kapazitiven Ladeströmenoder sehr schwache Vermaschungohne Spannungskompensation vorliegen,sollte eine obere Grenze von ca. 20% der normalenBetriebsspannung eingestellt werden:U Diff max = 0,2 ⋅ U NU Diff max = 0,2 ⋅ 110 = 22 VDaher wird 22 V eingestellt.3512 Zulässige Frequenzdifferenz:Schalten mit asynchronen Bedingungen isterlaubt wenn die Frequenzdifferenz zwischenSammelschiene und Leitung unter dieser eingestelltenSchwelle ist. Schalten mit synchronenBedingungen gelten, wenn die Frequenzdifferenzkleiner als 0,01 Hz ist. Schalten beigroßer Frequenzdifferenz kann Betriebsmittelbeschädigen. Normalerweise ist eine obereGrenze von 0,10 Hz sinnvoll.112Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz3513 Zulässige Winkeldifferenz:Bei synchronen Bedingungen (f diff < 0,01 Hz)wird auch der Phasenwinkel zwischen derSammelschienen- und Leitungs-Spannungkontrolliert. Bei synchronen Bedingungen istdieser Winkel konstant und resultiert größtenteilsvon dem Lastwinkel im Netz. In dieserAnwendung wird eine obere Grenze von40° eingestellt.3515A Zuschaltung bei U>SS, U>Ltg und Synchr.:Für diese Anwendung soll die AWE einschaltenkönnen, wenn Leitung und Sammelschieneunter Spannung stehen. Es muss daher aufJa parametriert werden. Die oben eingestelltenGrenzen für die Synchronkontrolle werdendann angewendet.3516 Zuschaltung bei U>SS und USS und U

Leitungen im Übertragungsnetz 21. Fehlerorter – Parametergruppe A 23. Allgemeine GeräteeinstellungenLSP2629de.tifBild 63 Fehlerorter-Einstellungen3802 Start der Fehlerortung mit:Der Fehlerorter kann nur dann sinnvolle Datenüber Kurzschlüsse über die geschützte Leitunghinweg liefern, wenn die nachgeschalteten Abzweigeeine reine radiale Konfiguration ohneZwischeneinspeisung aufweisen. Bei dieser Anwendungist eine Einspeisung an der fernen Sammelschienevorhanden, sodass die Fehlerorterdatennur dann erwünscht sind, wenn der Schutzbei internen Kurzschlüssen auslöst. Setzen Siedaher diese Einstellung auf Auskommando.3806 Lastkompensation:Das Ergebnis der einseitigen Fehlerortberechnungkann aufgrund des Einflusses des Lastwinkelsund des Fehlerwiderstands ungenausein. Dies wurde in Zusammenhang mit demParameter 1307 in Kapitel 11.1 beschrieben.BeieinphasigenErdkurzschlüssenkanneineLastkompensation eingesetzt werden, um bessereErgebnisse zu erzielen. Diese Funktion istnicht unter allen Bedingungen wirksam undeine Fehlerortausgabe, die dem Schutzergebnisähnelt, ist bei dieser Anwendung erwünscht,sodass die Lastkompensation hier durch dieEinstellung Nein ausgeschaltet wird.LSP2631de.tifBild 65 Allgemeine Geräteeinstellungen0610 Fehleranzeige an den LED/LCD:LED- und LCD-Bild/-Text können nach derAnregung aktualisiert oder mit der Auslösungeingefroren werden. Bei dieser Anwendungwird die letzte Anregung angezeigt: mit Anregung.0640 Startseite Grundbild:Für die LCD-Anzeige kann während Normalbetrieb(keine Fehlererfassung) die Darstellungaus einer Vielzahl von Standardvariantenausgewählt werden. Hier ist Variante 1mit der Einstellung Seite 1 ausgewählt. 24. Einstellung der Uhrzeitsynchronisation unddes Uhrzeitformats 22. Störschreibung – OszillographischeFehleraufzeichnungenLSP2632de.tifBild 66 Einstellung der Zeitsynchronisation unddes ZeitformatsLSP2630de.tifHier kann die Uhrzeitsynchronisation eingestelltwerden. Es gibt verschiedene Quellenfür die Synchronisation der internen Uhr, wiein Bild 66 gezeigt ist.Bild 64 Einstellungen für die Störschreibung0402A Startbedingung für Störwertspeicherung:Bei dieser Anwendung muss eine Aufzeichnungwährend interner und externer Kurzschlüsseauch dann gespeichert werden, wenndas Relais nicht auslöst. Verwenden sie daherdie Einstellung Speichern mit Anregung,umdie Aufzeichnung jedes Mal zu speichern,wenn das Relais einen Kurzschluss erkennt.Mit den Einstellungen 0403A bis 0415, könnendie Länge und die Konfiguration der oszillographischenFehleraufzeichnungen denAnwenderanforderungen angepasst werden.114Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungen im Übertragungsnetz 25. Schnittstelleneinstellungen25.1 Einstellung der seriellen Schnittstelle am PC 26.PassworteinstellungenBild 67 Einstellung der seriellen Schnittstelle am PCDie Konfiguration der seriellen Schnittstelle zum PCist hier gezeigt. In diesem Fall sind keine Einstellungenerforderlich.25.2 Einstellung der VD-AdresseLSP2633de.tifBild 70 Einstellungen für den Zugang mittels PasswortHier können verschiedene Ebenen für den Zugangmittels Passwort, wie in Bild 70 gezeigt, eingestelltwerden. 27. SpracheinstellungenLSP2636de.tifBild 68 Einstellungen für die VD-AdresseDiese Adressen können auf den Voreinstellungenbelassen werden.25.3 Einstellungen für die BedienschnittstelleLSP2634de.tifBild 71 Einstellungen für die im Gerät verwendeteSpracheDie gezeigten Spracheinstellungen hängen von denSprachen ab, die mit dem DIGSI-Gerätetreiber aufdem PC installiert wurden.LSP2637de.tifBild 69 Einstellungen für die BedienschnittstelleLSP2635de.tifDiese Einstellungen gelten für die Bedienschnittstelle,falls diese verwendet wird.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 115

Leitungen im Übertragungsnetz 28. ZusammenfassungSIPROTEC-Schutzgeräte 7SA6 enthalten die Funktionendie für den vollständigen Schutz eines Leitungsabzweigesbenötigt werden und sind damit universell einsetzbar.Die vielfältigen Parametriermöglichkeiten erlauben es,mittels des Bedienprogramms DIGSI 4, das Gerät einfachund übersichtlich an den jeweiligen Anwendungsfall anzupassen.Viele Werte der Voreinstellung können problemlosübernommen werden und erleichtern damit denAufwand für Parametrierung und Einstellung.Schon bei der Bestellung sind durch die Auswahl desFunktionsumfanges wirtschaftliche Lösungen fürsämtliche Spannungsebenen realisierbar.116Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzRealisierung einesgerichteten ÜberstromzeitschutzesmitSIPROTEC 7SA6 1. EinleitungDie Implementierung einer gerichteten Überstromstufe(ANSI 67) in die SIPROTEC-Distanzschutzrelais7SA6 mit Z< Anregung ist durch eineeinfache Kopplung der ungerichteten Distanzschutz-Stufe(in diesem Fall Zone 5) mit einer derÜberstromstufen (in diesem Beispiel Stufe I AnsprechwertBeispielwert(Sekundärrelais1 A)2,5 AVerzögerung t I > 0,5 sTabelle 1 Parameter für gerichteten Überstrom I ph>Einstellblock: GerätekonfigurationDer Distanzschutz muss für Phasenfehler aktiviertwerden: Parameter 0112Der Reserveüberstrom muss aktiviert werden:Parameter 0126Bild 2 Einstellungen für den FunktionsumfangLSP2672.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 117

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzRangierungen in der E/A MatrixWeisen Sie das Signal „3719 Dist. Anregungvorw.“ im Block „Distanz Allg.“ den Zielen imCFC-Plan zu. Wählen Sie die gerichtete Stufe desReserve-Überstromzeitschutzes aus.LSP2673.tifBild 5 Einstellungen DistanzschutzLSP2742.tif LSP2741.tifBild 3 Signal Rangierungen Distanzschutz allgemeinWeisen Sie dieser Stufe das entsprechende Blockiereingangssignalder CFC-Quellen zu. AlsQuellsignal können Sie die Signale:7104 >U/AMZ I>>-Stufe blockieren oder7105 >U/AMZ I>-Stufe blockieren oder7106 >U/AMZ I p-Stufe blockierenverwenden. In diesem Beispiel wurde das Signal7105 verwendet. Eine Mehrfachzuweisung istebenfalls möglich.Bild 4 Signal Rangierungen Distanzschutz Polygon 3. Einstellhinweise für den DistanzschutzDie Empfindlichkeit des Distanzschutzes mussgrößer oder gleich dem Ansprechwert des gerichtetenÜberstromschutzes sein. Dies stellt kein Problemdar, da der gerichtete Überstromschutzoberhalb des maximalen Laststromes eingestelltwird, während der Distanzschutz empfindlichereingestellt wird als der kleinste Fehlerstrom.In der relevanten Einstellgruppe (z.B. EinstellgruppeA) müssen die folgenden Distanzschutzeinstellungenüberprüft werden:Distanzschutz Polygon1201 Distanzschutz ist EIN1202 Mindestphasenstromt I ph> für Distanzmessung(Bild 5).Um die Mindest-Reichweiteneinstellung des Distanzschutzeszu berechnen, ist das Überstromkriteriumin der Impedanzebene im Bild 6 dargestellt:Bild 6 Ansprechmerkmal des Überstromschutzesin der ImpedanzebeneAus Bild 6 wird deutlich, dass der größte Kreisradiusbestimmt werden muss, um die Mindest-Impedanzreichweiteso einzustellen, dass eine Richtungsentscheidungzur Verfügung steht, wenn dieÜberstromstufe anspricht. Der maximale Kreisradiuswird erzielt, wenn die gemessene Fehlerspannungzusammen mit dem Fehlerstrom an derAnregeschwelle liegt. Wird die maximale Betriebsspannung(fehlerfrei) verwendet, ist bereits eingroßer Sicherheitsfaktor eingebaut, da die Fehlerspannungstets geringer sein wird.U Betrieb maxKreisradius =3 ⋅ I >phIn diesem Beispiel beträgt die sekundäre Spannungswandler-Nennspannung100 V. Die maximaleBetriebsspannung beträgt 110 % der Nennspannung,so dass der folgende Kreisradius berechnetwerden kann:100 ⋅11,Kreisradius =3⋅2,5Kreisradius = 25, 4 ΩDie Einstellung 1243 R Last (LL), Grenze RL desLastkegels für LL-Schleife (zweiphasig), muss größersein als der berechnete Kreisradius.118Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzIn der Praxis stellt dies kein Problem dar, da dieseEinstellung mit einer ähnlichen Gleichung unterVerwendung des maximalen Laststroms anstelledes Überstromansprechens I Ph> berechnet wird,der größer als der maximale Laststrom sein muss.Daher ist diese Einstellung, wenn sie angewendetwird, naturgemäß größer als der hier berechneteKreisradius.Mindestens eine der eingestellten Distanzschutzzonenmit vorwärts gerichteter oder nicht gerichteterReichweite muss eine größere Reichweitebesitzen als der Kreisradius. In diesem Beispielweist die Zone 5 die größte Reichweite auf und istauf nicht gerichtet eingestellt. In diesem Fall mussFolgendes überprüft werden:1341 Betriebsmodus der Zone 5 ist nicht gerichtet1342 R(Z5) Widerstand bei zweiphasigen FehlernKreisradius (25,4 Ω)1343 X+(Z5) Reaktanz für VorwärtsrichtungKreisradius (25,4 Ω)Verfügt keine der angewendeten Zonen über eineausreichend große Reichweite, muss zu diesemZweck eine spezielle Zone ausgewählt werden.Diese Zone muss als nicht gerichtete Zone (fürMHO vorwärts gerichtet eingestellt) eingestelltwerden, mit einer X- und R-Reichweite gleich desberechneten Kreisradius (25,4 Ω in diesem Beispiel).Die Verzögerung dieser Zone kann auf unendlich(∞) eingestellt werden, um bei Bedarf einAuslösen durch den Distanzschutz in dieser Zonezu vermeiden.Einstellung der Distanzzonen 4. Einstellen der Reserve-Überstromstufe für 67Der Reserveüberstrom muss als Reserveschutz betriebenwerden, so dass er stets aktiv ist:2601 Betriebsart EIN: stets aktivBeim Reserve-Überstromschutz müssen die folgendenEinstellungen angewendet werden, die fürdie Funktion gerichteter UMZ (ANSI 67) gedachtist. In diesem Beispiel wird Stufe I> verwendet:LSP2674.tif2620 I ph> Ansprechwerteingestellt gleich des erforderlichen gerichtetenUMZ Ansprechwertes (in diesem Beispiel 2,5 A)2621 T I ph> Verzögerungeingestellt gleich der gewünschten Verzögerung(in diesem Beispiel 0,5 Sek.)2622 3I 0> Ansprechwertdurch die Einstellung auf Unendlichkeit (∞) deaktiviertBild 8 Einstellungen des Überstromzeitschutzes 5. Einrichten der CFC-LogikIn der CFC-Logik wird das Fehlen einer Vorwärtserkennungdurch den Distanzschutz (in diesemFalle Zone 5) verwendet, um die Reserve-Überstromstufe(in diesem Falle Stufe I

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzIm Auslöseprotokoll (Bild 10) ist das Auslösesignaldurch die Reservestufe O/C I> nach 510 ms zusehen.LSP2677.tifBild 10Auslöseprotokoll für vorwärts gerichteten FehlerLSP2678.tifBild 11 Auslöseprotokoll des rückwärts gerichteten Fehlers 7. ZusammenfassungDie Implementierung einer gerichteten Überstromstufe(67) in die DistanzschutzrelaisSIPROTEC 7SA6 ist durch eine einfache Kopplungdes richtungsabhängigen Distanzschutz-Auslösersignals mit einer der Überstromstufen imRelais möglich.Ist eine der anderen Reserve-Überstromstufen alsNotfallschutz erforderlich, falls der Distanzschutzaufgrund eines Sicherungsausfalls blockiert ist,kann eine ähnliche Logik implementiert werden,durch die das Blockierungssignal vom Sicherungsausfallalarm(170) abgeleitet wird.120Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzDistanzschutz mit ParallelleitungskompensationUmwelt- und Kostenbewusstsein zwingen EVU’simmer häufiger Parallelleitungen zu installieren.Durch die nahe räumliche Zuordnung der Übertragungsleitungenkommt es zu höheren Fehlerratenund zur Beeinflussung der Messgrößen. Diedeutliche Beeinflussung der Messgrößen von biszu 30 % des Distanzschutzes durch Parallelleitungenund die Abhilfemaßnahmen sollen in diesemApplikationsbeispiel betrachtet werden. 1. Begriffsklärung Parallelleitung1.1 Parallelleitungen mit gemeinsamen Mit- undGegensystemenDie beiden parallelen Leitungen haben die selbenSammelschienen an beiden Leitungsenden.Bild 1 Parallelleitung mit gemeinsamer Einspeisung anden LeitungsendenBei dieser Anordnung, wo beide Systeme mit dengleichen Quellen verbunden sind, ist es für denDistanzschutz möglich den Einfluss der Parallelleitungzu kompensieren.Bild 3 Parallelleitungen über den Bosporus1.2 Parallelleitungen mit gemeinsamen Mit- undunabhängigem NullsystemLSP2567.tifBild 2 Parallelleitung mit nur einer gemeinsamenSammelschieneBei dieser Anordnung der Parallelleitungen kannder Effekt nur auf einer Seite kompensiert werden.Bild 4 Parallelleitung mit gemeinsamer Einspeisungauf einem gemeinsamen MastDiese Anordnung der Parallelleitung beeinflusstdie Distanzmessung nicht.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 121

Leitungsschutz im Übertragungsnetz1.3 Parallelleitungen mit isoliertem Mit- und NullsystemBild 5 Parallelleitungen mit separat gespeisten SammelschienenDies ist die ungünstigste Anordnung für den Distanzschutz.Eine Kompensation der induktivenKopplung der Stromkreise ist nicht möglich. DieseAnordnung verursacht eine komplizierte Fehlerspannungs-und Stromverteilung durch die induktiveKopplung. 2. Allgemeinfiktiven Summenleiter in der geometrischen Mitteder Phasenleiter.Für die Koppel Impedanz Z M ’ einer Doppelleitungerhalten wir dann zwei parallele Einzelleiter mitErdrückweg. Die Koppelungsimpedanz kann wiefolgt berechnet werden:πµZM'= ⋅ 0ϑ⋅ f + jµ0⋅f ⋅ln4D−4µ0= 4π⋅10⎡Ω ⋅s ⎤⎣⎢ km ⎦⎥ρϑ = 658fab⎡ Ω ⎤⎣⎢ km ⎦⎥ϑ = Eindringtiefe in den Bodenf = Frequenz in Hzρ = spezifischer Widerstand in Ω /mD ab = Leiterabstand in Metern zwischen den beiden LeiternFür einen typischen Wert des spezifischen Erdwiderstandsvon ρ = 100 Ω / m, einer Systemfrequenzvon 50 Hz, einem Leiterabstand von 20 mund einem Erdkurzschluss von I a =1000 A bekommenwir folgendes Ergebnis.Z M' = 005 , + j0,24Ω/kmDamit kann man die induzierte Spannung imParallelleiter mit U b =Z M · I a berechnen und wirbekommen 250 V pro km.Bei einer Parallelleitung von 100 km würde daseine induzierte Spannung im Parallelleiter von25 kV ergeben. 3. Berechnung der Messfehler des Distanzschutzesdurch eine Parallelleitung bei ErdfehlerBild 6 Induktive Kopplung von ParallelleitungenBei parallel geführten Leitungen kommt es zu einerinduktiven Kopplung der Stromkreise. Dabeikann bei verdrillten Leitungen die Beeinflussungim Mit- und Gegensystem praktisch vernachlässigtwerden. (Koppelungsimpedanz kleiner als5 % der Selbstimpedanz). Das heißt, bei Lastflussund bei allen Fehlern ohne Erdbeteiligung könnendie Leitungen als unabhängig betrachtet werden.Bei Erdkurzschlüssen addieren sich die Leiterströmejedoch nicht zu Null, sondern es entsteht einSummenstrom der dem fließenden Erdstrom entspricht.Für diesen Summenstrom kann man sichdas Dreiphasensystem ersetzt denken durch einenBild 7 Mastbilder122Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzErdwiderstand100 Ω/ mMitimpedanz (Ω / km ) 0,032 + j 0,254Nullimpedanz (Ω / km ) 0,139 + j 0,906Koppelimpedanz (Ω / km ) 0,107 + j 0,488R1 = 0,032 Ω /kmX1 =0,254 Ω /kmR 0 = 0,139 Ω /kmX 0 = 0,906 Ω /kmR 0M =0,107 Ω /kmX 0M =0,488 Ω /kmZZELZZMLZ0 − Z1= =3⋅Z1Z − Z=3⋅Z0 11086 ,Für das Distanzrelais Z 2 ist die gemessene ImpedanzZ BxZ 0M⋅3⋅ZZ2 = ( 2 ⋅l − x)⋅ ZL+E1+ Z ZLL⎧⎥⎨⎪⎩MessfehlerDurch Einsetzen der Werte in die Gleichungenkönnen wir für diese Doppelleitung die Messfehlerbei einseitiger Einspeisung berechnen.Die Ergebnisse sind im folgenden Diagramm dargestellt:Bild 8 Parallelleitung mit einer Einspeisung, ohneParallelleitungskompensationBild 9 Doppelleitung mit einseitiger EinspeisungPhasenstrom :I LA = I A1 +I A2 +I A0Erdstrom:I EA =3I A0I LB = I B1 +I B2 +I B0I EB =3I B0K 0 =(Z Lo -Z L1 )/3Z L1K 0M =Z 0M /3Z L1I C0 / I A0 = x / 2-xFür das Distanzrelais Z 1 ist die gemessene ImpedanzZ AZ1x x= ⋅ ZL+ ⋅Zl l⎧⎥⎢⎨⎪LZ0Mx⋅3⋅ZL2l− xZE1 +ZL⎢⎩MessfehlerBild 10 Distanzmessfehler auf einer Doppelleitung miteinseitiger EinspeisungSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 123

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzDie größte Messabweichung (35 %) tritt bei einemFehler am Leitungsende auf, da die eingekoppelteLänge bis zur Fehlerstelle maximal wird.Aus diesem Beispiel ist zu erkennen, dass die Zonenreichweiteauf 70 % zurückgenommen werdenmuss, um bei Erdfehlern keine Überreichweite zuerzielen.3.1 Resultat Der Fehler ist proportional zum K 0M =Z 0M /3Z L1 Der Fehler erhöht sich mit dem Verhältnis desErdstromes der Parallelleitung I EP zum Erdfehlerstromdes Relais. Das Relais hat eine Unterreichweite wenn derErdfehlerstrom der Parallelleitung und der Erdstromdes Relais in Phase sind (gleiche Richtung). Das Relais hat eine Überreichweite wenn derErdfehlerstrom der Parallelleitung und der Erdstromdes Relais entgegengesetzte Phasenlagehaben (entgegengesetzte Richtung).Der Messfehler des Relais auf der fehlerhaften Leitungbei zweiseitiger Einspeisung ist im obigenDiagramm dargestellt. Es ist zu erkennen, dass derFehler negativ wird bei Fehlern auf den ersten50 % der Leitung bei gleichen Einspeiseverhältnissen.Dies ist genau der Bereich, wo der Erdstromauf der Parallelleitung in entgegengesetzter Richtungfließt.Auf den nächsten Bildern ist ersichtlich, dass derParallelleitungseinfluss sich mit dem Schaltzustandder Parallelleitung stark ändert. Der Grundist die unterschiedliche Erdstromverteilung.Zph−Emit kUph−E=I + k ⋅ I + k ⋅IEMph−E E E EM EpZ=3⋅Z0M1LBild 12 Fehler am LeitungsendekEM∆Ζ = ⋅ ZL24 % von Z L1+ kEFehler am Leitungsende (Bild 12):Einspeisequellen für Mit- und Nullsystem am gleichenLeitungsendeBild 13 Fehler am Leitungsende mit geöffnetemLeistungsschalterBild 11 Erdkurzschluss auf einer Doppelleitung beizweiseitiger EinspeisungkEM∆Ζ = − ⋅ ZL24 % von Z L1+ kEFehler am Leitungsende (Bild 13):Ein Schalter offen, Sternpunkterdung und Relaisan entgegengesetzten Enden.124Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Übertragungsnetz3⋅kEMZ0M∆Z= ⋅ ZL= ⋅ZL 40 % von Z L1+ k ZEFehler am Leitungsende (Bild 14):0Bild 14 Einspeisequellen des Mit- und Nullsystems an entgegengesetztenLeitungsendenZkEM⋅Z∆Z=-Z L⋅1 + kE0M0L -10 % von Z LFehler am Leitungsende (Bild 15):Bild 15 Parallelleitung abgeschaltet und beidseitig geerdet 4. ParallelleitungskompensationDamit der Distanzschutz mit Parallelleitungskompensationarbeiten kann, wird vorausgesetzt, dasser den I EP der Parallelleitung als Messgröße bekommt.Z=AUA=I + k ⋅IZ1Lph E E⎛⎜ I⎝phZELZ0M+ ⋅ IE+ ⋅ IZ1L3 ⋅ Z1LI + k ⋅Iph E EEp⎞⎟⎠Aus der Gleichung ist ersichtlich dass die Fehlerimpedanzrichtig gemessen wird, wenn wir im Nennerden TermZ 0M⋅ IEPaddieren. Mit der normalen3⋅Z1LEinstellung k E = Z E / Z L kürzt sich dann der Nennergegen den Klammerausdruck im Zähler undwir erhalten als Messergebnis Z 1L .Der Distanzschutz besitzt einen weiteren Messeingangan dem der Erdstrom der Parallelleitung angeschlossenwird. Die Addition erfolgt numerisch.Es ist zu beachten, dass das Relais auf der gesundenLeitung durch die Einkopplung des Erdstromesder Parallelleitung den Fehler in zu kurzerEntfernung sieht. Würde die Zone1 der nicht fehlerbehaftetenLeitung auf 85 % eingestellt sein,würde der Distanzschutz durch den zugeführtenParallelfehler zu einer Überreichweite führen. DerDistanzschutz würde noch Fehler auf der Parallelleitungbis 55 % Leitungslänge in Zone 1 sehen.Bild 16 Anschluss der ParallelleitungskompensationSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 125

Leitungsschutz im Übertragungsnetz⎛ ZEZ0M⎞⎜ = 086 , / = 065⎟ ,⎝ ZL3⋅Z L ⎠Bild 17 Distanzmessung mit ParallelleitungskompensationZ L= LeitungsimpedanzZum Verhindern dieser Überfunktion wird diesogenannte Erdstromwaage benutzt. Sie vergleichtdie Erdströme der beiden Leitungssysteme undsperrt die Parallelleitungskompensation, wenn derErdstrom der Parallelleitung den Erdstrom der eigenenLeitung um einen einstellbaren Faktorüberschreitet.x2IE12 l x= ⋅ − −= lI x xE2lBei einer Einstellung von x/l von 85 % wirkt dieParallelleitungskompensation bei Fehlern auf dereigenen Leitung und noch 15 % in die Parallelleitung.Daraus ergibt sich ein Faktor vonI E1 / I E2 = 1,35 als Standardwert für die Erdstromwaage.Einstellhinweise für die ParallelleitungskompensationDie Kompensation ist nur möglich wo die beidenLeitungen in der gleichen Station endenBeim Distanzschutz wird die Kompensation nurdort eingesetzt, wo ohne Kompensation keineausreichende Reservezone möglich ist. Dies istder Fall, wenn auf die Doppelleitung kurze Leitungenfolgen.Bild 18 Wirkung der ParallelleitungskompensationBeispiel:S" K = 10 000 MVAS" K = 20 000 MVABild 19Anlagenbeispiel einerDoppelleitungZZ01= 1Z VA1 =16ΩP N = 1000 MVAS" K = 2500 MVAZ0= 1Z1Z VB1 =64ΩZZ01= 1Z VC1 =8Ω126Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Übertragungsnetz 5. BerechnungsbeispieleDas Vorgehen bei der Einstellung einer normalenEinfachleitung ist in den Gerätehandbüchern anHand eines Beispiels erläutert. An dieser Stellewerden noch besondere Anwendungsfälle behandelt.5.1 Doppelleitung im geerdeten NetzDie Kopplung im Nullsystem erfordert eine eingehendeBetrachtung der Zoneneinstellung bei Erdfehlern.5.1.1 Allgemeines VorgehenEs wird empfohlen, zunächst die Staffelung derDistanzzonen für Phasenfehler festzulegen, ohneBerücksichtigung der Parallelleitungskopplung.Im zweiten Schritt werden dann die Zonenreichweitenfür Erdkurzschlüsse überprüft und ein passenderErdstromkompensationsfaktor gewählt.Der Einsatz der Parallelleitungskompensationmuss in Betracht gezogen werden, damit bei Erdkurzschlüssenein ausreichender Fernreserveschutzgewährleistet werden kann.5.1.2 Staffelung der Distanzzonen für PhasenkurzschlüsseDie Zonen sind gemäß den Grundregeln für Staffelpläneeinzustellen. Bei den Reservezonen ist dabeider parabelförmige Verlauf der Impedanz,abhängig vom Fehlerort, von Bedeutung.Bei der Reihenschaltung von Doppelleitungen ergebensich außerdem unterschiedliche Reichweitender Reservezonen, abhängig vom Schaltzustandund von der Einspeisung am Gegenende.Theoretisch betrachtet ergibt sich damit ein relativhoher Aufwand für die Erstellung des Staffelplansvon Doppelleitungen.In der Praxis wird in der Regel einfacher vorgegangen.Für die praktische Staffelung der zweitenZone kann die halbe Impedanz der folgenden Parallelleitungangesetzt werden (Doppelleitungfolgt auf Einfachleitung). Wir erhalten damit:Z2A = SF2⋅ ( ZA⋅B + 0, 5⋅ZB⋅C)Bei der dritten Zone ist entsprechend der gewähltenReserveschutz-Strategie zu staffeln. Eine füralle Schaltzustände selektive Staffelung führt zurelativ kurzen dritten Stufen, die kaum längerwerden, als die entsprechende 2. Stufe.Im Hoch- und Höchstspannungsnetz wird manversuchen, dass die dritte Stufe bei normalem Parallelleitungsbetriebdie folgende Doppelleitungabdeckt. In diesem Fall erhalten wir die Stufeneinstellung:( )Z = 11 , ⋅ Z + Z3A A⋅B B⋅CBei der Anregezone sollen die Folgeleitungen imungünstigsten Schaltzustand (Einfachleitung folgtauf Parallelleitung) im Schutzbereich liegen. Dafürist folgende Einstellung zu wählen:( )Z+ AA= 11 , ⋅ ZA−B + 2⋅ZB−CIn der Regel sind in den Zwischenstationen derDoppelleitung auch Einspeisungen vorhanden, diebei der Staffelung der Reservezonen zu berücksichtigensind. Dies wird mit dem folgenden Beispielveranschaulicht (siehe Bild 19):Doppelleitung.Einstellung des Distanzzonen für PhasenkurzschlüsseGegeben:100-kV-DoppelleitungLeitungsdaten:Konfiguration gemäßl 1 und l 2 = 150 km, l 3 und l 4 =80kmZ 1L '= 0,0185 + j 0,3559 Ω/kmZ 0L '= 0,2539 + j 1,1108 Ω/kmZ 0M '= 0,2354 + j 0,6759 Ω/kmP nat. = 518 MW je LeitungStromwandler: 2000/1 ASpannungswandler: 400/0,1 kVAufgabe:Berechnung der Zoneneinstellung für Relais D1.Lösung:Zur Vereinfachung wird bei der Kurzschlussberechnungnur mit X-Werten gerechnet:X L1 =X L2 = 0,3559 Ω/km · 150 km = 53,4 ΩX L3 =X L4 = 0,3559 Ω/km · 80 km = 28,5 ΩWir verwenden generell einen Staffelfaktor von85 %.Die Zonenreichweiten berechnen sich wie folgt:X 1 = 0,85 · 53,4 ΩFür die selektive Staffelung der 2. Stufe wird angenommen,dass die Parallelleitung L2 offen ist, dassaber von der Zwischeneinspeisung in B immermindestens die halbe Kurzschlussleistung ansteht.Es wird selektiv zum Ende der 1. Zone der Distanzrelaisder Folgeleitungen 3 und 4 gestaffelt.Das heißt, wir können etwa die halbe Leitungsimpedanzeinsetzen. Es ergibt sich damit eine vereinfachteErsatzschaltung.Für einen dreipoligen Fehler in C errechnen wirdie im Bild eingezeichneten Kurzschlussströme.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 127

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzBild 20 Schutzeinstellung bei Doppelleitungen:Netzdaten zum BerechnungsbeispielUnter Berücksichtigung des Zwischeneinspeiseeffekteserhalten wir:⎡ 28, 5 119X 2= 53 4 + ⋅⎛ ,⎜1+⎞ ⎤,⎟ 085⎣⎢ 2 ⎝ 219⎠⎦⎥ ⋅ ,,=64 Ω = 120 %X L1Gemäß oben genannter Empfehlung erhalten wirfür Zone 3X = ( 53, 4 + 28, 5) ⋅ 11 , = 90, 1 Ω = 169 % X3 L 1und für die Anregezone:X A+= ( 53, 4 + 2 ⋅28, 5) ⋅ 11 , = 121 Ω = 226 % X L1Die Reichweite der Zonen in R-Richtung stimmenwir auf die Impedanz der natürlichen Leistung ab:ZNat.U2N= 2 400= = 309 ΩP 518Nat.5.1.3 Zonenreichweite bei ErdkurzschlüssenBei den Ph-E-Messsystemen ist der Erdstromkompensationsfaktork E maßgebend. Bei Einfachleitungenwird dieser auf den entsprechendenZ F/Z L-Wert der Leitung eingestellt. Der Schutzmisst dann für Ph-Ph und Erdkurzschlüsse diegleiche Impedanz.Bei Doppelleitungen ergibt sich durch die Nullsystemkopplungein Messfehler bei Erdkurzschlüssen.Mit der Parallelleitungskompensation ist eineKorrektur der Messung möglich. Diese Funktionist in den Relais 7SA optional enthalten. Es mussnur der Erdstrom der Parallelleitung an das Relaisangeschlossen und die Koppelimpedanz eingestelltwerden. Die Erdstromwaage kann auf dem Standardwertx/l = 85 % belassen werden. Der Erdstromfaktorist in diesem Fall an die Einfachleitunganzupassen.5.1.4 Einstellung des k E-Faktors(Betrieb ohne Parallelleitungskompensation)Für den Fall, dass die Parallelleitungskompensationnicht benutzt wird, muss ein k E -Faktor gefundenwerden, der für die möglichen Betriebszuständeder Doppelleitung einen ausreichendenSchutz garantiert (siehe Tabelle 1).Wir gehen davon aus, dass eine neue Leitungkurzzeitig die doppelte Leistung übertragen mussund lassen zusätzlich einen Sicherheitsabstandvon 30 %. Damit ergibt sich die maximaleR-Reichweite der Anregung zu:RA1 = 0, 7 ⋅ 309 =108 Ω2Wir wählen weiter ϕ A = 50° undRA2 = 2 · RA1 = 208 ΩFür die Distanzzonen bietet ein R/X-Verhältnisvon 1 eine ausreichende Kompensation für Fehlerwiderstände.128Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Übertragungsnetza) Diese Formel gilt für x lFür x lb) kc) kXEL =XEM>1 gilt:⎛ X'⎜⎝ XEL' 1 L≤1X'SF11( + kXER)+ kXEM⋅X'1+ k XEL⎞⎟⎠⎛ X'0= ⎜⎝ 3⋅X'MLeitung0L⎞⎟⎠LeitungDie Anpassung der Einstellung an einen Betriebszustandbewirkt eine Über- oder Unterreichweitebei den jeweils anderen Zuständen. SF1 in % istdabei der gewählte Stafelfaktor für die 1. Zone(Reichweite bei Ph-Ph-Fehlern). x/l in % gibtdann an , wie weit die Zone 1 (Ph-E-Schleife) beiErdfehlern reicht, bezogen auf die Leitungslänge.Die Bestimmung des Relaiseinstellwertes k ER wirdan dem Beispiel Doppelleitungsbetrieb gezeigt:Die Spannung am Relaiseinbauort für einen Fehlerin der Entfernung x/l ist:xUl Z I xl Z I x Z0MPh⋅ E=L⋅Ph+E⋅E+ ⋅IEPl 3Dabei ist bei einseitiger Einspeisung:xI IlPh=EundIEP = ⋅ IEx2 −lFür die Messung an der Ph-E-Schleife erhalten wirdamit:xZ0MZ ZlL+E+ ⋅32 −ZPh−EUPh⋅E=I + k ⋅IPh ER Ex= ⋅l0M0L1 + kDabei ist k ER der am Relais eingestellte komplexeErdstromkompensationsfaktor.Bei den digitalen Relais 7SA wird X und R getrenntberechnet. Dafür gelten vereinfachten Formeln,wenn Phasen und Erdströme gleichePhasenlage haben.ERxlDamit resultiert:Für die Reichweite interessiert zunächst nur dergemessene X-Wert.Mit kXXRPh−EPh−EXELUPh−E⋅sinϕk=XEPh+ ⎛ I⎝ ⎜ ⎞I ⎟ ⋅X ⎠XEXM= und kXEM= ergibt sich:X3 ⋅0XLx1 + k k lXEL+XEM⋅x2 −xl X l−= ⋅1 + kPh E LLRUPh−E⋅cosϕk=REPh+ ⎛ I⎝ ⎜ ⎞I ⎟ ⋅R ⎠LREExXEX0M1+ + ⋅ lX ⋅ xL3 XL2 −x= ⋅X⋅lLl+ ⎛ ⎝ ⎜ XE ⎞1 ⎟X ⎠xRER0M1 + + ⋅ lR ⋅ R xL3L2 −x= ⋅R⋅lLl+ ⎛ ⎝ ⎜ RE⎞1 ⎟R ⎠XERDas Ph-E-Messsystem und das Ph-Ph-Messsystemhaben den gleichen Impedanz-Ansprechwert (gemeinsamenEinstellwert Z1).Damit gilt: Z Ph-E = Z Ph-Ph = Z1=SF1·Z L ,wobei SF1 der Staffelfaktor der ersten Zone ist.Für den Erdstromkompensationsfaktor, der amRelais einzustellen ist, erhalten wir schließlich folgendeFormel:x1 + k k lXEL+XEM⋅x2 −kl xXER=⋅ −1SF1lWir können von einer vorgegebenen Zonenreichweitefür Phasenfehler (SF1 in % von Z L ) dieReichweite der Ph-E-Messsysteme variieren durchVerstellen des Faktors k XER .Wir können die vorherige Gleichung auch nachx/l auflösen und erhalten dann die Reichweite füreine gegebene k XER -Einstellung.LLLRRxl[ GF1⋅ ( 1+ k ) + 21 ( + k )] − [..] 2XER XEL− 81 ( + kXEL − kXEM) ⋅(1+ kXER)⋅SF1=2 ⋅(1+k − k )In gleicher Weise erhalten wir die in Tabelle 1 angegebenenFormeln für die Fälle „Parallelleitungoffen“ und „Parallelleitung offen und beidseitiggeerdet“.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 129XELXEM

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzReichweite x/l bei Ph-E Kurzschlüssenxl+ k= SF1⋅1 XER1+ k XELxl= siehe Formel aufvorgehender Seitexl( 1+ kXER) ⋅SF1=X'1 + k −k⋅XELXEM0MX 0La)k XER-Einstellungmit:x= 085 ,lSF1 = 0,85k XEL = 0,71b) k XEM = 0,64c) X' 0M = 0,72 Ω/kmX' 0L = 1,11 Ω/kmX' 1L = 0,356 Ω/km1 k xkER = + EL⋅ − 1=0, 71( 0, 5)SF1 lx1 + k k lXEL+XEM⋅x2 −klXER=SF1k XER = 1,18kXERX'1 + kXEL+ kXEM⋅X'=SF10M0L− 1x⋅ − 1=0,31l85 %(75 %)71 %(64 %)108 %(98 %)108 % 85 % 132 %65 % 56 % 85 %Tabelle 1 Distanzmessung bei Erdkurzschlüssen: Reichweite (in x-Richtung) abhängig vonXEder Relaiseinstellung kXER= ⎛ ⎝ ⎜ ⎞⎟ und dem SchaltzustandX ⎠LRelaisDie Wahl der Einstellung von k XER erfordert einenKompromiss, der alle drei Betriebsfälle berücksichtigt.(Tabelle 1) 1 Bei einem Staffelfaktor vonSF1 = 85 % bietet die Anpassung an die Einfachleitungmeist eine akzeptable Lösung. Die beidseitigeAbschaltung einer Leitung mit beidseitigerErdung tritt nur bei Wartungsarbeiten auf, so dassdas kurze Übergreifen von 8 % nur selten wirksamwird, da in der Regel das Übergreifen durch Zwischenspeisungenverkürzt wird.Bei Betrieb mit einpoliger KU würde das Übergreifensowieso nur zu einer überzähligen KU,und zu keiner endgültigen Abschaltung führen,vorausgesetzt, dass es sich um einen transientenKurzschluss handelt (etwa 90 % der Fehler).Alternativ kann die Reichweite bei Erdfehlerndurch Einstellen eines niedrigeren k XER-Faktorsetwas verkürzt werden . Bei einer Reduzierungvon k XER = 0,71 auf k XER = 0,5 würde sich bei demBeispiel gerade kein Übergreifen mehr ergeben.Die Reichweite bei Doppelbetrieb wäre dann allerdingsnur noch 64 %, wobei zu bedenken ist, dasssich die Parallelleitungskopplung nur bei demWorst-Case-Fall der einseitigen Einspeisung vollauswirkt. Im Normalfall der zweiseitigen Einspeisungist bei Fehlern nahe der Leitungsmitte derErdstrom auf der Parellelleitung wesentlich geringerund die Zonenreichweite entspricht fast derder Einfachleitung. Zudem hat die Parallelleitungskopplungam anderen Leitungsende immerdie entgegengesetzte Wirkung, d.h. eine Zonenverlängerung.Durch eine Mitnahmeschaltungkann deshalb stets eine sichere Schnellabschaltunggewährleistet werden. Bei der Reduktion desk XER-Faktors muss allerdings bedacht werden, dasssich auch die Reichweite der Reservezonen beiErdfehlern entsprechend verkürzt. Statt einer Verkleinerungdes k XER-Faktors ist deshalb auch eineZonenreduzierung (z.B. SF1 = 0,8) in Betracht zuziehen.5.1.5 Einstellung der ÜbergreifzoneDie Zone Z 1B sollte auf 120 - 130 % Z L eingestelltwerden. Bei Betrieb mit Parallelleitungskompensationwürde diese Reichweite auch bei Erdfehlerngelten.1 Die Zahlenwerte in der Tabelle 1 wurden mit denLeitungsbelägen des vorhergehenden Beispiels gerechnet.Die komplexen Faktoren k EL = 71 – j0,18 undk EM = 0,64 – j0,18 wurden dabei zur Vereinfachung nurmit ihren Realanteilen berücksichtigt, die in erster Näherungden Werten k XEL =X E/X L und k XEM = X M (3 · X L)entsprechen. Dies ergibt für das Höchstspannungsnetzeine ausreichende Genauigkeit.130Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzDie Anpassung der Einstellung an einen Betriebszustandbewirkt eine Über- oder Unterreichweitebei den jeweils anderen Zuständen. SF1 in % istdabei der gewählte Staffelfaktor für die 1. Zone(Reichweite bei Ph-Ph-Fehlern). x/l in % gibtdann an, wie weit die Zone 1 (Ph-E-Schleife) beiErdfehlern reicht, bezogen auf die LeitungslängeDie Bestimmung des Relaiseinstellwertes k ER wirdan dem Beispiel Doppelleitungsbetrieb gezeigt:Die Spannung am Relaiseinbauort für einen Fehlerin der Entfernung x/l ist:xUl Z I xl Z I X Z0MPh− E=L⋅Ph+E⋅ E+ ⋅IEPl 3Dabei ist bei einseitiger Einspeisung:xI I I lPh=EundEP= ⋅ IEx2 −lFür die Messung der Ph-E-Schleife erhalten wirdamit:ZPh−EUPh−E=I + k ⋅IPh ER Ex= ⋅lZLxZ0M+ ZlE+ ⋅3 x2 −l1 + kDabei ist k ER der am Relais eingestellte komplexeErdstromkompensationsfaktor. Bei den digitalenRelais 7SA wird X und R getrennt berechnet. Dafürgelten vereinfachte Formeln, wenn Phasenund Erdströme gleiche Phasenlage haben. Damitresultiert ausXRPh−EPh−EFür die Reichweite interessiert zunächst nur dergemessene Wert:Mit kXELUPh−E⋅sinϕK=XEIPh+ ⎛ I⎝ ⎜ ⎞⎟ ⋅X ⎠XEX0M= und kXEM= ergibt sich:X3 ⋅ XLLRUPh−E⋅cosϕK=REIPh+ ⎛ I⎝ ⎜ ⎞⎟ ⋅R ⎠LREELERxXEX0M1 + + ⋅ lXL3 ⋅ XL2 −x= ⋅XL⋅l+ ⎛ ⎝ ⎜ XE ⎞1 ⎟X ⎠x= ⋅RL⋅lRERM+ +R 3⋅R01LLLE1 + ⎛ ⎝ ⎜ R ⎞⎟R ⎠LRx⋅ l2 −RXx1 + k k lXEL+XEM⋅x2 −xl X l−= ⋅1 + kPh E LXERDas Ph_E_Messsystem und das Ph-Ph-Messsystemhaben den gleichen Impedanz-Ansprechwert(gemeinsamen Einstellwert Z 1 ). Damit ergibt sich:Z Ph-E = Z Ph-Ph = Z 1 = SF1·Z L , wobei SF1 der Staffelfaktorder ersten Zone ist:Für den Erdstromkompensationsfaktor, der amRelais einzustellen ist, erhalten wir schließlich folgendeFormel:x1 + k k lXEL+XEM⋅x2 −k = lXERSF1xl⋅xl−1Ohne Parallelleitungskompensation muss die120-%-Reichweite für den Fall des Parallelleitungsbetriebesdimensioniert werden unter Berücksichtigungdes vorher festgelegtenk XER -Faktors.x / l1 + kXEL+ kXEM⋅SF =2 − x / l ⋅ x / l1+ kXERFür einen Fehler am Ende der Leitung(x/l = 100 %) und einen Sicherheitszuschlag von20 % erhalten wir folgende Formel für die Übergreifzone:xl120%X1B= SF100%⋅XL⋅1001 k k= + + XEL1 + kXERXEM⋅XL⋅12,Mit dem gewählten k XER = 0,71 erhalten wirX1B = 165 % X L.Ohne Parallelleitungskompensation mussalso die Übergreifzone sehr hoch eingestelltwerden, damit bei Doppelleitungsbetriebein Sicherheitszuschlag von 20 % gewährleistetist.5.1.6 Reichweite der Reservezonen beiErdfehlernWir betrachten das Verhalten der Distanzmessungmit und ohne Parallelleitungskompensation.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 131

Leitungsschutz im Übertragungsnetz5.1.7 Distanzmessung ohne ParallelleitungskompensationFür den einfachen Fall, dass auf die Parallelleitungeine Einfachleitung folgt (Bild 21, Leitung 4 abgeschaltet),können wir die gemessenen Impedanzwie folgt bestimmen:Spannung am Relaiseinbauort:Z0M1−2UPh−E= ZL 1⋅ IPh1 + ZE1 ⋅ IE 1+ ⋅IE23xx+ ZL2⋅ IPh3+ ZE2⋅ IE3l2l2Mit I Ph1 = I E1 = I E2 = I K und I Ph3 = I E3 =2·I Kerhalten wir für die Relaisreaktanz:UPh−E⋅sinϕKXPh−E==IPh1+ kXER ⋅IE11 + kXEL 1+ kXEM1−2x 1 + k⋅ XL1+ 2 ⋅ ⋅+ kl 1 + k1XER2XEL3XER⋅ XL2Bild 21 Distanzmessung auf Doppelleitungen: Fehler auf einer FolgeleitungWenn wir x/l 2 = 0 setzen, erhalten wir die gemesseneReaktanz bei einem Fehler in der Gegenstation.Für das gerechnete Beispiel ergibt sich derWert1XPh− E= + 0, 71 + 0,64= 137 , ⋅XL1071 ,Daraus ersehen wir, dass im vorliegenden Fall dieReservezonen erst dann über die nächste Stationreichen, wenn sie größer als 137 % Z L1 eingestelltsind. Dies trifft bei der gewählten Einstellungnicht für die 2. Zone zu.Bei der auf Basis der Phasenkurzschlüsse gewähltenStaffelung (120 %) würde die 2. Zone imParallelleitungszustand bei Erdfehlern nur bis91 % Z L1 reichen.Dieses Problem tritt besonders dann auf, wenn diefolgende Leitung nach der die 2. Zone gestaffeltwerden muss, wesentlich kürzer ist als die eigeneLeitung und nur eine kleine Zwischeneinspeisungvorhanden ist.132Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzZ0M1−2xx x Z0M3−4UPh−E= ZL1 ⋅ IPh1+ ZE 1⋅ IE1+ ⋅ IE2+ ZL2⋅ IPh3+ ZE2⋅ IE3+ ⋅I3 lll2 223E4Mit I Ph1 = I E1 = I E2 = I k sowie⎛ x ⎞I Ph3 = I E3 = ⎜ 2 − ⎟ ⋅ I K und I E4 = x ⋅ I K⎝ l ⎠l 2erhalten wir:2XPh−E1 k k= + +1 + kXEL1 XEM1−2XERx ⎛ x ⎞x⎜ 2−⎟ ⋅ ( 1+k ) + ⎛ kl2 ⎝ l2⎠⎝ ⎜ ⎞⎟ ⋅l2 ⎠⋅ XL1+1 + kXEL2 XEM3−4XER2⋅ XL2Durch die Auflösung nach x/l 2 gewinnen wir wiederdie Formel für die Reichweite der Zonen:2x 21 ( + kXEL2) − 41 ( + kXEL2) − 41 ( + kXEL2 − kXEM3−4)⋅∆=l22 ⋅(1+ k XEL2− k XEM3 − 4)mitXL1 ⎡ XZone⎤∆= ⋅⎢( 1+ kXER) ⋅ − ( 1+kXEL1 + kXEM1−2)X⎥L2 ⎣ XL1⎦Für die Zone 3 (169 % X L1)erhaltenwirx/l 2 =33%,d.h. nur geringfügig mehr als bei der Einfachleitung.Für die Anregezone (226 % X L1) wird derAusdruck unter der Wurzel negativ, weil die Zoneknapp über die übernächste Station hinausreicht.Die Grenze (Wurzel = 0) liegt bei 223 % X L1.5.1.8 Distanzmessung mit ParallelleitungskompensationBei Anwendung der Parallelleitungskompensationwerden Fehler auf der eigenen Leitung distanzrichtiggemessen.Für Fehler hinter der nächsten Station ergibt sicheine Erweiterung der Zonen um den Faktor:1 k kk = + + XER1 + kXERXEMRentsprechend den am Relais eingestellten Kompensationsfaktoren.In den Gleichungen auf den Seiten 12 und 13 istder Term 1+k XER durch 1+k XER + k XEMR zu ersetzen.Damit erhalten wir für die 2. Zone eine Reichweitebis zu 71 % Z L2 , d.h. die Zone reicht bis dicht andas Ende der ersten Zone der Folgeleitung, die auf85 % Z L2 eingestellt ist.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 133

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzUnter Berücksichtigung der Zwischeneinspeisungin Station B wird sich noch eine Verkürzung der2. Stufe ergeben, so dass sich der Sicherheitsabstandnoch erhöht.Die 3. Zone (169 % Z L1 ) reicht mit der Parallelleitungskompensationknapp, und die Anregezone(226 % Z L1 ) sicher über die übernächste Station(C). (Einen Fehler in C würde 162 % Z L1 entsprechen).Für die endgültige Festlegung der Einstellungwäre auch hier noch die Zwischeneinspeisungzu berücksichtigen. 6. ZusammenfassungDie Zoneneinstellung kann für die Doppelleitungenan Hand der aufgezeigten Rechengänge undden abgeleiteten Formeln abgeschätzt werden. Inpraktischen Fall sind die Zwischeneinspeisungenzu berücksichtigen, damit die zweite Zone bei Einhaltungder Selektivität sicher über die nächsteStation gestaffelt werden kann und auf jeden FallSammelschienenfehler noch sicher erfasst werden.Bei nicht unterschiedlichen Leitungslängen lässtsich meist auch ohne Parallelleitungskompensationein akzeptabler Kompromiss für die Relaiseinstellungfinden. Bei kurzen Folgeleitungen ist jedocheine Parallelleitungskompensation inBetracht zu ziehen.Für die relativ aufwendige Überprüfung der Reservezonenund der Anregung stehen heuteRechenprogramme zu Verfügung.134Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzSchutz von langen Leitungenmit SIPROTEC 7SD5 1. EinleitungDer Schutz von langen Übertragungsleitungenwar bisher eine Domäne des Distanzschutzes. Dievielfach vorhandene moderne Informationsübertragungstechnikmit der Möglichkeit Vergleichssignalezuverlässig über große Entfernungen auszutauschen,macht den Differentialschutz für denEinsatz auf langen Übertragungsleitungen interessant.Hohe Empfindlichkeit und strenge Selektivitätsind weitere Aspekte die für den Differentialschutzsprechen. Das Gerät SIPROTEC 7SD5 bietetneben dem Differentialschutz umfangreicheReserveschutz- und Zusatzfunktionen für denkompletten Schutz von Übertragungsleitungenan. 2. SchutzkonzeptIn diesem Applikationsbeispiel wird im Wesentlichender Differentialschutz von Zweienden-Leitungenbeschrieben. Neben dieser Anwendungbeherrschen moderne SIPROTEC Differential-Schutzgeräte folgende Anforderungen: Schutz von Mehrbeinkonfigurationen Transformator im Schutzbereich Anpassung an verschiedene Übertragungsmedienwie LWL oder digitale KommunikationsnetzeFür den Schutz einer Zweienden-Leitung werdenfolgende Schutzfunktionen empfohlen:87 L Differentialschutz67 N Gerichteter Überstromschutz79 Automatisches Wiederseinschaltung50 BF Schalterversager-Schutz59/27 Unter- und Überspannungsschutz25 Synchron und EinschaltkontrolleLSP2173f.epsBild 1 SIPROTEC Leitungsdifferentialschutz 7SD5LSP2314_afp.epsBild 2 Einstellungen für den Funktionsumfang des 7SD5LSP2745.tifSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 135

Leitungsschutz im Übertragungsnetz***optionalFunktionsumfang des SIPROTEC 7SD5Bild 4 Differentialschutz für eine Leitung mit zwei Enden (einphasiges System)Bild 5 Grundprinzip eines Differentialschutzes für eine 2-Enden Leitung2.1 DifferentialschutzDer Differentialschutz basiert auf einem Stromvergleich.Beim Differentialschutz macht man sichdie Tatsache zunutze, dass z.B. ein LeitungsabschnittL (Bild 5) bei einem störungsfreien Betriebstets denselben Strom I an seinen beiden Endenführt. Dieser Strom fließt auf einer Seite in denentsprechenden Bereich hinein und verlässt diesenauf der anderen Seite wieder. Eine Differenz imStrom ist ein eindeutiges Anzeichen für eine Störunginnerhalb dieses Leitungsabschnitts. Die Sekundärwicklungender Stromwandler CT1 undCT2 an den Leitungsenden könnten bei gleicherÜbersetzung so zusammengeschaltet werden, dasssich ein geschlossener Stromkreis mit dem SekundärstromI ergibt und ein in die Querverbindunggeschaltetes Messglied M beim ungestörten Betriebszustandstromlos bleibt.Bei einem Fehler im durch die Wandler abgegrenztenBereich bekommt das Messglied einenzur Summe i 1 +i 2 der von beiden Seiten einfließendenFehlerströme proportionalen Strom I 1 + I 2zugeführt. Die einfache Anordnung nach Bild 5führt also bei einem Kurzschluss im Schutzbereich,in dem ein für das Ansprechen des MessgliedesM ausreichender Fehlerstrom fließt,zuverlässig zum Arbeiten des Schutzes.136Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Übertragungsnetz2.2 LadestromkompensationDie Ladestromkompensation ist eine Zusatzfunktionfür den Differentialschutz. Sie ermöglichteine Verbesserung der Empfindlichkeit, indem derdurch die Kapazitäten der Freileitung oder des Kabelsverursachte Ladestrom, der im eingeschwungenenZustand durch die verteilte Kapazität derLeitung fließt, kompensiert wird. Infolge der Kapazitätender Leiter gegen Erde und gegeneinanderfließen auch im störungsfreien Betrieb Ladeströme,die eine Differenz der Ströme an den Endendes Schutzbereiches hervorrufen. Insbesonderebei Kabeln und langen Leitungen können diekapazitiven Ladeströme beachtliche Werte erreichen.Sind die abzweigseitigen Wandlerspannungenan die Geräte angeschlossen, kann der Einflussder kapazitiven Ladeströme weitgehend rechnerischkompensiert werden. Es besteht die Möglichkeithier eine Ladestromkompensation zuaktivieren, die den tatsächlichen Ladestrom bestimmt.Bei zwei Leitungsenden übernimmt jedesGerät die Hälfte der Ladestromkompensation, beiM Geräten übernimmt jedes den Mten Teil. ZurVereinfachung zeigt Bild 6 ein einphasiges System.Für den ungestörten Betrieb können Ladeströmestationär als annähernd konstant angesehen werden,da sie nur von der Spannung und den Leitungskapazitätenbestimmt werden. OhneLadestromkompensation müssen sie daher bei derEinstellung der Empfindlichkeit des Differentialschutzesberücksichtigt werden. Mit Ladestromkompensationist eine Berücksichtigung an dieserStelle nicht notwendig. Mit der Ladestromkompensationwerden auch die stationären Magnetisierungsströmevon Querreaktanzen berücksichtigt.2.3 Gerichteter Erdkurzschlussschutz (67 N)Der Nullstrom wird als Messgröße verwendet. Gemäßseiner Definitionsgleichung ergibt die Summeder drei Phasenströme, d.h.3I 0 = I L1 + I L2 + I L3, den Nullstrom. Die Richtungsbestimmungerfolgt mit dem gemessenenStrom I E (= –3I 0), der mit einer ReferenzspannungU P verglichen wird.Die für die Richtungsbestimmung U P erforderlicheSpannung kann vom Sternpunktstrom I Y einesgeerdeten Transformatorsternpunktes abgeleitetwerden, vorausgesetzt, dass der Wandler zurVerfügung steht. Außerdem können sowohl dieNullspannung 3U 0 sowie der Sternpunktstrom I Yeines Wandlers für die Messung verwendet werden.Die Referenzgröße U P ist dann die Summeder Nullspannung 3U 0 sowie ein Wert, der proportionalzum Referenzstrom I Y ist. Dieser Wertbeträgt ca. 20 V für den Bemessungsstrom(Bild 7).Bild 6 Ladestromkompensation für eine 2-Enden-Leitung(einphasiges System)Die gerichtete Polarisation unter Verwendung desWandler-Sternpunktstroms ist unabhängig vonden Spannungswandlern und funktioniert daherzuverlässig während einer Störung im Sekundärstromkreisdes Spannungswandlers. Dies setztaber voraus, dass Erdkurzschlussströme zumindestüberwiegend über den Transformator gespeistwerden, dessen Sternpunktstrom gemessenwird.Zur Bestimmung der Richtung sind ein Mindeststrom3I 0 sowie eine Mindest-Verlagerungsspannung,die als 3U 0> eingestellt werden kann, erforderlich.Ist die Verlagerungsspannung zu gering,kann die Richtung nur dann bestimmt werden,falls sie mit dem Wandler-Sternpunktstrom gepoltwird und dieser Wert einen Mindestwert überschreitet,der der Einstellung I Y> entspricht. DieRichtungsbestimmung mit 3U 0 wird blockiert,falls über einen Binäreingang „Auslösen des Spannungswandler-Schutzschalters“gemeldet wird.Bild 7 Richtungskennlinie eines ErdfehlerschutzesSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 137

Leitungsschutz im Übertragungsnetz2.4 Automatische Wiedereinschaltfunktion (79)85 % der Lichtbogenfehler bei Freileitungen werdenautomatisch nach einem Auslösen durch denSchutz gelöscht. Dies bedeutet, dass die Leitungwieder eingeschaltet werden kann. Dieses automatischeWiedereinschalten ist nur bei Freileitungenzulässig, da die Möglichkeit des selbsttätigen Löschenseines Lichtbogenfehlers nur dort zur Verfügungsteht. Das automatische Wiedereinschaltendarf in keinem anderen Fall verwendet werden.Besteht das Schutzobjekt aus einer Mischungaus Freileitungen und anderen Geräten (z.B. direktan einen Wandler angeschlossene Freileitungoder eine Mischung aus Freileitung/Kabel), musssichergestellt werden, dass das Wiedereinschaltennur bei einer Störung in der Freileitung durchgeführtwerden kann. Können die Leistungsschalterpoleeinzeln betätigt werden, wird normalerweiseeine einpolige Kurzunterbrechung bei einphasigenKurzschlüssen und ein dreipoliges Wiedereinschaltenbei mehrphasigen Kurzschlüssen in demStromversorgungsnetz mit geerdetem Sternpunktausgelöst. Ist der Erdschluss nach einem automatischenWiedereinschalten (Lichtbogen nicht verlöschenoder metallischer Kurzschluss) weiterhinvorhanden, wird der Leistungsschalter durch dieSchutzelemente endgültig ausgelöst. Bei einigenStromversorgungsnetzen werden mehrere Wiedereinschaltversucheunternommen.In einem Modell mit einpoliger Auslösung ermöglichtdas 7SD5 eine phasenselektive, einpoligeAuslösung. Abhängig von der Ausführung ist einedreipolige, einpolige sowie mehrmalige Kurzunterbrechungsfunktionintegriert.Das 7SD5 kann ebenfalls zusammen mit einer externenKurzunterbrechungsvorrichtung betriebenwerden. In diesem Fall muss der Signalaustauschzwischen dem 7SD5 und der externen Kurzunterbrechungsvorrichtungüber Binäreingänge und-ausgänge erfolgen. Es ist ebenfalls möglich, dieintegrierte Kurzunterbrechungsfunktion durcheine externe Schutzvorrichtung (z.B. durch einenReserveschutz) auszulösen. Der Einsatz zweier7SD5 mit Kurzunterbrechungsfunktion, oder derEinsatz eines 7SD5 mit einer Kurzunterbrechungsfunktionund eines zweiten Schutzes mit eigenerKurzunterbrechungsfunktion ist ebenfalls möglich.Das Wiedereinschalten erfolgt durch eine Kurzunterbrechungsfunktion(KU). Ein Beispiel für dennormalen Zeitablauf bei einer doppelten Wiedereinschaltungist in der folgenden Abbildung zu sehen.Das integrierte automatische Wiedereinschaltenermöglicht bis zu 8 Wiedereinschaltversuche. Dieersten vier Unterbrechungszyklen können mit unterschiedlichenParametern (Aktionszeit und resultierendeUnterbrechungsdauer, einpolig/dreipolig)ablaufen. Die Parameter des vierten Zykluskönnen auch auf den fünften Zyklus usw. angewendetwerden.Bild 8 Ablaufdiagramm einer zweimaligen Wiedereinschaltung mit Wirkzeit (2. WE erfolgreich)138Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im Übertragungsnetz2.5 Schalterversagerschutz (50BF )Der Leistungsschalter-Versagerschutz dient derschnellen Reserveabschaltung, wenn im Falle einesAuslösekommandos von einer Schutzfunktion derörtliche Leistungsschalter versagt. Wird z.B. vomKurzschlussschutz eines Abzweiges ein Auslösekommandoan den Leistungsschalter abgegeben,so wird dieses gleichzeitig an den Leistungsschalter-Versagerschutzgemeldet (Bild 9). In diesemwird eine Zeitstufe T-SVS gestartet. Die Zeitstufeläuft so lange, wie ein Auslösekommando desSchutzes ansteht und der Strom über den Leistungsschalterfließt.Bei störungsfreiem Verlauf wird der Leistungsschalterden Fehlerstrom abschalten und folglichden Stromfluss unterbrechen. Wird das Auslösekommandodes Schutzes nicht ausgeführt (Leistungsschalter-Versagerfall),so fließt der Stromweiter und die Zeitstufe kommt zum Ablauf. Nunerteilt der Leistungsschalter-Versagerschutz seinerseitsein Auslösekommando, das die umliegendenLeistungsschalter zum Abschalten des Fehlerstromesbringt.2.6 Unter- und Überspannungsschutz (59/27)Mit dem Spannungsschutz sollen elektrische Gerätegegen Unter- und Überspannung geschütztwerden. Beide Betriebszustände sind ungünstig,da Überspannung z.B. Isolationsprobleme, oderUnterspannung Stabilitätsprobleme verursachenkönnen.Der Überspannungsschutz im 7SD5 erkennt diePhasenspannungen U L1-E, U L2-E und U L3-E, dieDreieckspannungen U L1-L2, U L2-L3 und U L3-L1 sowiedie Verlagerungsspannung 3U 0. Anstatt derVerlagerungsspannung kann jede andere Spannungerkannt werden, die am 4. SpannungseingangU 4 des Geräts anliegt. Außerdem berechnetdas Gerät die Mitsystemspannung sowie die Gegensystemspannung,so dass die symmetrischenKomponenten ebenfalls überwacht werden. Es istauch eine Kompoundierung möglich, mit der dieSpannung am fernen Ende der Leitung berechnetwird.Als Einstellwert für den Überspannungsschutzwird 150 % der Nennspannung empfohlen (Voreinstellungkann übernommen werden).Für den Unterspannungsschutz können auch diePhasenspannungen U L1-E, U L2-E und U L3-E, dieDreieckspannungen U L1-L2, U L2-L3 und U L3-L1 sowiedie Mitsystemspannung verwendet werden.Als Einstellwert für den Unterspannungsschutzwird die minimal zulässige Spannung für denNetzbetrieb (z.B. 80 %) empfohlen.Bild 9 Prinzip des Leistungsschalterversagerschutzes2.7 Synchron- und Einschaltkontrolle (25)Mittels der Funktion der Synchron- und Einschaltkontrollewird sichergestellt, dass beim Zuschalteneiner Leitung auf eine Sammelschiene dieStabilität des Stromversorgungsnetzes nicht gefährdetwird. Die Spannung des einzuschaltendenAbzweigs wird mit der Spannung der Sammelschieneverglichen, um die Übereinstimmung hinsichtlichder Größenordnung, des Phasenwinkelsund der Frequenz mit bestimmten Toleranzen zuüberprüfen. Optional kann ein Abschalten desAbzweigs überprüft werden, bevor dieser an eineeingeschaltete Sammelschiene angeschlossen wird(oder umgekehrt).Die Synchronprüfung kann entweder nur für dasautomatische Wiedereinschalten, nur für das manuelleEinschalten (dies beinhaltet ebenfalls einEinschalten mittels eines Steuerbefehls) oder fürbeides durchgeführt werden. Es können ebenfallsverschiedene Kriterien für die Einschaltfreigabefür das automatische und das manuelle Einschaltenprogrammiert werden. Eine Synchronisationsprüfungist auch ohne externe Anpasstransformatorenmöglich, falls sich zwischen den Messpunktenein Leistungstransformator befindet. Das Einschaltenwird bei synchronen oder asynchronenStromversorgungsnetzzuständen ausgelöst. Inletzterem Fall bestimmt das Gerät die Zeit für dieAusgabe des Einschaltbefehls, sodass die Spannungenidentisch sind, wenn sich die Leistungsschalterpoleschließen.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 139

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzBild 10 Synchronkontrolle beim EinschaltenBei der Funktion der Synchronisations- undSpannungsprüfung werden die Abzweigspannung– mit U Line bezeichnet – sowie die Sammelschienenspannung– mit U Bus bezeichnet – für Vergleichszweckeverwendet. Bei letzterer kann es sichum eine beliebige Leiter-Erde-Spannung oderDreieckspannung handeln.Befindet sich ein Leistungstransformator zwischenden Abzweig-Spannungswandlern und den Sammelschienen-Spannungswandlern(Bild 11), kanndessen Schaltgruppe durch das 7SD5-Relais ausgeglichenwerden, so dass keine externen Anpasstransformatorenerforderlich sind.Bild 11 Synchronkontrolle über einen TransformatorKommunikationsmedienDer Signalaustausch zwischen den Leitungsdifferentialschutzrelaisist besonders aufgrund der geographischenAbdeckung der Relais über mittlereund lange Entfernungen hinweg kompliziert. Esmüssen mindestens zwei Netzstationen gleichzeitigRelais des selben Stromversorgungsnetzes verwenden,um Daten über einen R2R-Kommunikationskanal(Relais zu Relais) austauschen zukönnen.Bild 12 Trennung von Relais und KommunikationswandlerDie Kommunikation erfolgt über Hilfsadern, direkteLichtwellenleiterverbindungen oder Kommunikationsnetze.Welche Art von Mediumverwendet wird, hängt von der Entfernung unddem verfügbaren Kommunikationsmedium ab(Tabelle 1). Über kürzere Entfernungen ist einedirekte Verbindung über Lichtwellenleiter mit einerÜbertragungsrate von 512 kBit/s möglich. DieÜbertragung kann ebenfalls über Modem undKommunikationsnetze erfolgen.Es muss jedoch unbedingt angemerkt werden,dass die Auslösezeiten der verschiedenen Schutzeinrichtungenvon der Übertragungsqualität abhängenund bei einer schlechteren Übertragungsqualitätbzw. einer längeren Übertragungszeitverlängert wird. In Bild 12 sind einige Beispiele fürKommunikationsverbindungen zu sehen. Bei einerdirekten Verbindung hängt die Entfernungvom Typ des Lichtwellenleiters ab. In Tabelle 1sind die zur Verfügung stehenden Optionen aufgeführt.Die Module in den Schutzgeräten sindaustauschbar. Wird ein Kommunikationskonverterverwendet, sind die Vorrichtung und derKommunikationswandler über Lichtwellenleitermit einem FO5-Modul verbunden. Der Konverterselbst ermöglicht Anschlüsse an Kommunikationsnetze,zweiadrige Kupferleitungen oderISDN.140Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Leitungsschutz im ÜbertragungsnetzLichtwellenleiteroptionen: 820 nm, 1,5 km, Multimode-Lichtwellenleiter,ST-Stecker 820 nm, 3,5 km, Multimode-Lichtwellenleiter,ST-Stecker 1300 nm, 10,0 km, Monomode-Lichtwellenleiter,ST-Stecker 1300 nm, 35,0 km, Monomode-Lichtwellenleiter,FC-SteckerUm größere Entfernungen mit Lichtwellenleiternzu überbrücken, wird momentan empfohlen, externeRepeater zu verwenden. Optische Modulefür Entfernungen von bis zu 100 km werden geradeentwickelt und werden 2005 erhältlich sein.Eine weitere Option ist die Verbindung mittels einesKommunikationsnetzes (keine Begrenzungder Entfernung).Modul im Gerät Steckertyp Fasertyp OptischeWellenlängeFO5 ST Multimode62,5/125 µmFO6 ST Multimode62,5/125 µmFO7 ST Monomode9/125 µmFO8 FC Monomode9/125 µmFO17 1) LC Monomode9/125 µmFO18 1) LC Monomode9/125 µmFO19 1) LC Monomode9/125 µmTabelle 1 Kommunikation über DirektverbindungZul. StreckendämpfungEntfernung,typisch820 nm 8 dB 1,5 km(0,95 Meilen)820 nm 16 dB 3,5 km(2,2 Meilen)1300 nm 7 dB 10 km(6,25 Meilen)1300 nm 18 dB 35 km(22 Meilen)1300 nm 13 dB 24 km(14,9 Meilen)1300 nm 29 dB 60 km(37,5 Meilen)1550 nm 29 dB 100 km(62,5 Meilen)1) Für direkte Verbindung über kurze Entfernungensollte ein geeignetes optisches Dämpfungsgliedverwendet werden, um eine Fehlfunktion oderSchaden am Gerät zu vermeiden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 141

Leitungsschutz im Übertragungsnetz 3. ZusammenfassungOptimaler Schutz von Übertragungsleitungenmit SIPROTEC-Schutzgeräten 7SD5 bedeutethohe Selektivität der Fehlerklärung, dabei bleibteine evtl. vorhandene parallele Doppelleitung sicherin Betrieb. Kürzeste Auslösezeiten sicherndie Stabilität des Übertragungsnetzes im Fehlerfall,und liefert somit einen entscheidenden Beitragzur höchsten Versorgungssicherheit.Aus schutztechnischer Sicht bietet das GerätSIPROTEC 7SD5 einen umfassenden Leitungsschutzfür den Haupt- und Reserveschutz vonÜbertragungsleitungen in einem Gerät. Durchseine flexiblen Kommunikationsmöglichkeitenlässt sich der SIPROTEC 7SD5 einfach an dievorhandene Kommunikationsinfrastruktur anpassen.Bild 13 Beispiele für Kommunikationsverbindungen142Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzSchutz eines Dreiwickler-TransformatorsDreiwicklungs- Transformator110 kV/25 kV/10 kVYyn0d525 kV-Seite: starr geerdetSchutzfunktionen:87 T - Differentialschutz87 N - Erdfehlerdifferentialschutz50/51 - UMZ als Reserveschutz49 - Thermischer Überlastschutz46 - Schieflastschutz24 - Übererregungsschutz 1. EinleitungTransformatoren sind wertvolle Betriebsmittel dieentscheidend zur Versorgungssicherheit des Netzesbeitragen. Die optimale Auslegung des Transformatorschutzesstellt sicher, dass evtl. auftretendeFehler schnell geklärt werden, und damitFolgeschäden minimiert werden.Neben den Auslegungshinweisen wird ein komplettesEinstellbeispiel mit SIPROTEC Schutzgerätenfür einen Dreiwickler-Transformator imÜbertragungsnetz beschrieben. 2. SchutzkonzeptDie Bandbreite der Hochspannungstransformatorenreicht von kleinen Verteilnetztransformatoren(ab 100 kVA) bis zu Großtransformatoren vonmehreren hundert MVA. Der Differentialschutzbietet einen schnellen, selektiven Kurzschlussschutz,alleine oder in Ergänzung zum Buchholzschutz.Bei größeren Einheiten ab etwa 5 MVAgehört er zur Standardausrüstung.2.1 DifferentialschutzDer Transformatordifferentialschutz enthält eineReihe von Zusatzfunktion (Anpassung an Übersetzungund Schaltgruppe, Stabilisierung gegenEinschalt-Rush und Übererregung) und erfordertdeshalb einige grundsätzliche Überlegungen fürdie Projektierung und Wahl der Einstellwerte.Die je Relais integrierten Zusatzfunktionen könnenmit Vorteil genutzt werden. Es ist jedoch zubeachten, dass Reserveschutzfunktionen aus Redundanzgründenjeweils in einer getrenntenHardware (weiterem Relais) anzuordnen sind. Sokann der im Differentialschutz 7UT613 enthalteneÜberstromzeitschutz nur als Reserveschutz gegenexterne Fehler im angeschlossenen Netz genutztBild 1 SIPROTEC-Transformatorschutzwerden. Der Reserveschutz für den Transformatorselbst muss als getrenntes Überstromrelais (z.B.7SJ602) vorgesehen werden. Der Buchholzschutzals schneller Kurzschlussschutz wird mit demTransformator geliefert.Für die einzelnen Funktionen werden die Gerätebezeichnungennach ANSI (American NationalStandard) verwendet. Der Differentialschutz hatdanach zum Beispiel die ANSI-Nr. 87Der Differentialschutz 7UT613 ist neben demBuchholzschutz als unabhängiger schneller Kurzschlussschutzvorgesehen.Bild 2 Schutz eines Dreiwickler-TransformatorsLSP2309.epsSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 143

Transformatorschutz2.2 ErdfehlerdifferentialschutzDer Erdfehlerdifferentialschutz erfasst Erdkurzschlüssein Transformatoren bei denen der Sternpunktniederohmig oder starr geerdet ist. Erermöglicht eine schnelle und selektive Abschaltungbei Erdschluss in der Wicklung. Der Schutzbasiert aus einem Vergleich des SternpunktstromesI SP mit den Phasenströmen der Hauptwicklung.2.4 Einbindung BuchholzschutzDer Buchholzschutz des Transformators wertetden Gasdruck des Transformatorkessels aus underfasst damit schnell und sensitiv interne Fehlerdes Transformators. Für die Einbindung solltenfolgende Überlegungen beachtet werden: Auslösekommando des Buchholzschutzes solltedirekt und unabhängig vom Differentialschutzauf den Leistungsschalter wirken Auslösekommando des Buchholzschutzes sollteim Störfallprotokoll/Störschrieb des Differentialschutzesaufgezeichnet werdenDurch die Einkopplung des Auslösekommandosüber Binäreingang des Differentialschutzes stehenaussagekräftige Daten für die Auswertung imStörfall zur Verfügung.Bild 3 Anschluss Erddifferentialschutz an einer geerdetenSternwicklungAls Ansprechempfindlichkeit sollte ≤ 10 % desStromes bei Klemmenerdschluss (90-%-Schutzbereich)angestrebt werden. Dazu ist der einphasigeZusatzmesseingang mit Anschluss I Z1 des 7UT613zu verwenden und mittels Einstellung der zugehörigenHauptwicklung zuzuordnen. Damit wird derErdstrom dieses Einganges mit den Phasenströmender Hauptwicklung verglichen.2.3 ReserveschutzfunktionenDer integrierte Überstromzeitschutz (51) im7UT613 dient als Reserveschutz für Fehler im versorgtenNetz. Ein getrennter Überstromschutz aufder Unterspannungsseite ist deshalb nicht erforderlich.Das Relais 7SJ602 kann als Reserveschutzgegen Kurzschlüsse im Transformator und als zusätzlicherReserveschutz gegen unterspannungsseitigeFehler angewendet werden. Die SchnellauslösestufeI>> (50) ist über den durchfließendenKurzschussstrom einzustellen, damit sie nicht beiFehlern auf der Unterspannungsseite anspricht.Die verzögerte Auslösung (51) muss dem Überstromschutzim 7UT613 überstaffelt werden.Wegen der unterschiedlichen Nennleistungenwird den Wicklungen S2 und S3 jeweils ein getrennterÜberlastschutz (im 7UT613 integriert)zugeordnet. Die Dreieckwicklung, die oft nur fürEigenversorgung genutzt wird, erhält einen eigenenÜberstromzeitschutz (51) (im 7UT613 integriert)gegen Phasenfehler.Bei kleiner Nennleistung der Tertiärwicklung undentsprechend angepasster Wandlerübersetzung istzu prüfen, ob nicht ein externer Zwischenwandlerbenötigt wird.Bild 4 Einbindung Buchholzschutz144Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Transformatorschutz 3. Einstellungen3.1 Einstellhinweise für DifferentialschutzDer Differentialschutz als Hauptschutzfunktiondes 7UT613 ist in wenigen Schritten parametriertund eingestellt: Schutzobjekt „Dreiphasentrafo“ parametrieren Zuordnung der Messstellen am HauptschutzobjektBeispiel:Das Gerät benötigt folgende Angaben für die Primärwicklung(Seite S1): Die primäre Nennspannung U N in kV (verkettet) Die Nennscheinleistung Die Behandlung des Sternpunktes Die Schaltgruppe des TransformatorsBei Transformatoren sind im Allgemeinen beidurchfließendem Strom die auf der Sekundärseiteder Stromwandler gemessenen Ströme nichtgleich, sondern werden von der Übersetzung undder Schaltgruppe des zu schützenden Transformatorssowie den Nennströmen der Stromwandlerbestimmt. Um die Ströme vergleichbar zu machen,müssen sie daher erst angepasst werden.Diese Anpassung geschieht bei 7UT613 rechnerisch.Externe Anpassungsmittel sind daher normalerweiseüberflüssig. Die digitalisierten Strömewerden jeweils auf die Transformator-Nennströmeumgerechnet. Hierzu wurden dem Schutzgerätdie Transformator-Nenndaten, also Nennscheinleistung,Nennspannungen, und die primärenNennströme der Stromwandler eingegeben .Bild 5 Topologie am Dreiwickler-TransformatorSeiten:S1 Oberspannungsseite des Hauptschutzobjektes(Transformator)S2 Unterspannungsseite des Hauptschutzobjektes(Transformator)S3 Seite der Tertiärwicklung des Hauptschutzobjektes(Transformator)Messstellen 3-phasig zugeordnet:M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle fürSeite 1M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle fürSeite 2M 3 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstelle fürSeite 3Achten Sie bei der Definition der Seiten auf dieFestlegungen, die Sie bei der Topologie (Bild 5)des Hauptschutzobjektes getroffen haben. Die Seite1 ist stets die Bezugswicklung, hat also dieStromphasenlage 0° und keine Schaltgruppenkennziffer.Üblicherweise ist dies die Oberspannungswicklungdes Transformators. Die Objektdatenbetreffen Angaben für jede der Seiten desSchutzobjektes, wie sie bei der Festlegung der Topologiedefiniert worden sind.73 MVAINSide1== 378A3 ⋅ 110 kVINObj= INSide400 Ak 1=378 ABild 6 Beispiel für die BetragsanpassungBild 6 zeigt ein Beispiel für die Betragsanpassung.Aus der Nennscheinleistung des Transformators(72 MVA) und den Nennspannungen der Wicklungen(110 kV und 25 kV) errechnen sich die primärenNennströme der beiden Seiten S1 (378 A)und S2 (1663 A). Da die Stromwandler-Nennströmevon diesen Seiten-Nennströmen abweichen,werden die sekundären Ströme mit denFaktoren k1 und k2 multipliziert.72 MVAI NSide2= = 1663 A3⋅25kVINObj= INSide2000 Ak 2=1663 A16 MVAI NSide3= = 924 A3⋅10kVI NObjk 372 MVA= = 4157 A3⋅10kVA= 10004157 ASiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 145

TransformatorschutzDie dritte Wicklung (S3) dagegen ist nur für16 MVA dimensioniert (z.B. als Eigenbedarfswicklung).Der Nennstrom dieser Wicklung (= Seitedes Schutzobjektes) beträgt daher 924 A. Für denDifferentialschutz muss jedoch mit vergleichbarenStrömen gerechnet werden. Deshalb muss für diedritte Wicklung ebenfalls die Nennleistung desSchutzobjektes von 72 MVA zu Grunde gelegtwerden. Diese ergibt einen Nennstrom (hierStrom unter Nennbedingungen des Schutzobjektes,d.h. bei 72 MVA) von 4157 A. Dies ist die Bezugsgrößefür die Ströme der dritten Wicklung.Die Ströme werden also mit dem Faktor k3 multipliziert.Diese Betragsanpassung nimmt das Gerätauf Basis der eingestellten Nennwerte selbsttätigvor. Zusammen mit der ebenfalls einzugebendenSchaltgruppe ist es in der Lage, nach festgelegtenRechenregeln den Stromvergleich durchzuführen.Dies wird an folgendem Beispiel für die SchaltgruppeY(N)d5 mit Sternpunkterdung verdeutlicht:Bild 7 Zeigerdiagramme bei symmetrischen StrömenBild 7 zeigt die Wicklungen und darunter die Zeigerdiagrammesymmetrisch durchfließender Ströme.Die Matrizengleichung lautet in allgemeinerForm:( I ) = k⋅( k) ⋅( I )mnAuf der rechten (Stern-)Seite sind die Leiterströmegleich den Wicklungsströmen (die Betragsanpassungist im Bild nicht berücksichtigt).Da innerhalb des Schutzbereiches kein Punkt geerdetist, kann im Schutzbereich bei äußerem Fehlerkein nennenswerter Nullstrom auftreten, auchwenn der Sternpunkt des Netzes an einer anderenStelle geerdet ist. Bei einem Erdfehler innerhalbdes Schutzbereiches ist dagegen ein Nullstrom ander entsprechenden Messstelle möglich, wenn dasNetz an einer anderen Stelle geerdet ist oder einzweiter Erdschluss im Netz vorliegt (Doppelerdschlussim nicht geerdeten Netz). Da also Nullströmenur bei inneren Fehlern auftreten können,sind sie für die Stabilität des Differentialschutzesohne Einfluss. Beim inneren Fehler gehen dagegendie Nullströme (weil von außen kommend) praktischvoll in die Empfindlichkeit ein. Eine besondershohe Empfindlichkeit bei Erdfehlern imSchutzbereich lässt sich mit dem Überstromzeitschutzfür Nullstrom und/oder dem einphasigenÜberstromzeitschutz der auch als Hochimpedanz-Differentialschutz eingesetzt werden kann, erreichen.Die Differentialschutzfunktion muss per Parametrierungaktiv geschaltet werden. Der Differentialschutz7UT613 ist bei Lieferung inaktiv geschaltet.Der Grund liegt darin, dass der Schutznicht betrieben werden darf, ohne dass zumindestdie Schaltgruppen und Anpassungswerte zuvorrichtig eingestellt wurden. Ohne diese Einstellungenkann es zu unvermuteten Reaktionen desGerätes kommen.Die Einstellung der Kennlinie des Differentialschutzesbasiert auf folgenden Überlegungen:Als Ansprechwert für den Differentialstromkann die Voreinstellung von 0,2 x I N bezogenauf den Nennstrom des Trafos in der Regelübernommen werden.Der Fußpunkt 1 berücksichtigt stromproportionaleFalschströme welche durch Übersetzungsfehlerder Wandler verursacht werden können.Die Steigung dieses Kennlinienabschnittes wirdauf 25 % eingestellt.Die Zusatzstabilisierung erhöht die Stabilitätdes Differentialschutzes im Bereich sehr hoherdurchfließender Kurzschlussströme beiaußenliegenden Fehlern und basiert auf demEinstellwert EXF-Stab (Adresse 1256) und hatdie Steigung 1 (Adresse 1241).Der Fußpunkt 2 führt zu einer höheren Stabilisierungim Bereich hoher Ströme, bei denenStromwandlersättigung auftreten kann. DieSteigung dieses Kennlinienabschnittes wird auf50 % eingestellt.Bild 8 Auslösekennlinie des Differentialschutzes146Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Transformatorschutz3.1.1 Hinweise zur ZusatzstabilisierungIm Bereich sehr hoher durchfließender Ströme beiäußerem Kurzschluss wird eine dynamische Zusatzstabilisierungwirksam. Beachten Sie, dass derStabilisierungsstrom die arithmetische Summe derin das Schutzobjekt einfließenden Ströme ist, alsodoppelt so hoch wie der durchfließende Stromselbst. Die Zusatzstabilisierung wirkt nicht auf dieI>> Stufe.Die maximale Dauer der Zusatzstabilisierungnach Erkennen eines externen Fehlers stellen Siein Vielfachen von einer Periode ein. Der empfohleneEinstellwert liegt bei 15 Perioden (Voreinstellung).Die Zusatzstabilisierung wird automatischauch vor Ablauf der eingestellten Dauer aufgehoben,sobald erkannt wird, dass sich der ArbeitspunktI Diff /I Stab stationär (d.h. über mindestenseine Periode) innerhalb des Auslösegebietes naheder Fehlerkennlinie befindet. Die Zusatzstabilisierungarbeitet für jede Phase getrennt, kann jedochaufgrund der vorliegenden Schaltgruppe auf dieBlockierung aller Phasen ausgedehnt werden(„Crossblock-Funktion“). Der empfohlene Einstellwertfür die „Crossblock-Funktion“ liegt bei15 Perioden (Voreinstellung).3.1.2 Hinweise zur Einstellung der Inrush-BlockierungBeim Einschalten des Trafos entsteht ein Einschaltrush,welcher durch einen hohen Anteil 2.Harmonischer gekennzeichnet ist, und zu einerFehlanregung des Differentialschutzes führenkann. Die Voreinstellung der Einschaltstabilisierungmit 2. Harmonischer von 15 % kann unverändertübernommen werden. Um im Ausnahmefallbei besonders ungünstigen Einschaltbedingungen,bedingt durch die Bauart des Transformatorsstärker stabilisieren zu können, kann ein kleinererWert eingestellt werden.Die Einschaltstabilisierung kann mittels der„Crossblock“-Funktion erweitert werden. Das bedeutet,dass bei Überschreiten des Oberschwingungsanteilsin nur einer Phase alle drei Phasender I Diff > Stufe blockiert werden. Ein Einstellwertvon 3 Perioden, die für die Zeit der gegenseitigeBlockierung nach Überschreiten der Differentialstromschwellewirksam ist, wird empfohlen (Voreinstellung).3.1.2 Hinweise zur Einstellung der Übererregungs-BlockierungStationäre Übererregung bei Transformatoren istdurch ungeradzahlige Oberschwingungen gekennzeichnet.Hier eignet sich die dritte oder fünfteHarmonische zur Stabilisierung. Da bei Transformatorenhäufig die dritte im Trafo eliminiert wird(z.B. in einer Dreieckswicklung), wird meist diefünfte Harmonische verwendet. Der Anteil an 5.Harmonischen, der zum Sperren des Differentialschutzesführt, wird mit 30 % (Voreinstellung)eingestellt. Die Einstellung der Cross-Block-Funktionist hier in der Regel nicht erforderlich.3.2 ErdfehlerdifferentialschutzDer Erdfehlerdifferentialschutz erfasst Erdkurzschlüssein Transformatoren, bei denen der Sternpunktgeerdet ist, selektiv und mit hoher Empfindlichkeit.Voraussetzung ist, dass ein Stromwandlerin der Sternpunktzuführung, also zwischen Sternpunktund Erder, eingesetzt ist. Dieser Sternpunktwandlerund die Leiterstromwandler grenzen denSchutzbereich ab.Im Normalbetrieb fließt in der Sternpunktzuführungkein Strom I St . Auch die Summe der Leiterströme3I 0 = I L1 + I L2 + I L3 ist annähernd null.Bei einem Erdkurzschluss im Schutzbereich(Bild 9) fließt auf jeden Fall ein SternpunktstromI St ; je nach den Erdungsverhältnissen des Netzeskann auch über die Leiterstromwandler ein Erdstromauf die Fehlerstelle speisen (gestrichelterPfeil), der jedoch mehr oder weniger in Phase mitdem Sternpunktstrom ist. Dabei ist die Stromrichtungin das Schutzobjekt als positiv definiert.Bild 9 Stromverteilung bei einem Erdkurzschlussinnerhalb des TrafosSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 147

TransformatorschutzBild 10AuslösekennlinieErddifferentialschutzBei einem äußeren Erdkurzschluss fließt auch einNullstrom über die Leiterstromwandler. Dieser hatprimärseitig die gleiche Größe wie der Sternpunktstromund ist in Gegenphase mit diesem. Zur Stabilisierungwird daher sowohl die Größe der Strömeals auch deren Phasenlage zueinander ausgewertet.Für den Erddifferentialschutz ergibt sichfolgende Auslösekennlinie:Bei obigen Beispielen wurde angenommen, dassbei äußerem Erdkurzschluss 3I 0 " und 3I 0 'inGegenphasesind, was für die Primärgrößen auchstimmt. Durch Wandlersättigung kann jedoch einePhasenverschiebung zwischen dem Sternpunktstromund der Summe der Leiterströme vorgetäuschtwerden, die die Stabilisierungsgrößeschwächt. Bei ϕ(3I 0 "; 3I 0 ') = 90° ist die StabilisierungsgrößeNull. Dies entspricht der klassischenRichtungsbestimmung mit der Methode der Summen-und Differenzbeträge.Das folgende Zeigerdiagramm zeigt die Stabilisierungsgrößebeim äußeren Fehler:Die Erdfehlerdifferentialschutzfunktion muss perParametrierung aktiv geschaltet werden. Der Erddifferentialschutz7UT613 ist bei Lieferung inaktivgeschaltet. Der Grund liegt darin, dass derSchutz nicht betrieben werden darf, ohne dasszumindest die Zuordnung und Polarität derStromwandler zuvor richtig eingestellt wurden.Ohne diese Einstellungen kann es zu unvermutetenReaktionen des Gerätes kommen.Für die Empfindlichkeit des Schutzes ist die Einstellungdes Wertes I-EDS> maßgebend. Dies istder Erdkurzschlussstrom, der über die Sternpunktzuführungdes Transformators einfließt.Ein evtl. vom Netz einfließender weiterer Erdstromgeht nicht in die Ansprechempfindlichkeitein. Der Stromwert bezieht sich auf den Betriebsnennstromder zu schützenden Seite des Trafos.Der voreingestellte Ansprechwert von 0,15 I/I nSist normalerweise angemessen.3.3 Reserveschutzfunktionen3.3.1 ÜberstromzeitschutzDer Überstromzeitschutz (UMZ) des 7UT613dient als Reserveschutz für den Kurzschlussschutzder nachgeschalteten Netzteile, wenn Fehlerdort nicht rechtzeitig abgeschaltet werden, sodass es zu einer Gefährdung des Schutzobjekteskommen kann.Der Überstromzeitschutz kann einer der dreiSpannungsseiten des Trafos zugeordnet werden.Dabei ist auch auf die richtige Zuordnung zwischenden Messeingängen des Gerätes und denMessstellen (Stromwandlersätze) der Anlage zuachten. Die Stufe I>> ergibt zusammen mit derStufe I> oder mit der Stufe I p eine zweistufigeKennlinie. Wenn der Überstromzeitschutz aufder Speiseseite des Transformators wirkt, wirddie Stufe I>> so eingestellt, dass sie für Kurzschlüssebis in das Schutzobjekt hinein anspricht,bei einem durchfließenden Kurzschlussstromaber nicht.Bild 11ZeigerdiagrammStabilisierungsgröße beieinem äußeren Fehler148Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzBerechnungsbeispiel:Transformator Y(N)d572 MVA25 kV/10 kVuk = 12 %Stromwandler 2000 A/1 A auf der 25-kV-SeiteDer Überstromzeitschutz wirkt auf die 25-kV-Seite (= Speiseseite).Der maximal mögliche dreiphasige Kurzschlussstromauf der 10-kV-Seite bei starrer Spannungauf der 25-kV-Seite würde betragen:I3polmax1⋅012 ,1 1 S= ⋅ INTrafo= ⋅UU 3 ⋅UkTrafo72 MVA= 13856,4 A3⋅25 kVkTrafoNTrafoMit einem Sicherheitsfaktor von 20 % ergibt sichder primäre Einstellwert:I>> = 1,2 x 13856,4 A = 16628 ABei Parametrierung in Sekundärgrößen werdendie Ströme in Ampere auf die Sekundärseite derStromwandler umgerechnet.Sekundärer Einstellwert:16628 AI >> = ⋅12000 A A = 8,314 Ad.h. bei Kurzschlussströmen über 16628 A (primär)oder 8,314 A (sekundär) liegt mit Sicherheitein Kurzschluss im Trafobereich vor. Dieser kannvom Überstromzeitschutz sofort abgeschaltet werden.Erhöhte Einschaltstromstöße (Rush) werden,soweit ihre Grundschwingung den Einstellwertübersteigt, durch die Verzögerungszeiten der I>>stufe unschädlich gemacht. Die Einschaltstabilisierungwirkt nicht auf die Stufen I>>.Die Stufe I> stellt den Reserveschutz für die unterlagerteSammelschiene dar. Sie wird größer als dieSumme der Abgangsnennströme eingestellt. Anregungdurch Überlast muss ausgeschlossen sein, dadas Gerät in dieser Betriebsart mit entsprechendkurzen Kommandozeiten als Kurzschlussschutz,nicht als Überlastschutz arbeitet. Dabei ist dieserWert auf die Oberspannungsseite des Transformatorsumzurechnen. Die Verzögerungszeit richtetsich nach der Staffelzeit in den Abgangsleitungen.Sie ist 300 ms größer als die größte Staffelzeit aufder Unterspannungsseite einzustellen. Ferner istin diesen Fall die Inrush-Stabilisierung für die I>Stufe wirksam zu parametrieren, damit ein Fehlansprechender I> Stufe durch den Einschaltrushdes Trafos verhindert wird.N=3.3.2 SchieflastschutzBeim Transformator kann der Schieflastschutz alsempfindlicher Schutz auf der Speiseseite beistromschwachen 1- und 2-poligen Fehlern eingesetztwerden. Dabei lassen sich auch unterspannungsseitige,einpolige Fehler entdecken, welcheauf der Oberspannungsseite kein Nullsystem imStrom hervorrufen (z.B. bei Schaltgruppe DYN).Durch den Schieflastschutz der Oberspannungswicklung(im Beispiel 110 kV) lassen sich unterspannungsseitig(im Beispiel 25 kV) die folgendenFehlerströme erfassen:Stellt man für die Oberspannungsseite I 2 > = 0,1 Aein, so lässt sich damit unterspannungsseitig einFehlerstrom von110 kV 400 AI F1= 3⋅ ⋅ ⋅01, A = 528 A25 kV 1 Abei einpoligen,kV AI F2= 3 ⋅ 100 ⋅ 400 ⋅01, A = 305 A25 kV 1Abeim zweipoligen Fehler entdecken. Das entspricht26 % bzw. 15 % des Transformatornennstromes.Da es sich hier um einen unterspannungsseitigenKurzschluss handelt, muss dieVerzögerungszeit mit den Zeiten von unterlagertenSchutzgeräten koordiniert werden. Die unabhängigeCharakteristik ist zweistufig.Bild 12 Auslösekennlinie SchieflastschutzStufe I 2 > kann zur Warnmeldung eingesetzt werden.Nach Ablauf der Verzögerungszeit der StufeI 2 >> kann ein Auslösebefehl abgesetzt werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 149

Transformatorschutz3.3.3 ÜberlastschutzDer thermische Überlastschutz verhindert einethermische Überbeanspruchung des zu schützendenTransformators. Beim 7UT6 sind zwei Methodender Überlasterfassung möglich: Überlastschutz mit thermischem Abbild nachIEC 60255–8, Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativenAlterungsrate nach IEC 60354.Von diesen beiden Methoden kann eine ausgewähltwerden. Die erste zeichnet sich durch einfacheHandhabung und eine geringe Zahl vonEinstellwerten aus; die zweite erfordert einigeKenntnisse über das Schutzobjekt und dessenUmgebung und Kühlung und benötigt die Kühlmitteltemperaturüber eine angeschlossene Thermobox.Die zweite Möglichkeit wird eingesetzt,wenn der Transformator an seiner Leistungsgrenzebetrieben wird, und über die Heißpunktberechnungdie relative Alterungsrate überwacht werdensoll. Für diese Anwendung wird der Überlastschutzmit thermischem Abbild ausgewählt, derauf die Oberspannungsseite wirken soll. Da dieUrsache der Überlastung normalerweise außerhalbdes Schutzobjektes liegt, ist der Überlaststromein durchfließender Strom. Das Gerät errechnetdie Übertemperatur gemäß einem thermischenEinkörpermodell nach der thermischenDifferentialgleichungdΘ1Θ= 1 I+ ⋅ ⋅ ⎛ ⎜t τ τ ⎝ Idth th N Obj⎞⎟⎠Die Schutzfunktion stellt somit ein thermischesAbbild des zu schützenden Objektes (Überlastschutzmit Gedächtnisfunktion) dar. Es wird sowohldie Vorgeschichte einer Überlast als auch dieWärmeabgabe an die Umgebung berücksichtigt.Das Ansprechen des Überlastschutzes wird alsMeldung ausgegeben.Hinweise zur Einstellung:Bei Transformatoren ist der Nennstrom der zuschützenden Wicklung maßgebend, den das Gerätaus der eingestellten Nennscheinleistung undNennspannung berechnet. Als Basisstrom für dieÜberlasterfassung wird der Nennstrom der demÜberlastschutz zugeordneten Seite des Hauptschutzobjektesherangezogen. Der Einstellfaktor kist durch das Verhältnis des thermisch dauerndzulässigen Stromes zu diesem Nennstrom bestimmt:kII= maxNObj2Der zulässige Dauerstrom ist gleichzeitig derStrom, bei dem die e-Funktion der Übertemperaturihre Asymptote hat. Die Voreinstellung von1,15 kann für die Oberspannungswicklung übernommenwerden.Zeitkonstante T bei thermischem Abbild:Die Erwärmungszeitkonstante T th für das thermischeAbbild ist vom Trafo-Hersteller anzugeben.Achten Sie darauf, dass die Zeitkonstante in Minuteneinzustellen ist. Häufig gibt es anders lautendeAngaben, aus denen sich die Zeitkonstanteermitteln lässt:Beispiel:t 6 Zeit; dies ist die Zeit in Sekunden, für die der6-fache Nennstrom der Trafowicklung fließendarf.τ thmin = 06 , ⋅t6Hat die Trafowicklung eine t 6 Zeit von 12 sτ thmin = 06 , ⋅ 12 s = 72 ,so ist die Zeitkonstante t auf 7,2 min einzustellen.3.3.4 ÜbererregungsschutzDer Übererregungsschutz dient zur Erkennungerhöhter Induktion in Generatoren und Transformatoren,insbesondere in Kraftwerk-Blocktransformatoren.Eine Erhöhung der Induktion überden Nennwert führt rasch zu einer Sättigung desEisenkerns und zu hohen Wirbelstromverlusten,die wiederum zu einer unzulässigen Erwärmungdes Eisens führen.Die Anwendung des Übererregungsschutzes setztvoraus, dass Messspannungen an das Gerät angeschlossensind. Der Übererregungsschutz misstden Quotienten Spannung/Frequenz U/f, der beivorgegebenen Abmessungen des Eisenkerns proportionalder Induktion B ist. Setzt man den QuotientenU/f in Relation zu Spannung und Frequenzunter Nennbedingungen des SchutzobjektesU NObj /f N , erhält man ein direktes Maß für dieInduktion bezogen auf die Induktion unter NennbedingungenB/B NObj. Alle konstanten Größenkürzen sich damit weg:BBNObjUUNObj U / f= =f UNObj/ ffNDurch diese relative Beziehung sind keinerlei Umrechnungennötig. Sie können alle Werte direktauf die zulässige Induktion bezogen angeben. DieNenngrößen des Schutzobjektes haben Sie demGerät 7UT613 bereits bei den Objekt- und Wandlerdatenbei der Einstellung des Differentialschutzesmitgeteilt.N150Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzEinstellhinweise:Der vom Hersteller des Schutzobjekts angegebeneGrenzwert der dauernd zulässigen Induktion imVerhältnis zur Nenninduktion (B/BN) bildet dieGrundlage der Einstellung des Grenzwertes. DieserWert ist gleichzeitig Warnstufe und der Mindestwertfür die thermische Kennlinie(siehe Bild 13)Bild 14 Einbindung in die LeittechnikBild 13 Auslösekennlinie ÜbererregungsschutzNach Ablauf der eingestellten zugehörigen Verzögerungszeit(etwa 10 s) der ÜbererregungsstufeU/f> erfolgt eine Warnmeldung. Große Übererregunggefährdet das Schutzobjekt schon in kurzerZeit. Die Schnellauslösestufe U/f>> wird dahermax. auf 1 s Verzögerungszeit eingestellt.Die thermische Kennlinie soll die Erwärmung,also Temperaturerhöhung, des Eisens durchÜbererregung, nachbilden. Durch die Eingabe von8 Verzögerungszeiten für 8 vorgegebene InduktionswerteB/B NObj (vereinfacht U/f bezeichnet)wird die Erwärmungskennlinie angenähert. Zwischenwertewerden linear interpoliert. Liegen keinerleiAngaben vom Hersteller des Schutzobjektsvor, wird man die voreingestellte Standardkennliniebeibehalten.Über die Systemschnittstelle werden Meldungen Alarme Messwertevom Trafo-Differentialschutz zum Stationsleitsystemübertragen. Für jede der aktivierten Schutzfunktionenstehen Meldungen zur Verfügung,welche im Rahmen der Anlagenparametrierungentweder zum Stationsleitsystem übertragen werdenkönnen oder auf die LED’s oder Meldekontakteim Schutzgerät rangiert werden können.Diese Rangierung ist mittels der DIGSI-Rangiermatrixeinfach und übersichtlich möglich.ServiceschnittstelleDas 7UT613 verfügt über eine getrennte Serviceschnittstelle,die mittels Fernkommunikation überModem ausgelesen werden kann. Der Schutztechnikerwird im Büro schnell und umfassend überdie Störung des Trafos informiert. Mit der SoftwareDIGSI werden die Daten dann im Büro analysiert.Falls die Fehlerklärung aus der Ferne nichtausreicht, so liefern die Störfalldaten Hinweise füreinen effizienten Serviceeinsatz. 4. Weiterführende Funktionen4.1 Einbindung in die StationsleittechnikDer Schutz kann über die Systemschnittstelle anein Stationsleitsystem angeschlossen werden undparallel über die Service-Schnittstelle an einenSternkoppler für die getrennte Fernkommunikationmit einem PC betrieben werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 151

Transformatorschutz 5. Anschlussschaltplan 6. ZusammenfassungOptimaler Schutz des Transformators mitSIPROTEC-Schutzgeräten bedeutet Investitionsschutzdes wertvollen Betriebsmittels und liefertsomit einen Beitrag zur höchsten Versorgungssicherheit.Aus schutztechnischer Sicht bietet dasSIPROTEC-Gerät 7UT613 einen umfassendenKurzschlussschutz für den Haupt- und Reserveschutzvon Transformatoren in einem Gerät.Umfangreiche Messfunktionen erlauben einenreibungslosen Anschluss des Gerätes ohne Zusatzgeräteund ermöglichen die Überwachung desTransformators im Betrieb hinsichtlich seinerelektrischen und thermischen Kennwerte. DieVoreinstellung des Gerätes sind so gewählt, dasder Anwender nur die bekannten Daten desTransformators und der Primärwandler zu parametrierenhat. Viele Werte der Voreinstellungkönnen problemlos übernommen werden underleichtern damit den Aufwand für Parametrierungund Einstellung.Bild 14 Anschlussschaltplan für 7UT613152Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzDie Parameter des Spannungsreglers können demVerhalten der Netzspannung optimal angepasstwerden, so dass ein ausgewogenes Regelverhaltenbei geringer Schaltzahl des Laststufenschalters erreichtwird.diese Fehler mit berechneten Korrekturfaktorenanhand der parametrierten Anlagendaten aus.Frühere Relais-Generationen benötigten separateAnpassungswandler, unter anderem auch zurSchaltgruppenanpassung.Bild 5 Spannungsregelung eines geregelten Transformators mit Hilfe eines TAPCON®-Systems3.2 Korrektur „falscher“ DifferentialströmeDie meisten Berechnungen von Differential- undStabilisierungs-Strömen erfolgt ohne Berücksichtigungder Schalterstufenstellung. In der Praxis allerdingssind die meisten Leistungstransformatorenmit einem Stufenschalter ausgerüstet. Manunterscheidet zwei Arten: Stufenschaltung für Betätigung ohne Last Stufenschaltung für Betätigung unter LastWährend die meisten Transformatoren für Stufenschaltungohne Last ausgerüstet sind, wird zurSpannungsregulierung in Netzwerken die Stufenschaltungunter Last verwendet. Die Schutzparametrierungmuss die unterschiedlichen Stufenschalterpositionenberücksichtigen, um die Möglichkeitvon Fehlauslösungen (vor allem der Extremstellungen)zu vermeiden.Der korrekte Betrieb des Differentialsschutzes erfordert,dass unter Normallast- und Fehlbedingungendie Differentialströme auf Primär- undSekundärseite den echten Gegebenheiten entsprechen.Die primär- und sekundärseitigen Stromwandlererfassen nicht das echte Transformatorübersetzungsverhältnis.Die heutigen digitalenSchutzgeräte wie die SIPROTEC-Serie gleichenHat die Wicklung einen Regelbereich, so wird alsU N der geregelten Seite nicht die tatsächlicheNennspannung verwendet, sondern die dem mittlerenStrom des Regelbereichs entsprechendeSpannung.UNU= 2 ⋅Umaxmax⋅U+ Uminmin2=1 1+U Umit U max, U min als Grenzen für den Regelbereich.Beispiel:Transformator YNd535 MVA110 kV/20 kVY-Seite geregelt ± 20 %Daraus resultieren für die geregelte Wicklung(110 kV)Maximale Spannung U max = 132 kVMinimale Spannung U min = 88kVEinzustellende Spannung2U NWICKLS 1== 105,6 kV1 1+132 kV 88 kVmaxminSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 155

TransformatorschutzParameter in relevanten SIPROTEC-Geräten7UT612 Adr. 2407UT613/63* Adr. 3117UM62 Adr. 240 4. BeispielrechnungEinfluss Stufenstellungen auf DifferentialundStabilisierungsströmeFür das folgende Beispiel wird ein Zweiwickler-Transformator mit einem Stufungsbereich von-15 % bis +5 % verwendet. Der Stufenschalter istin der Primärwicklung zur Spannungsregulierungintegriert.entspricht auf der CT 1-SekundärseiteIN1402,3 AIN1= = = 1, 00575 A ≅ INObjCT1 400(bezogen auf S1)Objektnennstrom der ungeregelten Seite (bleibtkonstant)SN72 MVAIN2= = = 1663 A3 ⋅UN23⋅25 kVentspricht auf der CT 2-SekundärseiteIN2IN21663 A= = = 0, 8315 A ≅ ICT 20002NObj(bezogen auf S2)I N Seite 1Bild 672 MVA72 MVA== 378 A I N Seite 2= = 1663 A3⋅110kV3⋅25 kVTransformator YNd5(nicht relevant für Berechnung)72 MVA110 kV/25 kVY-Seite geregelt -15 %/+5 %CT 1 = 400 (1 A)CT 2 = 2000 (5 A)4.1 Berechnungen der einzustellenden Spannung,Objekt-Nennströme und KorrekturfaktorenDie einzustellende Spannung wird gemäß der Formelim Kapitel 3.2 berechnet und als U N WICKL S1 indie SIPROTEC-Geräte 7UT6*. 7UM62* parametriert.Für die geregelte Wicklung (110 kV) berechnensich dieMaximale Spannung U max = 115,5 kVMinimale Spannung U min = 93,5 kVEinzustellende SpannungUmax⋅Umin2UN 1= 2 ⋅ =U U 1 1max+min+UmaxUmin115, 5 kV ⋅93,5 kV= 2 ⋅= 103,3 kV115, 5 kV + 93,5 kVObjektnennstrom der geregelten SeiteSN72 MVAIN1= == 402,3 A3 ⋅U3 ⋅103,3 kVN 14.2 Berechnungen der Differential-/Stabilisierungsströmein den Stufenschalterextremstellungen4.2.1 Stufenstellung +5 %Objektstrom bei maximaler StufenstellungSN72 MVAIN1( + 5%)= == 359,9 A3 ⋅Umax3 ⋅115,5 kVentspricht auf CT 1-SekundärseiteIN1(+5%)359,9AIN1( + 5%) = = = 0,8997 A ≅0,8946⋅INObjCT1 400Differentialstrom in maximaler StufenstellungIDiff = IN 1( + 5%) − INObj = 0, 8946 ⋅INObj − INObj = 0, 1054 ⋅INObjStabilisierungsstrom in maximaler StufenstellungIStab = IN 1( + 5%) + INObj = 0, 8946 ⋅ INObj + INObj = 1, 8946 ⋅INObj4.2.2 Stufenstellung -15 %Objektstrom bei minimaler StufenstellungSN72 MVAIN1( − 15%)= == 444,6 A3 ⋅U m in3⋅935, kVentspricht auf CT 1-SekundärseiteIN1(-15%)444,6AIN1( − 15%)= = = 11115 , A ≅11051, ⋅INObjCT1400Differentialstrom in maximaler StufenstellungIDiff = IN 1( −15%) − IN2 = 11051 , ⋅INObj − INObj = 0, 1051⋅INObjStabilisierungsstrom in maximaler StufenstellungI = I1( + 5%) + I = 1, 051⋅ I + I = 2,1051⋅IStab N N2 NObj NObj NObj156Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzBei der einzustellenden Spannung gemäß Kapitel3.2 wird in den Extremstellungen jeweils vom Objektnennstromder gleiche Differentialstromanteilgemessen Die berechnete und einzustellendeSpannung U N1 entspricht der Mittelstellung desTrafostufenschalters.4.3 Abstand Betriebsstrom zum StabilisierungsstromIop= m ⋅IStabVoreinstellung m = 0,25I op = 0,25 ⋅ I StabBei maximaler Stufenstellung + 5 % folgtIop = 0, 25 ⋅1, 8496 ⋅ INObj = 0,4624 ⋅INObjBei minimaler Stufenstellung - 15 % folgtIop = 0, 25 ⋅2, 1051⋅ INObj = 0,5263⋅INObjAus den Berechnungen ist weiterhin zu entnehmen,dass unter Nennbedingungen und Stufenschalterextremstellungendie Betriebsströmeaufgrund der Kennliniencharakteristik nicht imAuslösebereich liegen. Somit muss die Steigungder Auslösecharakteristik (7UT6* Adr. 1241,7UM62* Adr. 2041) nicht den Bedingungen angepasstwerden. (Voreinstellung m = 0,25) 5. ParametrierhinweiseEine direkte Einkopplung eines Transformatorstufenschaltersin den Schutzalgorithmus ist abV4.6 für 7UT63*-Geräte vorgesehen (voraussichtlichMitte 2005 verfügbar). Durch Einlesen derStufenstellungen (mit den Kodierungen BCD,Binär, 1aus n-Tabelle) können je nach Positiondas Übersetzungsverhältnis angepasst und damitdie fehlerhaften Differentialströme kompensiertwerden. Dadurch wird sowohl die Empfindlichkeitals auch die Stabilität des Differentialschutzesverbessert.Bild 8 Auslösekennlinie des Differentialschutzes in 7UT6* und 7UM62*Z. Zt. erfolgt die Anpassung über die Korrekturder Primärspannung gemäß Formel Kap. 3.2 undParametrierung durch die entsprechenden Adressenoder DIGSI . 6. Einbindung der Stufenstellungen In DIGSITrafostufen können entweder über den DIGSI-PCoder über das Graphik-Display des SIPROTEC-Gerätes angezeigt werden. Die Meldung der Trafostufenerfolgt über Binäreingänge am Gerät.Entsprechend des Codierungstyps und Anzahl derTrafostufen erfolgt die Belegung der Binäreingänge.(siehe Bild 9).Bild 7 7UT613/63* Parametrierung in Anlagendaten– TransformatorLSP2705.tifBild 9 Schematische Darstellung – Einlesen der Stufenstellungüber DIGSI oder Grafik-DisplayZur Darstellung der Trafostufen muss als erstes inder Rangiermatrix der Typ Trafostufenmeldung(TM) eingefügt werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 157

TransformatorschutzLSP2706.tifBild 12 Objekteigenschaften TrafostufenmeldungBild 10 Aktivieren der Trafostufenmeldungim InformationskatalogDie Trafostufenmeldung wird in die Rangiermatrixüber die Konfiguration der Binäreingabeneingefügt und aktiviert.Bild 11 Einfügen der Trafostufenmeldung in dieDIGSI-RangiermatrixUnter den Objekteigenschaften der Trafostufenmeldungsind die detaillierten Einstellungenvorzunehmen.Anzahl der Bits: notwendig zur Kodierung , Anzahlist abhängig von der gewählten KodierungAnzeigeoffset: der Wert, um den die Höhe desangezeigten Wertes gegenüber der Höhe des tatsächlichenWertes in pos. oder neg. Richtungverschoben werden sollLaufkontakt: wenn Option Laufkontakt aktiviertwird, wird die Stufenstellung erst dann alsgültig erkannt und übernommen, wenn derLaufkontakt das Erreichen der Stufen signalisiert(immer ranghöchster Kontakt)LSP2707.tif 7. ZusammenfassungIn den meisten Differentialschutzgeräten wird derEinfluss des Trafostufenschalters vorwiegend mitder korrigierten Eingabe der Primärspannung (ermitteltin der Mittelposition des Stufenschalters)berücksichtigt.Aufgrund der Forderungen nach stabilisiertenSpannungen und Regulierung über Stufenschalterlassen sich zukünftig durch Anpassung des Übersetzungsverhältnissesdie Wahrscheinlichkeitenvon Fehlauslösungen in den Extremstellungen desStufenschalters begrenzen. Mit der Implementierungder Stufenstellung ins Schutzgerät und Berücksichtigungauf den Schutzalgorithmus in den7UT63*-Geräten wird dem Rechnung getragen. 8. ReferenzenZiegler, Gerhard: Digitaler Differentialschutz –Grundlagen und Anwendung,ISBN3-89578-233-5SIPROTEC 7UM62 V4.0,Handbuch, C53000-G1176-C149-1SIPROTEC 7UT612 V4.0,Handbuch, C53000-G1176-C148-1SIPROTEC 7UT6 V4.0,Handbuch, C53000-G1176-C160-1Arbeitsrichtline AR505-220:Überwachungs-und Schutzgeräte an Transformatoren,ANL A4 07/1991Maschinenfabrik Reinhausen: Spannungsregelungan Transformatoren mit TAPCON® 240PTD SE: Präsentation DIGSI-Aufbaukurs,Teil 1, 2002158Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzSchutz eines Spartrafos 1. EinleitungTransformatoren sind wertvolle Betriebsmittel dieentscheidend zur Versorgungssicherheit des Netzesbeitragen. Die optimale Auslegung des Transformatorschutzesstellt sicher, dass eventuellauftretende Fehler schnell geklärt werden, und damitFolgeschäden minimiert werden. Eine besondereBauform der Transformatoren ist der sogenannteSpartransformator, bei dem im Gegensatzzum Volltransformator nicht 2 unabhängigeWicklungen die Spannungs- und Stromtransformationdurchführen. Vielmehr wird ein Teil derWicklung von beiden Seiten genutzt was zu einerdeutlich kompakteren Bauform führt.Die Bandbreite der Spartransformatoren reichtvon kleinen Verteilnetztransformatoren (ab1000 kVA) bis zu Großtransformatoren von mehrerenhundert MVA. Ihr Einsatz ist umso interessanter,je weniger das Verhältnis OberspannungszuUnterspannungsseite von 1 abweicht, d.h. jeweniger Energie über die magnetische Kopplungübertragen wird, was zu einer Einsparung an Eisenmaterialführt.Neben den Auslegungshinweisen wird ein komplettesEinstellbeispiel mit SIPROTEC-Schutzgerätenfür einen Dreiwickler-Transformator inSparschaltung im Übertragungsnetz beschrieben. 2. SchutzkonzeptDer Differentialschutz bietet einen schnellen, selektivenKurzschlussschutz, alleine oder in Ergänzungzum Buchholzschutz. Bei größeren Einheitenab etwa 5 MVA gehört er zur Standardausrüstung.Neben der Hauptschutzfunktion, welcheeinen Kurzschluss innerhalb des Schutzobjekteszuverlässig abschaltet, enthält ein vollwertigesSchutzkonzept eine Reihe weiterer ergänzenderFunktionen, die sich um andere Probleme, wiezum Beispiel Überlast, Übererregung etc. kümmern.Alle hierzu notwendigen Funktionen sindbereits in den SIPROTEC 4-Geräten enthalten.Reserveschutzfunktionen ergänzen das Schutzkonzeptauf sinnvolle Weise.Ein Beispiel eines vollständigen Schutzkonzepteseines Spartrafos zeigt das Bild 2.7UT6137UT612Bild 1 SIPROTEC-TransformatorschutzBild 2 Schutz eines SpartransformatorsSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 159

TransformatorschutzFür dieses Beispiel ist ein Differentialschutz 87T inder Ausführung für 3 Wicklungen zu wählen(7UT613), damit die Dreiecksausgleichswicklungin den Schutzbereich eingeschlossen werden kann(verschiedene Alternativen der Anschaltungenwerden in Kapitel 3 ausführlich erläutert). Fehltdiese, kann ein Spartrafo auch mit dem 7UT612vollständig geschützt werden.Der integrierte Überlastschutz 49 wird auf dieDurchgangsleistung abgestimmt und schützt denTrafo vor Überhitzung und vorzeitiger Alterung.Der Übererregungsschutz 24 verhindert eine unzulässigeErwärmung des Eisens.Zur Erhöhung der Erdfehlerempfindlichkeit wirdim englischen Einflussgebiet oft ein zusätzlicherHochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz 87TEeingesetzt. Das einphasige Relais 7VH600 liegt ander Parallelschaltung der Wandler der Abgängeund des Wandlers im Sternpunkt. Die siebenWandler (3 Seite 1, 3 Seite 2, 1 Sternpunkt) müssenallerdings zusätzlich vorgesehen werden undnach Klasse TPS (IEC 60044-6) ausgelegt sein. EinAnsprechwert von 10 % I n wird üblicherweise erreicht.Zusätzlich oder alternativ kann auch einÜberstromrelais I e >t ANSI 50N in der Sternpunktverbindungvorgesehen werden. Diesesmuss dann allerdings zeitlich mit den unterlagertenÜberstromrelais koordiniert werden.Die Dreieckswicklung, die neben ihrer Ausgleichsfunktionoft auch für die Eigenversorgungverwendet wird, erhält einen eigenen Überstromzeitschutz50, 50N für externe Phasenfehler. DasSpannungsrelais 7RW600 (59N) an der offenenDreieckswicklung des Spannungswandlers erfasstdie Verlagerungsspannung 3U 0 mit der ein Erdschlussin der Tertiärwicklung oder in dem angeschlossenenVerteilungsnetz angezeigt wird.Auf der Ober- und Unterspannungsseite wird einÜberstromzeitschutz 50, 50N angeordnet, jeweilsmit Schnellauslösestufe I>> und zeitverzögerterStufe I> gegen Phase- und Erdfehler. Wahlweisekann auch der integrierte Überstromzeitschutz im7UT613 auf eine der beiden Seiten projektiertwerden.Für jeden Abgang ist der Schalterversagerschutz50 BF im entsprechenden Schutzgerät zu aktivieren.Die als Übersicht vorgestellten, einzelnen Elementewerden im folgenden Schritt für Schritt beschrieben. 3. Aufbau eines SpartrafosI 1L1U 1L1I 1L2U 1L2I 1L3U 1L3N =W I + WW IIW IIIW IIBild 3 Aufbau und Übersetzungsverhältnisse bei einemZweiwicklungs-SpartrafoBei Spartrafos gibt es nur die Schaltgruppe Ynyn0,d.h. es findet keine Phasendrehung der Strömeund Spannungen zwischen Primär- und Sekundärseitestatt. Der gemeinsame Sternpunkt ist immergeerdet. Deswegen besteht immer eine galvanischeKopplung beider Seiten. Die Verteilung desSternpunktstromes auf beide Seiten hängt vonmehreren Faktoren, z.B. Wicklungsverteilung undVorhandensein einer Tertiärwicklung ab. 4. Realisierung mit SIPROTEC4.1 DifferentialschutzDer Transformatordifferentialschutz enthält eineReihe von Zusatzfunktion (Anpassung an Übersetzungund Schaltgruppe, Stabilisierung gegenEinschalt-Rush und Übererregung) und erfordertdeshalb einige grundsätzliche Überlegungen fürdie Projektierung und Wahl der Einstellwerte. Dieje Relais integrierten Zusatzfunktionen könnenmit Vorteil genutzt werden. Es ist jedoch zu beachten,dass Reserveschutzfunktionen aus Hardwareredundanzgründenjeweils in einer getrenntenHardware (weiterem Relais) anzuordnen sind.So kann der im Differentialschutz 7UT612/613enthaltene Überstromzeitschutz nur als Reserveschutzgegen externe Fehler im angeschlossenenNetz genutzt werden. Der Reserveschutz für denTransformator selbst muss als getrenntes Überstromrelais(z.B. 7SJ602) vorgesehen werden. DerBuchholzschutz als schneller Kurzschlussschutzwird mit dem Transformator geliefert.UU12IN1 1= ; =I N2I 2L1U 2L1I 2L2U 2L2I 2L3U 2L3160Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzFür die einzelnen Funktionen werden die Gerätebezeichnungennach ANSI (American NationalStandard) verwendet. Der Differentialschutz hatdanach zum Beispiel die ANSI-Nr. 87. Der Differentialschutzist neben dem Buchholzschutz alsunabhängiger schneller Kurzschlussschutz vorgesehen.Der Differentialschutz für einen Spartrafo kannabhängig von den zur Verfügung stehendenStromwandlern auf 2 verschiedene Arten realisiertwerden.1. Differentialschutz über die gesamte Trafobank(zu verwendender Schutz 7UT612 (2 Wicklungen)/ 7UT613 (3 Wicklungen).In diesem Fall werden wie im Bild 4 gezeigt, jeweilsdrei Phasenstromwandler für jede Seite verwendet.Der Sternpunktwandler hat hier für denDifferentialschutz keinerlei Bewandtnis, kann jedochfür einen Reserveüberstromzeitschutz verwendetwerden. Er kann je nach weiterer Verwendungdurch andere Schutzfunktionen auf jede derbeiden Seiten eingestellt werden.2. Stromvergleich je Sparwicklung:Verwendung von Phasenstromwandlern vor derSternpunktzusammenführung (Erdstromwicklung).Im Bild 5 hingegen sieht man, dass auch dieZuleitungen zum Sternpunkt jeweils einen Phasenmesswandlerhaben. In diesem Fall kann der Spartrafowie ein Dreibeinknotenobjekt behandeltwerden.Beide Anschlussarten unterscheiden sich grundsätzlichvoneinander und werden getrennt nacheinanderim Kapitel 5 behandelt.4.2 ErdfehlerdifferentialschutzDer Erdfehlerdifferentialschutz kann beim Spartrafonicht angewendet werden.4.3 ReserveschutzfunktionenDer integrierte Überstromzeitschutz (51) im7UT613 dient als Reserveschutz für Fehler im versorgtenNetz. Ein getrennter Überstromschutz aufder Unterspannungsseite ist deshalb nicht erforderlich.Das Relais 7SJ600 auf der Oberspannungsseitekann als Reserveschutz gegen Kurzschlüsseim Transformator und als zusätzlicher Reserveschutzgegen unterspannungsseitige Fehler angewendetwerden. Die Schnellauslösestufe I>> (50)ist über den durchfließenden Kurzschussstromeinzustellen, damit sie nicht bei Fehlern auf derUnterspannungsseite anspricht. Die verzögerteAuslösung (51) muss dem Überstromschutz im7UT613 überstaffelt werden.Die Wicklungen S1 und S2 können mit dem integriertenÜberlastschutz geschützt werden.Phase L1 Phase L2 Phase L2Seiten:S1 Oberspannungsseite der Sparwicklungam HauptschutzobjektS2 Unterspannungsseite der Sparwicklung(Anzapfung) am HauptschutzobjektS3 Seite der Tertiärwicklung(Ausgleichswicklung)am HauptschutzobjektMessstellen 3-phasig, zugeordnet:M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 1M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 2M3 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 3Zusatzmessstellen 1-phasig, zugeordnet(Summenstrom des Wandlersatzes):Z3 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 1 undSeite 2Bild 4 Topologie einer Transformatorbank, bestehend aus 3 einphasigen Spartransformatorenmit als Tertiärwicklung herausgeführter AusgleichswicklungPhase L1 Phase L2 Phase L2Seiten:S1 Oberspannungsseite der Sparwicklungam HauptschutzobjektS2 Unterspannungsseite der Sparwicklung(Anzapfung) am HauptschutzobjektS3 Sternpunktseite der Sparwicklungam HauptschutzobjektMessstellen 3-phasig, zugeordnet:M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 1M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 2M3 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 3Zusatzmessstellen 1-phasig, zugeordnet(Summenstrom des Wandlersatzes):Z3 dem Hauptschutzobjekt zugeordneteMessstelle für Seite 1 undSeite 2Bild 5 Topologie einer Transformatorbank, bestehend aus 3 einphasigen Spartransformatoren;Topologie-Definitionen für einen Stromvergleichsschutzpro Phase, d.h. vor der Sternpunktzusammenführung steht bei M3 einephasenselektive Strommessung zur VerfügungSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 161

TransformatorschutzDie Dreieckwicklung, die oft nur für Eigenversorgunggenutzt wird, erhält einen eigenen Überstromzeitschutz(51) sowie aufgrund der kleinerenNennleistung der Tertiärwicklung auch einen eigenenÜberlastschutz. Beides kann z.B. mit dem7SJ600 (Bild 2) realisiert werden.4.4 Einbindung BuchholzschutzDer Buchholzschutz des Transformators wertetden Gasdruck des Transformatorkessels aus underfasst damit schnell und sensitiv interne Fehlerdes Transformators. Für die Einbindung solltenfolgende Überlegungen beachtet werden: Auslösekommando des Buchholzschutzes solltedirekt und unabhängig vom Differentialschutzauf den Leistungsschalter wirken Auslösekommando des Buchholzschutzes sollteim Störfallprotokoll/Störschrieb des Differentialschutzesaufgezeichnet werdenDurch die Einkopplung des Auslösekommandosüber Binäreingang des Differentialschutzes stehenaussagekräftige Daten für die Auswertung imStörfall zur Verfügung. 5. Einstellungen5.1 Einstellhinweise für Differentialschutz überdie gesamte TrafobankDer Differentialschutz als Hauptschutzfunktiondes 7UT612 / 613 ist in wenigen Schritten parametriertund eingestellt:Schutzobjekt „Spartrafo“ parametrierenZuordnung der Messstellen am HauptschutzobjektHauptschutzobjektSeiten:S1 Oberspannungsseite des HauptschutzobjektesSpartransformatorS2 Unterspannungsseite des Hauptschutzobjektes(Spartransformator)S3 Seite der Tertiärwicklung (Ausgleichswicklung)des Hauptschutzobjektes (Spartransformator)Messstellen 3-phasig, zugeordnet:M1 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstellefür Seite 1M2 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstellefür Seite 1M3 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstellefür Seite 2M4 dem Hauptschutzobjekt zugeordnete Messstellefür Seite 3Bild 6 Einbindung in den BuchholzschutzBild 7 Topologie eines Spartrafos mit als Tertiärwicklungherausgeführter AusgleichswicklungDie Topologie beim Spartrafo wird folgendermaßenfestgelegt:Seite 1 ist die erste der Sparwicklungen, sinnvollerweisewählt man hier die Oberspannungsseite.Seite 2 ist die zweite der Sparwicklungen, sinnvollerweisewählt man hier die UnterspannungsseiteDanach folgen eventuelle weitere Anzapfungen.Sollte eine Dreiecksausgleichswicklung vorliegen,so ist diese zuletzt zuzuordnen.162Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzDas Gerät benötigt folgende Angaben über dasSchutzobjekt: Die primäre Nennspannung U N in kV (verkettet) Die sekundäre Nennspannung U N in kV (verkettet) Die Nennscheinleistung, welche beim Spartrafofür beide Seiten gleich ist.Mit der Einstellung „Spartrafo“ in der Konfigurationwird automatisch festgelegt, dass keine Schaltgruppendrehungvorgenommen (Phasewinkel 0°zwischen Ober- und Unterseite) sowie die Nullstromeliminationauf beiden Seiten durchgeführtwird.Bei Transformatoren sind im Allgemeinen beidurchfließendem Strom die auf der Sekundärseiteder Stromwandler gemessenen Ströme nichtgleich, sondern werden von der Übersetzung deszu schützenden Transformators sowie den Nennströmender Stromwandler bestimmt. Um dieStröme vergleichbar zu machen, müssen sie dahererst angepasst werden. Diese Anpassung geschiehtbei 7UT613 rechnerisch. Externe Anpassungsmittelsind daher normalerweise überflüssig (häufigeAusnahme: Tertiärwicklung mit kleinerer Nennscheinleistung).Die digitalisierten Ströme werdenjeweils auf die Transformator-Nennströme umgerechnet.Hierzu werden dem Schutzgerät dieTransformator-Nenndaten, also Nennscheinleistung,Nennspannungen, und die primären Nennströmeder Stromwandler eingegeben.Bild 8 zeigt ein Beispiel für die Betragsanpassung.Aus der Nennscheinleistung des Transformators(200 MVA) und den Nennspannungen der Wicklungen(400 kV und 220 kV) errechnen sich dieprimären Nennströme der beiden Seiten S1(288,7 A) und S2 (525 A). Da die Stromwandler-Nennströme von diesen Trafo-Nennströmenabweichen, werden die sekundären Ströme mitden Faktoren k1 und k2 multipliziert. Die dritteWicklung (S3) dagegen ist nur für 12 MVA dimensioniert(z.B. als Eigenbedarfswicklung). DerNennstrom dieser Wicklung (= Seite des Schutzobjektes)beträgt daher 346 A. Für den Differentialschutzmuss jedoch mit vergleichbaren Strömenentsprechend den Übersetzungsverhältnissen dereinzelnen Seiten des Trafos gerechnet werden.Deshalb muss für die dritte Wicklung ebenfalls dieNennleistung des Schutzobjektes von 200 MVA zuGrunde gelegt werden. Diese ergibt einen rechnerischenNennstrom (hier Strom unter Nennbedingungendes Schutzobjektes, d.h. bei 200 MVA)von 5773,5 A. Dies ist die Bezugsgröße für dieStröme der dritten Wicklung. Die Ströme werdenalso mit dem Faktor k3 multipliziert. Diese Betragsanpassungnimmt das Gerät auf Basis der eingestelltenNennwerte selbsttätig vor.Schaut man in die technischen Daten des 7UT612/613 so ist ein zulässiges Verhältnis 0,25 < k < 4für Phasenströme angegeben. D.h. im Falle derWicklung 3, hat k3 ein unzulässig kleines Verhältnis.Hier ist ein Anpasswandler vorzusehen, um inden zulässigen Bereich zu kommen. Er sollte sodimensioniert sein, dass der Anpassfaktor knappüber dem minimalen Wert von 0,25 zu liegenkommt. Im vorliegenden Fall könnte man alsonehmen:n > 0,25 / (400 A / 5773,5 A) = 3,6, z.B. n=4.U N= 400 kVS N = 200 MVAU N = 220 kVINT1I NT2I NT3=S N3 ⋅UNBild 8 Beispiel eines Spartrafos für die BetragsanpassungZusammen mit der Information Spartrafo ist dasSchutzgerät nun in der Lage, einen Stromvergleichdurchzuführen. Im folgenden Beispiel soll dasPrinzip erläutert werden (siehe Bilder 9 und 10):k1300 A= = 104 ,288,7 AAk 3 = 4005773 5 A= 007 ,,U N =20kVS N = 12 MVAk2600 A= = 114 ,524,9 A200 MVA== 288, 7 A→ INCT1= 300 A3 ⋅ 400 kV200 MVA== 524, 9 A→ I NCT2 = 600 A3 ⋅ 220 kV12 MVA== 346 A→ I NCT3 = 400 A3 ⋅ 20 kVI N obj1 = I NT1 = 288,7 AI N obj2 = I NT2 = 524,9 AI N obj3 = 200 MVA= 5773,5 A3 ⋅ 20 kVSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 163

TransformatorschutzSchaltgruppe: Spartrafo (YNyn0) ü = 3/2 (Übersetzungsverhältnis)Seite 2: w2 = 2NSeite 1: w1 = NSeite 2: Seite 1:⎛ I 2 A ⎞ ⎛ 2 −1−1⎞⎛ I 2 L 1⎞⎛ I1A⎞ ⎛ 2 −1−1⎞⎛ I1L1⎞⎜ ⎟ 1I 2 B 1 2 1⎜⎟ = 3⋅ ⎜− ⎟−⎜⎟ ⋅ ⎜ ⎟⎜ ⎟ 1I 2 L 2I11 2 1⎜⎟B⎜⎟ = 3⋅ ⎜− ⎟−⎜⎟ ⋅ ⎜ ⎟1I L 2⎜⎟⎝ I 2 C ⎠ ⎝ −1−12 ⎠ ⎝ I 2 L 3⎠⎝ I1C⎠ ⎝ −1−12 ⎠ ⎝ I1L3⎠I2L 1 =−IFI1L1= ü ⋅2 / 3⋅ IF = IFI 2L2= 0I1L2= 0I 2L3= 0I1L3= 0⎛ I 2 A ⎞ ⎛ −2⋅ I F + 0 + 0⎞⎛ I1A⎞ ⎛ 2 ⋅ I F + 0 + 0⎞⎡ 2I F ⎤⎜ ⎟I 2B⎜⎟ = 1⋅ ⎜⎟⎜ ⎟ 1+ +3I F 0 0I11 0 0⎜⎟B I F⎜⎟ = 3⋅ ⎜ ⎟− −⎜+⎟ = 1 ⎢ − I ⎥F3 ⎢ ⎥⎝ I 2 C ⎠ ⎝ I F + 0 + 0⎠⎝ I1C⎠ ⎝ −1IF + 0 −0⎠⎣⎢−IF ⎦⎥⎛ IDiff⎜IDiff⎜⎝ IDiff⎛ 2IF ⎞ ⎛ 2I⎞⎜ ⎟ −F ⎞⎜ ⎟3 3⎟ ⎜ I ⎟ ⎜ ⎟⎛ 0⎞F I= ⎜ − ⎟ +F ⎜ ⎟⎜ ⎟ = 0 keine Auslösung⎟ ⎜ 3 ⎟ ⎜ 3⎟ ⎜⎟⎠ I⎝ ⎠⎜ −F I 0⎟ ⎜F⎟⎝ 3 ⎠ ⎝ 3 ⎠ABCBild 9 Berechnung des Differentialstromes beim Spartrafo für einen externen FehlerSchaltgruppe: Spartrafo (YNyn0) ü = 3/2 (Übersetzungsverhältnis)Seite 2: w2 = 2NSeite 1: w1 = NVon beiden Seiten wird auf eine „virtuelle“ Seiteumgerechnet, auf deren Basis der Stromvergleichdurchgeführt wird. Im Falle der Vektorgruppe 0(wie sie beim Spartrafo immer vorliegt) geschiehtdies durch eine Einheitsmatrix. Die verwendetenMatrizen ergeben sich aus der Einheitsmatrixdurch die Subtraktion des Nullstromes von derMessung (entspricht 1/3 der Summe aller dreiPhasenströme). Dies ist notwendig, da eine Aufteilungdes Sternpunktstromes auf beide Seitendes Schutzobjektes nicht möglich ist.5.2 Einstellhinweise für Differentialschutz beiStromvergleich je SparwicklungSind auf den Zuleitungen zum Sternpunkt je PhaseStromwandler vorhanden (Erdungswicklung),so kann ein Knotenschutz je Phase realisiert werden.Stromübersetzungsverhältnisse und derenÄnderungen (Tap changes) wirken sich nicht aus,da hier die drei Eintrittstellen des Stromes gemessenwerden und die Endpunkte des KirchoffschenKnotens bilden.Ein derartiger Stromvergleich ist für Erdfehlerempfindlicher als der normale Differentialschutz(siehe Bild 11). Das ist deshalb interessant, weildiese Fehler bei Trafobänken die höchste Wahrscheinlichkeitbesitzen. Eine evtl. Ausgleichswicklungoder Tertiärwicklung darf bei dieser Anwendungnicht in den Schutz mit einbezogen werden,auch wenn sie herausgeführt und mit Stromwandlernversehen sein sollte, da diese nicht zumgeschützten (phasenselektiven) Knoten gehört.W=1=W 1+W 2W2275 kV= = 0,6875400 kVW 1=W-W 2= 1 - 0,6875 = 0,3125Seite 2: Seite 1:⎛ I 2⎜I 2⎜⎝ I 2ABCI 2 = 0L 1I 2 = 0L2I 2 = 0L3C⎞ ⎛ 2 −1−1⎞⎛ I 2⎟ 11 2 1⎟ = 3⋅ ⎜− ⎟−⎜⎟ ⋅ ⎜I 2⎜⎠ ⎝ −1−12 ⎠ ⎝ I 2⎛ I 2 A ⎞ ⎛ 0⎞⎜ ⎟I 2B⎜⎟ = 1⋅ ⎜ ⎟03 ⎜⎟⎝ I 2 ⎠ ⎝ 0⎠⎛ IDiff⎜IDiff⎜⎝ IDiffABCL 1L 2L 3⎞⎟⎟⎠⎛ I1⎜I1⎜⎝ I1⎞ ⎛ 2 −1−1⎞⎛ I1⎟ 11 2 1⎟ = 3⋅ ⎜− ⎟−⎜⎟ ⋅ ⎜I1⎜⎠ ⎝ −1−12 ⎠ ⎝ I1Bild 10 Berechnung des Differentialstromes bei einem internen FehlerABCI1 = ü ⋅2 / 3⋅ I = IL1F FI1 = 0L2I1 = 0L2⎛ I1⎜I1⎜⎝ I1ABC⎞ ⎛ 2 ⋅ I⎟ 11I⎟ = 3⋅ ⎜⎜−⎠ ⎝ −1I⎛ 2IF ⎞ ⎛ 2IF ⎞⎞⎜ ⎟ ⎜ ⎟3⎟ ⎜ I ⎟⎛ 0⎞3F ⎜ ⎟= ⎜ − ⎟ +⎟ ⎜ 3⎟ ⎜⎟ =⎜− I ⎟0F⎜ ⎟ Auslösung⎠ I ⎝ ⎠ ⎜ 30 ⎟⎜ −FI⎟ ⎜ −F⎟⎝ 3 ⎠ ⎝ 3 ⎠FFFL 1L 2L 3⎞⎟⎟⎠+ 0 + 0⎞⎡ 2I F ⎤⎟−0+ 0⎟ = 1 ⎢ − I ⎥F3 ⎢ ⎥+ 0 −0⎠⎣⎢−IF ⎦⎥Beispiel:Fehler in Wicklung W 2bei 50 %W F= 0,5 W 2= 0,34375I 1(W 1+W F)=I 3(W 2-W F)WI 3= I 1W+ W− W1 F2 F= 1909 , ⋅I1Differentialstrom bei dem 2-BeinDifferentialschutz nach Kap. 5.1I Diff= I 1(I 2=0)Differentialstrom bei dem 3-BeinDifferentialschutz (inkl. Erdwicklung)nach Kap. 5.2I Diff= I 1+ I 3= I 1+ 1,909 ⋅ I 1= 2,909 ⋅ I 1Bild 11 Erhöhung der Empfindlichkeit durch Verwendungvon phasenselektiven Erdungswicklungen164Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzDie Topologie wird wie folgt festgelegt:Die beiden Sparwicklungen werden zu S1 und S2(Anzapfung).Die Erdungswicklung ist in diesem Fall als Seite 3einzustellen. Liegt eine weitere Anzapfung vor,dann wird die Erdungswicklung als Seite 4 festgelegt.Sobald eine der Seiten als Erdungswicklungdefiniert ist, macht der Schutz automatisch einenKnotendifferentialschutz über alle beteiligtenSparwicklungen.Die Differentialschutzfunktion muss per Parametrierungaktiv geschaltet werden. Der Differentialschutz7UT613 ist bei Lieferung inaktiv geschaltet.Der Grund liegt darin, dass der Schutz nicht betriebenwerden darf, ohne dass zumindest dieSchaltgruppen und Anpassungswerte zuvor richtigeingestellt wurden. Ohne diese Einstellungen kannes zu unvermuteten Reaktionen des Gerätes kommen.Die Einstellung der Kennlinie des Differentialschutzesbasiert auf folgenden Überlegungen:Als Ansprechwert für den DifferentialstromI Diff > kann die Voreinstellung von 0,2 x I N bezogenauf den Nennstrom des Trafos in der Regelübernommen werden.Die Steigung 1 berücksichtigt stromproportionaleFalschströme welche durch Übersetzungsfehlerder Wandler verursacht werden können.Die Steigung dieses Kennlinienabschnittes wirdauf 25 % eingestellt.Die Zusatzstabilisierung erhöht die Stabilitätdes Differentialschutzes im Bereich sehr hoherdurchfließender Kurzschlussströme bei außenliegendenFehlern und basiert auf den EinstellwertEXF-Stab (Adresse 1261) und hat die Steigung1 (Adresse 1241).Der Fußpunkt 2 führt zu einer höheren Stabilisierungim Bereich hoher Ströme, bei denenStromwandlersättigung auftreten kann. DieSteigung dieses Kennlinienabschnittes wird auf50 % eingestellt.Die Schwelle I Diff>> arbeitet ohne Stabilisierungund ist für hohe Kurzschlussströme auf der Primärseitedes Trafos mit gleichzeitiger großer Wandlersättigungvorgesehen. Sie sollte mind. 20 % höherals der max. durchfließende Kurzschlussstrom bzw.der max. Inrushstrom eingestellt werden.Hinweise zur ZusatzstabilisierungIm Bereich sehr hoher durchfließender Ströme beiäußerem Kurzschluss wird eine dynamische Zusatzstabilisierungwirksam. Die Voreinstellung 4.0kann in der Regel unverändert übernommen werden.Der Wert ist auf den Nennstrom des Schutzobjektesbezogen. Beachten Sie, dass der Stabilisierungsstromdie arithmetische Summe der indas Schutzobjekt einfließenden Ströme ist, alsoBild 12 Auslösekennlinie Differrentialschutzdoppelt so hoch wie der durchfließende Stromselbst. Die Zusatzstabilisierung wirkt nicht auf dieI>>-Stufe. Die maximale Dauer der Zusatzstabilisierungnach Erkennen eines externen Fehlers stellenSie in Vielfachen von einer Periode ein. Derempfohlene Einstellwert liegt bei 15 Perioden(Voreinstellung). Die Zusatzstabilisierung wirdautomatisch auch vor Ablauf der eingestelltenDauer aufgehoben, sobald erkannt wird, dass sichder Arbeitspunkt I Diff/I Stab stationär (d.h. übermindestens eine Periode) innerhalb des Auslösegebietesnahe der Fehlerkennlinie befindet. DieZusatzstabilisierung arbeitet für jede Phase getrennt,kann jedoch aufgrund der vorliegendenSchaltgruppe auf die Blockierung aller Phasenausgedehnt werden („Crossblock-Funktion“).Der empfohlene Einstellwert für die „Crossblock-Funktion“ liegt bei 15 Perioden (Voreinstellung).Hinweise zur Einstellung der Inrush-BlockierungBeim Einschalten des Trafos entsteht ein Einschaltrush,welcher durch einen hohen Anteil 2.Harmonischer gekennzeichnet ist, und zu einerFehlanregung des Differentialschutzes führenkann. Die Voreinstellung der Einschaltstabilisierungmit 2. Harmonischer von 15 % kann unverändertübernommen werden. Um im Ausnahmefallbei besonders ungünstigen Einschaltbedingungen,bedingt durch die Bauart des Transformatorsstärker stabilisieren zu können, kann ein kleinererWert eingestellt werden. Die Einschaltstabilisierungkann mittels der „Crossblock“-Funktion erweitertwerden. Das bedeutet, dass bei Überschreitendes Oberschwingungsanteils in nur einer Phasealle drei Phasen der I Diff >-Stufe blockiert werden.Ein Einstellwert von 3 Perioden, die für dieZeit der gegenseitigen Blockierung nach Überschreitender Differentialstromschwelle wirksamist, wird empfohlen (Voreinstellung).Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 165

TransformatorschutzHinweise zur Einstellung der Übererregungs-BlockierungStationäre Übererregung bei Transformatoren istdurch ungeradzahlige Oberschwingungen gekennzeichnet.Hier eignet sich die dritte oder fünfteHarmonische zur Stabilisierung. Da bei Transformatorenhäufig die dritte im Trafo eliminiert wird(z.B. in einer Dreieckswicklung), wird meist diefünfte Harmonische verwendet. Der Anteil an 5.Harmonischen, der zum Sperren des Differentialschutzesführt, wird mit 30 % (Voreinstellung)eingestellt. Die Einstellung der Cross-Block-Funktionist hier in der Regel nicht erforderlich.5.3 Reserveschutzfunktionen5.3.1 ÜberstromzeitschutzDer Überstromzeitschutz (UMZ) des 7UT612 /613 dient als Reserveschutz für den Kurzschlussschutzder nachgeschalteten Netzteile, wenn Fehlerdort nicht rechtzeitig abgeschaltet werden, sodass es zu einer Gefährdung des Schutzobjekteskommen kann. Der Überstromzeitschutz kann einerder drei Spannungsseiten des Trafos zugeordnetwerden. Dabei ist auch auf die richtige Zuordnungzwischen den Messeingängen des Gerätesund den Messstellen (Stromwandlersätze) der Anlagezu achten. Die Stufe I>> ergibt zusammenmit der Stufe I> oder mit der Stufe Ip eine zweistufigeKennlinie. Wenn der Überstromzeitschutzauf der Speiseseite des Transformators wirkt, wirddie Stufe I>> so eingestellt, dass sie für Kurzschlüssebis in das Schutzobjekt hinein anspricht,bei einem durchfließenden Kurzschlussstrom abernicht.Berechnungsbeispiel:Transformator YNyn0 (Sparschaltung)50 MVA66 kV/33 kVuk = 12 %Stromwandler 500 A/1 A auf der 66-kV-SeiteDer Überstromzeitschutz wirkt auf die 66-kV-Seite (= Speiseseite).Der maximal mögliche dreiphasige Kurzschlussstromauf der 33-kV-Seite bei starrer Spannungauf der 66-kV-Seite würde betragen:I3pol1= ⋅012 ,1 1 Smax = Iu⋅ NTrafo = u⋅3UkTrafo35 MVA= 3645 A3⋅66kVkTrafoNTrafoMit einem Sicherheitsfaktor von 20 % ergibt sichder primäre Einstellwert:I>> = 1,2 x 3645 A = 4374 ANBei Parametrierung in Sekundärgrößen werdendie Ströme in Ampere auf die Sekundärseite derStromwandler umgerechnet.Sekundärer Einstellwert:4375 AI >> = ⋅ A=875 , A500 Ad.h. bei Kurzschlussströmen über 4374 A (primär)oder 8,8 A (sekundär) liegt mit Sicherheit einKurzschluss im Trafobereich vor. Dieser kannvom Überstromzeitschutz sofort abgeschaltet werden.Erhöhte Einschaltstromstöße (Rush) müssenebenfalls berücksichtigt werden. Die Einschaltstabilisierungwirkt nicht auf die Stufen I>>. Die StufeI> stellt den Reserveschutz für die unterlagerteSammelschiene dar. Sie wird größer als die Summeder Abgangsnennströme eingestellt. Anregungdurch Überlast muss ausgeschlossen sein, da dasGerät in dieser Betriebsart mit entsprechend kurzenKommandozeiten als Kurzschlussschutz,nicht als Überlastschutz arbeitet. Dabei ist dieserWert auf die Oberspannungsseite des Transformatorsumzurechnen. Die Verzögerungszeit richtetsich nach der Staffelzeit in den Abgangsleitungen.Sie ist eine Zeitstufe z.B. 200 ms größer als diegrößte Staffelzeit auf der Unterspannungsseiteeinzustellen. Ferner ist in diesen Fall die Inrush-Stabilisierung für die I> Stufe wirksam zu parametrieren,damit ein Fehlansprechen der I> Stufedurch den Einschaltrush des Trafos verhindertwird.5.3.2 ÜberlastschutzDer thermische Überlastschutz verhindert einethermische Überbeanspruchung des zu schützendenTransformators. Beim 7UT6 sind zwei Methodender Überlasterfassung möglich: Überlastschutz mit thermischem Abbild nachIEC 60255–8, Heißpunktberechnung mit Ermittlung der relativenAlterungsrate nach IEC 60354.Von diesen beiden Methoden kann eine ausgewähltwerden. Die erste zeichnet sich durch einfacheHandhabung und eine geringe Zahl vonEinstellwerten aus; die zweite erfordert einigeKenntnisse über das Schutzobjekt und dessenUmgebung und Kühlung und benötigt die Kühlmitteltemperaturüber eine angeschlossene Thermobox.Die zweite Möglichkeit wird eingesetzt,wenn der Transformator an seiner Leistungsgrenzebetrieben wird, und über die Heißpunktberechnungdie relative Alterungsrate überwacht werdensoll. Für diese Anwendung wird der Überlastschutzmit thermischem Abbild ausgewählt, der aufdie Oberspannungsseite wirken soll.166Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

TransformatorschutzDa die Ursache der Überlastung normalerweiseaußerhalb des Schutzobjektes liegt, ist der Überlaststromein durchfließender Strom. Das Geräterrechnet die Übertemperatur gemäß einem thermischenEinkörpermodell nach der thermischenDifferentialgleichungdΘ1 1 ⎛ I+ ⋅ Θ = ⋅⎜τ τ ⎝ k⋅Idt th th N ObjDie Schutzfunktion stellt somit ein thermischesAbbild des zu schützenden Objektes (Überlastschutzmit Gedächtnisfunktion) dar. Es wird sowohldie Vorgeschichte einer Überlast als auch dieWärmeabgabe an die Umgebung berücksichtigt.Das Ansprechen des Überlastschutzes wird alsMeldung ausgegeben.Hinweise zur Einstellung:Bei Transformatoren ist der Nennstrom der zuschützenden Wicklung maßgebend, den das Gerätaus der eingestellten Nennscheinleistung undNennspannung berechnet. Als Basisstrom für dieÜberlasterfassung wird der Nennstrom der demÜberlastschutz zugeordneten Seite des Hauptschutzobjektesherangezogen. Der Einstellfaktor kist durch das Verhältnis des thermisch dauerndzulässigen Stromes zu diesem Nennstrombestimmt:kII= maxNObjDer zulässige Dauerstrom ist gleichzeitig derStrom, bei dem die e-Funktion der Übertemperaturihre Asymptote hat. Die Voreinstellung von1,15 kann für die Ober-spannungswicklung übernommenwerden.Zeitkonstante τ bei thermischem Abbild:Die Erwärmungszeitkonstante τ th für das thermischeAbbild ist vom Trafo-Hersteller anzugeben.Achten Sie darauf, dass die Zeitkonstante in Minuteneinzustellen ist. Häufig gibt es anders lautendeAngaben, aus denen sich die Zeitkonstanteermitteln lässt:Beispiel:t 6 Zeit; dies ist die Zeit in Sekunden, für die der6-fache Nennstrom der Trafowicklung fließendarf.⎞⎟⎠25.3.3 ÜbererregungsschutzDer Übererregungsschutz dient zur Erkennung erhöhterInduktion in Generatoren und Transformatoren,insbesondere in Kraftwerk-Blocktransformatoren.Eine Erhöhung der Induktion überden Nennwert führt rasch zu einer Sättigung desEisenkerns und zu hohen Wirbelstromverlusten,die wiederum zu einer unzulässigen Erwärmungdes Eisens führen. Die Anwendung des Übererregungsschutzessetzt voraus, dass Messspannungenan das Gerät angeschlossen sind. Der Übererregungsschutzmisst den Quotienten Spannung/FrequenzU/f, der bei vorgegebenen Abmessungendes Eisenkerns proportional der Induktion B ist.Setzt man den Quotienten U/f in Relation zuSpannung und Frequenz unter Nennbedingungendes Schutzobjektes U N Obj/f N, erhält man ein direktesMaß für die Induktion bezogen auf die Induktionunter Nennbedingungen B/B N Obj. Allekonstanten Größen kürzen sich damit weg:BBNObjUU NObj U / f= =f UNObj/ ffNDurch diese relative Beziehung sind keinerlei Umrechnungennötig. Sie können alle Werte direktauf die zulässige Induktion bezogen angeben. DieNenngrößen des Schutzobjektes haben Sie demGerät 7UT613 bereits bei den Objekt- und Wandlerdatenbei der Einstellung des Differentialschutzesmitgeteilt.Einstellhinweise:Der vom Hersteller des Schutzobjekts angegebeneGrenzwert der dauernd zulässigen Induktion imVerhältnis zur Nenninduktion (B/B N ) bildet dieGrundlage der Einstellung des Grenzwertes. DieserWert ist gleichzeitig Warnstufe und der Mindestwertfür die thermische Kennlinie (sieheBild 13)NBild 13Kennlinie für den Übererregungsschutzτ thmin = 06 , ⋅ t 6Hat die Trafowicklung eine t 6 Zeit von 12 sτ th= 06 , ⋅ 12s= 72 ,minso ist die Zeitkonstante τ auf 7,2 min einzustellen.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 167

TransformatorschutzNach Ablauf der eingestellten zugehörigen Verzögerungszeit(etwa 10 s) der ÜbererregungsstufeU/f> erfolgt eine Warnmeldung. Große Übererregunggefährdet das Schutzobjekt schon in kurzerZeit. Die Schnellauslösestufe U/f>> wird dahermax. auf 1 s Verzögerungszeit eingestellt. Diethermische Kennlinie soll die Erwärmung, alsoTemperaturerhöhung, des Eisens durch Übererregung,nachbilden. Durch die Eingabe von 8 Verzögerungszeitenfür 8 vorgegebene InduktionswerteB/B N Obj (vereinfacht U/f bezeichnet) wirddie Erwärmungskennlinie angenähert. Zwischenwertewerden linear interpoliert. Liegen keinerleiAngaben vom Hersteller des Schutzobjekts vor,wird man die voreingestellte Standardkennliniebeibehalten. 6. Weiterführende Funktionen6.1 Einbindung in die StationsleittechnikDer Schutz kann über die Systemschnittstelle anein Stationsleitsystem angeschlossen werden undparallel über die Service-Schnittstelle an einenSternkoppler für die getrennte Fernkommunikationmit einem PC betrieben werden.ServiceschnittstelleDas 7UT613 verfügt über eine getrennte Serviceschnittstelle,die mittels Fernkommunikation überModem ausgelesen werden kann. Der Schutztechnikerwird im Büro schnell und umfassend überdie Störung des Trafos informiert. Mit der SoftwareDIGSI werden die Daten dann im Büro analysiert.Falls die Fehlerklärung aus der Ferne nichtausreicht, so liefern die Störfalldaten Hinweise füreinen effizienten Serviceeinsatz 7. ZusammenfassungOptimaler Schutz des Transformators mitSIPROTEC Schutzgeräten bedeutet Investitionsschutzdes wertvollen Betriebsmittels und liefertsomit einen Beitrag zur höchsten Versorgungssicherheit.Aus schutztechnischer Sicht bietet dasGerät SIPROTEC 7UT612 bzw. 7UT613 einenumfassenden Kurzschlussschutz für den HauptundReserveschutz von Transformatoren in einemGerät. Weitere SIPROTEC-Geräte ergänzen denHauptschutz und erhöhen die Zuverlässigkeit desSchutzschemas durch ihre Hardwareredundanz.Umfangreiche Messfunktionen erlauben einenreibungslosen Anschluss des Gerätes ohne Zusatzgeräteund ermöglichen die Überwachung desTransformators im Betrieb hinsichtlich seinerelektrischen und thermischen Kennwerte. DieVoreinstellung des Gerätes sind so gewählt, dasder Anwender nur die bekannten Daten desTransformators und der Primärwandler zu parametrierenhat. Viele Werte der Voreinstellungkönnen problemlos übernommen werden underleichtern damit den Aufwand für Parametrierungund Einstellung.Bild 14 Einbindung in die StationsleittechnikÜber die Systemschnittstelle werden Meldungen Alarme Messwertevom Trafo-Differentialschutz zum Stationsleitsystemübertragen. Für jede der aktivierten Schutzfunktionenstehen Meldungen zur Verfügung,welche im Rahmen der Anlagenparametrierungentweder zum Stationsleitsystem übertragen werdenkönnen oder auf die LED’s oder Meldekontakteim Schutzgerät rangiert werden können.Diese Rangierung ist mittels der DIGSI-Rangiermatrixeinfach und übersichtlich möglich.168Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MotorschutzSchutz eines Motors miteiner Leistung bis 200 kW 1. EinleitungAntriebsmaschinen spielen für das Funktioniereneines Produktionsprozesses häufig eine entscheidendeRolle. Schäden und Ausfälle von Motorenführen nicht selten auch zu Folgeschäden undProduktionsausfällen die in der Höhe die Reparaturkostendes Motors um ein Vielfaches übersteigen.Eine optimale Auslegung des Motorschutzesstellt sicher, dass Schäden in Folge von thermischerÜberlastung vermieden werden und es dadurchnicht zu einer Verringerung der normalenLebensdauer kommt. Bei auftretenden Kurz-,Erd- und Windungsschlüssen können Folgefehlerminimiert werden.Die Bandbreite bei Motoren reicht von kleinenNiederspannungsmotoren mit einigen wenigenkW bis hin zu Hochspannungsmotoren mit einigenMW. Für die Auslegung des Schutzsystemssollten die Leistungsgröße des Motors, die Bedeutungdes Antriebes für den technologischen Prozess,die Betriebsbedingungen und die Anforderungendes Motorherstellers zu Grunde gelegtwerden.Im Folgenden wird die Einstellung einesSIPROTEC-Schutzgerätes als Motorschutz amBeispiel eines Hochspannungsmotors (10 kV) beschrieben. 2. Die Aufgaben des MotorschutzesMotoren besitzen hinsichtlich ihrer Betriebsbedingungeneinige markante Besonderheiten. Diesesind für das Verständnis der vielfältigen Fehlerursachenwichtig und müssen bei der Auslegung desSchutzsystems berücksichtigt werden.2.1 Schutz des Stators vor thermischerÜberbeanspruchungDie vom Motor während des Betriebes aus demEnergienetz aufgenommene Leistung wird an derWelle als mechanische Leistung an die Arbeitsmaschineabgegeben. Die bei dieser Energieumwandlungin der Wicklung auftretende Verlustleistungist maßgeblich für die entstehenden Motortemperaturenverantwortlich. Die Verlustwärme ist dabeidem Quadrat des Stromes proportional. Derzeitliche Verlauf der Erwärmung des Motors wirddurch seine Wärmespeicherfähigkeit und dasWärmeabgabevermögen bestimmt und durch diethermische Zeitkonstante τ charakterisiert.Bild 1 Multifunktionsschutz SIPROTEC 7SJ602Insbesondere elektrische Maschinen sind durchlänger andauernde Überlastungen gefährdet. Einethermische Überlastung des Motors führt zu einerSchädigung der Isolierung und damit zu Folgefehlernbzw. Herabsetzung der Gesamtlebensdauerdes Motors. Diese Überlastungen können unddürfen durch einen Kurzschlussschutz nicht erfasstwerden da hier die möglichen Verzögerungszeitensehr kurz gewählt werden müssen.Der Überlastschutz verhindert eine thermischeÜberbeanspruchung des zu schützenden Motors.Das Gerät 7SJ602 erfasst wahlweise Beanspruchungenbereits vor Eintritt von Überlast (Überlastschutzmit vollständigem Gedächtnis = thermischesAbbild) oder erst nach Überschreiteneines parametrierbaren Anregestromes (Überlastschutzohne Gedächtnisfunktion). Überlastschutz ohne GedächtnisIm Falle der Wahl des Überlastschutzes ohneGedächtnis wird die Auslösezeit nach einereinfachen Formel berechnet. Vorbelastungenwerden nicht berücksichtigt da die Ströme nurerfasst werden, wenn diese größer als das 1,1-fache des Einstellwertes sind.35t =tI I −1⋅ 2 6IBfür I > 1,1 I B( / )tII Bt 6IBBAuslösezeitÜberlaststromparametrierter Schwellenwertparametrierter Zeitfaktor(t6-Zeit = Auslösezeit bei Anlegen des 6-fachendes parametrierten Schwellenwertes I B )Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 169LSP2731.tif

MotorschutzÜberlastschutz mit GedächtnisDas Gerät errechnet die Übertemperatur gemäßeinem thermischen Einkörpermodell nach einerthermischen Differentialgleichung. Dadurchkann die Vorlast mit allen Lastspielen richtigvom Gerät erfasst und ausgewertet werden. Einsolches thermisches Abbild lässt sich an dieÜberlastbarkeit des geschützten Betriebsmittelsoptimal anpassen.2.2 Schutz des Rotors vor thermischer ÜberlastungZu den vielfältigen Ursachen für die Entstehungstromverursachter Übertemperaturen bei Motorengehört schließlich eine unzulässig lange Anlaufzeitbzw. im Grenzfall die Blockierung desLäufers. Solche Zustände werden durch ein zugroßes mechanisches Gegenmoment hervorgerufen,wie es z.B. bei überschütteten Mühlen undBrechern oder überlasteten Zentrifugen usw.entstehen kannAnlaufzeitüberwachungDas Schutzgerät verfügt über eine Anlaufzeitüberwachung,die eine sinnvolle Ergänzung desÜberlastschutzes von elektrischen Maschinendarstellt. Die Auslösezeit ist stromabhängig. Damitwerden auch verlängerte Anlaufzeiten beiverringertem Anlaufstrom infolge von Spannungseinbrüchenbeim Zuschalten des Motorsrichtig bewertet. Die Anlaufzeitüberwachungwird beim Überschreiten eines einzustellendenStromwertes gestartet. Die Auslösezeit ist abhängigvom tatsächlichen gemessenen Anlaufstrom.Ist die zulässige Festbremszeit kleiner alsdie Anlaufzeit, so muss zusätzlich über einenBinäreingang die Drehzahl (Motor steht oderdreht sich) abgefragt werden.WiedereinschaltsperreDie Wiedereinschaltsperre verhindert eine Wiedereinschaltungdes Motors, wenn bei diesemAnlauf eine Überschreitung der zulässigen Läufererwärmungzu erwarten ist.Die Läufertemperatur eines Motors liegt im Allgemeinensowohl während des Normalbetriebsals auch bei erhöhten Lastströmen weit unterhalbseiner zulässigen Grenztemperatur. Dagegenwird bei Anläufen und damit verbundenenhohen Anlaufströmen der Läufer wegen seinerkleineren thermischen Zeitkonstanten thermischstärker gefährdet als der Ständer. Ein erneutesEinschalten des Motors muss verhindertwerden, wenn bei diesem Anlauf eine Überschreitungder zulässigen Läufererwärmung zuerwarten ist. Dies ist Aufgabe der Wiedereinschaltsperre.Da der Läuferstrom nicht direkt messbar ist,wird auf die Ständerströme zurückgegriffen, ausdenen die Läufertemperatur indirekt berechnetwird. Dabei wird davon ausgegangen, dass diethermischen Grenzwerte für die Läuferwicklungbei den vom Motorhersteller angegebenen Datenfür den Nenn-Anlaufstrom, die maximalzulässige Anlaufzeit und die Anzahl der zulässigenAnläufe aus kaltem (n k ) und aus betriebswarmen(n W ) Zustand gerade erreicht werden.Das Gerät berechnet daraus die für das thermischeLäuferabbild maßgeblichen Größen undgibt so lange einen Sperrbefehl, bis das thermischeAbbild des Läufers einen Wert unterhalbder Wiedereinschaltgrenze erreicht hat und somitein erneuter Anlauf zulässig wird. Solangeein Sperrbefehl ansteht, wird ein Einschaltenüber die integrierte Schaltersteuerung des Gerätesverhindert. Eine Rangierung des Sperrbefehlsder Wiedereinschaltsperre auf ein Kommandorelaisoder eine externe Verknüpfung mitder Schaltersteuerung ist in diesem Falle nichterforderlich. Wenn der Motor jedoch von eineranderen Stelle her eingeschaltet werden kann,muss ein Ausgangsrelais mit dem Sperrbefehlrangiert und dessen Kontakt in den Einschaltkreiseingeschleift werden.2.3 SchieflastschutzBeim Schutz von Motoren kommt dem Schieflastschutzeine besondere Bedeutung zu. UnsymmetrischeBelastungen erzeugen in Motoren einGegendrehfeld, welches mit doppelter Frequenzauf den Läufer wirkt. Auf der Oberfläche des Läuferswerden Wirbelströme induziert, welche zulokalen Übererwärmungen im Läufer führen.Bei Absicherung des Motors über Sicherungen isteine in der Praxis häufige Störung der Ausfall einerLeiterspannung. Der Ständerwicklung wirdbei diesem Störungsfall über die beiden ungestörtenLeiter die verkettete Spannung zugeführt.Durch den Motor wird je nach Belastung ein mehroder weniger kreisförmiges Drehfeld aufrechterhalten,so dass der Motor unter erhöhter Stromaufnahmeein ausreichendes Drehmomententwickeln kann.Ferner besteht die Gefahr einer thermischenÜberlastung bei unsymmetrischer Netzspannung.Schon kleine Spannungsunsymmetrien führenwegen der kleinen Gegenreaktanz zu großenSchieflastströmen.170Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MotorschutzDer Schieflastschutz des 7SJ602 filtert aus den zugeführtenLeiterströmen die Grundwelle herausund zerlegt sie in symmetrische Komponenten(Gegensystem I 2 und Mitsystem I 1 ). Zur Erkennungder Schieflast wird das Verhältnis „Gegensystem/Nennstrom(I 2 /I N )“ ausgewertet. DerSchieflastschutz ist zweistufig aufgebaut. Nach Erreicheneiner ersten, einstellbaren Schwelle I 2 >wird eine Zeitstufe TI 2 >gestartet, nach Erreicheneiner zweiten, einstellbaren Schwelle I 2 >> dieZeitstufe TI 2 >> gestartet. Nach Ablauf einer derKommandozeiten wird ein Auslösekommandogebildet. Der Schwellwertvergleich kann nur danndurchgeführt werden, wenn der größte der dreiPhasenströme mindestens 10 % des Nennstromesbeträgt.Bild 3 Anschlussbild für niederohmig geerdete Netze7SJ6022.. / 7SJ6026.. für gelöschte, isolierte oderhochohmig geerdete NetzeBild 2 Kennlinie des Schieflastschutzes2.4 ErdfehlerschutzBei der Auslegung des Erdfehlerschutzes ist eswichtig zu wissen, wie der Sternpunkt des Energienetzesbeschaltet ist. Auch bei der Auswahl derSchutzgerätehardware muss darauf Rücksicht genommenwerden. Hier gibt es das 7SJ602 in zweiBestellvarianten, die sich in der Gestaltung derWandlereingänge unterscheiden.7SJ6021.. / 7SJ6025.. für niederohmig geerdeteNetze.Das Gerät verfügt über einen vierten Eingangsübertragermit „normaler“ Empfindlichkeit fürdie Erdstromerfassung. Dieser kann in die Sternpunktzuführungdes Stromwandlersatzes oder aneinen gesonderten Kabelumbauwandler angeschlossenwerden.Das Gerät verfügt über zwei Phasen-Stromwandler,einen empfindlichen Erdstromeingang und einenSpannungseingang z.B. zur Erfassung der U enSpannung.Bild 4 Anschlussbild für gelöschte oder isolierte NetzeSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 171

MotorschutzDer Erdfehlerschutz erfasst Erdfehler in der Ständerwicklungvon Dreiphasenmaschinen. Da Motorenüblicherweise direkt über eine Sammelschienean das Energienetz geschaltet sind (Sammelschienenschaltung)ist es wichtig zu erkennen, obder Erdschluss sich im Maschinenabzweig oderauf einem anderen Sammelschienenabzweig befindet.Bei geerdeten Netzen kann dies üblicherweise anhandder Höhe des Erdstromes eindeutig erkanntwerden. Bei einem Fehler in der Maschine fließtder gesamte vom Netz getriebene Erdkurzschlussstromüber die Messstelle des Schutzes. Die Maschinemuss schnellstmöglich vom Netz getrenntwerden um größere Schäden zu vermeiden. BeiNetzerdfehlern ist der erfasste Erdstrom im Wesentlichendurch die Maschinenkapazitäten bestimmtund damit erheblich kleiner, eine Auslösungdarf nicht erfolgen.In kompensierten, isolierten und niederohmig geerdetenNetzen sollte die Ausführung mit demempfindlichen Erdstromeingang und der EmpfindlichenErdfehlererfassung gewählt werden. Diehochempfindliche Erdfehlererfassung ersetzt danndie Erdstromstufe des Überstromzeitschutzes.Wegen ihrer hohen Empfindlichkeit ist sie nichtgeeignet zur Erfassung von Erdkurzschlüssen mitgroßen Erdströmen (über etwa 1,6 · I N an denKlemmen für empfindlichen Erdstromanschluss);hier ist der Überstromzeitschutz für Erdstrom einzusetzen.Ist der Betrag des Erdstromes ausreichend für dieBestimmung des Erdfehlers wird kein Spannungseingangbenötigt. Das 7SJ602 verfügt über einezweistufige Strom/Zeit-Kennlinie die mit den Beträgendes Erdstromes arbeiten. Sie sind daherdort sinnvoll, wo die Höhe des Erdstromes eineAussage über die Lage des Erdfehlers erlaubt. Dieskann z.B. der Fall sein, bei Maschinen an niederohmiggeerdeten Netzen (mit Erdstrombegrenzung).Bei Maschinen in Sammelschienenschaltung anisolierten Netzen, muss sichergestellt sein, dass dieNetzkapazität des vorgelagerten Netzes einen ausreichendgroßen Erdstrom liefert aber der Erdstromam Relaiseinbauort bei netzseitigen Erdschlüssenim Verhältnis klein ist. Anhand desBetrages des Erdstromes kann dann eine Entscheidungüber die Lage des Fehlerortes getroffen werden.Ist dies nicht der Fall, sollte an der Sammelschieneeine zusätzliche Erdstromerzeugungseinrichtunginstalliert werden. Diese erzeugt bei Erdschlusseinen definierten Erdstrom. Mit Hilfe der angeschlossenenVerlagerungsspannung kann danneine Richtungsentscheidung getroffen werden.Wird eine Belastungseinrichtung (Erdstromerzeugungseinrichtung)eingebaut, sollte auch nur diesebei der Auslegung der Einstellung angesetzt werden,um unabhängig von Schaltzuständen im Netzzu sein. Bei Maschinen in kompensierten Netzenwird eine Belastungseinrichtung und die Messungder Verlagerungsspannung immer empfohlen umeinen sicheren Erdschlussentscheid treffen zukönnen.2.5 KurzschlussschutzDie Aufgabe des Kurzschlussschutzes besteht darin,bei auftretenden Kurzschlüssen durch eineschnelle Abschaltung sowohl eine Ausweitung desSchadens am Motor (Zerstörung des Eisenpaketesusw.) zu verhindern als auch die Auswirkungenauf das Elektroenergiesystems mit den angeschlossenenVerbrauchern (Spannungsunsymmetrie,Spannungseinbrüche usw.) zu minimieren.Der Überstromzeitschutz im 7SJ602 kann sowohlals unabhängiger Überstromzeitschutz (UMZ) alsauch als stromabhängiger Überstromzeitschutz(AMZ) eingesetzt werden. Für AMZ-Schutz stehtwahlweise eine Reihe von in IEC 60255---3 definiertenKennlinien oder von in ANSI-Normendefinierten Kennlinien zur Verfügung. Den gewähltenÜberstromkennlinien kann eine HochstromstufeI>>, die immer mit stromunabhängigerKommandozeit arbeitet, überlagert werden.Darüber hinaus kann in den Phasenzweigen nocheine unverzögerte Schnellauslösestufe I>>> überlagertwerden. Dadurch lässt sich die Auslösekennlinieoptimal an das Anlaufverhalten einesMotors anpassen.Um bei stromstarken Fehlern in der Maschineschnell abschalten zu können verfügt das7SJ602 über eine spezielle Schnellauslösestufe.Die I>>>-Stufe muss sicher oberhalb des Einschaltstromesdes Motors eingestellt werden,damit nicht bereits eine Einschaltung des Motorszu einer Auslösung führt. Erfahrungswertezeigen, dass die Einschaltströme etwa das 1,5-bis 1,6-fache des Anlaufstromes betragen können.Die I>>-Stufe sollte oberhalb des Motoranlaufstromeseingestellt werden, damit sie nicht durchdiesen zur Auslösung kommt. Mit der VerzögerungszeitTI>> muss die Dauer des Einschaltstromesberücksichtigt werden. Da der Einschaltstromnur einige ms andauert, kann TI>> mit ca. 50 msgewählt werden.172Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MotorschutzBei der Funktion des Überstromschutzes sollteeine abhängige Kennlinie gewählt werden, da diesebesser an das Betriebsverhalten des Motors angepasstwerden kann.Der abhängige Kurzschlussschutz I p > dient zumSchutz des Motors vor Kurzschlüssen während desBetriebes im eingeschwungenen Zustand (nachHochlauf). Je höher der Kurzschlussstrom ist, destoschneller wird ausgelöst. Als Auslösekennliniesollte die Extrem invers Kennlinie gewählt werden.I p > Kurzschlussschutz, abhängige StufeI>> Kurzschlussschutz, unabhängige StufeI>>> Schnellauslösestufe, unabhängige StufeBild 5 Stromkennlinie bei Motoranlauf 3. EinstellungenBerechnungsbeispiele orientieren sich an den folgendenMotordaten:Motor-/AnlagendatenStromwandler Phase I NPRI /I NSEK 100 A/1 AStromwandler Erde (60/1) I EE /I PH 0,6 (Kabelumbauwandler)Spannungswandler10 kV/100 VMotornennstrom I NM 74 Amax. zulässige Schieflast 10 %zulässige Schieflastdauer15 stherm. dauernd zul. Strom I Max 1,1 ·I NMthermische Ständerzeitkonstante τ th 40 minVerlängerungsfaktor Stillstand k τ 5Anlaufstrom I A5·I NMBei den Anlagendaten werden Daten der Anlagebzw. des zu schützenden Betriebsmittel eingegeben.Einige die im Besonderen die Motorschutzfunktionenbetreffen sind hier nochmals kurzherausgegriffen.Für einige Schutzfunktionen ist es wichtig zu erkennen,ob der Leistungsschalter geschlossen odergeöffnet ist. Als Kriterium hierfür wird das Überbzw.Unterschreiten einer Stromschwelle verwendet.Der Einstellwert gilt für alle drei Phasen. Wirdin einer Phase der parametrierte Stromwert überschritten,wird der LS als geschlossen angesehen.Bei Maschinen muss dieser Wert kleiner als derminimale Leerlaufstrom der Maschine gewähltwerden.Motordaten sind im Allgemeinen auf Motornennstrombezogen. Damit die Einstellungen für Motorschutzfunktionendirekt als bezogene Größenangegeben werden können, muss dem 7SJ602 inden Anlagendaten ein Anpassfaktor mitgeteiltwerden.Beispiel:Stromwandler 100 A/1 AMotornennstrom I NM =74AVerhältnis Motornennstrom zu WandlernennstromI m = I NM/I WDLN = 0,74 [aus Wandlerdaten]Ebenfalls bereits in den Anlagendaten wird derAnlaufstrom des Motor im 7SJ602 voreingestellt.Der Anlaufstrom wird als ein auf den Motornennstrom(I NM ) bezogener Wert vorgegeben.Er hängt von Größe und Beschaffenheit desMotors ab und liegt bei einen normalen lastfreienAnlauf in der Größenordnung von 5 · I NM .Motoranlaufstrom bezogen auf MotornennstromI a = 5 [aus Motor-Datenblatt]Im 7SJ602 wird die Anlaufzeit des Motors inden Anlagendaten voreingestellt. Nach dieserZeit muss der Anlaufstrom sicher unterschrittensein.Motoranlaufzeitt ANL = 4,3 s [aus Motor-Datenblatt]3.1 Der ÜberlastschutzFür den Überlastschutz soll die Belastung vor Eintrittder Überlast berücksichtigt werden. D.h. esmuss die Überlastfunktion mit vollem Gedächtnisverwendet werden.Das Gerät errechnet die Übertemperatur gemäßeinem thermischen Einkörpermodell nach derthermischen Differentialgleichung:dΘdtΘτ thI+ 1 ⋅ Θ = 1 ⋅I2τ ττηthaktuelle Übertemperatur bezogen auf die Endtemperaturbei maximal zulässigem Leitungsstrom k · I Nthermische Zeitkonstante der Erwärmung desSchutzobjektesaktueller effektiver Strom bezogen auf den maximalzulässigen Strom I max =k · I NSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 173

MotorschutzNachfolgende Parameter müssen eingestelltwerden: Einstellwert des k-Faktors = I max/I NWandlerI max = therm. dauernd zulässiger maximalStrom = 1,1 · I NM = 81,4 Ak = 0,82 Einstellwert der thermischen Zeitkonstanten τ thin Minutenth = 40 min [aus Motor-Datenblatt]Für Motoren wird häufig anstelle der Zeitkonstantendie t 6 -Zeit, d.h. die zulässige Zeit beim 6-fachendes zulässigen Dauerstromes, angegeben.Daraus kann wie folgt das τ th errechnet werden:Einstellwert [ ]t6τ thmin = s t6⋅ = ⋅60 36 0,6sVerlängerungsfaktor k τ zwischen Zeitkonstantebei Stillstand und Lauf des Motorsk =5entsprechend Motorangabe Warnübertemperatur in Prozenten der AuslöseübertemperaturΘ WARN/Θ AUSWARN =90% [Voreinstellung}Zusätzlich bietet das 7SJ602 die Möglichkeit eineexterne Thermobox an das Gerät anzuschließen.Dadurch besteht die Möglichkeit die Kühlmittelbzw.Umgebungstemperatur des Schutzobjektesüber die serielle Schnittstelle in das Gerät einzukoppelnund in der Überlastberechnung mit zuberücksichtigen.3.2 AnlaufzeitüberwachungDie Anlaufzeitüberwachung interpretiert dasÜberschreiten des Stromwertes I a > als Motoranlauf.Demzufolge muss dieser Wert so gewähltwerden, dass er während des Motoranlaufs unterallen Last- und Spannungsbedingungen vom tatsächlichenAnlaufstrom sicher überschritten wird,aber bei zulässiger, kurzzeitiger Überlast nicht erreichtwird außerdem muss er oberhalb des maximalenLaststromes projektiert werden. DerEinstellwert bezieht sich auf den Motornennstrom.Üblich ist etwa der halbe Wert des Nennanlaufstromes.Wenn der Anlaufstrom also5 ⋅ Motornennstrom (I NM )beträgt, wirdI a > auf 2,5 ⋅ Motornennstrom eingestellt.Die Auslösezeit berechnet sich quadratisch nachder Stromhöhe:taust aust ANLII a2⎟Ia= tANL⋅ ⎛ ⎝ ⎜ ⎞I ⎠mit I > I a >tatsächliche Auslösezeit zum fließenden Strom Imax. Anlaufzeittatsächlich fließender Strom (Messgröße)Nenn-Anlaufstrom des MotorsNachfolgende Parameter müssen eingestellt werden:Anlaufstromschwelle I a> für die Anlaufzeitüberwachung,bezogen auf Motornennstrom I NMMit I a =5⋅ I NM Motorendaten – eingegeben beiAnlagendatenI a> = 0,5 I a = 2,5 I NMSollte die Anlaufzeit die Auslösezeit des Überstromzeitschutzesüberschreiten, besteht die Möglichkeitwährend des Anlaufs nach 70 ms denÜberstromzeitschutz zu blockieren. Blockierung der I>/I p Stufen bei AnlaufNEINIst die zulässige Festbremszeit kleiner als die Anlaufzeit,so muss zusätzlich über einen Binäreingangdie Drehzahl (Motor steht oder dreht sich)abgefragt werden.3.3 WiedereinschaltsperreMaßgebend für die Wiedereinschaltgrenze ist dieNachbildung der Läufertemperatur. Die dazu notwendigenKenngrößen, wie Anlaufstrom, Motornennstromund maximal zulässige Anlaufzeitwerden bei den Anlagendaten projektiert.Nachfolgende Parameter müssen bei der Wiedereinschaltsperrezusätzlich noch eingestellt werden: Läufertemperatur AusgleichszeitDa die thermische Zeitkonstante des Läufers bedeutendgeringer ist als die des Ständers, ist fürdie Läufertemperaturausgleichszeit meist einWert von 1 min (Voreinstellung) praktikabel.t AUSG = 1min [Erfahrungswert] Anzahl der maximal zulässigen WarmanläufenW = 2 [Erfahrungswert]Sind keine Vorgaben aus dem Motor-Datenblattvorhanden kann hier der Erfahrungswert 2 eingestelltwerdenDifferenz zwischen der Anzahl maximal zulässigerKaltanläufe und der Anzahl maximal zulässigerWarmanläufenK – nW = 1 [Erfahrungswert]Sind keine Vorgaben aus demMotor-Datenblatt vorhanden kann hier der Erfahrungswert1 eingestellt werdenFaktor für die thermische Abkühlzeit des Läufersbei Stillstand der MaschineDie verringerte Kühlung während des Motorstillstandesbei Motoren mit Eigenbelüftungwird durch den Faktor k τSTI (bezogen auf dieZeitkonstante bei Leerlauf) berücksichtigt. AlsKriterium für den Stillstand des Motors gilt dasUnterschreiten der Stromschwelle, die bei denAnlagendaten als LS I> eingestellt worden ist.174Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MotorschutzBei fremdbelüfteten Motoren kann 1 eingestelltwerden.k STI =5 [Erfahrungswert]Sind keine Vorgaben aus dem Motor-Datenblattvorhanden kann hier der Erfahrungswert 5eingestellt werdenFaktor für die thermische Abkühlzeit des Läufersbei laufender MaschineDieser Faktor berücksichtigt die unterschiedlicheAbkühlung eines belasteten, laufendenMotors gegenüber der eines abgeschalteten Motors.Er ist wirksam, sobald der Strom LS I>(eingestellt unter Anlagendaten) überschreitet.Bei k τBET = 1 ist Erwärmungs- und Abkühlzeitkonstanteunter Betriebsbedingungen gleich.k BET =2 [Erfahrungswert]Sind keine Vorgaben aus dem Motor-Datenblattvorhanden kann hier der Erfahrungswert 2eingestellt werdenMindestsperrzeit für die WiedereinschaltungDer Wert für die Mindestsperrzeit t SPER richtetsich nach den Vorgaben des Motorherstellersbzw. den Betreiberforderungen. Er muss größerals die Ausgleichszeit t AUSG sein.t SPER = 6 min [Annahme]3.4 SchieflastschutzBei elektrischen Maschinen kommt dem Schieflastschutzeine besondere Bedeutung zu.Die unabhängige Charakteristik ist zweistufig aufgebaut.Nach Erreichen einer ersten, einstellbarenSchwelIe I 2 > wird eine Anregemeldung abgegebenund eine Zeitstufe TI 2 > gestartet, nach Erreicheneiner zweiten Stufe I 2 >> eine weitere Meldung abgesetztund die Zeitstufe TI 2 >> gestartet. NachAblauf einer der Verzögerungszeiten wird einAuslösebefehl abgegeben. Die I 2 >> Stufe ist beieiner geringen Empfindlichkeit und einer sehrkurzen Auslösezeit z.B. gut geeignet auf Fehler imsekundären Wandlerkreis.Die voreingestellten Werte für Anregung undZeitverzögerung sind meist ausreichend. Fallsvom Maschinenhersteller Werte über die dauerndzulässige Schieflast und die Dauer der Belastbarkeitin Abhängigkeit von der Höhe der Schieflastvorliegen, sind diese zu bevorzugen.Die Prozentwerte beziehen sich auf den Nennstromdes Wandlers. Ansprechwert der Stufe I 2> (bezogen auf denWandlernennstrom I N)I 2> = 10 % [aus Motor-Datenblatt] Auslöseverzögerung der Stufe I 2>TI 2> = 15 s [aus Motor-Datenblatt] Ansprechwert der Stufe I 2>>I 2>> = 50 % [Voreinstellung] Auslöseverzögerung der Stufe I 2>>TI 2>> = 1 s [Voreinstellung]3.5 ErdschlussschutzDer Erdschlussschutz erfasst Erdschlüsse in derStänderwicklung von Dreiphasenmaschinen. DieGestaltung des Erdfehlerschutzes ist davon abhängigwie der Sternpunkt des Energienetzes beschaltetist. Der Sternpunkt des Motors soll im Folgendenimmer isoliert aufgebaut sein. Das 7SJ602 istsowohl für Netze mit geerdetem Sternpunkt alsauch für Netze mit isoliertem, kompensiertemoder niederohmig geerdetem Sternpunkt geeignet.Zwei Hardware-Varianten decken all diese Netzformenab. Dies muss bei der Bestellung berücksichtigtwerden.Im Folgenden soll die Einstellung des Erdschlussschutzesfür einen Motorabzweig in einem isoliertaufgebauten 10-kV-Netz veranschaulicht werden.Da es sich um ein isoliertes Netz handelt sollte dieVariante mit einer empfindlichen Erdfehlererkennunggewählt werden.Bild 6 Applikationsbeispiel Motorschutz10-kV-Kabel 3 x 1 x 170 mm 2I CE = 1,8 A/kml = 0,1 kmSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 175

MotorschutzIn unserem Beispiel wird angenommen, dass daseinspeisende 10-kV-Energienetz eine entsprechendeGröße aufweist und bei Erdschluss ein kapazitiverErdschlussstrom I CE von ca. 20 A zur Fehlerstellefließt. Die Information über die Höhe deskapazitiven Erdschlussstromes muss vom Netzbetreibererfragt werden. Natürlich liefert auch derMotorabzweig einen Erdschlussstrom. Der Motorabzweigsoll über ein 100 m langes 10-kV-Kabelangeschlossen sein. Der Erdschlussstrom desMotorabzweiges errechnet sich wie folgt:I CEKabel = I' CE ⋅ lI’ CE = 1,8 A/km (aus Datenblatt des Kabels)l = 0,1 kmI CEKabel 0,20 ADadurch ergibt sich nachfolgend dargestellte ErdschlussstromVerteilungIst der Betrag des Erdstromes für die Fehlerortbestimmungnicht ausreichend kann eine Erdschlussrichtungsbestimmungprojektiert werden.In diesem Fall ist ein Spannungseingang (U en )zwingend erforderlich.Bei der empfindlichen Erdfehlerrichtungsbestimmungist nicht der Betrag des Stromes maßgebend,sondern der Anteil des Stromes senkrechtzu einer einstellbaren Richtungskennlinie (Symmetrieachse).Für die Richtungsbestimmung istdas Überschreiten der VerlagerungsspannungsstufeU E und eines ebenfalls parametrierbaren, dieRichtung bestimmenden Stromanteils (Wirk-[cos ϕ] oder Blindanteil [sin ϕ]), Voraussetzung.Bei elektrischen Maschinen in Sammelschienenschaltungam isolierten Netz kann man cos ϕ fürdie Messart einstellen und einen Korrekturwinkelvon etwa +45°, da hier der Erdschlussstrom oftaus einer Überlagerung des kapazitiven Erdschlussstromesvom Netz und dem ohmschenStrom eines Belastungswiderstandes zusammengesetztist.176Bild 7 Erdschluss-Stromverteilung in Abhängigkeitvom FehlerortAus den Stromverteilungen kann man erkennen,dass anhand der Beträge des Erdschlussstromesbereits eine eindeutige Fehlerlokalisierungmöglich ist.Bei Erdschluss auf der Sammelschiene soll nur das7SJ602 im Einspeisefeld anregen. Befindet sich dieFehlerstelle im Motorabzweig soll sowohl das7SJ602 im Einspeisefeld als auch im Motorabganganregen. Dadurch kann in diesem Beispiel nurüber die Höhe des Erdstromes eine Aussage überdie Lage erfolgen.Als Anregeschwelle ergibt sich für den Motorabgangfolgender Einstellvorschlag: Aus Sicherheitsgründensollte nicht von I CEges ausgegangenwerden, da sich dieser z.B durch Netzabschaltungenverkleinern kann. Als Ansatz kann hierI EE > 0,5 · I CE gewählt werdenSoll ein Erdschluss nicht zu einer Auslösung führen,kann die Funktion I EE > auch nur auf Meldeneingestellt werden. Wenn keine zweite Anregeschwellebenötigt wird kann I EE >> auf unwirksamgestellt werden.3.6 KurzschlussschutzDer Kurzschlussschutz ist die Haupt-Schutzfunktiondes 7SJ602. Er besitzt insgesamt drei Stufenfür Leiterströme und zwei Stufen für den Erdstrom.Die Überstromstufe (I>) kann wahlweisemit stromunabhängiger (UMZ) oder mit stromabhängiger(AMZ) Kommandozeit arbeiten. DieHochstromauslösung (I>>) und die Schnellauslösung(I>>>) arbeitet immer mit einer stromunabhängigenKommandozeit.Für den Kurzschlussschutz eines Motors ist zu beachten,dass der Einstellwert I>>> kleiner als derkleinste (2-polige) Kurzschlussstrom und größerals der größte Anlaufstrom sein muss. Da der maximalauftretende Einschaltstrom in der Regelauch bei ungünstigen Verhältnissen unter 1,6 xNennanlaufstrom liegt, ergibt sich für die KurzschlussstufeI>>> folgende Einstellbedingung:1,6 x I Anlauf < I>>> < I k2polAls Sicherheitsabstand sollte der Einstellwert etwa30 % oberhalb des zu erwartenden Anlaufstromsgewählt werden.I>>> = 2,0 ⋅ I A = 2,0 ⋅ 5 ⋅ I NM = 2,0 ⋅ 5 ⋅ 74/100 ⋅ I N 7,4 I NAnsprechwert der SchnellauslösestufeI>>> = 7,4 · I NSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MotorschutzDie Einstellung der I>> orientiert sich am Motoranlaufstrom.Damit ein ordnungsgemäßer Anlaufsicher nicht zur Auslösung führt, sollte hier ein Sicherheitsfaktorvon ca. 1,5 angesetzt werden.1,5 · I Anlauf >) < (I>>>)Die I>> sollte oberhalb des Motoranlaufstromeseingestellt werden, damit sie nicht durch diesenzur Auslösung kommt.I>> = 1,5 · I A = 1,5 · 5 · I NM = 1,5 · 5 · 74/100 · I N 5,5 I N Ansprechwert der HochstromstufeI>> = 5,5 · I NDie Verzögerungszeit für die Hochstromstufesollte solange verzögert werden bis der max. Einschaltstromsicher abgeklungen ist. Werte aus demMotor-Datenblatt sind den in dieser Applikationgetroffenen Annahmen bzw. verwendeten Erfahrungswertenimmer vorzuziehen Auslöseverzögerung der HochstromstufeTI>> = 50 msBei der Funktion des Überstromschutzes sollteeine abhängige Kennlinie gewählt werden, da diesebesser an das Betriebsverhalten des Motors angepasstwerden kann.Der abhängige Kurzschlussschutz I p dient zumSchutz des Motors vor Kurzschlüssen während desBetriebes im eingeschwungenen Zustand (nachHochlauf). Je höher der Kurzschlussstrom ist, destoschneller wird ausgelöst. Als Auslösekennliniesollte die Extrem invers Kennlinie gewählt werden.Für die Einstellung der Überstromstufe I p ist vorallem der maximal auftretende Betriebsstrommaßgebend. Anregung durch Überlast muss ausgeschlossensein, da das Gerät in dieser Betriebsartmit entsprechend kurzen Kommandozeiten alsKurzschlussschutz, nicht als Überlastschutz arbeitet. 4. ZusammenfassungAn diesem Einstellbeispiel ist ersichtlich dass miteinem SIPROTEC Schutzgerät ein umfassenderSchutz eines Motors realisiert werden kann, unddamit neben dem eigentlichen Schutz des Betriebsmittelsauch ein Schutz des übrigen Energienetzesvorhanden ist.Aus schutztechnischer Sicht bietet das Gerät nebendem Kurzschlussschutz auch weitergehendeSchutzfunktionen für Motoren kleiner Leistungsklassen.Da alle Schutzfunktionen in einem Gerätvorhanden sind wird der Aufwand für Anschlussund Prüfung minimiert.Die Voreinstellungen des Gerätes sind so gewählt,dass der Anwender viele Werte, wenn nicht besserbekannt, übernehmen kann. Für die Einstellungbenötigte Werte sind im wesentlichen Daten desMotordatenblattes was die Einstellung sehrerleichtert.I p = 1,5 · I NM /1,1 = 1,5/1,1 · 74/100 · I N 1,0 I NZeitmultiplikator für die PhasenströmeT p = 1,5 sEinstellwert der Überstromstufe I p für die PhasenströmeI p = 1,0 I NSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 177

Motorschutz178Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MaschinenschutzSchutz eines Generatorsbis 5 MW 1. EinleitungKleinkraftwerke leisten einen nicht zu vernachlässigendenBeitrag an der Stromerzeugung. Dengrößte Anteil der Netzeinspeisung haben derzeitnoch die Wasserkraftwerke obwohl die höchstenZuwächse bei den Anlagen die Nutzung derWindenergie erfahren hat.Für den sicheren Betrieb dieser Betriebsmittel istder elektrische Schutz unerlässlich.Der Schutzumfang muss in einem vernünftigemVerhältnis zu den gesamten Anlagenkosten undder Wichtigkeit der Anlage stehen.Der Anlagentyp, die Ausführung des Generatorsund der Zusatzeinrichtungen, die Leistungsgrößeund die Gestaltung der Netzanbindung beeinflusstden Umfang und die Auswahl der Schutzfunktionen.Folgende Tabelle zeigt einen Überblick überdie verwendeten Schutzfunktionen in Abhängigkeitvon der Generatorleistung.Bild 1 SIPROTEC MaschinenschutzLSP2171-afpen.epsTherm. und kurzverzögerterSchnellausloser sowieArbeitsstromauslöser für U~am Generatorschalternur Arbeitsstromauslöserfür U~ am Generatorschalterfür Wasserkraftgeneratorenbis300kVA300 bis700kVA700 bis1500kVA> 1500kVAfür Diesel- und Turbogeneratorenbis300kVA300 bis700kVA700 bis1500kVAx – – – x – – –– x x x – x x xSpannungssteigerungsschutz x x x x – – x xRückleistungsschutz – – – – x x x xÜberstromzeitschutz – x x x – x x xDifferentialschutz – – – x – – – xLäufer-Erdschlussschutz – – – x – – – xHilfsgleichspannung für Schutzerforderlich?– x x x – x x x> 1500kVATabelle 1 Schutzfunktionen bei KleinkraftwerkenSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 179

Maschinenschutz 2. SchutzkonzeptAuch bei Kleinkraftwerken kann man gemäßBild 2 von den Grundschaltungen: der Sammelschienen-und der Blockschaltung ausgehen.BlockschaltungSammelschienenschaltungBild 2 AnlagengrundschaltungenFehlerart Fehlerursache Schutzfunktion BemerkungenÜberlastungKurzschluss(2- oder3-polig)Erdschluss(Ständer)Erdschluss(Läufer)Rückleistungnur bei Dampf- undDieselantrieb notwendigDrehzahlabweichungenÜberspannungunzulässigeUnterregelungunsymmetrischeLastS ab >S erzeugtReglerfehlerFehlbedienungIsolationsalterungWicklungsverschiebungenÜberspannungenFertigungsfehlergleiche Fehlerursachewie beim KurzschlussIsolationsalterungWicklungsverschiebungBürstenabrieb auf derSchleifringoberflächeMaterialermüdungAntriebsausfallStillsetzungundichte Dampfventileplötzliche WirkleistungsänderungenÜberlastungReglerfehler bzw. manuelleFehlbedienungFehler im Erregerkreisuntererregte Fahrweise(hoher Blindleistungsbedarfim Netz)Fehlbedienung,ReglerfehlerunterschiedlicheBelastung der LeiterthermischerÜberlastschutz (I 2 t)Überstromzeitschutz(I>)Differentialschutz(∆I)StändererdschlussschutzU 0 > bei BlockschaltungErdschlussrichtungbei Sammelschienenschaltung(/U E , I E )Läufererdschlussschutzmit netzfrequenterSignaleinkopplungin denLäuferkreisRückleistungsschutz(-P)Frequenzschutz(f > bzw. f )Untererregungsschutz(z.B. -Q, bzw. Z)Schieflastschutz(I 2 >)Bewertung desStromeffektivwertesmit VorlasterfassungZeitverzögerungmuss mit dem NetzschutzkoordiniertwerdenDer Schutzbereich(etwa 80 %) wirddurch die Anlagenbedingungenbestimmt(sieheDiskussionen imText)Einsatz ab 5 MW,wenn Schleifringevorhanden; unter5MW wahlweiseab 5 MW f > und f ; f < wirdebenfalls empfohlen,wenn verfügbarBewertung der verkettetenSpannungEinsatz ab 5 MWunter 5 MW bishernicht üblich;wenn Funktion verfügbar,wird EinsatzempfohlenEinsatz ab 5 MW;unter 5 MW bishernicht üblich;wenn möglich, wirdEinsatz empfohlenBei der Blockschaltung wird der Generator übereinen Transformator an die Sammelschiene derhöheren Spannungsebene angekoppelt. Bei mehrerenparallelen Blöcken sind die Generatorendurch die Transformatoren galvanisch getrennt.Bei der Sammelschienenschaltung speisen mehrereGeneratoren auf eine gemeinsame Sammelschieneund danach wird über einen Transformatorin die nächst höhere Spannungsebene eingespeist.Die Generatoren sind dabei galvanisch miteinanderverbunden.Aufgrund der geringen Gesamtanlagenkostenwird man sich bei Kleinkraftwerken häufig für dieSammelschienenschaltung entscheiden. Daherwird diese Applikation im weiteren Verlauf näherbeleuchtet.In Tabelle 2 sind die für Kleinkraftwerke tauglichenund zugleich anzuwendenden Schutzfunktionenauf heutigem Kenntnisstand dargestellt.Zur Fehlerart wird die Fehlerursache und die zunutzende Schutzfunktion genannt sowie allgemeineHinweise zur Anwendung bzw. zu Besonderheitender Schutzfunktion gegeben.Tabelle 2 Fehlerarten, Schutzfunktionen180Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Maschinenschutz 3. ApplikationenAus Tabelle 1 ist zu ersehen, dass auch bei Kleinmaschinen< 5 MW bereits Geräte mit mehrerenSchutzfunktionen einzusetzen sind. Gemäß demStand der Technik kommen numerische Schutzgerätezum Einsatz.Bei der Auswahl passender Geräte stehen aus demSIPROTEC-Spektrum verschiedene Möglichkeitenzur Wahl. Wie Tabelle 3 zeigt sind 7SJ-Gerätedurchaus geeignet einfache Schutzfunktionen fürkleine Maschinen zu erfüllen.Der entscheidende Vorteil des 7UM6*-Maschinenschutzgerätesliegt in dem Nachführen der Abtastfrequenz.Damit die Schutz- und Messfunktionenin einem weiten Frequenzbereich richtige Ergebnisseliefern, wird die tatsächliche Frequenzkontinuierlich gemessen und die Abtastfrequenzfür die Messgrößenverarbeitung nachgeführt. Diessichert die Messgenauigkeit im Frequenzbereichvon 11 Hz bis 69 Hz. Außerdem kann aus einerVielzahl von zusätzlichen Schutzfunktionen gewähltwerden.Sollte die Forderung nach einem Differentialschutzbestehen und die entsprechenden Wandlersätzevorhanden sein empfiehlt sich der Einsatzeines 7UM62-Gerätes. Da der Differentialschutzerst bei Maschinen oberhalb 5 MW üblich ist, betrachtenwir im nebenstehenden Beispiel den Einsatzeines SIPROTEC 7UM61-Gerätes für einen5 MW-Generator in Sammelschienenschaltung. 4. EinstellungenIn den folgenden Abschnitten werden die einzelnenSchutz- und Zusatzfunktionen gemäß Tabelle3 erläutert und Hinweise zu den Einstellwerten gegeben.Die Berechnungsbeispiele orientieren sichan der in Bild 3 gezeigten Referenzanlage. BeimAuslösekonzept wird davon ausgegangen, dass derSchutz direkt die Auslösebetätigung (Leistungsschalter,Entregung, Turbinenschnellschluss bzw.Dieselabstellung) vornimmt.4.1 Thermischer ÜberlastschutzDer Überlastschutz verhindert eine thermischeÜberbeanspruchung der Ständerwicklungen derzu schützenden Maschine. Das Gerät errechnet dieÜbertemperatur gemäß einem thermischen Einkörpermodellnach der thermischen Differentialgleichungund berücksichtigt sowohl die Vorgeschichteeiner Überlast als auch die Wärmeabgabean die Umgebung.Nach Erreichen einer ersten, einstellbaren Schwellewird eine Warnmeldung abgegeben, um z.B.eine rechtzeitige Lastreduzierung zu veranlassen.Die zweite Übertemperaturgrenze trennt dieMaschine vom Netz. Beispielsweise kann dieUmgebungs- bzw. Kühlmitteltemperatur über diePROFIBUS-DP-Schnittstelle eingegeben werden.Schutzfunktionen ANSI 7SJ60 7SJ61 7SJ62 7SJ63/64 7UM61Ständer-Überlastungsschutz 49 X X X X XErdschlussschutzungerichtetgerichtet64G50G67GÜberstromzeitschutz 5051Niedrige Umgebungs- bzw. Kühlmitteltemperaturbedeutet strommäßig stärkere, hohe Temperaturendagegen niedrigere Belastbarkeit des Generators.Beispiel:Generator und Wandler mit folgenden Daten: Dauerhaft zulässiger StromI max prim = 1,15 · I N, Maschine Nennstrom des Generators I N, Maschine = 483 A Stromwandler 500 A/1 AXXXXXXXXXXXXXX X X X XSchieflastschutz 46 X X X X XLäufererdschlussschutz 64R X 2) X 2) X 2) X 2)Rückleistungsschutz 32 X 1) XÜberspannungsschutz 59 X X XUntereregungsschutz 40 XFrequenzschutz 81 X X XTemperaturüberwachung(über separates Temperaturerfassungsgerät)38 X X X XSchalterversagerschutz 50BF X X X X XFreiprogrammierbare Logik X X X XSteuerfunktionen X X X X XFlexible serielle Schnittstelle 1 2 2 2/3 21) In 7SJ63 mit CFC, in 7SJ64 mit flexiblen Funktionen.2) Über I EE Messeingang wenn Erdschlussrichtungsfunktion nicht genutzt wird.Tabelle 3 Schutzgeräte – AuswahlmatrixBild 3 Sammelschienenschaltung mit KabelumbauwandlerSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 181

MaschinenschutzBild 4Abhängigkeit der VerlagerungsspannungvomFehlerort in der StänderwicklungEinstellwert K-Faktor = 1,15 483A/500A = 1,11Hinweis:Bei einem üblichen Wert von K-Faktor = 1,1 ergibtsich bei Anliegen des Maschinennennstromesund angepasstem primären Wandlerstrom einÜbertemperaturendwert von Θ/Θ K = 1 / 1,1 2 =0,83 der Auslöseübertemperatur. Die Warnstufesollte also zwischen Endübertemperatur beiNennstrom (in diesem Fall also 83 %) und Auslöseübertemperatur(100 %) eingestellt werden.Bei einem angenommenen Laststrom vonI = 1,5 I N, Gerät und einer Vorlast I vor = 0 ergebensich für unterschiedliche UmgebungstemperaturenΘ K die folgenden AuslösezeitenΘ K=40 ºC t = 463 sΘ K=80 ºC t = 366 sΘ K=0 ºC t = 637 s4.2 Unabhängiger Überstromzeitschutz (I>, I>>)AllgemeinesDer Überstromzeitschutz ist bei Klein- oder Niederspannungsmaschinender Kurzschlussschutz.Damit auch bei inneren Fehlern in jedem Fall einAnsprechen erfolgen kann, wird der Schutz beiGeneratoren stets an den in der Sternpunktzuführungder Maschine befindlichen Stromwandlersatzangeschlossen. Bei Generatoren, derenErregerspannung von den Maschinenklemmenabgeleitet wird, klingt bei Nahfehlern (also im Generator-und ggf. Blocktransformatorbereich) derKurzschlussstrom wegen des nun fehlenden Erregerstromessehr schnell ab und liegt in wenigenSekunden unterhalb des Ansprechwertes desÜberstromzeitschutzes. In diesen Fällen wird einesogenannte Unterspannungsselbsthaltung verwendet.4.3 Unabhängiger Überstromzeitschutz (Stufe I>)mit UnterspannungshaltungEinstellbeispiel:Ansprechwert 1,4 ⋅ I N Masch.Auslöseverzögerung 3 sUnterspannungshaltung 0,8 ⋅ U N Masch.Haltezeit von U

MaschinenschutzBeispiel:Der kapazitive Erdschlussstrom bei 10-kV-Kabeln(Bleimantel, Kunststoff) liegt zwischen 1,2 bis3,5 A/km. Geht man bei voller Verlagerungsspannungz.B. von einem max. Erdstrom von 3 A ausund strebt einen Schutzbereich von 80 % an, sofließen primärseitig rd. 0,6 A. Dieser Strom (sekundäretwa 10 mA) ist durch den Schutz sicherbeherrschbar.Ist der kapazitive Strom nicht ausreichend groß,so lohnt sich bei größeren Leistungen die Investitioneines Erdungstransformators an der Sammelschienebzw. von abschaltbaren Belastungswiderständenam Generatorsternpunkt. Der Erdstromvergrößert sich durch den ohmschen Strom.4.4.2 ApplikationshinweisIm Industriebereich werden Sammelschienenanlagenmit hoch- bzw. niederohmigen, umschaltbarenSternpunktwiderständen ausgeführt. ZurErdschlusserfassung werden dabei der Sternpunktstromund der Summenstrom über Kabelumbauwandlererfasst und als Stromdifferenzdem Schutzgerät zugeführt (siehe Bild 5). Damittragen sowohl der durch den Sternpunktwiderstandals auch der ggf. vom Netz herrührendeErdstromanteil zum Gesamterdstrom bei. Umeine Überfunktion infolge von Wandlerfehlernauszuschließen, wird die Verlagerungsspannungzur Freigabe benutzt. Der Schutz entscheidet dannauf Maschinenerdschluss, wenn die folgenden beidenKriterien vorliegen: Verlagerungsspannung größer als EinstellwertU 0 >, Erdstromdifferenz I E größer als Einstellwert3 I 0 >.SES = StändererdschlussschutzBild 5 Erdschlussschutz durch Differenzbildung mit KabelumbauwandlernSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 183

MaschinenschutzDer Ansprechwert soll mindestens das Doppeltebetrieblicher Unsymmetrien betragen. Üblich istein Wert von 10 % der vollen Verlagerungsspannung.4.5 Empfindliche Erdstromerfassung / LäufererdschlussschutzDer empfindliche Erdstromschutz dient zur Erfassungvon Erdschlüssen in isoliert betriebenen oderhochohmig geerdeten Kreisen. Auch zur Erfassungvon Erdschlüssen der Läuferwicklung ist dieserSchutz einsetzbar, wenn der Läuferkreis miteiner netzfrequenten Spannung künstlich gegenErde verspannt wird (U V ≈ 42 V mittels Vorschaltgerät7XR61). In diesem Fall wird der maximalfließende Erdstrom durch die Höhe der gewähltenVerspannung U V und durch die kapazitive Ankopplungan den Läuferkreis begrenzt.Für diesen Anwendungsfall als Läufererdschlussschutzüber den empfindlichen Erdstrommesseingangist eine Überwachung des Messkreisesvorgesehen. Er gilt als geschlossen, wenn der aufgrundder Erdkapazität des Läuferkreises auch beigesunder Isolation fließende Erdstrom einen parametrierbarenMindestwert I EE< überschreitet.Wird der Wert unterschritten, wird nach einerkurzen Wartezeit (2 s) eine Störungsmeldung abgesetzt.Ein typischer Ansprechwert ist ca. 2 mA. Wirddieser Wert auf 0 eingestellt, so ist die Überwachungsstufeunwirksam. Dies kann erforderlichwerden, wenn die Erdkapazitäten zu klein sind.Die Einstellung der Erdschlussanregung I EE> wirdso gewählt, dass sich damit IsolationswiderständeR E von etwa 3 kΩ bis 5 kΩ erfassen lassen: DerEinstellwert sollte dabei mindestens doppelt sohoch sein, wie der Störstrom infolge der Erdkapazitätendes Läuferkreises. Die AuslöseverzögerungenT I EE> und T I EE>> schließen die Eigenzeitennicht mit ein.4.6 RückleistungsschutzDer Rückleistungsschutz dient als Schutz einerTurbinen-Generator-Einheit, wenn bei Ausfall derAntriebsenergie die Synchronmaschine als Motorlaufend die Turbine antreibt und dabei die erforderlicheSchleppleistung aus dem Netz bezieht.Dieser Zustand führt zu einer Gefährdung derTurbinenschaufeln und muss binnen kurzemdurch Öffnen des Netzschalters behoben werden.Für den Generator besteht zudem die Gefahr, dassbei einem fehlerhaften Restdampfdurchlass(Sperrventile defekt) nach Ausschalten des Leistungsschaltersdie Turbinen-Generator-Einheitbeschleunigt wird und Überdrehzahl erreicht.Deswegen soll die Netztrennung erst nacherkannter Wirkleistungsaufnahme erfolgen.Die Höhe der aufgenommenen Wirkleistung wirddurch die zu überwindenden Reibungsverluste bestimmtund liegen anlagenbedingt in folgendenGrößenordnungen: Dampfturbinen: P Rück/S N ≈ 1%bis3% Gasturbinen: P Rück/S N ≈ 3%bis5% Dieselantriebe: P Rück/S N >5%Es wird jedoch empfohlen, beim Primärversuchdie Rückleistung mit dem Schutz selbst zu messen.Als Einstellwert wählt man etwa den 0,5-fachenWert der gemessenen und unter den prozentualenBetriebsmesswerten auslesbaren Schleppleistung.4.7 FrequenzschutzDer Frequenzschutz hat die Aufgabe, Über- oderUnterfrequenzen des Generators zu erkennen.Liegt die Frequenz außerhalb des zulässigen Bereichs,werden entsprechende Schalthandlungenveranlasst, wie z.B. das Trennen des Generatorsvom Netz. Frequenzrückgang entsteht durch erhöhtenWirkleistungsbedarf des Netzes oder fehlerhaftesArbeiten der Frequenz- bzw. Drehzahlregelung.Der Frequenzrückgangsschutz wirdauch bei Generatoren eingesetzt, die (zeitweilig)auf ein Inselnetz arbeiten, da hier bei Ausfall derAntriebsleistung der Rückleistungsschutz nicht arbeitenkann. Über den Frequenzrückgangsschutzkann der Generator vom Netz getrennt werden.Frequenzsteigerung wird z.B. durch Lastabwürfe(Inselnetz) oder Fehlverhalten der Frequenzregelungverursacht. Hierbei besteht die Gefahr einerSelbsterregung von Maschinen, die auf lange, leerlaufendeLeitungen arbeiten. Grundsätzlich richtensich die einzustellenden Frequenzwerte auchhier nach den Vorgaben des Netz- bzw. Kraftwerkbetreibers.Der Frequenzrückgangsschutz hatdabei die Aufgabe, den Kraftwerkseigenbedarfdurch rechtzeitiges Trennen vom Netz sicherzustellen.Der Turboregler regelt dann den Maschinensatzauf Nenndrehzahl, so dass der Eigenbedarfmit Nennfrequenz weiterversorgt werdenkann. Eine Frequenzsteigerung kann beispielsweisebei einem Lastabwurf oder Fehlverhalten derDrehzahlregelung (z.B. in einem Inselnetz) auftreten.So lässt sich der Frequenzsteigerungsschutzz.B. als Überdrehzahlschutz einsetzen.Stufe Veranlassung Einstellwertebeif N = 50 Hzbeif N = 60 Hzf 1 Netztrennung 48,00 Hz 58,00 Hz 1 sf 2 Stillsetzung 47,00 Hz 57,00 Hz 6 sf 3 Warnung 49,50 Hz 59,50 Hz 20 sf 4Warnung oderAuslösungEinstellbeispiel52,00 Hz 62,00 Hz 10 sVerzögerung184Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Maschinenschutz4.8 ÜberspannungsschutzDer Überspannungsschutz hat die Aufgabe, dieelektrische Maschine und die damit verbundenenAnlagenteile vor unzulässigen Spannungserhöhungenund damit deren Isolierung vor Schädenzu schützen.Spannungserhöhungen entstehen z.B. durch Fehlbedienungbei manueller Steuerung des Erregersystems,durch fehlerhaftes Arbeiten des automatischenSpannungsreglers, nach (Voll-) Lastabschaltungeines Generators, bei vom Netz getrenntemGenerator oder im Inselbetrieb.Die Einstellung der Grenzwerte und Verzögerungszeitendes Überspannungsschutzes richtetsich nach der Schnelligkeit, mit der der SpannungsreglerSpannungsänderungen ausregelnkann. Der Schutz darf nicht in den Regelvorgangdes fehlerfrei arbeitenden Spannungsreglers eingreifen.Die zweistufige Kennlinie muss daherstets über der Spannungszeitkennlinie des Regelvorgangsliegen. Die Langzeitstufe soll bei stationärenÜberspannungen eingreifen. Sie wird aufetwa 110 % bis 115 % U N und je nach Reglergeschwindigkeitauf 1,5 s bis 5 s eingestellt.4.9 UntererregungsschutzDer Untererregungsschutz schützt eine Synchronmaschinebei fehlerhafter Erregung bzw. fehlerhafterRegelung vor Asynchronlauf und lokalenÜbererwärmungen im Läufer.Zur Erfassung der Untererregung verarbeitet dasGerät alle drei Strangströme und alle drei Spannungenals Ständerkreiskriterium sowie das Signaleiner externen Erregerspannungsüberwachung alsLäuferkreiskriterium.Bild 6 Admittanzdiagramm eines TurbogeneratorsU N Nennspannung I W WirkstromI N Nennstrom I b BlindstromI EN Nennerregerstrom G Wirkleitwert (Konduktanz)ϑ N Nennpolradwinkel B Blindleitwert (Subzeptanz)ϕ N Nennlastwinkel P Wirkleistungx d synchrone Längsreaktanz Q BlindleistungU KlemmenspannungDie Auslösekennlinien des Untererregungsschutzessetzen sich im Leitwertdiagramm aus Geradenzusammen, die jeweils durch ihren Konduktanzabschnitt1/xd (= Koordinatenabstand) und ihrenNeigungswinkel α definiert sind.Die Geraden (1/xd KL1)/α 1 (Kennlinie 1) und(1/xd KL2)/α 2 (Kennlinie 2) bilden die statischeUntererregungsgrenze. (1/xd KL1) entspricht demKehrwert der bezogenen synchronen Längsreaktanz1 1= ⋅X XddUN3 ⋅ INBild 7 Kennlinien des Untererregungsschutzes in derAdmittanzebeneBesitzt der Spannungsregler der Synchronmaschineeine Untererregungsbegrenzung, so werden diestatischen Kennlinien so eingestellt, dass ein Eingreifendurch die Untererregungsbegrenzung ermöglichtwird, bevor die Kennlinie 1 erreicht ist.Bei der Einstellung kann man unmittelbar vomLeistungsdiagramm des Generators ausgehen.Dividiert man die Achsengrößen durch die Nennscheinleistung,so erhält man das Generatordiagrammin per unit (entspricht einer per unit–Darstellung des Admittanzdiagramms). Durchmultiplizieren von 1/xd mit einem Sicherheitsfaktorvon ca. 1,05 ergibt sich der Einstellwert.Für α 1 wird der Winkel der Untererregungsbegrenzungdes Spannungsreglers gewählt oder derNeigungswinkel aus der Stabilitätskennlinie derMaschine abgelesen. α 1 liegt normalerweise bei60 ° bis 80 °. Für kleine Wirkleistungen wird vomMaschinenhersteller meist eine Mindesterregunggefordert. Hierzu wird die Kennlinie 1 bei kleinerWirklast von Kennlinie 2 abgeschnitten.α 2 wird auf 90 ° eingestellt. Mit der Kennlinie 3lässt sich der Schutz an die dynamischen Stabilitätsgrenzender Maschine anpassen. Liegen keinegenaueren Angaben vor, wählt man einen Wert,der etwa zwischen der synchronen Längsreaktanzxd und der transienten Reaktanz xd' liegt; er solljedoch größer als 1 sein.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 185

MaschinenschutzKennlinie 1 und 2 statischeStabilitätKennlinie 1 und 2 statischeStabilitätKennlinie 1 und 2ErregerspannungsausfallKennlinie 3dynamische StabilitätFür den Winkel α 3 wählt man normalerweise 80 °bis 110 °, so dass sichergestellt ist, dass nur einedynamische Instabilität zum Ansprechen mitKennlinie 3 führt. Bei Überschreiten der statischenGrenzkurve, bestehend aus den Kennlinien 1 und2, soll zunächst dem Spannungsregler noch Gelegenheitgegeben werden, die Erregung zu erhöhen;aus diesem Grund wird eine Warnmeldung infolgedieses Kriteriums „langzeit“- verzögert (mindestens10 s ). Wird dem Gerät jedoch von einerexternen Erregerspannungsüberwachung der Ausfallder Erregerspannung über Binäreingabe mitgeteilt,so kann mit einer kurzen Verzögerungszeitabgeschaltet werden.unverzögertlangzeitverzögertT KL 1 = T KL 2 ≈ 10 skurzzeitverzögertT KURZ U< ≈ 1,5 skurzzeitverzögertT KL 3 ≈ 0,5 sAnregemeldungErr < AnrAuslösungenErr < KL 1 AUS / Err < KL 2 AUSAuslösungErr < U Err < AUSAuslösungErr < KL 3 AUSEinstellung des UntererregungsschutzesHinweis:Bei Wahl sehr kurzer Verzögerungszeiten könnendynamische Ausgleichsvorgänge u.U. Überfunktionenhervorrufen. Es wird deshalb empfohlen,die Zeiten nicht unter 0,05 s einzustellen.4.10 SchieflastschutzDer Schieflastschutz dient zur Erkennung unsymmetrischerBelastungen von Dreiphasen-Induktionsmaschinen.Unsymmetrische Belastungenerzeugen ein Gegendrehfeld, welches mit doppelterFrequenz auf den Läufer wirkt. Auf der Oberflächedes Läufers werden Wirbelströme induziert,welche zu lokalen Übererwärmungen in den Läuferendzonenund Nutenkeilen führen. Desweiterenkönnen mit dieser Schutzfunktion Unterbrechungen,Kurzschlüsse oder Vertauschungen inden Anschlüssen zu den Stromwandlern erkanntwerden. Es können zudem einpolige und zweipoligeKurzschlüsse, bei denen die Fehlerströme kleinerals die maximalen Lastströme sind, festgestelltwerden.Einstellbeispiel:Einstellwert I 2 zul. =11%• (483 A/500 A) = 10,6 %Faktor k = 18,7 sT Abkühl = 1650 s 5. KommunikationDie 7UM6-Geräte verfügen über Schnittstellen,die⎯ die Integration in übergeordnete Leitstellen,⎯ komfortable Parametrierung und⎯ Betriebsbedienungen über PC vor Ort oder überModemanschluss ermöglichen.SIPROTEC 7UM614 unterstützt die weit verbreiteten,international genormten offenen Kommunikationsstandards PROFIBUS DP, RS485 oder optisch 820 nmDoppelring ST-Stecker IEC 60870–5–103, DNP3.0; RS485 oder optisch 820 nm DoppelringST-Stecker und MODBUS; RS485 oder optisch 820 nm DoppelringST-Stecker 6. ZusammenfassungAusgehend von den Empfehlungen für Schutzfunktionenwurde beschrieben, dass trotz Berücksichtigungvon Kostenaspekten mit modernen Gerätentechnisch verantwortbare Konzeptvereinfachungenbei Kleinkraftwerken realisierbar sind.Die multifunktionalen, digitalen Schutzeinrichtungenbieten einen hohen Umfang an Funktionen.Die Selbstüberwachung unterstützt die Vermeidungvon Unterfunktionen (Nichterkennendes Geräteausfalls). Bereits mit einem Gerät ist derGenerator ausreichend geschützt.Für weiterführende Informationen zur Funktionsauswahlund Einstellung wird das 7UM61 Manualempfohlen, dessen Kapitel 2.1 als Applikations-Handbuch gestaltet wurde. 7. LiteraturHerrmann, H.-J.: Digitale Schutztechnik.Grundlagen, Software, Ausführungsbeispiele.VDE-Verlag GmbH, Berlin 1997, ISBN3-8007-1850-2.Herrmann, H.-J.: Elektrischer Schutz vonKleinkraftwerken.Elektrizitätswirtschaft Jg. 97 (1998) Heft 24Siemens AG; PTD:SIPROTEC 7UM61 V4.1 Multifunktionaler Maschinenschutz.186Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MaschinenschutzSystemlösungenfür den Schutz mittlererund großerKraftwerkseinheiten 1. EinleitungFür einen sicheren Betrieb und zur Erzielung einerhohen Verfügbarkeit von Kraftwerksanlagen istder elektrische Schutz unerlässlich. Die elektrischenSchutzeinrichtungen können das Auftretenvon Fehlern im Kraftwerksblock zwar nicht verhindern,jedoch die entstehenden Schäden begrenzenund somit die Ausfallzeiten der schadhaftenAnlage verkürzen.An dieser Stelle werden nicht die Schutzeinrichtungenim einzelnen diskutiert. Für detaillierteAusführungen zu Schutzfunktionen und Messverfahrenwird auf die Publikationen„Kleinmaschinenschutz < 5 MW“ und„Schutz für mittlere bis großer Generatoren“verwiesen.Thema dieser Publikation ist die Konzeption vonSchutzsystemen mit Blick auf Funktionssicherheit,Verfügbarkeit und Bediensicherheit. Hierbei werdenauch unterschiedliche Gerätetechnologienverglichen und die Auswirkungen deren Eigenschaftenauf Systemplanung und Betrieb einesSchutzsystems. 2. Sicherheit und Verfügbarkeit des SchutzsystemsSchutzeinrichtungen haben die Aufgabe, Fehleroder unzulässige Betriebszustände in elektrischenEnergieversorgungsanlagen zu erkennen und abzuschalten.Im störungsfreien Betrieb der Anlagelassen konventionelle Schutzgeräte nicht erkennen,ob sie ordnungsgemäß funktionieren. Deshalbstellen die Betreiber durch periodischwiederkehrende Funktionsprüfungen sicher, dassdie Schutzgeräte betriebsbereit sind. Diese Bestätigungder Betriebsbereitschaft gilt jedoch nur fürden Augenblick der durchgeführten Funktionsprüfung.Für die Zeitspanne zwischen den periodischenFunktionsprüfungen kann keinegesicherte Aussage über den Zustand der Schutzgerätegemacht werden. Der Aspekt der Wartungund Prüfung wird in Punkt 4 weitergehend erörtert.Bild 1 SIPROTEC Maschinenschutz für KraftwerkeBei elektromechanischen Schutzgeräten bleibt einmöglicher Schutzgeräteausfall unbemerkt, das Gerätgeht fast immer in Unterfunktion. Die Verfügbarkeitdes Schutzsystems ist nicht mehr gewährleistet.Aus diesem Grund werden die Schutzeinrichtungenwichtiger Anlagen – und hierzu zählensicher große Kraftwerksblöcke – gedoppelt. Diestatistische Wahrscheinlichkeit, dass beide Schutzgeräteim gleichen Zeitraum ausfallen ist sogering, dass man die Verfügbarkeit eines redundantenSchutzsystems als ausreichend betrachtet(siehe Bild 2).Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 187

MaschinenschutzElektomechanischer SchutzSicherheit, VerfügbarkeitFehlerursache Geräteausfall Transiente EinflüsseAuswirkung Unterfunktion ÜberfunktionAbhilfemaßnahme Redundanz keineAnalogelektronischer SchutzBild 2 Sicherheitskonzept bei elektromechanischemSchutzBeim Einsatz von analog-elektronischen Schutzgerätenrückt ein weiterer Aspekt ins Bild. EineGerätestörung eines elektromechanischen Schutzgerätesbewirkt fast immer einen Geräteausfall,also Unterfunktion. Eine Gerätestörung in einemanalog-statischen Schutzgerät kann mit annäherndgleicher Wahrscheinlichkeit eine Unterfunktionoder Überfunktion zur Folge haben. Einemögliche Unterfunktion ist wie bei elektromechanischenSchutzsystemen durch redundante Auslegungbeherrschbar. Die Gefahr einer Überfunktionkann in begrenztem Masse durch zweikanaligenAufbau der Messkreise vermieden werden(siehe Bild 3).Sicherheit, VerfügbarkeitFehlerursache Geräteausfall Transiente EinflüsseAuswirkung Unterfunktion Überfunktion ÜberfunktionAbhilfemaßnahme Redundanz elektronischeMesskreisezweikanalig2-aus-3Messwiederholung(vereinzelt)Bild 3 Sicherheitskonzept bei analogelektronischemSchutzWill man mit der Analogtechnik einen sehr hohenGrad an Sicherheit und Verfügbarkeit erreichen,bietet sich die Auslegung nach dem 2-aus-3-Prinzipan. Drei identische oder gleichwertige Schutzsystemesind extern so miteinander verknüpft,dass immer zwei Auslösesignale unterschiedlicherSysteme in Reihe geschaltet sind. Hierdurch gewinntman einen sehr hohen Grad an Zuverlässigkeitgegen Überfunktion und Unterfunktion.In einer Studie aus den 70er Jahren wurden Sicherheitund Zuverlässigkeit verschiedener Konfigurationenanaloger Schutzsysteme statistischuntersucht (siehe Tabelle 1).Systemkonzept Unterfunktion Überfunktion1-aus-1 5 Jahre 5 Jahre1-aus-2 600 Jahre 2,5 Jahre2-aus-2 2,5 Jahre 21 750 Jahre2-aus-3 200 Jahre 7 250 JahreTabelle 1 Übersicht SystemkonzepteFür verschiedene Systemkonfigurationen wurdedie sogenannte MTBF, die mittlere statistischeZeitdauer zwischen zwei Fehlfunktionen des jeweiligenSchutzsystems ermittelt. Die höchste Zuverlässigkeitgegen Überfunktion und Unterfunktionzugleich bietet in der Analogtechnik das2-aus-3-System. Andererseits ist ein 2-aus-3-Systemtechnisch sehr komplex und kostenintensivund ist aus diesem Grund nur bei wenigen Kernkraftanlageneingesetzt.Digitale Schutzgeräte zeichnen sich durch kontinuierlicheSelbstüberwachung von Hardware undSoftware aus. Somit ist die Zuverlässigkeit gegenÜberfunktion und Unterfunktion im Schutzgerätselbst realisiert (siehe Bild 4). Eine eventuelle Gerätestörungbewirkt die Blockierung einzelnerSchutzfunktionen oder des gesamten Gerätes.Dadurch ist eine wirksame Maßnahme gegenÜberfunktion der Schutzgeräte und somit desSchutzsystems gegeben. Gleichzeitig wird der Geräteausfallgemeldet. Dank dieser Eigenschaftkann ein ausgefallenes Schutzgerät umgehend ersetztwerden, wodurch sich die statistische Verfügbarkeitdes Schutzsystems erhöht.Für Kraftwerksanlagen kleinerer Leistung oder geringerBedeutung für eine gesicherte Energieversorgungkann somit die Erfordernis eines redundantenSchutzsystems neu bewertet werden. Istein kurzzeitiges Abschalten der Anlage vertretbar,können die Investitionskosten durch den Verzichtauf Redundanz gesenkt werden. Kurzzeitig bedeutethierbei ein Zeitraum von ca. ein bis drei Tagen,bis das Ersatzgerät eingebaut und in Betrieb genommenist.Bei den meisten Kraftwerksanlagen ist jedoch eineAbschaltung auf Grund eines defekten Schutzgerätesnicht akzeptabel, ebenso wenig wie ein fortgesetzterBetrieb ohne vollständigen Schutz.Deswegen ist für mittlere und große Kraftwerksblöckegrundsätzlich ein redundantes Schutzsystemin Betracht zu ziehen. Eine vollständigeRedundanz der Schutzfunktionen erlaubt austechnischer Sicht den kurzzeitigen Weiterbetriebdes Blockes, bis ein defektes Schutzgerät ersetzt ist.188Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MaschinenschutzDer Vollständigkeit halber sei noch der Einflusstransienter Vorgänge auf das Arbeitsverhalten derSchutzgeräte angesprochen (Bilder 2, 3 und 4).Elektromechanische Schutzgeräte boten, mit Ausnahmeihrer Trägheit, praktisch keine effektiveKompensationsmöglichkeit für transiente Einflüsse.Mit der Analogtechnik konnten störende transienteMessgrößen in begrenztem Umfang durchMehrfachmessungen elimiert werden. Erst die Digitaltechnikerlaubt eine sichere Beherrschungtransienter Störgrößen durch konsequente digitaleFilterung und Messwiederholungen.Die Realisierung einer vollständigen Redundanzerfordert nicht eine hundertprozentige Dopplungaller Schutzgeräte. Redundanz kann man auchdurch zwei unterschiedliche Messverfahren für einund denselben Fehler erzielen. Beispielsweise kannein redundantes Schutzkonzept gegen Kurzschlüssedurch Kombination eines Stromvergleichsschutzes(auch Differentialschutz genannt) undeines Impedanzschutzes in voneinander unabhängigenGeräten realisiert werden. Für mancheSchutzfunktionen ist die Verwendung diversitärerMessprinzipien sogar wünschenswert. Ein gedoppelterDifferentialschutz bietet zwei schnelle undselektive Schutzeinrichtungen gegen Kurzschlüssein der Maschine. Der Einsatz eines Impedanzschutzesals zweiter Kurzschlussschutz beinhaltetgleichzeitig den Reserveschutz gegen Netzfehler(siehe Bilder 5 und 6).Einige Besonderheiten sind bei der redundantenAuslegung von Schutzfunktionen zu beachten, derenFunktionsprinzip auf der Einspeisung einerFremdspannung beruhen (100-%-Ständererdschlussschutzmit 20-Hz-Einkopplung und Läufererdschlussschutz).Die Vorschaltgeräte könnennicht gedoppelt am Generator betrieben werden.Es ist jedoch möglich und sinnvoll, die Schutzfunktionselbst redundant zu betreiben. Hierbeiwerden die Messeingänge der beiden Schutzgerätevon demselben 20-Hz- oder 1-Hz-Frequenzgeneratorparallel gespeist. Soll eine sehr hohe statistischeVerfügbarkeit erreicht werden, können dieVorschaltgeräte auch gedoppelt mit jeweils einemUmschalter in den Schutzschrank eingebaut werden.Bei Ausfall eines Vorschaltgerätes wird überden Umschalter das parallele Gerät aktiviert.Digitaler SchutzSicherheit, VerfügbarkeitFehlerursache Geräteausfall Transiente EinflüsseAuswirkung Unterfunktion Überfunktion ÜberfunktionAbhilfemaßnahmeSelbstüberwachungmit Alarm +RedundanzSelbstüberwachungmit GeräteblockierungBild 4 Sicherheitskonzept bei numerischem SchutzBild 5 Diversitäre Redundanz: Reserveschutz gegen NetzfehlerMesswiederholung(konsequentrealisiert)Bild 6 Spiegelbildliche Redundanz: Kein Reserveschutz gegen NetzfehlerSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 189

Maschinenschutz 3. Meldeverarbeitung und KommunikationDigitale Schutzgeräte bieten im Vergleich zu konventionellenGeräten dem Betreiber einen starkerweiterten Umfang an Betriebs- und Störmeldungen.Im Interesse einer sicheren Betriebsführungdes Kraftwerkes obliegt es dem Planer, ausder Fülle der verfügbaren Informationen dem Betriebspersonalgenau die Meldungen und Messwertezur Verfügung zu stellen, die für denjeweiligen Arbeitsplatz bedeutsam sind. Anstattder Versuchung zu erliegen, an jedem Arbeitsplatzalle verfügbaren Informationen zugänglich zu machen,steht der Planer in der Verantwortung, einintelligentes Meldekonzept zu erarbeiten.Das heisst: Jeder Mitarbeiter erhält genau die Informationen,die erforderlich sind, um schnellund sicher Entscheidungen für die Betriebsführungdes Kraftwerkes treffen zu können.Bild 7 bietet ein Konzept für ein solches Informationsnetzan.Für eine detaillierte Störungsanalyse nach erfolgterSchutzauslösung steht ein eigenes Informationsnetzmit angeschlossenem PC zur Verfügung.Über diesen Kommunikationsweg kann derSchutzexperte sämtliche verfügbare Informationaus den Schutzgeräten auslesen. Mit Hilfe derMeldelisten und der transienten Störschriebekann er ein genaues Fehlerbild erstellen, welcheszur Abschaltung des Kraftwerksblockes geführthat. Ersatzweise kann diese Detailinformationauch vor Ort an der frontseitigen Schnittstelle derSchutzgeräte ausgelesen werden. 4. Wartung und PrüfungDie kontinuierliche Selbstüberwachung digitalerSchutzgeräte eröffnet neue Möglichkeiten für Betriebund Prüfung. War es bei konventionellenSchutzgeräten unerlässlich, den Zustand derSchutzgeräte mittels periodisch durchgeführterFunktionsprüfungen zu überwachen, so übernehmendigitale Schutzgeräte einen Großteil dieserBild 7 Einbindung in die KraftwerksleittechnikIn der Warte des Kraftwerkes werden Sammelmeldungenaus dem Schutzsystem aufgelegt. DieseMeldungen erlauben einen schnellen Überblicküber den Betriebszustand des Kraftwerksblockesim Hinblick auf elektrische Fehler oder unerlaubteBetriebszustände. Die empfohlenen spontanenMeldungen für die Warte sind: Schutzauslösung Schutz gestört Schieflastwarnung Ständererdschlusswarnung Läufererdschlusswarnung UntererregungswarnungNeben diesen spontanen Meldungen können überdie Busverbindung bedarfsweise auch Messwerteaus den Schutzgeräten angefordert werden.Arbeiten selbst. Die in jedem digitalen Schutzgerätimplementierte Selbstüberwachung überprüftzyklisch kontinuierlich die ordnungsgemäßeFunktion von Hardware und Firmware. Darausergeben sich eine Reihe von Konsequenzen fürWartung und Prüfung eines digitalen Schutzsystems.190Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MaschinenschutzDie regelmäßige Überprüfung der Schutzgerätedurch Einspeisung von Fehlerströmen und -spannungenkann in deutlich längeren Zeitabständenerfolgen. Vorzugsweise wird diese Komplettprüfunganlässlich der turnusmäßigen Wartung derAnlage durchgeführt. Da diese Überprüfung nichtwährend des Anlagenbetriebs stattfindet, erübrigensich spezielle Prüfschalter oder Prüfstecker.Die Strom- und Spannungseinspeisung erfolgtüber die Schrankklemmen. In Anbetracht desmultifunktionalen Schutzgerätekonzeptes für Generatorenist es praktisch unmöglich, ohne Eingriffin die Geräteparametrierung einzelneSchutzfunktionen zu prüfen. Dies ist auch nichterforderlich, weil alle Schutzfunktionen eines Gerätesauf derselben Hardware bearbeitet werden.Das von der konventionellen Technik her vertrauteAnfahren von Schutzkennlinien mit Messungder Toleranzen ist beim digitalen Schutz nichtvorgesehen. Dank der digitalen Messwertverarbeitungsind Probleme der Alterungsdrift oder Temperaturdriftanaloger Bauteile heute praktischunbekannt. Somit beschränkt sich die Funktionsprüfungauf eine Ansprechprüfung des Schutzgerätesals Ganzes.Während des Betriebes der Anlage übernimmt dieSelbstüberwachung die kontinuierliche Überprüfungder digitalen Schutzgeräte. Neben der Überwachungdes Programmablaufes mittelsWatchdog wird der ordnungsgemäße Zustand derHardwarekomponenten kontinuierlich überprüft.Dies geschieht beispielsweise mittels Schreib-/Lesezyklenfür die Speicher und Verarbeitung vonReferenzgrößen für die Analog/Digital-Wandler.Zusätzlich überwacht das Schutzgerät, soweitmesstechnisch möglich, die externen Anschlüsse.Ein Beispiel von vielen ist die Symmetrieüberwachungder Messspannung (Bild 8 und 9).Aufgaben: – Erkennung eines Drahtbruchs im Spannungspfad– Erkennung von geräteinternen Fehlern im SpannungspfadUminAnsprechbedingung: < SYM.FAK.U und Umax ≥ k⋅SYM.UGRENUmaxBild 9 SpannungssymmetrieüberwachungAls Reaktion auf einen erkannten Fehler erzeugtdas defekte Schutzgerät entweder nur eine Meldungoder blockiert sich selber teilweise oderkomplett, um eine Überfunktion zu vermeiden.Unter Berücksichtigung des erkannten Fehlersreagiert das Schutzgerät abgestuft je nach Schweredes Fehlers (Bild 10).Bild 8 SpannungssymmetrieüberwachungSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 191

MaschinenschutzMögliche Reaktionen einer ÜberwachungsfunktionLeichter FehlerSchwerwiegenderFehlerAbsetzen einer MeldungBlockierung einzelner Schutzfunktionen. Blockiert werden nur die vomFehler betroffenen Funktionen.Außerbetriebnahme aller Schutzfunktionen. Das Gerät bleibt bedienbar,es können weiterhin Meldungen ausgelesen werden.Wiederanlauf des Gerätes. Es sind maximal 2 Wiederanläufe möglich, nachdem 3. Wiederanlauf springt das Gerät in den MonitorbetriebSprung in den Monitorbetrieb. In diesem Fall liegt in der Regel ein Hardwaredefektvor. Die Ursache kann durch Auswertung eines Fehlerpuffersermittelt werden.Bild 10 Konzept der ÜberwachungsfunktionenWährend des normalen Betriebes der Anlage bietetdas digitale Schutzgerät die Möglichkeit, überdas Auslesen von Betriebsmesswerten die komplettenMesswerterfassungskreise zu überprüfen.Ohne jegliche Beeinträchtigung der Schutzfunktionenkönnen im Display der Geräte Messwerteangezeigt werden. Der Vergleich dieser Messwertemit anderen Mess- oder Schutzeinrichtungenstellt einen Prüfablauf dar, der in der konventionellenTechnik ohne zusätzliche Geräte undenkbarwar. Dieser Prüfschritt umfasst folgendeAnlagen- und Gerätekomponenten: Strom- und Spannungswandler Wandlerzuleitungen Schrankverdrahtung der Messkreise Eingangsmessumformer der Schutzgeräte Analog/Digitalwandler MesswertspeicherDieser Prüfablauf kann mit geringem Zeitaufwandund ohne Eingriff in die Schutzbearbeitung desGerätes jederzeit durchgeführt werden. 5. ZusammenfassungDie Einführung der Digitaltechnik bei der Entwicklungvon Schutzgeräten brachte bedeutendeVorteile hinsichtlich verbesserter Leistung, Sicherheitund Verfügbarkeit von Schutzsystemen. Dadurchverbesserte sich insgesamt die Verfügbarkeitvon Energieversorgungsanlagen.Sowohl die Quantität als auch die Qualität der ausden Schutzgeräten ausgegebenen Informationenhaben ein solch hohes Niveau erreicht, dass sicherereund mit weniger Aufwand verbundene Betriebsführungund Wartung eines Kraftwerksgegeben sind. Der gewachsene Umfang an Schutzfunktionenin den digitalen Schutzgeräten erfordernein genau geplantes Schutz- und Informationssystem,um die vielfältigen Möglichkeitenvoll aus zu schöpfen.192Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MaschinenschutzSchutz von mittleren undgroßen Generatoren mitSIPROTEC 7UM6 1. EinleitungMittlere und große Generatoren leisten den wesentlichenBeitrag bei der Stromerzeugung. Sietragen die Grundlast und sind ein Garant für dieStabilität eines Energiesystems.Die Aufgabe des elektrischen Schutzes in diesenAnlagen ist es, Abweichungen vom Normalzustandzu erkennen und gemäß Schutzkonzept undEinstellung zu reagieren. Aufbauend auf den Erfahrungenmit größeren Kraftwerksblöcken lassensich mit SIPROTEC-Geräten wirtschaftlicheSchutzkonzepte auch für mittlere Generatorenrealisieren.Der Schutzumfang muss in einem vernünftigemVerhältnis zu den gesamten Anlagenkosten undder Wichtigkeit der Anlage stehen. 2. GrundschaltungenBei mittleren und großen Kraftwerken werden dieGeneratoren ausschließlich in Blockschaltung betrieben.Bei der Blockschaltung wird der Generator übereinen Transformator an die Sammelschiene derhöheren Spannungsebene angekoppelt. Bei mehrerenparallelen Blöcken sind die Generatorendurch die Transformatoren galvanisch getrennt.Zwischen dem Generator und dem Transformatorkann ein Leistungsschalter angeschlossen sein(siehe Bilder 2 und 3).Bild 1 SIPROTEC-MaschinenschutzLSP2639.tifBild 2 Blockschaltbild MaschinenschutzSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 193

MaschinenschutzBild 3 Redundantes Schutzkonzept für große Generatoren 3. SchutzkonzeptBestandteile des Schutzkonzeptes sind:das Redundanzkonzeptdas AuslösekonzeptSchutzfunktionsumfang3.1 RedundanzkonzeptDer Redundanzgedanke ist bestimmend für dieAusführung von Schutzsystemen. Viele Überlegungenordnen sich dem n-1 Prinzip unter. Dasbedeutet, dass der Ausfall einer Komponente beherrschtwird und nicht zum Gesamtausfall desSystems führt. Es wird jedoch dieses Prinzip nichtimmer durchgängig verfolgt. Bei kleineren Anlagenfindet eine Abwägung zwischen Redundanzund Kosten statt. In der Praxis für mittlere undgrößere Generatoren sind folgende Strategiengängig:Teilredundanz (s. Bild 4)Hier sind mindestens 2 Schutzgeräte eingesetzt.Dabei werden die Schutzgeräte/Funktionen soausgewählt, dass bei Ausfall eines Gerätes die Anlageweiter betrieben werden kann. Man lebt jedochmit gewissen Einschränkungen.Dieses Anlagedesign kommt bei Generatoren größererLeistung selten zur Anwendung.Beispielsweise schließt man den Schutz an die gleichenWandler an.Vollständige Redundanz (s. Bild 5)Bei diesem Anlagendesign zieht sich der Redundanzgedankedurch das gesamte System, wodurchalle wesentlichen Komponenten gedoppelt sind.Gemäß Bild 4 beginnt die Redundanz bei getrenntenWandlern bzw. Wandlerkernen, setzt sichüber die Schutzgeräte fort und das AUS-Signalgeht über getrennte Gleichspannungswege zuSchaltgeräten mit 2 Leistungsschalterspulen (sieheBild 5). In den Schutzgeräten können einerseitsdie Schutzfunktionen gedoppelt sein, anderseitswünscht man sich ergänzende Schutzfunktionenmit unterschiedlichen Messprinzipien. TypischeBeispiele sind der Erdschluss und Kurzschlussschutz.Mit der Verlagerungsspannungsmessung werdenbeim Erdschluss ca. 90 % des Schutzbereiches abgedeckt.Die völlig andere Methode – der Verspannung desStänderkreises mit einer Fremdspannung (20 Hz) –gewährleistet den 100-%-Schutz.Gleiches lässt sich beim Kurzschlussschutz realisieren.Der Hauptschutz ist der Stromdifferentialschutzals selektiver und schneller Schutz.Ergänzend dazu wird der Impedanzschutz eingesetzt,mit dem auch der Reserveschutz für denNetzschutz durch entsprechende Staffelung erreichtwerden kann.194Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MaschinenschutzBild 4 Beispiel: TeilredundanzBild 5 Beispiel: Vollständige Redundanz3.2 AuslösekonzeptDie Besonderheit beim Generatorschutz ist, dassje nach Fehlerfall unterschiedliche Schaltgeräteangesteuert werden müssen. Die Anzahl wird imwesentlichen durch das Anlagenkonzept bestimmt.In der Regel sind bei größeren Blockeinheitendie meisten Schaltgeräte zu betätigen.Spezielle Auslösungen ergeben sich bei Wasserkraftwerken.Den prinzipiellen Grundgedanken zeigt Bild 6.Auf der einen Seite sind die zu betätigendenSchaltgeräte zu sehen und auf anderen Seite dieeingekoppelten Schutzfunktionen. Das Auslöseprogrammbzw. Auslösekonzept hängt von denEmpfehlungen/Erfahrungen sowie den Betriebsbedingungenab. Dabei stehen sich zwei Philosophiengegenüber. Über eine Auslösematrix (in derDigitaltechnik eine Softwarematrix) wird individuelldas Auslöseprogramm festgelegt und dieSchaltgeräte direkt angesteuert. Die andere, amerikanischbeeinflusste Variante, reduziert die Auslösungauf zwei Programme: z.B. ausschließlicheStillsetzung des Generators sowie die Stillsetzungdes Kraftwerksblockes. Zur Ansteuerung derSchaltgeräte werden Lockout – Relais verwendet.Der Schutz braucht dabei nur wenige Auslösekontakte.Bild 6 Schutzauslösung über die Matrix Generatorschalter Entregungsschalter Turbinenschnellschluss Netzschalter Eigenbedarfsschalter 1 Eigenbedarfsschalter 2 Eigenbedarfsumschaltung Sprühflutanlage Block-Trafo Sprühflutanlage EB-Trafo Reserve Spezielle Auslösungen beider Wasserkraft (z.B. Bremsen)3.3 SchutzfunktionumfangZum sicheren Schutz von elektrischen Maschinensind zahlreiche Schutzfunktionen erforderlich.Der Umfang und die Kombination sind von unterschiedlichenFaktoren wie Maschinengröße,Betriebsweise, Anlagenausführung, Verfügbarkeitsforderungen,Erfahrungen und Philosophiengeprägt. Das führt zwangsläufig zu einer Multifunktionalität,die mit der numerischen Technikhervorragend beherrscht wird. Um unterschiedlichenForderungen gerecht zu werden, ist derFunktionsmix skalierbar (siehe Tabelle 1).Die Auswahl vereinfacht die Aufteilung in schutzobjekt-und anwendungsbezogene Gruppen.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 195

MaschinenschutzSchutzfunktionenGeneratornennleistung5 - 50 MVA 50 - 200 MVA > 200 MVAStändererdschlussschutz 90 % Ständererdschlussschutz 100 % Differentialschutz Überstromzeitschutz Impedanzschutz Läufererdschlussschutz Schieflastschutz Untererregungsschutz Außertrittfallschutz Ständerüberlastschutz LäuferüberlastschutzÜberspannungsschutz Frequenzschutz f > Frequenzschutz f < Rückleistungsschutz Unterspannungsschutz Übererregungsschutz vorhanden optional Pumpspeicherwerk (Motorsicher- und Phasenschieberbetrieb)Tabelle 1 Empfohlene Schutzfunktionen entsprechend der Generator-Nennleistung 4. Schutzfunktionen und EinstellungFür die Einstellwerteberechnung wird die Grundschaltung(Bild 2) betrachtet – mit Maschinendatenaus Tabelle 3. Bei einigen Schutzeinstellungensind Kennlinien (z.B. Leistungsdiagramm) desHerstellers notwendig. Die physikalischen Hintergründeund die Berechnungsformel sind imHandbuch enthalten. Es werden die sekundärenEinstellwerte dargestellt.Eine Funktionsauswahl unter Berücksichtigungder Redundanz ist in der Tabelle 2 dargestellt.Schutzgruppe A(System 1)Schutzgruppe B(System 2)Ständererdschluss 100 % Ständererdschluss 90 %DifferentialschutzImpedanzLäufererdschlussSchieflastUntererregungÜberspannungFrequenz f >

MaschinenschutzGeneratordatenNennspannung U N 15,75 kV ± 5 %Nennscheinleistung (40 °C Kaltgas) S NLeistungsschalter cos ϕ 0,8Nennwirkleistung P NNennstrom I NNennfrequenz f NMaximale Übererregung (U/f)max %Zulässige Übererregungsdauer t(U/f)maxSynchrone Längsreaktanz X d(für Trommelläufermaschinen: x d = x q )327 MVA261,6 MW12 kA50 Hzaus der Übererregungskennlinie des Herstellersaus der Übererregungskennlinie des Herstellers264,6 %Transiente Reaktanz x d' 29,2 %Maximale Erregerspannung U err-xmin77 VMaximal dauernd zulässiger Inversstrom I max prim / I N 10 %Thermisch dauernd zulässiger Primärstrom I max / I N 1,2Unsymmetriefaktor (I 2 ) K = (I 2 /I N ) 2 t20 sStromwandler I prim I sek ü ZielSternpunktseiteT1, Kern 1T1, Kern 3SammelschienenseiteT2, Kern 1T2, Kern 314 kA14 kA14 kA14 kA1 A1 A1 A1 A14 00014 00014 00014 000System 1System 2System 1System 2110-kV-SeiteT3, Kern 1 2 000 A 1 A 2 000 System 2Erdungstransformator U prim U sek ü ZielT4; U 0 15,75 kV/ 3 5 V/ 3 54,56 System 1Externer Spannungswandler U prim U sek ü ZielGeneratorseiteT5, U L1 , U L2 , U L3 15,75 kV/ 3 100 V/ 3 157,5 System 1, 2BlocktransformatordatenSchaltgruppeGesamtkoppelkapazität HS-NS CkYnd5Maximale Übererregung (U/f)max 120 %Zulässige Übererregungsdauer t (U/f)maxZulässige Überlast I max / I N14,4 nF (4,8 pro Phase)aus der Übererregungskennlinie des Herstellersaus der Übererregungskennlinie des HerstellersWicklung primär sekundärNennspannung U N 115 kV 15,75 kVNennscheinleistung S N 318 MVA 318 MVANennstrom I N 1,596 kA 11,657 kAKurzschlussspannung u k 15 %Regelbereich des Stufenschalters ± 9 x 1,25 %Tabelle 3 Daten des Kraftwerkblocks mit GasturbineSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 197

Maschinenschutz4.1 Stromdifferentialschutz(ANSI 87G, 87M, 87T)Die Funktion ist der unverzögert wirkende Kurzschlussschutzbei Generatoren, Motoren undTransformatoren und basiert auf dem Stromvergleichsschutzprinzip(Knotenpunktsatz). Aus denLeiterströmen erfolgt die Berechnung des Differenz-und Stabilisierungsstromes. Optimierte digitaleFilter bedämpfen sicher Störgrößen wie aperiodischesGleichstromglied und Harmonische. Diehohe Auflösung der Messgrößen ermöglicht dieErfassung kleiner Differenzströme (10 % von I N)und damit eine sehr hohe Empfindlichkeit. Eineeinstellbare Stabilisierungskennlinie erlaubt eineoptimale Anpassung an die Bedingungen desSchutzobjektes.EinstellhinweiseEine wichtige Einstellung ist die Lage der Sternpunkteder Stromwandlersätze auf beiden Seitendes Schutzobjektes. Weiterhin werden die Nenndaten(S N GEN/MOTOR, U N GEN/MOTOR) der zu schützendenMaschine und die primären und sekundärenNennströme der Hauptstromwandler aufbeiden Seiten abgefragt. Auf diese beziehen sichdie Einstellwerte. Außerdem werden sie z.B. fürdie Bestimmung der Primärmesswerte benutzt.Als zusätzliche Sicherheit gegen Überfunktionenbeim Zuschalten eines zuvor stromlosen Schutzobjektes(z.B. Motor) kann die Ansprechwerterhöhungbei Anlauf eingeschaltet werden.Die folgende Tabelle präsentiert die Einstellmöglichkeitenausgewählter Parameter. Die Einstellungensind für den Generator und nicht für dengesamten Block relevant (Schutzgruppe A)Parameter Einstellmöglichkeiten VoreinstellungAnsprechwert der AuslösestufeI Diff >Verzögerung derAuslösestufe I Diff >Ansprechwert derAuslösestufe I Diff >>Zeitverzögerung derAuslösestufe I Diff >>0,05 bis 2,0 I/I NObjekt 0,2 I/I NObjekt0 bis 60,0 s; ∞ 0,00 s0,05 bis 12,0 I/I NObjekt 7 I/I NObjekt0 bis 60,0 s; ∞ 0,00 s4.2 Ständerüberlastschutz(ANSI 49)Der Überlastschutz soll die Ständerwicklung vonGeneratoren und Motoren gegen zu hohe stetigeStromüberlastungen schützen. Es werden alleLastspiele durch ein mathematisches Modell bewertet.Grundlage für die Berechnung ist die thermischeWirkung des Stromeffektivwertes. DieUmsetzung entspricht der IEC 60255-8.EinstellhinweiseStromabhängig wird automatisch die Abkühlzeitkonstanteverlängert. Wird die Umgebungs- oderKühlmitteltemperatur über einen Messumformer(MU2) bzw. den PROFIBUS-DP eingekoppelt, sopasst sich das Modell automatisch an die Umgebungsbedingungenan, andernfalls wird von einerkonstanten Umgebungstemperatur ausgegangen.Die folgende Tabelle präsentiert die Einstellmöglichkeitensowie die Beispiel-Einstellung wichtigerParameter (ohne Berücksichtigung der Umgebungs-oder Kühlmitteltemperatur).ParameterEinstellmöglichkeitenk-Faktor 0,1 bis 4,0 1,11ThermischeWarnstufe70 bis 100 % 95 %Stromwarnstufe 0,1 bis 4,0 A 1,0 Ak t -Zeitfaktor beiStillstandGrenzstrom für dasthermische AbbildRückfallzeit nachNotanlauf1,0 bis 10,0 1,0Einstellung0,5 bis 8,0 A 3,30 A10 bis 15000 s 100 sTabelle 5 Parameterübersicht für den StänderüberlastschutzDie Einstellbereiche und Voreinstellungen sindfür einen sekundären Nennstrom von I N =1Aangegeben.Bei einem sekundären Nennstrom vonI N = 5 A sind diese Werte mit 5 zu multiplizieren.Bei Einstellungen in Primärwerten ist zusätzlichdie Übersetzung der Stromwandler zu berücksichtigen.Steigung 1 derAuslösekennlinieFußpunkt der Steigung 1der AuslösekennlinieSteigung 2 derAuslösekennlinieFußpunkt für Steigung 2der Auslösekennlinie0,1 bis 0,5 0,150 bis 2,0 I/I NObjekt 0 I/I NObjekt0,25 bis 0,95 0,50 bis 10,0 I/I NObjekt 2,50 I/I NObjektTabelle 4 Parameterübersicht für den Differentialschutz198Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Maschinenschutz4.3 Schieflastschutz(ANSI 46)Unsymmetrische Strombelastungen der dreiStränge eines Generators führen im Rotor zur Erwärmungaufgrund des sich ausbildenden Gegendrehfeldes.Der Schutz erkennt eine unsymmetrischeBelastung von Drehstrommaschinen. Erarbeitet auf der Grundlage der symmetrischenKomponenten und bewertet das Gegensystem derStrangströme. Die thermischen Vorgänge werdenim Algorithmus berücksichtigt und führen zur abhängigenCharakteristik. Außerdem wird dieSchieflast von einer unabhängigen Warn- undAuslösestufe ausgewertet, die durch Verzögerungsgliederergänzt werden.EinstellhinweiseThermische KennlinieDie Maschinenhersteller geben die zulässigeSchieflast durch folgende Formel an:tzult zulKI 2/I NK=2⎛ I2⎞⎜ ⎟⎝ I ⎠N= maximal zulässige Einwirkdauerdes Inversstromes I 2= Unsymmetriefaktor(Konstante der Maschine)= Schieflast (Verhältnis Inversstron I 2 zuNennstrom I NDer Unsymmetriefaktor ist maschinenabhängigund stellt die Zeit in Sekunden dar, die der Generatormit 100 % Schieflast maximal belastet werdendarf. Der Faktor liegt überwiegend in derGrößenordnung zwischen 5 s und 30 s. Mit demÜberschreiten der zulässigen Schieflast (Wert desdauernd zulässigen Inversstromes) wird begonnen,die Erwärmung des zu schützenden Objektesim Gerät nachzubilden. Es wird dabei fortlaufenddie Strom-Zeit-Fläche berechnet und somit werdenunterschiedliche Belastungsfälle korrekt berücksichtigt.Hat die Strom-Zeit-Fläche ((I 2/I N) 2 · t)den Unsymmetriefaktor K erreicht, wird über diethermische Kennlinie ausgelöst.Die Einstellmöglichkeiten und die Beispiel-Einstellungzeigt die Tabelle 6.ParameterDauernd zulässigeSchieflastVerzögerungszeit derWarnstufeEinstellmöglichkeitenEinstellung3,0 bis 30,0 % 8,6 %0 bis 60,0 s; ∞ 10,0 sUnsymmetriefaktor K 2,0 bis 100,0 s; ∞ 11 sAbkühlzeit desthermischen Modells0 bis 50000 s 1500 sAnregestrom I 2 >> 10 bis 100 % 51,4 %Verzögerungszeit T I 2 >> 0 bis 60,0 s; ∞ 3,0 sTabelle 6 Parameterübersicht für den Schieflastschutz4.4 Untererregungsschutz(ANSI 40)Der Schutz verhindert Schäden durch Außertrittfalleninfolge von Untererregung. Aus Generatorklemmenspannungund -strom wird der komplexeLeitwert berechnet. Die Schutzfunktion bietetdrei Kennlinien zur Überwachung der statischenund der dynamischen Stabilität. Über einen Messumformerkann die Erregerspannung eingekoppeltund bei Ausfall eine schnelle Reaktion desSchutzes durch Timerumschaltung erreicht werden.Die Geradenkennlinien ermöglichen eineoptimale Anpassung des Schutzes an das Generatordiagramm.Aus der Per-Unit-Darstellung desDiagramms lassen sich direkt die Einstellwerte ablesen.Für die Berechnung der Größen werden dieMitsysteme der Ströme und Spannungen herangezogen,wodurch korrekte Arbeitsweise auch beiunsymmetrischen Verhältnissen gewährleistetwird.EinstellhinweiseDie Auslösekennlinien des Untererregungsschutzessetzen sich im Leitwertdiagramm aus Geradenzusammen, die jeweils durch ihren Blindanteil derAdmittanz 1/xd und ihren Neigungswinkel α definiertsind.Die Tabelle 7 präsentiert die Einstellungen für diesesApplikationsbeispiel.ParameterEinstellmöglichkeitenAnregeschwelle 1/xd Kennlinie 1 0,25 bis 3,0 0,37Kennlinienneigung Kennlinie 1 50 bis 120 ° 80 °Verzögerungszeit Kennlinie 1 0 bis 60,0 s; ∞ 10,0 sAnregeschwelle 1/xd Kennlinie 2 0,25 bis 3,0 0,33Kennlinienneigung Kennlinie 2 50 bis 120 ° 90 °Verzögerungszeit Kennlinie 2 0 bis 60,0 s; ∞ 10,0 sAnregeschwelle 1/xd Kennlinie 3 0,25 bis 3,0 1,0Kennlinienneigung Kennlinie 3 50 bis 120 ° 100 °Verzögerungszeit Kennlinie 3 0 bis 60,0 s; ∞ 1,5 sTabelle 7 Parameterübersicht für den UntererregungsschutzVoreinstellungSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 199

Maschinenschutz4.5 Rückleistungsschutz(ANSI 32R)Der Rückleistungsschutz überwacht die Wirkleistungsrichtungund spricht bei Ausfall der mechanischenEnergie an, weil dann die Antriebsenergiedem Netz entnommen wird. Diese Funktion kannzum betriebsmäßigen Stillsetzen des Generatorsgenutzt werden, verhindert aber auch Schäden anDampfturbinen Die Stellung des Schnellschlussventilswird als Binärinformation eingekoppelt.Mit ihr wird zwischen zwei Verzögerungen desAusschaltkommandos umgeschaltet. Die Berechnungder Rückleistung erfolgt aus den Mitsystemenvon Strom und Spannung. UnsymmetrischeNetzverhältnisse führen deshalb nicht zu einer Beeinträchtigungder Messgenauigkeit.Kommt eine Rückleistung zustande, so muss derTurbosatz vom Netz abgetrennt werden, da derBetrieb der Turbine ohne einen gewissen Mindestdampfdurchsatz(Kühlwirkung) unzulässig istoder bei einem Gasturbosatz die motorische Belastungfür das Netz zu groß wird.Das Auslösekommando wird zur Überbrückungeiner eventuellen kurzen Leistungsaufnahme beimSynchronisieren oder bei Leistungspendelungendurch Netzfehler um eine einstellbare Zeit verzögert.Bei gefallenem Schnellschlussventil istdagegen der Block mit kurzer Verzögerung stillzusetzen.Durch Einkoppeln der Stellung desSchnellschlussventils über eine Binäreingabe wirdbei gefallenem Schnellschluss die kurze Verzögerungwirksam. Es ist möglich, die Auslösung auchdurch ein externes Signal zu blockieren.Die Höhe der aufgenommenen Wirkleistung wirddurch die zu überwindenden Reibungsverluste bestimmtund liegen anlagenbedingt in folgendenGrößenordnungen: Dampfturbinen: P Rück/S N 1%bis3% Gasturbinen: P Rück/S N etwa 20 % Dieselantriebe: P Rück/S N >5%Es wird jedoch empfohlen, beim Primärversuchdie Rückleistung mit dem Schutz selbst zu messen.Als Einstellwert wählt man maximal den 0,5-fachenWert der gemessenen und unter den prozentualenBetriebsmesswerten auslesbaren Schleppleistung.Die Tabelle 8 präsentiert die Einstellung ausgewählterParameter.ParameterVerzögerungszeit mitSchnellschlussVerzögerungszeit ohneSchnellschlussAnregeschwelleRückleistungEinstellmöglichkeiten0 bis 60,0 s; ∞ ∞ sEinstellung0 bis 60,0 s; ∞ 6,00 s30,0 bis 0,50 % -3,42 %Anregehaltezeit 0 bis 60,0 s; ∞ 1,00 sTabelle 8 Parameterübersicht für den Rückleistungsschutz4.6 Impedanzschutz(ANSI 21)Dieser schnell wirkende Kurzschlussschutz schützteinerseits den Generator bzw. Blocktransformatorund ist Reserveschutz für das Netz. Er verfügtüber zwei einstellbare Impedanzstufen, wobei zusätzlichdie erste Stufe über Binäreingang umschaltbarist. Bei offenem Netzschalter lässt sichder Impedanzmessbereich verlängern.Die Überstromanregung mit Unterspannungshaltungsorgt für eine sichere Anregung und dieSchleifenauswahllogik für die Bestimmung derfehlerbehafteten Schleife.EinstellhinweiseFür die Einstellung der Überstromanregung istvor allem der maximale betrieblich auftretendeLaststrom maßgebend. Eine Anregung durchÜberlast muss ausgeschlossen werden! Der Ansprechwertmuss deshalb oberhalb des maximal zuerwartenden (Über-) Laststromes eingestellt werden.Einstellempfehlung: 1,2 bis 1,5 mal Maschinennennstrom.Die Anregelogik entspricht der des unabhängigenÜberstromzeitschutzes UMZ I>. Wenn die Erregungaus den Generatorklemmen hergeleitet wirdund damit der Kurzschlussstrom durch die zusammenbrechendeSpannung unter den Anregewertabsinken kann, wird die Unterspannungsselbsthaltungangeregt.Die Einstellung der UnterspannungsselbsthaltungU< erfolgt auf einen Wert, der gerade unterhalbder niedrigsten, betriebsmäßig auftretenden verkettetenSpannung liegt, z.B. auf U

MaschinenschutzDer Schutz besitzt drei Kennlinien, die unabhängigeingestellt werden können (siehe auch imHandbuch): Zone (Schnellzone Z1) mit den EinstellparameternZONE Z1 Reaktanz = Reichweite,ZONE1 T1=0oder kurze Verzögerung, wennerforderlich. Übergreifzone Z1B, gesteuert von extern überBinäreingabe, mit den EinstellparameternÜBERGR. Z1B Reaktanz = Reichweite,ÜBERGR. T1B T1B = 0 oder kurze Verzögerung,wenn erforderlich. 2. Zone (Zone Z2) mit den EinstellparameternZONE Z2 Reaktanz = Reichweite,ZONE2 T2 T2 ist so hoch zu wählen, dass sieüber der Staffelzeit des Netzschutzes liegt. Ungerichtete Endstufe mit dem EinstellparameterT END T END ist so zu wählen, dass die zweiteoder dritte Stufe des vorgelagerten Netzdistanzschutzesüberstaffelt wird.Da vorausgesetzt werden kann, dass der Impedanzschutzin den Maschinentransformator hineinmisst,muss die Parametrierung so gewähltwerden, dass mit ihr auch der Regelbereich desTransformators ausreichend berücksichtigt wird.Für die ZONE Z1 wählt man daher normalerweiseeine Reichweite von etwa 70 % des zu schützendenBereiches (d.h. etwa 70 % der Transformatorreaktanz)ohne oder mit nur geringer Verzögerung(d.h. = 0 s bis 0,50 s).Für die ZONE Z2 könnte die Reichweite auf etwa100 % der Transformatorreaktanz, bzw. zusätzlicheiner Netzimpedanz, eingestellt werden. Die zugehörigeZeitstufe ZONE2 T2 ist so zu wählen, dasssie die Netzschutzeinrichtungen der folgendenLeitungen überstaffelt.Für die Beispielkonfiguration (ohne Aktivierungder Pendelsperre) ergeben sich folgende Einstellungen:ParameterAnsprechwert derÜberstromanregungAnregespannung derUnterspannungshaltungHaltezeit derUnterspannungshaltungEinstellmöglichkeiten4.7 Überspannunungsschutz(ANSI 59)Der Schutz verhindert Isolationsfehler als Folge zuhoher Spannung. Wahlweise können die maximalverketteten Spannungen bzw. Leiter-Erde-Spannungen(bei Niederspannungsmaschinen) ausgewertetwerden. Bei den verketteten Spannungenist das Messergebnis unabhängig von Nullpunktverschiebungendurch Erdschlüsse. Die Schutzfunktionist zweistufig ausgeführt.Die Einstellung der Grenzwerte und Verzögerungszeitendes Überspannungsschutzes richtetsich nach der Schnelligkeit, mit der der SpannungsreglerSpannungsänderungen ausregelnkann. Der Schutz darf nicht in den Regelvorgangdes fehlerfrei arbeitenden Spannungsreglers eingreifen.Die zweistufige Kennlinie muss daherstets über der Spannungszeitkennlinie des Regelvorgangsliegen.EinstellhinweiseDie Langzeitstufe U> und TU> soll bei stationärenÜberspannungen eingreifen. Sie wird auf etwa110 bis 115 % U N und je nach Reglergeschwindigkeitauf 1,5 s bis 5 s eingestellt. Bei einer Volllastabschaltungdes Generators erhöht sich die Spannungzunächst entsprechend der Transientspannungund wird erst dann vom Spannungsreglerwieder bis auf ihren Nennwert reduziert. DieU>>-Stufe wird als Kurzzeitstufe i.a. so eingestellt,dass der transiente Vorgang bei Volllastabschaltungnicht zu einer Auslösung führt. Üblichsind z.B. für U>> etwa 130 % U N mit einer VerzögerungTU>> von Null bis 0,5 s.Einstellung0,10 bis 20,0 A 1,20 A10,0 bis 125, 0 V 75,0 V0,1 bis 60,0 s 10,0 sAuslösezeit der Endzeitstufe 0,1 bis 60,0 s 3,0 sImpedanzzone Z1 0,05 bis 130,0 Ω 7,28 ΩAuslösezeit-Zone Z1 0 bis 60,0 s; ∞ 0,30 sImpedanz Übergreifstufe Z1B 0,05 bis 65,0 Ω 11,44 ΩAuslösezeit Übergreifstufe Z1B 0 bis 60,0 s; ∞ 8,00 sImpedanz Zone Z2 0,05 bis 65,0 Ω 11,44 ΩAuslösezeit Z2 0 bis 60,0 s; ∞ 8,00 sTabelle 9 Parameterübersicht für den ImpedanzschutzSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 201

MaschinenschutzParameterEinstellmöglichkeitenAnregespannung U> 30 bis 170 V 115 VVerzögerungszeit T U> 0 bis 60 s; ∞ 3 sAnregespannung U>> 30 bis 170 V 130 VVerzögerungszeit T U>> 0 bis 60 s; ∞ 0,50 sRückfallverhältnis RV U> 0,90 bis 0,99 0,95VoreinstellungTabelle 10 Parameterübersicht für den Überspannungsschutz4.8 Frequenzschutz(ANSI 81)Der Frequenzschutz verhindert eine unzulässigeBeanspruchung der Betriebsmittel (z. B. Turbine)bei Über- und Unterfrequenz und dient auch häufigals Überwachungs- und Steuerungselement.Die Funktion ist vierstufig ausgeführt, wobei dieStufen wahlweise als Über- bzw. Unterfrequenzschutzarbeiten können. Jede Stufe ist einzeln verzögerbar.Der aufwendige Frequenzmessalgorithmusfiltert auch bei verzerrten Spannungen zuverlässigdie Grundschwingung heraus und führt einesehr genaue Frequenzbestimmung durch. Übereine Unterspannungsstufe kann die Frequenzmessungblockiert werden.EinstellhinweiseWenn der Frequenzschutz für die Aufgaben derNetzentkupplung und des Lastabwurfes eingesetztwird, hängen die Einstellwerte von den konkretenNetzbedingungen ab. Meist wird bei Lastabwurfeine Staffelung nach der Bedeutung der Verbraucheroder -gruppen angestrebt. Weitere Anwendungsfällesind im Kraftwerksbereich gegeben.Grundsätzlich richten sich die einzustellendenFrequenzwerte auch hier nach den Vorgaben desNetz- bzw. Kraftwerkbetreibers.Die nachfolgende Tabelle zeigt die Einstellungendie der Praxisanforderung entsprechen.4.9 Übererregungsschutz(ANSI 24)Der Übererregungsschutz dient zur Erkennung einerunzulässig hohen Induktion (proportional zuU/f) in Generatoren bzw. Transformatoren, die zueiner thermischen Überbeanspruchung führt.Diese Gefahr ist bei Anfahrvorgängen, bei Volllastabschaltungen,bei „schwachen“ Netzen undim Inselbetrieb möglich. Die abhängige Kennliniewird mit den Herstellerdaten durch 8 Punkte eingestellt.Zusätzlich sind eine unabhängige Warnstufeund eine Schnellstufe nutzbar. Neben derFrequenz wird die maximale der drei verkettetenSpannungen für die Berechnung des QuotientenU/f benutzt. Der überwachbare Frequenzbereicherstreckt sich von 11 bis 69 Hz.EinstellhinweiseDer Übererregungsschutz enthält zwei Stufenkennlinienund eine thermische Kennlinie zur näherungsweisenNachbildung der Erwärmung, diedas Schutzobjekt durch die Übererregung erfährt.Bei Überschreiten einer ersten Ansprechschwelle(Warnstufe U/f >) wird eine Zeitstufe TU/f >gestartet,nach deren Ablauf es zu einer Warnmeldungkommt.Der vom Hersteller des Schutzobjekts angegebeneGrenzwert der Induktion im Verhältnis zur Nenninduktion(B/B N) bildet die Grundlage der Einstellungdes Grenzwertes U/f >.Als Voreinstellung ist die Kennlinie für einenSiemens-Standard-Transformator gewählt worden.Liegen keinerlei Angaben vom Hersteller desSchutzobjekts vor, wird man die voreingestellteStandardkennlinie beibehalten. Andernfalls kannjede beliebige Auslösekennlinie durch punktweiseEingabe von Parametern durch maximal 7 Geradenstückevorgegeben werden.ParameterEinstellmöglichkeitenEinstellungAnregefrequenz f1 40 bis 65 Hz 47,5 HzVerzögerungszeit T f1 0 bis 600 s 40 sAnregefrequenz f2 40 bis 65 Hz 47 HzVerzögerungszeit T f2 0 bis 100 s 20 sAnregefrequenz f3 40 bis 65 Hz 51,50 HzVerzögerungszeit T f3 0 bis 100 s 40 sAnregefrequenz f4 40 bis 65 Hz 52 HzVerzögerungszeit T f4 0 bis 100 s 20 sMindestspannung 10 bis 125 V; 0 65 VTabelle 11 Parameterübersicht für den Frequenzschutz202Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Maschinenschutz4.10 90 %-Ständererdschlussschutz gerichtet,ungerichtet (ANSI 59N, 64G, 67G)Bei isoliert betriebenen Generatoren äußert sichein Erdschluss durch das Auftreten einer Verlagerungsspannung.Bei Blockschaltung ist die Verlagerungsspannungein ausreichendes, selektivesSchutzkriterium. Wenn ein Generator galvanischmit einer Sammelschiene verbunden ist, muss füreine selektive Erdschlusserfassung zusätzlich nochdie Richtung des fließenden Erdstromes bewertetwerden. Der Schutz misst die Verlagerungsspannungan einem Spannungswandler im Generatorsternpunktoder an der offenen Dreieckswicklungeines Spannungswandlers. Wahlweise ist die Nullspannungauch aus den Leiter-Erde-Spannungenberechenbar. In Abhängigkeit von der Anlagenausführungsind 90 bis 95 %-Ständerwicklung einesGenerators schützbar.Beim Anfahren kann über ein extern eingekoppeltesSignal auf Nullspannungsmessung umgeschaltetwerden. Entsprechend der Schutzeinstellungsind mit der Funktion unterschiedliche Erdschluss-Schutzkonzepte umsetzbar.EinstellhinweiseBei Maschinen in Blockschaltung ist der Ansprechwertso hoch zu wählen, dass Verlagerungenbei Netzerdschlüssen, die sich über dieKoppelkapazitäten des Blocktransformators aufden Ständerkreis auswirken, nicht zum Ansprechenführen. Hierbei ist auch die Dämpfungdurch den Belastungswiderstand zu berücksichtigen.Eingestellt wird das Doppelte der bei vollerNetzverlagerung eingekoppelten Verlagerungsspannung.Die endgültige Festlegung des Einstellwerteserfolgt bei der Inbetriebnahme mit Primärgrößengemäß Handbuch.Die Auslösung bei Ständererdschluss wird Zeitverzögert (T SES )eingestellte. Bei der Verzögerungist auch die Überlastbarkeit der Belastungseinrichtungzu berücksichtigen. Alle eingestelltenZeiten sind Zusatzverzögerungszeiten, die die Eigenzeiten(Messzeit, Rückfallzeit) der Schutzfunktionnicht einschließen.Die Tabelle 12 präsentiert die Einstellmöglichkeitenausgewählter Parameter. Die Einstellungensind für diese Schutzkonfiguration ausgewählt.ParameterEinstellmöglichkeitenAnregespannung U 0 > 2 bis 125 V 10 VAnregestrom 3I 0 > 2 bis 1000 mA 5 mANeigungswinkel derRichtungsgeraden0 bis 360 ° 15 °EinstellungVerzögerungszeit T SES 0 bis 60 s; ∞ 0,30 sTabelle 12 Parameterübersicht für den Ständererdschlussschutz4.11 Läufererdschlussschutz(ANSI 64R)Diese Schutzfunktion kann mit dem Schutzgerät7UM62 auf drei Wegen gelöst werden. Die einfachsteForm ist die Methode der Läufererdstrommessung(siehe im Handbuch Kap. EmpfindlicherErdstromschutz). Widerstandsmessung bei netzfrequenterSpannung.Die zweite Form ist die Läufererdwiderstandsmessungmit netzfrequenter Spannungseinkopplungin den Läuferkreis (siehe im Handbuch KapitelLäufererdschlussschutz). Durch den Schutz wirddie eingekoppelte Spannung und der fließendeLäufererdstrom erfasst. Unter Berücksichtigungdes komplexen Widerstandes vom Ankoppelgerät(7XR61) erfolgt über ein mathematisches Modelldie Berechnung des Läufererdwiderstandes. DieseForm wird oft für mittelgroße Generatoren angewendet.Die dritte Form ist die Widerstandsmessung beiRechteckspannungseinkopplung von 1 bis 3 Hz.Bei größeren Generatoren wird eine höhere Empfindlichkeitgefordert. Es muss einerseits der störendeEinfluss der Läufererdkapazität noch bessereliminiert und anderseits der Störabstand zu denHarmonischen (z.B. 6. Harmonische) der Erregereinrichtungvergrößert werden. Hier hat sich dieEinkopplung einer niederfrequenten Rechteckspannungin den Läuferkreis bestens bewährt (zuempfehlen für diese Applikation) Die durch dasVorschaltgerät 7XT71 eingekoppelte Rechteckspannungführt zur stetigen Umladung der Läufererdkapazität.Über einen Shunt im Vorschaltgerätwird der fließende Erdstrom erfasst und inden Schutz (Messeingang) eingekoppelt. Im fehlerfreienFall (RE ~∞) ist der Läufererdstrom nachAufladung der Erdkapazität nahe Null. Im Fehlerfallbestimmt der Erdwiderstand einschließlichAnkoppelwiderstand (7XR6004) sowie die speisendeSpannung den stationären Strom. Über denzweiten Eingang (Steuereingang) werden die Umschaltungen,die aktuelle Rechteckspannung unddie Umladefrequenz erfasst . Mit dem Messprinzipsind Fehlerwiderstände bis zu 80 kΩ erfassbar.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 203

MaschinenschutzDie Überwachung des Läufererdkreises auf Unterbrechungerfolgt durch die Bewertung des Stromeswährend der Umpolungen.Einstellhinweise (1- bis 3-Hz-Schutz)Da der Schutz den ohmschen Läufererdwiderstanddirekt aus den Werten der angelegten Verspannung,dem Vorwiderstand und dem fließendenErdstrom berechnet, können die Grenzwertefür die Warnstufe (RE WARN) und die Auslösestufe(RE AUS) unmittelbar als Widerstände eingestelltwerden. In den meisten Fällen sind dievoreingestellten Werte (RE WARN = 40 kΩ undRE AUS = 5 kΩ) ausreichend. Je nach Isolationswiderstandund Kühlmittel können diese Wertegeändert werden. Es ist auf einen ausreichendenAbstand des Einstellwertes vom tatsächlichen Isolationswiderstandzu achten.Infolge möglicher Störer durch die Erregereinrichtungwird der Einstellwert für die Warnstufe endgültigwährend der Primärversuche festgelegt.Die Verzögerung wird für die Warnstufe(T RE WARN) meist auf etwa 10 s, für die Auslösestufe(T RE AUS) kurz, auf etwa 1 s, eingestellt.Die eingestellten Zeiten sind Zusatzverzögerungszeiten,die die Eigenzeiten (Messzeit, Rückfallzeit)der Schutzfunktion nicht einschließen.ParameterAnsprechwert derWarnstufeAnsprechwert derAuslösestufeVerzögerungszeit derWarnstufeVerzögerungszeit derAuslösestufeEinstellmöglichkeiten5 bis 80 kΩ 40 kΩ1 bis 10 kΩ 5 kΩ0 bis 60 s; ∞ 10 s0 bis 60 s; ∞ 1 sVoreinstellung4.12 100 %-Ständererdschlussschutz mit20-Hz-Einkopplung (ANSI 64 G (100%))Als ein sicheres und zuverlässiges Verfahren hatsich die Einkopplung einer 20-Hz-Spannung zurErfassung von Fehlern im Sternpunkt bzw. Sternpunktnähevon Generatoren erwiesen. Es ist imGegensatz zum Kriterium 3. Harmonische (sieheSeite 12, Katalog, SIP 6.1) unabhängig von denGeneratoreigenschaften und der Betriebsweise.Weiterhin ist auch eine Messung beim Anlagenstillstandmöglich.Die Schutzfunktion ist so ausgeführt, dass siesowohl Erdschlüsse in der gesamten Maschine(echte 100 %) und alle galvanisch angeschlossenenAnlagenkomponenten erkennt. Vom Schutzgerätwird die eingekoppelte 20-Hz-Spannung und derfließende 20-Hz-Strom erfasst. Über ein mathematischesModell werden die störenden Größen,wie z. B. die Ständererdkapazitäten eliminiert undder ohmsche Fehlerwiderstand ermittelt. Dadurchwird einmal eine hohe Empfindlichkeit gewährleistetund zum anderen der Einsatz bei Maschinenmit großen Erdkapazitäten, z.B. große Wasserkraftgeneratoren,ermöglicht. Winkelfehlerdurch den Erdungs- bzw. Nullpunktstransformatorwerden bei der Inbetriebnahme erfasst und imAlgorithmus korrigiert. Die Schutzfunktion verfügtüber eine Warn- und Auslösestufe. Zusätzlichwird der Messkreis überwacht und ein Ausfall des20-Hz-Generators erfasst. Unabhängig von derErdwiderstandsberechnung bewertet die Schutzfunktionzusätzlich die Höhe des Stromeffektivwertes.Für Erdschlüsse, bei denen die Verlagerungsspannungund damit der Fehlerstrom einebestimmte Höhe überschreitet, steht damit eineweitere Stufe zur Verfügung.Unter der Berücksichtigung folgender Parameter,ergeben sich die Einstellungen für das Applikationsbeispiel(Sekundärwerte).Belastungswiderstand am ErdungstransformatorR L = 4,63 ΩÜbersetzungsverhältnis Spannungsteilerü Kl = 200 / 5Übersetzungsverhältnis Spannungsteilerü Teiler =2/5Übersetzungsverhältnis Erdungstransformatorü Trafo = 15,75: 3 / 0,5 kVParameterAnsprechwert derWarnstufe SES 100 %Ansprechwert derAuslösestufe SES 100 %Verzögerungszeit derWarnstufe SES 100 %Verzögerungszeit derAuslösestufe SES 100 %Tabelle 13 Parameterübersicht für den LäufererdschlussschutzEinstellmöglichkeitenEinstellung20 bis 700 Ω 193 Ω20 bis 700 Ω 48 Ω0 bis 60 s; ∞ 10 s0 bis 60 s; ∞ 1 sAnsprechwert 100 % I>> 0,02 bis 1,5 A 0,27 AÜberwachungsschwellefür 20-Hz-SpannungÜberwachungsschwellefür 20-Hz-Strom0,3 bis 15 V 1 V5 bis 40 mA 10 mAWinkelkorrektur für I SES 60 ° 0 °Übergangswiederstand Rps 0 bis 700 Ω 0 ΩParalleler Belastungswiderstand 20 bis 700 Ω; ∞ ∞ΩTabelle 14 Parameterübersicht für den 100 %-Ständererdschlussschutz204Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Maschinenschutz4.13 Außertrittfallschutz(ANSI 78)Die Schutzfunktion dient zur Erfassung von Pendelungenim Netz. Speisen Generatoren zu langeauf einen Netzkurzschluss, kann es nach der Fehlerabschaltungzu einem Ausgleichsvorgang(Wirkleistungsschwingungen) zwischen Netz undGenerator kommen. Liegt das Pendelzentrum imBereich der Blockeinheit, so führen die „Wirkleistungsstöße“zu einer unzulässigen mechanischenBeanspruchung des Generators und der gesamtenGeneratorbefestigung einschließlich Turbine. Daes sich um symmetrische Vorgänge handelt, wirdaus der Spannungs- und Strommitkomponentedie Mitimpedanz berechnet und der Impedanzverlaufbewertet. Zusätzlich erfolgt die Symmetrieüberwachungdurch die Bewertung desGegensystemstromes. Zwei Kennlinien im R/X-Diagramm beschreiben den Wirkungsbereich(Generator, Blocktransformator bzw. Netz) desAußertrittfallschutzes. Je nachdem in welchemKennlinienbereich der Impedanzvektor ein- undaustritt, werden die zugeordneten Zähler erhöht.Wird der eingestellte Zählerstand erreicht, kommtes zur Auslösung. Erfolgt nach einer eingestelltenZeit keine Pendelung mehr, so werden die Zählerautomatisch zurückgesetzt. Über einen einstellbarenImpuls kann jede Pendelung gemeldet werden.Die Ausweitung der Kennlinie in R-Richtungbestimmt den erfassbaren Pendelwinkel. Praktikabelsind 120 °. Zur Anpassung an die Verhältnissebei Einspeisung von mehreren parallelen Generatorenins Netz, kann die Kennlinie über einen einstellbarenWinkel geneigt werden.EinstellhinweiseZur Freigabe der Messung muss ein Mindestwertder Mitkomponente der Ströme I 1> überschrittensein (Überstromanregung). Zusätzlich darf wegender Symmetriebedingung ein Maximalwert derGegenkomponente der Ströme I 2< nicht überschrittensein. In der Regel wird der EinstellwertI 1> oberhalb Nennstrom, also etwa zu 120 % I Ngewählt, um eine Anregung durch Überlast zuvermeiden. Die Anregeschwelle der Gegenkomponentedes Stromes I 2< ist auf etwa 20 % I N eingestellt.Für die Ermittlung der Einstellwerte sind die vomSchutzgerät gesehenen Impedanzen des Schutzbereichesmaßgebend. In Richtung Generator (gesehenvom Einbauort des Spannungswandlersatzes)ist die Pendel-Reaktanz des Generators zu berücksichtigen,die man näherungsweise gleich derTransientreaktanz Xd' des Generators setzenkann. Man wird also die auf die Sekundärseite bezogenetransiente Reaktanz berechnen und für ZbXd' einstellen (siehe Bild 7).Bild 7 PendelpolygonDie Bedeutung, die Berechnung und die Einstellungder Parameter der Auslösekennlinien sind imHandbuch ausführlich beschrieben.Die folgende Tabelle präsentiert die Einstellmöglichkeitenund die errechneten Einstellungen.Parameter Einstellmöglichkeiten EinstellungAnsprechwert derMessungsfreigabe I 1 >Ansprechwert derMessungsfreigabe I 2 >Resistanz Z a des Polygons(Breite)Reaktanz Z b des Polygons(rückwärtsReaktanz Z c des Polygons(vorwärts Kl. 1)20 bis 400 % 120 %5 bis 100 % 20 %0,2 bis 130 Ω 8,25 Ω0,1 bis 130 Ω 19,60 Ω0,1 bis 130 Ω 8,90 ΩReaktanzdifferenz Kl. 2 - Kl. 1 0 bis 130 Ω 1,10 ΩNeigungswinkel des Polygons 60 bis 90 ° 90 °Anzahl der Pendelungendurch Kennlinie 1Anzahl der Pendelungendurch Kennlinie 2Haltezeit der Kennlinie 1und Kennlinie 2Haltezeit der MeldungATF Kl. 1 und ATF Kl. 21 bis 4 11 bis 8 40,2 bis 60 s 20 s0,02 bis 0,15 s 0,05 sTabelle 15 Parameterübersicht für den AußertrittfallschutzDie Einstellbereiche und Voreinstellungen sindfür einen sekundären Nennstrom von I N =1Aangegeben.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 205

Maschinenschutz 5. KommunikationDie 7UM6-Geräte werden den Anforderungen dermodernen Kommunikationstechnik vollständiggerecht. Sie verfügen über Schnittstellen, die dieIntegration in übergeordnete Leitstellen, komfortableParametrierung und Betriebsbedienungenüber PC vor Ort oder über Modemanschluss ermöglichen.7UM6-Geräte unterstützen die weitverbreiteten, international genormten offenenKommunikationsstandards PROFIBUS DP, RS485 oder optisch 820 nmDoppelring ST-Stecker IEC 60870–5–103, DNP3.0; RS485 oder optisch 820 nm DoppelringST-Stecker und MODBUS; RS485 oder optisch 820 nm DoppelringST-SteckerHinweis:Alle SIPROTEC 4-Geräte arbeiten auch mit Sternkoppler.Damit ist es bei einfachen Anwendungenmöglich, alle Informationen vom Büro aus odervon unterwegs abzurufen. Mit dem ProtokollPROFIBUS DP ist eine Einbindung vonSIPROTEC-Geräten in SPS – basierende Prozessleitsysteme(z.B. SIMATIC S5/S7) einfach möglich.Die Protokolle DNP3.0 und MODBUSASCII/RTU gestatten eine Einbindung in einegroße Anzahl von Leittechnik- und Steuerungssystemenanderer Hersteller. 7. LiteraturHerrmann, H.-J.: Digitale Schutztechnik.Grundlagen, Software, Ausführungsbeispiele.VDE-Verlag GmbH, Berlin 1997,ISBN 3-8007-1850-2.Herrmann, H.-J.: Elektrischer Schutz von Kleinkraftwerken.Elektrizitätswirtschaft Jg. 97 (1998) Heft 24Siemens AG; PTD:Handbuch, Multifunktionaler Maschinenschutz7UM62 6. ZusammenfassungAusgehend von den Empfehlungen für Schutzfunktionen[1] wurde beschrieben, dass trotz Berücksichtigungvon Kostenaspekten bei mittlerenGeneratoren mit modernen SIPROTEC-Gerätenwirtschaftliche Konzepte realisierbar sind. Diemultifunktionalen, digitalen SIPROTEC-Schutzeinrichtungenermöglichen im Gegensatz zu denbisherigen Einzelrelais einen höheren Umfang anFunktionen. Die Selbstüberwachung erhöht entscheidenddie Verfügbarkeit der Schutzgeräte.Für weiterführende Informationen zur Funktionsauswahlund Einstellung wird das 7UM62-Manualempfohlen, dessen Kapitel 2. als Applikations-Handbuch gestaltet wurde.206Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

MaschinenschutzBlockschutzsysteme fürPumpspeicherkraftwerke 1. EinleitungNeben Laufwasserkraftwerken und Speicherkraftwerkenwerden in vielen Stromnetzen Pumpspeicherkraftwerkeeingesetzt. Diese Kraftwerke dienenin erster Linie dem Abfangen von Spitzenlastenim Netz. In Starklastzeiten laufen die Maschinenals Generatoren und speisen Wirkleistung indas Netz. In Schwachlastzeiten, z.B. während derNachtstunden laufen die Maschinen als Motorenund pumpen Wasser in das Oberbecken, das zu einemspäteren Zeitpunkt wieder als Energiequellefür die Spitzenlastdeckung zur Verfügung steht.Somit können große thermische Kraftwerksblöckefür die Grundlastdeckung kontinuierlich gefahrenwerden.Bild 2 zeigt eine typische Auslegung eines redundantenSchutzsystems für Pumpspeichersätze miteiner Leistung > 100 MW erzeugte Wirkleistung.Bild 1 Maschinenschutz SIPROTEC 7UM62LSP2171.epsBild 2 Redundantes Schutzsystem für PumpspeicherkraftwerkSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 207

MaschinenschutzVergleicht man die Schutzanforderungen einesPumpspeicherkraftwerkes mit denen eines Kraftwerksblockeszur reinen Energieerzeugung, erkenntman neben vielen Parallelen auch einigeBesonderheiten. Die Auslegung eines Schutzsystemsfür mittlere und große Kraftwerke wird ineiner anderen Publikation vorgestellt. Dieser Leitfadenerklärt ergänzend die besonderen Schutzfunktionenund Funktionsweisen eines Pumpspeichersatzes.Nachfolgende Tabelle 1 beschreibt ein typischesGrundkonzept für einen Pumpspeicherblock. DasSchutzfunktionen ANSI-Code Schutzgruppe A Schutzgruppe BStändererdschlussschutz 90 % 64Ständererdschlussschutz 100 % 64 (100 %) n nDifferentialschutz 87 nWindungsschlussnÜberstromzeitschutz 51 nImpedanzschutz 21 nLäufererdschlussschutz 64R n nSchieflastschutz 46 n nUntererregungsschutz 40 nAußertrittfallschutz 78 nStänderüberlastschutz 49 n nLäuferüberlastschutz 49E nÜberspannungsschutz 59 n nFrequenzschutz f > 81 (f >) n nFrequenzschutz f < 81 (f

MaschinenschutzDie elegantere und kostengünstigere Lösung isteine Umschaltung der Parametersätze im Schutzgerätbei Wechsel zwischen den zwei Betriebsarten.Das numerische Maschinenschutzgerät 7UM6bietet die Möglichkeit, zwei voneinander unabhängigeParametersätze einzulesen. Bei Wechselzwischen den zwei Betriebsarten der Maschinewird mittels eines Steuersignals auf einen Binäreingangdes Schutzgerätes der jeweils andere Parametersatzfür die Schutzbearbeitung aktiviert. Dasbedeutet für den Schieflastschutz, dass aus den errechnetensymmetrischen Komponenten des gemessenenStromes das Mitsystem und dasGegensystem für die weitere Schutzbearbeitunggetauscht werden.2.3 UntererregungsschutzHäufig werden große Pumpspeichersätze nebendem Ausgleich von Spitzenlasten im Netz gleichzeitigauch zur Blindleistungskompensation eingesetzt.Dadurch kann der Generator je nach Blindleistungsbedarfüber einen längeren Zeitraumnahe an seiner Stabilitätsgrenze gefahren werden.Geringfügige Erhöhungen des Blindleistungsbedarfeskönnen den Generator außer Tritt fallenlassen. Deshalb wird dem Untererregungsschutzbei großen Pumpspeicherkraftwerken eine besondereBedeutung beigemessen.Vorrangig wird ein Überschreiten der Stabilitätskennliniedes Generators von der Erregereinrichtungselbst erkannt und durch Nachregeln derErregerspannung wieder ausgeglichen. Der elektrischeUntererregungsschutz wird aktiv, wenndiese automatische Nachregelung erfolglos ist. DerGenerator fährt weiter in den kapazitiven Arbeitsbereichhinein und fällt schließlich außer Tritt.Dieser unerlaubte Betriebszustand kann den Generatorschädigen und das mit dem Kraftwerkverbundene Netz instabil werden lassen. Der asynchronlaufende Generator erfährt sehr starke mechanischeBelastungen an Welle und Lagern, diekostspielige Reparaturen zur Folge haben können.Außerdem erzeugt er elektrische Pendelungen imNetz, was zum Außertrittfall weiterer Generatorenführen kann. Die Ursache für den Asynchronlaufkann in einer fehlerhaften Funktion der Erregereinrichtungliegen oder in einem zu hohen Blindleistungsbedarfdes angeschlossenen Übertragungsnetzes.In Anbetracht des weiten Arbeitsbereiches fürWirkleistung und Blindleistung eines solchenPumpspeichersatzes ist der Auslegung der Schutzkennliniendes Untererregungsschutzes besondereAufmerksamkeit zu widmen. Die einfache Erfassungder Blindleistung mittels einer kreisförmigenSchutzkennlinie wird diesen Betriebsanforderungensicher nicht ausreichend Genüge leisten. Fürdie hier beschriebenen Anforderungen ist eineBild 3 Ständererdschlussschutz mit 20-Hz-GeneratorankopplungBild 4 Kennlinien eines UntererregungsschutzesKombination von Ansprechkennlinien gemäßBild 4 ideal geeignet. Diese Schutzkennlinien bildendie Stabilitätskennlinien der Maschine nachund verbinden eine hohe Verfügbarkeit desPumpspeichersatzes mit optimalem Schutz derMaschine und des angeschlossenen Netzes.Die Ansprechkennlinie des Untererregungsschutzessetzt sich zusammen aus der stationären undder dynamischen Stabilitätskennlinie der Maschine.Ein Überschreiten der stationären Kennlinieist ein erstes Indiz dafür, dass die Stabilität gefährdetist.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 209

MaschinenschutzDer Einstellwert I B ist an denMotornennstrom angepasstBei I = I B wird die Nenntemperaturθ N erreichtBei I = 1,1 I B wird die Auslösetemperaturθ A erreichtBei ordnungsgemäßer Funktion der Erregereinrichtungkann die Maschine durch automatischesNachregeln der Erregerspannung wieder in densynchronen Betrieb zurückgeführt werden. Erstein Überschreiten der dynamischen Stabiltätskennlinielässt die Maschine endgültig außer Trittfallen. Beide Kennlinien, im Fachchargon als Ständerkriteriumbezeichnet, werden aus Maschinenstromund -spannung errechnet. Für eine optimaleBetriebsführung wird als zusätzliche Messgrößedie Erregerspannung (U er), auch Läuferkriteriumgenannt, verwendet. Die empfohlene Funktionslogikdes Untererregungsschutzes folgt nachstehenderTabelle 2.MesskriteriumStationäre KennlinieStationäre Kennlinie + U er

MaschinenschutzBild 6 Prinzip LäufererdschlussschutzDie Differenzmessung des ohmschen Erdstromesaus positiver und negativer Polarität kompensierteinerseits den störenden Einfluss der Erregerspannungund unterbindet Messfehler auf Grund vonbetriebsbedingten Änderungen der Erregerspannung.Dieses ausgeklügelte Messverfahren missteinen Isolationswiderstand der Läuferwicklunggegen Erde bis in die Größenordnung von 80 kΩ.Somit erkennt das Schutzgerät einen Läufererdschlussbereits im Entstehen. Der Betreiber derAnlage kann die erforderlichen Wartungsarbeitenan der Maschine auf lange Sicht planen. Eineschutzbedingte Abschaltung des Pumpspeichersatzeswird hierdurch fast immer vermieden, wasdie Verfügbarkeit der Anlage erheblich steigert.Als Folge der vielfältigen Betriebszustände desPumpspeichersatzes Generatorbetrieb Generator- und Phasenschieberbetrieb Pumpbetrieb Pump- und Phasenschieberbetrieb eventuell elektrisches Bremsenwird der Läuferkreis von der Erregeranlage möglicherweisehohen thermischen Belastungen ausgesetzt.Ein Überlastschutz auf der Oberspannungsseitedes Erregertransformators misst den dortfliessenden Strom, der in direktem Verhältnis zuder thermischen Läuferbelastung steht. Der Überlastschutzarbeitet als thermisches Abbild mit vollständigemGedächtnis und erlaubt eine flexibleBetriebsführung der Anlage innerhalb der zulässigenGrenzwerte bei gleichzeitigem sicheren Schutzgegen Überlastungen.2.6 Netzausfall bei PumpbetriebDie Schutzfunktion Unterleistung wird nur beiPumpbetrieb aktiviert. Dies geschieht mittels deroben beschriebenen Parametersatzumschaltungbei Wechsel der Betriebsart. In dem Parametersatzfür Generatorbetrieb ist die Funktion Unterleistungausgeblendet. Diese Schutzfunktion erkenntden plötzlichen Ausfall des speisenden Netzeswährend Pumpbetrieb der Maschine durch Messungder Wirkleistung in Speiserichtung. Bei erkanntemFehler wird der Pumpspeichersatz abgeschaltetund die Kugelschieber werden geschlossen.Ein zweites Messprinzip zur Erkennung eines Ausfallsder netzseitigen Speisung stellt der Unterfrequenzschutzdar, der ebenfalls in dem Schutzkonzeptenthalten ist.Der Unterfrequenzschutz ist während Hochlaufund Umschalten der verschiedenen Betriebszuständeder Anlage außer Betrieb und wird nurnach dem Synchronisieren der Maschine mit demNetz aktiv geschaltet. Diese Steuerung erfolgt übereinen Binäreingang des Schutzgerätes, der dieStellung des Netzschalters abfragt.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 211

Maschinenschutz 3. ZusammenfassungPumpspeicherkraftwerke stellen als Sonderformvon Wasserkraftwerken spezielle Anforderungenan das elektrische Schutzsystem. Auf Grund derunterschiedlichen Betriebsarten Generatorbetrieb zur Energieeinspeisung Pumpbetrieb zur Rückführung von Energie Phasenschieberbetriebist ein Schutzsystem gefordert, das sich automatischdiesen wechselnden Betriebsbedingungenanschließt. Die Gerätefamilie SIPROTEC 7UM6wurde gezielt auch zur Erfüllung dieser variablenBetriebsbedingungen ausgelegt. Das gilt sowohlfür die in den Geräten enthaltenen Schutzfunktionenals auch für die flexible Anpassung des Schutzsystemsüber externe Steuersignale von der Anlage.212Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

SammelschienenschutzAnwendung desSammelschienen-Differentialschutzes7SS601 1. EinleitungEnergieversorgungsbetriebe müssen ihre Kundenmit der höchstmöglichen Zuverlässigkeit und kürzestmöglichenAusfallzeit mit Strom versorgen.Netzstörungen, besonders Kurzschlüsse, könnennicht immer vermieden werden. Diese werden unteranderem durch: menschliche Fehler, Unfälle,Einflüsse der Natur wie Sturm, Blitze usw. verursacht.Eine Beschädigung von Primärgeräten, wiez.B. Wandler, Schaltgeräte, Freileitungen usw.muss im Fehlerfall begrenzt werden, um die Reparaturzeitund somit die Netzausfallszeit zu minimieren.Obwohl Sammelschienenfehler selten vorkommen,werden sie als für Menschen (Personal) undSchaltgeräte am gefährlichsten angesehen. Daherist ein schnelles Auslösen bei Sammelschienenfehlernwichtig! Dies kann in erster Linie mit Hilfe einesDifferentialschutzes erreicht werden.Besonders für Mittel- und Hochspannungs-Schaltanlagen wird der Sammelschienen-Differentialschutzoft als teures Zubehör angesehen. VerantwortungsbewussteIngenieure sind sich jedochdes Risikos bewusst, dass lange Ausfallzeiten entstehenkönnen, falls Sammelschienenfehler nichtschnell und selektiv abgeschaltet werden.Siemens bietet mit seinem Sammelschienen-Differentialschutz SIPROTEC 7SS601eine kostengünstigeLösung, die besonders für Konfigurationenmit Einfachsammelschienen mit oder ohneLängstrennung, oder mit einfachen Doppelsammelschienengeeignet sind. Durch den digitalenzentralen Sammelschienenschutz SIPROTEC7SS601 werden die Vorteile der numerischenSchutztechnik mit einem kostengünstigen undleicht einzusetzenden Schutzsystem kombiniert:Selbstüberwachung, Störfall- und Ereignisaufzeichnung,Einstellung nur weniger Parametermit DIGSI.Höchste Flexibilität in Bezug auf Sammelschienenkonfiguration,Anzahl der Abzweige, unterschiedlicheStromwandlerübersetzungsverhältnisse,geringe Stromwandleranforderungen.Messwerterfassung über Mischwandler oderAnpassungswandler (phasenselektiv).Kurze Auslösezeit und selektives Auslösen beiallen Sammelschienenfehlern.Für alle Spannungsebenen bis zu 500 kV geeignet.Bild 1 SIPROTEC 7SS601 SammelschienenschutzLSP2363.epsIm Folgenden werden die Grundlagen des Sammelschienenschutzesbeschrieben und einige typischeAnwendungen bei einer Einfachsammelschienemit Längstrennung (Trennschalter oderLeistungsschalter) vorgestellt.Die gewählten Beispiele sind für starr geerdeteNetze maßgeschneidert. 2. Prinzip des DifferentialschutzesIm Bild 2 wird das Grundprinzip des Differentialschutzesdargestellt.Basis des Differentialschutztes ist das KirchhoffschesGesetz: In einem fehlerfreien System mussBild 2 Prinzip Differentialschutzdie Summe der Ströme in einem Knoten Null sein.Dies ist der Idealfall. Stromwandlerfehler sowieMessfehler müssen jedoch berücksichtigt werden.Daher muss der Schutz stabilisiert werden.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 213

SammelschienenschutzBild 3Ableitung der StrömeI Diff und I StabBild 4 Einfachsammelschiene mit LängstrennerBild 5 Einfachsammelschiene mit LängskupplungDie Differentialkriterien sowie die Stabilisierungskriterienwerden wie folgt definiert:Differentialstrom: I Diff =|I 1 + I 2 +….I n |Stabilisierungsstrom: I Stab =|I 1|+|I 2 |+ ….|I n|Bild 3 zeigt, wie I Diff und I Stab abgeleitet werden.Es ist zu erkennen, dass bei Last- oder Durchgangsströmendas Differentialkriterium fast Nullist, wohingegen die Stabilisierungsgröße sofort ansteigt.Bei einem internen Fehler steigen sowohldie Differential- als auch die Stabilisierungsgrößegleichzeitig an. Somit kann der Schutz bereits innerhalbvon wenigen Millisekunden entscheiden,ob ein interner oder externer Fehler vorliegt.Siemens setzt diese Art von stabilisiertem Differentialschutzseit mehr als 50 Jahren erfolgreichein. Es wurde zum ersten Mal im elektromechanischenSchutz 7SS84, später im analog statischenSchutz 7SS10 eingesetzt und wird jetzt im digitalenSchutz 7SS52 und 7SS601 ebenfalls eingesetzt. 3. Geschützte ObjekteDie nebenstehenden Beispiele zeigen 10 Abzweigean jedem Sammelschienenabschnitt. Die Anzahlder Abzweige pro Sammelschienenabschnitt ist jedochnicht begrenzt.3.1. Einfachsammelschiene mit Längstrenner.In diesem Fall kommen keine Stromwandler inder Längstrennung zum Einsatz, siehe Bild 4.3.1.1. Ist der Trennschalter DS offen, arbeiten beideMesssysteme unabhängig voneinander. Bei einemSammelschienenfehler werden nur die Leistungsschalterausgelöst, die an der betroffenenSammelschiene angeschlossen sind.3.1.2. Ist der Trennschalter DS geschlossen, mussdie Sammelschiene nun als „eine Einheit“ angesehenwerden. Der Bevorzugungsstromkreis schaltetdie Ströme aller Abzweige nur auf ein Messsystem.Bei einem Sammelschienenfehler werden alle Leistungsschalterausgelöst.214Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Sammelschienenschutz3.2. Einfachsammelschiene mit Längskupplung,bei der ein Leistungsschalter sowie Stromwandlerin der Längskupplung verwendet werden. SieheBild 5.3.2.1. Ist der Leistungsschalter der Kupplung offen,arbeiten beide Systeme unabhängig voneinander.Bei einem Sammelschienenfehler werden nurdie Leistungsschalter ausgelöst, die an der betroffenenSammelschiene angeschlossen sind. Da derLeistungsschalter offen ist, wird der Stromwandlernicht für die Messung benötigt und somit kurzgeschlossen.Bei einem Fehler zwischen dem Leistungsschalterder Kupplung und dem Stromwandler erkenntSystem 1 den Fehler als „intern“ und löst alle anSammelschiene 1 angeschlossenen Leistungsschalteraus.3.2.2. Ist der Leistungsschalter der Kupplung geschlossen,arbeiten beide Systeme unabhängigvoneinander. Bei einem Sammelschienenfehlerwerden alle Leistungsschalter ausgelöst, die an derbetroffenen Sammelschiene angeschlossen sind.Der Leistungsschalter in der Kupplung wird durchbeide Systeme ausgelöst.Bei einem Fehler zwischen dem Leistungsschalterder Kupplung und dem Stromwandler erkenntSystem 2 den Fehler als „intern“ und löst alle Leistungsschalterder Sammelschiene 2 einschließlichdes Leistungsschalters in der Kupplung aus. System1 bleibt vorläufig stabil.Nachdem der Leistungsschalter in der Kupplungausgelöst hat, wird der Stromwandler kurzgeschlossen.Jetzt erkennt System 1 diesen Fehlerebenfalls als „intern“ und behebt den Fehlerschließlich, indem es die Leistungsschalter derSammelschiene 1 auslöst. 4. Mischwandler und Anpassung derverschiedenen StromwandlerübersetzungsverhältnisseDer Vorteil des Messverfahrens besteht unter anderemdarin, dass andere Schutzrelais mit denMisch- oder Anpasswandlern in Reihe geschaltetsein können (Bild 6). Hierdurch werden die Gesamtkostenfür die Schaltanlage reduziert.Wie bereits zuvor erwähnt, kann das Messverfahrenunterschiedliche Stromwandlerverhältnisseverarbeiten. Somit kann eine vorhandene Schaltanlageleicht ohne Ändern oder Hinzufügen vonStromwandlerkernen mit Differentialschutznachgerüstet werden.Der Mischwandler wird verwendet, um eine„magnetische“ Summierung der Ströme durchzuführen.Die daraus resultierenden Ströme hängenvon den Windungsverhältnissen ab (Bild 7).Bild 6 Abzweigschutz und Sammelschienenschutz am gleichen StromwandlerkernBild 7 Anschluss des 7SS60 über MischwandlerW P = Primärwicklung des MischwandlersW s = Sekundärwicklung des MischwandlersDie folgende Berechnung zeigt einige Beispiele,wie Ströme der Mischwandler berechnet werden.Es kann gezeigt werden, dass das optimale Verhältnisder Primärwicklungen 2:1:3 beträgt.Hierdurch wird eine erhöhte Empfindlichkeit gegenüberErdschlüssen sichergestellt.Beispiel: W P1 = 60 WicklungenW P2 = 30 WicklungenW P3 = 90 WicklungenW S = 500 Wicklungen ( fest )Allgemeine Gleichung:Wip⋅ WP = is ⋅WS ⇒ is = ipWPSSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 215

SammelschienenschutzFür das zuvor aufgeführte Beispiel wird Folgendesangenommen: i = I = 1 ANPhaseWicklungenReferenzAnschlüsseVerbindungenW + WiL 1= 1A= 1A 150P1 P3= 0, 3A 03 , ⋅e j0WS500 i L1 = 0,3 + j0WP3A A 90WSi L2= 1 = 1 = 018 , A 018 , ⋅e j120500 i L2 = -0,09 + j0,156WP2+ WP3iL3= 1A= 1A 120 = 0,24 AWS500 024 . ⋅e j240 i L3 = -0,12 - j0,216-3-9 1 L1L3N12-6-18 2 L1L3N18-9-27 3 L1L3N24-12-36 4 L1L3N30-15-45 5 L1L3NC, DA, BE, FA, FC, DG, HB-EG, HE, FA, K B-JJ, KA, FL, MC, KB, HE, MB-ED-JA-GF-LmagneticsubtractionErgebnis: Addition von i L1 + i L2 + i L3 = i s36-18-54 6 L1L3NA, KG, HM, OB-E, F-JL-Ni s = 0,09 - j0,054 i = ⋅ -j 30°s0,105 e42-21-63 7 L1L3NC, MB, KF, OD-LA-JE-H, G-NAllgemeinEs ist zu sehen, dass der Sekundärstrom ~ 100 mAbeträgt, was dem Nennstrom des Messsystems7SS601 entspricht.Die graphische Addition im Bild 8 kommt zumselben Ergebnis.Rechenbeispiel48-24-72 8 L1L3N54-27-81 9 L1L3N60-30-90 10 L1L3NA, MJ, KH, OG, MA, KF, OJ, MA, HN, OB-E; F-LG-NH-LB-JE-NK-LB-E, F-GTabelle 1 Verschaltung der Mischwandlers bei I N =1ABild 8 Grafische Addition der StrömeZum Anpassen der verschiedenen Stromwandlerverhältnisseverfügt der Mischwandler 4AM5120 über7 Primärwicklungen, die durch Verschalten derWicklungen in Reihe kombiniert werden können(Bild 9). Der Mischwandler 4AM 5120-3DA00-0AN2 ist für einen Nennstrom von 1 A geeignet.Wie bereits zuvor erwähnt, muss das Verhältnisder Primärwicklungen bei Standardanwendungen2:1:3 betragen. In der Tabelle 1 sind die am häufigstenverwendeten Windungsverhältnisse zufinden.Hinweis: Achten Sie stets auf die Ausrichtung derWicklungen!Die Beispiele in den Bildern 4 bzw. 5 zeigenStromwandlerverhältnisse von 400 / 1 A, 600 / 1 Aund 1000 / 1 A. Der Differentialschutz kann nurdann Ströme vergleichen, wenn die Basis für denVergleich gleich ist, d.h., die Stromwandlerübersetzungenmüssen aufeinander abgestimmt sein.Hierbei ist ein einfaches Verfahren zu befolgen:Der Unterschied bei den Stromwandlerverhältnissendarf 1:10 nicht überschreiten (d.h. 400 /600 / 1000 ist möglich, z.B. 200 / 800 / 2500 istnicht möglich)Bild 9 Verhältnis der Windungszahlen beimMischwandler 4AM5120216Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Sammelschienenschutz Es muss die höchstmögliche Wicklungsanzahlder Mischwandler verwendet werden. Dadurchwird die Genauigkeit erhöht. Das höchste Stromwandlerverhältnis dient stetsals Referenz. Wählen Sie das kleinste gemeinsame Vielfacheder Stromwandlerübersetzungsverhältnisse, wobeidas Ergebnis der Teilung „10“ nicht überschreitendarf.Beispiel: 400 / 600 / 1000 kleinstes gemeinsamesVielfaches: 2 → 200 / 300 / 500: Nicht möglich!400 / 600 / 1000 kleinstes Vielfaches mit demErgebnis ≤ 10:100 → 4 / 6 / 10. Möglich!Das Ergebnis dieser Berechnung wird verwendet,um die Verhältnisse der Mischwandler aus Tabelle1 auszuwählen (Referenzzahl).400 / 1 A → 4 → 24-12-36600 / 1 A → 6 → 36-18-541000 / 1 A → 10 → 60-30-90Im Bild 10 ist zu sehen, dass bei den oben ausgewähltenVerhältnissen die Sekundärströme derMischwandler gleich sind. Der Differentialschutzkann jetzt alle Ströme vergleichen.Bei Kurzschlüssen ändert sich die Empfindlichkeitdes Differentialschutzes bei unterschiedlichenFehlerarten aufgrund des Wicklungsverhältnisses2:1:3 und der daraus resultierenden Sekundärströme(Tabelle 2).KurzschlüsseEffektiveWicklungenWW3I 1 für i M = 100 mABild 10 Ergebnis der MischwandleranpassungL1 - L2 - L3 3 1,00 1,00 ⋅ I NL1 - L2 2 1,15 0,87 ⋅ I NL2 - L3 1 0,58 1,73 ⋅ I NL3 - L1 1 0,58 1,73 ⋅ I NL1 - E 5 2,89 0,35 ⋅ I NL2 - E 3 1,73 0,58 ⋅ I NL3 - E 4 2,31 0,43 ⋅ I NTabelle 2 Ergebnis der Stromanpassungendurch 4AM5120Um eine sichere Auslösung zu garantieren, müssendie Mindest-Kurzschlussströme über demniedrigsten Ansprechwert des entsprechendenKurzschlusstyps liegen.Beispiel: Einstellung des Ansprechschwellenwerts:I Diff = 1,20 I NOI NO = Nennstrom des Referenzverhältnisses (1000 /1 A)Daraus ergeben sich die in Tabelle 3 errechnetenAnsprechwerte für die verschiedenen Fehlerarten.Dreiphasige Kurzschlüsse 1,20L1 - L2 1,04L2 - L3 2,08L3 - L1 2,08L1 - E 0,42L2 - E 0,691000 / 1 AL3 - E 0,52Tabelle 3 Empfindlichkeit des 7SS60 entsprechend derFehlerartSomit muss der Mindest-Kurzschlussstrom folgendeWerte überschreiten:1200 A bei dreiphasigen Kurzschlüssen2080 A bei zweiphasigen Kurzschlüssen690 A bei einphasigen ErdschlüssenSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 217

Sammelschienenschutz 5. Baugruppen des zentralen Sammelschienenschutzes7SS601Die Grundprinzipien können den Prinzipschaltbildern11 und 12 entnommen werden: Es sindMischwandler 4AM5120, Stabilisierungs-Baugruppen7TM70, eine Trennerabbild-/Bevorzugungs-Baugruppe7TR71 und Messsysteme7SS601 erforderlich:Mischwandler: einen für jeden AbzweigStabilisierungs-Baugruppen: Jede Baugruppe7TM70 enthält 5 Eingangstransformatoren mitGleichrichtern und 5 Auslöserelais.Messsystem: eines für jeden Sammelschienenabschnitt.Trennerabbild-/Bevorzugungs-Baugruppe7TR71. Diese Baugruppe realisiert eine Stromzuordnungund Bevorzugung über das Trennerabbild. Gehäuse 7XP20 zur Aufnahme der Baugruppen7TM70 und 7TR71. Ein Gehäuse kann bis zu4 Baugruppen aufnehmen.Im Bild 11 ist das Prinzip einer Einfachsammelschienemit Längstrennung zu sehen. In diesemFall wird 7TR71 als „Bevorzugungs“-Baugruppeverwendet. Ist der Längstrenner eingeschaltet,muss die gesamte Sammelschiene als „eine Einheit“angesehen werden. Alle Ströme dürfen nurvon einem System gemessen werden. Somit werdenalle Ströme zum System 2 geleitet. Die Auslösestromkreisebeider Sammelschienen sind parallelgeschaltet.Bild 11 entspricht dem in Bild 4 gezeigten Beispiel.Bild 11 Prinzipschaltbild des 7SS60 mit Längstrennung218Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

SammelschienenschutzIm Bild 12 ist das Prinzip einer Einfachsammelschienemit Längskupplung zu sehen. In diesemFall wird 7TR71 als „Schalter-Stellungsabbild“-Baugruppe verwendet. Ist der Kuppelschalterausgeschaltet, wird die Sekundärseite des Mischwandlerskurzgeschlossen, da kein Strom im Sammelschienenabschnittfließt. Ist der Kuppelschaltereingeschaltet, werden die Differential- undStabilisierungsströme beiden Messsystemen inGegenrichtung zugeführt.Bei einem Fehler auf einer Seite der Sammelschieneerfolgt die Auslösung schienenselektiv.Der Kuppelschalter der Längstrennung wirddurch beide Messsysteme ausgelöst.Bild 12 entspricht dem in Bild 5 gezeigten Beispiel.Bild 12 Prinzipschaltbild des 7SS60 mit KuppelschalterSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 219

SammelschienenschutzEin Sammelschienenschutz für eine Anlage(20 Felder), wie im Bild 11 zu sehen, umfasst folgendeBaugruppen:20 x Mischwandler 4 AM 5120(10 Abzweige an jeder Sammelschiene)4 x Stabilisierungs-Baugruppen 7TM70(4 x 5 Eingänge = 20 Eingänge)2 x Messsysteme 7SS6011 x Bevorzugungsbaugruppe 7TR712 x Gehäuse 7XP20Für den Sammelschienenschutz einer Anlage, wieim Bild 12 zu sehen, werden für 20 Felder +Kupplung folgende Baugruppen benötigt:21 x Mischwandler 4AM5120(20 Abzweige + 1 für die Längskupplung)5 x Stabilisierungs-Baugruppen 7TM70(25 Eingänge)2 x Messsysteme 7SS6011 x Baugruppe für Trenner-/Leistungsschalterabbild7TR712 x Gehäuse 7XP20Die oben aufgeführten Baugruppen können in einemStandard-Schutzschrank untergebracht werden.Weitere Einzelheiten entnehmen Sie bitteunseren Dokumentationen (Betriebsanleitung,Stromlaufpläne und Katalog). 6. Einstellung und AufbauüberlegungenStromwandler müssen so dimensioniert sein, dassalle Ströme ohne Sättigung für mindestens ≥ 4msübertragen werden. Die Anzahl der parallelgeschaltetenAbzweige auf einem Messsystem ist unbegrenzt.Für die praktische Anwendung könnenbeliebig viele Felder parallel geschaltet werden.Für Netze, in denen Transformatoren mit isoliertemSternpunkt betrieben werden, können wegenniedrigen Erdschlussströmen besondere Maßnahmenerforderlich sein. Das Handbuch gibt Hinweise.Beim 7SS601 kann eine Speicherfunktion des Auslösebefehlsaktiviert werden.Der Schwellenwert I d > muss so eingestellt werden,dass er über dem maximalen Laststrom liegt(z.B. 1,2 ⋅ I Last), um bei einem Fehler im Stromwandlerkreiseine Auslösung durch Laststrom zuvermeiden. Ist jedoch für minimale Kurzschlussströmeeine niedrigere Einstellung erforderlich,können zusätzliche Auslösekriterien eingeführtwerden (z.B. Spannung).Andererseits muss I d> so eingestellt werden, dassdieser Wert etwa 50 % unter dem Wert für dieminimalen Kurzschlussströme liegt, um eine sichereAuslösung zu garantieren.Beispiel: I K min = 3000 A → 50 % = 1500 AI d > = 1,2 ⋅ I NO, falls das Referenzverhältnis 1000 /1 A beträgt. Die Einstellung wäre richtig.Der Schwellenwert I d>CTS stellt den Ansprechwertfür die Stromwandlerüberwachung dar. Ist einStromwandler-Sekundärstromkreis offen oderkurzgeschlossen, tritt ein Differentialstrom auf.Der Differentialschutz wird gesperrt und es wirdein Alarm ausgelöst. Hierdurch wird eine Überfunktionbei hohen Durchgangsströmen vermieden.Mit dem Stabilisierungsfaktor „k“ wird die Steigungder Auslösekennlinie beeinflusst, damit kanndie Stabilität des Schutzes an die Einsatzbedingungenangepasst werden. Ein hoher Einstellwert verbessertdie Stabilität gegen Fehler außerhalb desSchutzbereiches, verringert jedoch gleichzeitig dieEmpfindlichkeit zur Erkennung von Sammelschienenfehlern.Der k-Faktor sollte daher soniedrig wie möglich und so hoch wie nötig eingestelltwerden. Beim Einsatz des Messsystems alszonenselektiver Schutz, was in der Mehrzahl derAnwendungsfälle zutreffen wird, wird empfohlen,die Voreinstellung 0,6 des k-Faktors zu verwenden.Bild 13 Auslösekennline des Schutzes220Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

Sammelschienenschutz 7. Vergleich des Hoch- und Niedrigimpedanzschutzesmit dem Messverfahren SammelschienenschutzHeutzutage wird der Hochimpedanzschutz nochhäufig in Britisch beeinflussten Ländern eingesetzt,da er als „kostengünstig und einfach“ angesehenwird. Die meisten Anwender schauen jedochnur auf den Relaispreis selbst, ohne jedochdie zusätzlichen Kosten für die Primärwandler sowiedie anderen Nachteile des Hochimpedanz-Schutzes zu berücksichtigen:Alle Stromwandler müssen dasselbe VerhältnisaufweisenAlle Kerne Klasse XSammelschienen-Längskupplungen müssen mitzwei Stromwandlern ausgestattet werdenSeparate Stromwandlerkerne für den SammelschienenschutzVorteile der digitalen Technik fehlen (keineFehleraufzeichnung, keine Kommunikation)Checkzone benötigt getrennte StromwandlerkerneTrennerabbild erfordert Umschaltung derStromwandler-Sekundärstromkreise (Gefahr!)Daher ist eine zusätzliche Check-Zone zwingenderforderlich.Weitere Einzelheiten können Sie unseren Dokumentationenim Internet unter www.siprotec.deentnehmen (Betriebsanleitungen, Kataloge, weitereBeschreibungen für Standardanwendungen). 8. ZusammenfassungDer Sammelschienenschutz 7SS601 stellt eine kostengünstigeLösung für Schaltanlagen in MittelundHochspannungsanlagen dar. Obwohl im Berichtdie Anwendung des SIPROTEC 7SS601 mitMischwandlern und Einfachsammelschienen beschriebenwurde, kann das System auch bei folgendenAnwendungen verwendet werden: mit phasengetrennter Messung bei Schaltanlagen mit DoppelsammelschienenUm ein Angebot erstellen zu können, benötigenwir folgende Informationen:− Übersichtsschaltplan, aus dem Folgendes zu ersehenist:− Sammelschienen-Konfiguration als Übersichtsschaltplan− Übersetzungsverhältnisse der Stromwandler− Anzahl der benötigten Auslösekontakte− Phasengetrennte Messung oder mit Mischwandlern− Komplette Schränke oder EinzelkomponentenMöchten Sie weitere Informationen zum 7SS60erhalten, setzten Sie sich bitte mit Ihrem örtlichenSiemens-Partner in Verbindung.Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 221

Sammelschienenschutz222Siemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005

SammelschienenschutzEinfacher Sammelschienenschutzdurch rückwärtigeVerriegelungIn der Energieübertragung und Energieverteilungkommt den Sammelschienen eine besondereSchlüsselrolle zu. Sind sie doch die zentrale Verteilungsstellefür viele Abzweige. Im Fehlerfall istder Kurzschlussstrom auf der Sammelschiene sehrgroß, was mechanische Zerstörung mit entsprechendlangen Reparaturzeiten zur Folge hätte, wobeidavon alle Abzweige betroffen sind. In derHoch- und Höchstspannung wird ein speziellerschneller Sammelschienenschutz 7SSx eingesetzt,der im Fehlerfall mit einer Auslösezeit Stufe mit t 1 eine weitereStufe I>> mit einer Zeit t 2 = 50 ms vorgesehen.Der Ablauf der Zeit t 2 kann über den BinäreingangBE1 blockiert werden.Bild 1 Einfachsammelschiene mit AbzweigschutzBild 2 Einfachsammelschiene mit Abzweigschutz und Sammelschienenschutzdurch rückwärtige VerriegelungSiemens PTD EA · Applikationen für SIPROTEC-Schutzgeräte · 2005 223

SammelschienenschutzDie Ansprechschwelle der I> Stufe und I>> Stufewird gleich groß eingestellt nach den jeweiligenNetzverhältnissen (ca 1,5 x I nenn). Bei den UMZ-Geräten der Abgänge A1-A3 wird die Anregungauf einen extra Kontakt parametriert. Alle Anregekontaktewerden parallel geschaltet und als Blockiersignalauf den Binäreingang BE1 vomEinspeise-UMZ gegeben. Diese Verdrahtung erfolgtüber eine Cu-Ader, die von Feld zu Feld geschleiftwird (siehe Bild 2). Dadurch wird bei einerAnregung im Abgang A1-A3 in der EinspeisungE1 die Auslösung mit t 2 blockiert. Ausblick für weiteren Einsatz:Bei Ringsammelschienen mit zwei Einspeisungenoder Einfachschienen mit Längskupplung kannüber eine Kurzschlussrichtungserfassung ein ähnlichesPrinzip der Rückwärtigen Verriegelung angewandtwerden. Dieser Anwendungsfall wird ineiner weiteren Applikation vorgestellt.Funktion bei Fehler im Abzweig:Beim Fehler im Abzweig – siehe Bild 2 „ F1“– regtder Einspeise UMZ E1 in beiden Stufen an undstartet t 1 und t 2 . Auch der Abzweig-UMZ A1 regtan und gibt damit über den Anregekontakt einBlockiersignal auf den Binäreingang BE1 vomEinspeise-UMZ E1. Damit wird der Ablauf von t 2blockiert. Die Abschaltung des Fehlers erfolgt vomAbzweig-UMZ A1. Der Einspeise-UMZ wirkt dabeials Reserveschutz mit t 1 .Funktion bei Fehler auf der Sammelschiene:Beim Fehler auf der Sammelschiene – siehe Bild 2„ F2“– regt der Einspeise-UMZ E1 in beiden Stufenan und startet t 1 und t 2. Von einem AbgangA1-A3 kann keine Einspeisung auf den Fehler erfolgen.Damit gibt es kein Blockiersignal. Im Einspeise-UMZläuft die Zeit t 2 ab und löst denLeistungsschalter nach 50 ms aus. Der Sammelschienenfehlerist damit innerhalb kurzer Zeit abgeschaltet,das Fehlerausmaß ist begrenzt. Zusammenfassung:Bei Einfachsammelschienen mit einer Einspeisungund definierten Abgängen – über die keine Rückspeisungerfolgt – ist die Rückwärtige Verriegelungein wirksamer schneller Sammelschienenschutz.Ein zusätzlicher Geräteaufwand ist nichterforderlich, weil die SIPROTEC-Geräte dieseFunktion in der Grundstufe integriert haben. Zubeachten ist hierbei, dass Motorabgänge beimSammelschienenfehler als Generator auf den Fehlereinspeisen können und damit nicht immer alsdefinierter Abgang zu betrachtet sind. Varianten:Bei einer Gerätekommunikation mit Ethernet-Busund IEC 61850 kann das Blockiersignal über dieBusverbindung erfolgen.Natürlich kann die Rückwärtige Verriegelungauch angewendet werden wenn statt dem UMZein Distanzschutz eingesetzt wird.224Printed in GermanyKGK 01.05 2.0 224 De 101116/6101D6341

HaftungsausschlussWir haben den Inhalt der Druckschrift auf Übereinstimmungmit der beschriebenen Hard- undSoftware geprüft. Dennoch können Abweichungennicht ausgeschlossen werden, so dass wir fürdie korrekte Funktion der beschriebenen Applikationenin einer Anlage keine Gewähr übernehmenkönnen.CopyrightCopyright © Siemens AG 2004. All rights reserved.Weitergabe und Vervielfältigung dieser Unterlage,Verwertung und Mitteilung ihres Inhalts ist nichtgestattet, soweit nicht ausdrücklich zugestanden.Zuwiderhandlungen verpflichten zu Schadenersatz.Alle Rechte vorbehalten, insbesondere fürden Fall der Patenterteilung oder GM-Eintragung.Eingetragene MarkenSIPROTEC, SINAUT, SICAM und DIGSI sindeingetragene Marken der SIEMENS AG. Die übrigenBezeichnungen in diesem Handbuch könnenMarken sein, deren Benutzung durch Dritte fürderen Zwecke die Rechte der Inhaber verletzenkönnen.Weitere Applikationsbeispiele finden Sie im Internet: www.siprotec.de

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