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Integrierte Schaltanlagensimulation

01 Ende-to-Ende-Prüfung eines verteilten Schutzsystems für eine Dreibein-Leitung

01 Ende-to-Ende-Prüfung eines verteilten Schutzsystems für eine Dreibein-Leitung

02 Die erste Generation von digitalen Relais

02 Die erste Generation von digitalen Relais

03 Einstellsoftware für ein modernes digitales Relais

03 Einstellsoftware für ein modernes digitales Relais

04 Automatisierte Prüfung einer in der Impedanzebene visualisierten Distanzschutzfunktion

04 Automatisierte Prüfung einer in der Impedanzebene visualisierten Distanzschutzfunktion

05 Simulation realer Szenarien mithilfe von Prüfsoftware und deren Netzsimulation

05 Simulation realer Szenarien mithilfe von Prüfsoftware und deren Netzsimulation

Schutzprüfungen sind eine wichtige Voraussetzung, um die Zuverlässigkeit und Stabilität des Schutzes von Stromnetzen zu gewährleisten. Die Ansätze zur Prüfung von Schutzgeräten haben sich mit der Ablösung elektromechanischer Geräte verändert, da sich auch der Schutz mit den modernen digitalen (numerischen) Relais weiterentwickelt hat. Mittels Prüfsoftware lässt sich heute das Schutzsystem im Ganzen anhand eines simulationsbasierten Ansatzes prüfen.

Der Schutz des Stromnetzes ist ein integraler Bestandteil der elektrischen Energieversorgung, der für den sicheren und zuverlässigen Betrieb des gesamten Netzes unerlässlich ist. Schutzvorrichtungen überwachen ständig den Zustand des Primärsystems und erkennen sofort einen fehlerhaften Zustand, zum Beispiel einen Kurzschluss an einem Anlagenteil.
Innerhalb des Primärnetzes sind Leistungsschalter installiert, die auch hohe Fehlerströme unterbrechen und somit den fehlerhaften Teil des Stromnetzes abschalten können. Leistungsschalter werden durch Schutzrelais ausgelöst, sobald ein Fehlerzustand erkannt wird. Entsprechend wichtig ist der korrekte Betrieb des Schutzsystems: es muss einerseits im erforderlichen Moment auslösen und andererseits Fehlauslösungen vermeiden.
Zudem sollte der Schutz des Stromnetzes in der Lage sein, den Fehlerzustand innerhalb des Primärsystems so zuverlässig wie möglich zu lokalisieren und nur jene Leistungsschalter auslösen, die zur Isolierung des fehlerhaften Teils des Netzes erforderlich sind. Der Schutz muss also selektiv auslösen, damit nicht betroffene Anlagenteile in Betrieb bleiben.
Zusätzlich ist der Schutz des Stromnetzes redundant ausgelegt, um die Zuverlässigkeit zusätzlich zu erhöhen: Fällt ein einzelnes Schutzgerät aus, oder löst ein Leistungsschalter nicht wie erwartet aus, übernimmt der Reserve-Schutz die Funktion und versucht, den Fehler zu isolieren. Es wird sowohl lokale als auch entfernte Redundanz verwendet. Innerhalb eines Schutzgeräts können mehrere redundante Schutzfunktionen einen Reserve-Schutz bieten. Außerdem sind redundante Schutzgeräte parallel installierbar, zum Beispiel Haupt- und Reserve-Schutzrelais in der Höchstspannung.
Entfernte Schutzrelais bieten Reserve-Funktionen mit einer bestimmten Zeitverzögerung zum Auslösen eines benachbarten Leistungsschalters im Fall eines Leistungsschalterversagens oder einer Fehlfunktion des Relais, das näher am Ort des Fehlers liegt.
Schutzrelais sind sicherheitskritische Bauelemente im Stromnetz. Sie müssen rund um die Uhr aktiv sein und im Fehlerfall korrekte „Entscheidungen“ zur Auslösung eines Leistungsschalters in Echtzeit treffen. Es ist Aufgabe der Netzbetreiber, geeignete Maßnahmen zu ergreifen, den korrekten und zuverlässigen Betrieb der Schutzeinrichtungen zu gewährleisten. Der beste Ansatz ist die Prüfung von Schutzeinrichtungen durch Einspeisung simulierter Strom- und Spannungssignale, um das Verhalten des Relais zu beobachten und die korrekte Funktion aller Elemente zu überprüfen. Zusätzlich müssen die Netzbetreiber durch regelmäßige Wartungsprüfungen oder nach jeder Wiederinbetriebnahme einer Schutzeinrichtung, bei der die Schutzeinstellungen innerhalb der Relais geändert wurden, sicherstellen, dass die Schutzeinrichtungen weiterhin einwandfrei funktionieren.
Zweck der Schutzprüfung
Der Hauptzweck der Schutzprüfung besteht darin, den zuverlässigen Betrieb des Schutzsystems zu gewährleisten. Da Netzfehler nicht sehr häufig auftreten, kann das Verhalten von Schutzrelais unter solchen Bedingungen nur bei entsprechenden
Prüfungen im Detail beobachtet werden. Die Schutzprüfung erfolgt dabei in allen Phasen des Lebenszyklus eines Schutzsystems: bei der Entwicklung einer Schutzeinrichtung, bei seiner Fertigung, bei der Auslegung eines Schutzsystems, bei der Werksabnahme (FAT – Factory Acceptance Test) sowie der Abnahme vor Ort (SAT – Site Acceptance Test) und schließlich bei der Inbetriebnahme unmittelbar vor der ersten Zuschaltung. Darüber hinaus erfolgen Schutzprüfungen auch während der Betriebszeit, aus Wartungsgründen oder bei einer Wiederinbetriebnahme, wenn eine geringfügige Änderung am Schutzsystem vorgenommen wurde. Dabei sind die Prüfverfahren in den verschiedenen Phasen des Lebenszyklus unterschiedlich. Dabei ist das Ziel jeglicher Prüfungen, Fehler im Schutzsystem zu erkennen und mit dem effizientesten und kostengünstigsten Ansatz spätere Fehlfunktionen zu vermeiden.
Schutzsysteme im Wandel der Zeit
Die Schutzsysteme wurden im Lauf der Zeit immer weiter entwickelt von elektromechnischen über elektrostatische bis hin zu digitalen Relais (Bild 2). Bei elektromechanischen Relais lag der Schwerpunkt der Prüfung auf der Einstellung von Einstellwerten für einzelne einphasige Elemente, wie dem Ansprechwert eines Überstromelements. Sie mussten regelmäßig geprüft werden, um die sich mit der Zeit verändernden Einstellungen zu korrigieren und mechanische Wartungsarbeiten durchzuführen.
Die Herausforderungen bei der Prüfung digitaler Relais ergeben sich durch die Vielzahl von multifunktionalen Elementen und Einstellparametern, die bei der Inbetriebnahme zu verifizieren sind. Hintergrund: Die Entwicklung digitaler Relais fand parallel zur rasanten Entwicklung der Computertechnologie statt. Immer mehr Schutzelemente wurden in ein einzelnes Relais integriert, wobei die zunehmende Rechenleistung ein paralleles Arbeiten in Echtzeit ermöglichte. Die Relaishersteller waren damit in die Lage, neue und anspruchsvollere Schutzfunktionen in ihre Geräte zu implementieren, indem sie die Software weiterentwickelten. Die diversen Schutzfunktionen enthielten individuelle Eigenschaften, wie unterschiedliche Formen von Impedanz-Zonen für den Distanzschutz, die entsprechend den Anforderungen der zu schützenden Primäranlage angepasst werden konnten. Dies führte schließlich zu den multifunktionalen und hochflexiblen digitalen Schutzrelais, die sich für eine Vielzahl von Schutzanwendungen eignen.
Die verschiedenen Optionen numerischer Relais werden über individuelle Einstellparameter gesteuert, die je nach Schutzanwendung zu konfigurieren sind. Deshalb bieten die Relaishersteller Software-Tools für PC an, mit denen sich die Parameter konfigurieren, Einstellungen verwalten und abschließend die gesamten Einstelldaten über eine Punkt-zu-Punk-Verbindung in die Geräte laden lassen (Bild 3).
Prüfen digitaler Schutzrelais
Parallel zu den numerischen Relais wurden passende Schutzprüfgeräte entwickelt. Heute werden 3-Phasen-Schutzprüfgeräte eingesetzt, die in der Lage sind, anspruchsvolle Prüfgrößen für Ströme und Spannungen (unabhängig von der Netzfrequenz und mit beliebiger Wellenform) einzuspeisen, wobei die Prüfung über eine PC-Prüfsoftware gesteuert wird. Fortschrittliche Schutzelemente bedürfen dynamischer Prüfsequenzen, die einen Übergang von einem Vor-Fehlerzustand (keine Last oder stationärer Lastfluss) in einen fehlerhaften Zustand simulieren. Mit solchen dynamischen Schüssen ist es beispielsweise möglich, die Auslösezeiten aller sich überlappenden Distanzzonen zu prüfen, ohne dass innere Zonen deaktiviert werden müssen. Die Prüfgeräte messen dann die Reaktionen des zu prüfenden Relais über mehrere Binärkontakte, wodurch sich das korrekte Verhalten der einzelnen Schutzelemente beurteilen lässt. Es können beispielsweise einzelne Startkontakte (Testkontakte) für die verschiedenen Elemente verwendet werden, wobei alle verschiedenen Elemente parallel arbeiten und nur das schnellste mit dem Auslösesignal bewertet werden kann.
Zusätzlich bietet eine solche Prüfsoftware dem Schutzprüfer mehr Komfort. Beispielsweise kann er die Prüfergebnisse mit visualisierten Relaiskennlinien beurteilen und auswerten (Bild 4). Einer der wesentlichen Vorteile ist die Automatisierung der Prüfabläufe. Damit lässt sich auch eine detaillierte Liste von Prüfpunkten ohne Benutzerinteraktion in kurzer Zeit ausführen. Dies ermöglicht eine gründliche Prüfung mit einer guten Prüfabdeckung aller Schutzfunktionen auf effiziente Weise. Fortschrittliche Prüfsoftware bietet zudem vorkonfigurierte Prüfvorlagen für die unterschiedlichen Relaistypen der jeweiligen Hersteller, die sich automatisch an die individuellen Einstellungen des Relais anpassen (ein automatischer Import der Relaiseinstellungen aus der Relaiseinstellungssoftware in die Prüfsoftware ist ebenfalls möglich).
Vom einzelnen Schutzgerät zum Schutzsystem
Der nächste Entwicklungsschritt hin zu digitalen Umspannwerken war die Einführung der Kommunikationstechnologie zum Schutz des Stromnetzes. Die Anwendung der Norm IEC 61850 ermöglicht den einfachen Aufbau von Schutzsystemen aus mehreren einzelnen Kommunikationsgeräten und ist interoperabel zwischen den verschiedenen Relaisherstellern. In modernen Umspannwerken nutzen digitale Schutzrelais, sogenannte Intelligent Electronic Devices (IED) nach IEC 61850, Ethernet-basierte Netzwerkverbindungen, um Informationen zwischen Schutzfunktionen in Echtzeit (zum Beispiel über „GOOSE“-Meldungen) auszutauschen.
Mit untereinander kommunizierenden Schutzeinrichtungen lassen sich zuverlässigere und selektivere Schutzkonzepte umsetzen. Beispielsweise ist es für den Leitungsschutz mit Signalvergleich möglich, jeden Fehler auf der Leitung in Schnellzeit auszulösen, selbst wenn er sich außerhalb der Reichweite von Zone 1 von einem Ende aus befindet, indem er die über den Kommunikationskanal des Signalvergleichs gesendete Information vom entfernten Ende nutzt. Der Schutz des Stromnetzes wird dabei auf mehrere Relaisgeräte verteilt, sowohl innerhalb einer einzelnen Unterstation als auch in verschiedenen Schaltfeldern und durchgängig über die Kommunikation zwischen den Unterstationen.
Zudem werden moderne digitale Schutzgeräte immer leistungsfähiger. Sie sind in der Lage, immer mehr Schutzfunktionen oder -elemente in Echtzeit zu verarbeiten. Und die Flexibilität in ihrer Funktionalität kann genutzt werden, um individuelle Schutzsysteme mit eigener Logik und spezifischen Schutzkonfigurationen und -einstellungen zu realisieren. Schutzgeräte integrieren auch die Funktionalität der Stationsautomatisierung und sind parallel als Steuergerät für die Stationsautomatisierung einsetzbar.
Prüfung ganzer Schutzsysteme
Für ein verteiltes Schutzsystem ist es erforderlich, gleichzeitig Prüfgrößen in die einzelnen Relaisgeräte einzuspeisen. Dazu werden mehrere lokal verteilte Schutzprüfgeräte verwendet (für eine Ende-zu-Ende-Prüfung an einem Leitungsschutz befinden sie sich in verschiedenen Unterstationen). Für die synchronisierte Einspeisung lassen sich Schutzprüfgeräte via GPS-Uhren zeitsynchronisieren. Für die Durchführung der Prüfung müssen jedoch beide Prüfgeräte (oder alle an einem Multi-End-Set-up beteiligten Prüfgeräte) auf den jeweiligen Prüfschritt abgestimmt sein und sinnvolle Prüfgrößen für alle Enden einspeisen, die zu einem bestimmten Prüfszenario passen. Daher ist die Umsetzung mit einer einzigen Schutzprüfsoftware, die mehrere Prüfgeräte von einem einzigen PC aus steuern kann (Bild 1), effizienter und weniger fehleranfällig als eine manuell koordinierte Prüfung. Eine solche Prüfung mit mehreren Prüfgeräten kann auf alle Schutzsysteme angewendet werden, die mehr als ein Relais umfassen, sei es für End-to-End oder auch nur innerhalb einer Unterstation auf mehrere IED verteilt, zum Beispiel ein verteilter Sammelschienenschutz mit einzelnen Feldgeräten für jeden Abgang.
Simulation realer Szenarien
Die Prüfung einzelner Schutzelemente, wie sie früher für elektromechanische Relais durchgeführt wurde, wird bei komplexen Schutzsystemen umständlich. Außerdem deckt sie nicht die tatsächlichen Ursachen möglicher Fehler im Schutzsystem auf, da eine korrekte Relaiseinstellung, die in ein numerisches Relais geladen wird, meist dazu führt, dass sich das einzelne Element wie erwartet verhält. Dennoch kann das gesamte Schutzsystem mit unerwarteten oder fehlerhaftem Verhalten unter realen Bedingungen reagieren.
Ein Prüfansatz, der auf der Simulation eines Modells des geschützten Primärenergiesystems basiert, eröffnet hier wesentlich mehr Möglichkeiten, eventuelle Fehler im Schutzsystem zu finden. Mit einer Prüfsoftware, in der die Schutzprüfer das Primärsystem einfach mit einem grafischen Editor modellieren (ähnlich wie bei einer Netzberechnungssoftware), lässt sich eine gute Abdeckung aller wichtigen Prüffälle erreichen, ohne zu viele einzelne Prüfschritte ausführen zu müssen (Bild 5).
Zusätzlich ermöglicht eine transiente Simulation des Energieversorgungssystems auch das Prüfen neuer Schutzalgorithmen. Hierzu gehören die Betrachtung und Auswertung transienter Signale und hochfrequenter Phänomene, die mit einer herkömmlichen Einspeisung von stationären Signalen oder Signalen mit Netzfrequenz einfach nicht mehr geprüft werden können.
Integrierte Schaltanlagensimulation
Ein weiteres Problem bei FAT, SAT und der Inbetriebnahme eines komplexen Schutzkonzepts ist das Prüfen eines vernetzten Gerätesystems, bei dem noch nicht alle Geräte verfügbar sind. Ein einzelnes Feld mit mehreren IED, die mit IED aus anderen Feldern oder sogar mit solchen von entfernten Unterstationen kommunizieren, lässt sich nur mit allen angeschlossenen IED gleichzeitig oder durch Simulation des Kommunikationsverhaltens von entfernten IED prüfen. Erweitert man die Idee eines Prüfsystems, das das Primärenergiesystem um die Simulation von IED erweitert, führt das zu einer Simulationsumgebung für ein Umspannwerk, die für alle Stufen bei der Inbetriebnahme eines Schutzsystems skalierbar ist. Prüfungen, die während der Prüfung von Einzelfeldern mit simulierten Kommunikationspartnern durchgeführt werden, lassen sich dann auch während der Gesamtinbetriebnahme mit allen zu prüfenden IED wiederverwenden.
Zusammenfassung
Schutzgeräte haben sich von elektromechanischen Relais zu modernen digitalen IED entwickelt. Dennoch werden für die Prüfung von Schutzrelais teilweise noch Verfahren angewandt, die aus dem elektromechanischen Zeitalter stammen. Bei komplexen digitalen Schutzsystemen kann die Qualität der Prüfung verbessert werden, indem man sich mehr auf die Prüfung des gesamten Systems mithilfe eines simulationsbasierten Prüfansatzes konzentriert, der reale Fehlerszenarien auf die zu prüfenden Schutzrelais anwendet. Für FAT-, SAT- und Inbetriebnahmeprüfungen von Schutzsystemen während des gesamten Lebenszyklus, wird eine integrierte Schaltanlagensimulation, die auch noch nicht verfügbare IED simulieren kann, die Produktivität und Effizienz der Schutzprüfung verbessern. Omicron Electronics bietet für die unterschiedlichen Prüfanforderungen die passende Lösung an. (ih)

Dipl.-Ing. Thomas Hensler ist Softwareentwickler im Bereich Prüflösungen für Schutz- und Messsysteme sowie verantwortlich im Produktmanagement von Anwendungssoftware für die Schutzprüfung bei Omicron Electronics. thomas.hensler@omicronenergy.com.at

Dipl.-Ing. Thomas Hensler ist Softwareentwickler im Bereich Prüflösungen für Schutz- und Messsysteme sowie verantwortlich im Produktmanagement von Anwendungssoftware für die Schutzprüfung bei Omicron Electronics. thomas.hensler@omicronenergy.com.at