Transformatoren und Schaltanlagen

Evolution der Schaltanlagen Schaltanlagendesign im 20. Jahrhundert und heute Hans-Erik Olovsson, Sven-Anders Lejdeby

Hundert Jahre sind nichts im Vergleich zu der Zeit, die der Mensch schon auf der Erde existiert. In technischen Dimensionen hingegen sind sie eine Ewigkeit. Als ABB vor etwa 100 Jahren ihre erste Schaltanlage entwickelte, ahnte noch niemand, wie sich das Design der Schaltanlagen verändern würde. Die Leistungsschalter waren damals sperrig und kompliziert und mussten ständig überwacht und häufig gewartet werden. Doch im Laufe des 20. Jahrhunderts wurden immer neue Technologien entwickelt, die eine Steigerung der Kapazität und Zuverlässigkeit, eine Reduzierung des Wartungsaufwands sowie Verbesserungen im Hinblick auf Größe, Geschwindigkeit und Automatisierung der Anlagen ermöglichten. Eine bedeutende Entwicklung war die Einführung von gasisolierten Schaltanlagen (GIS) in den 1960er Jahren. Dank der kleineren und kompakten Geräte konnten die Ausmaße einer herkömmlichen luftisolierten Schaltanlage um fast 90 % reduziert werden. In den 1970er Jahren wurde der herkömmliche elektromechanische Schutz durch einen statischen Schutz (mit Operationsverstärkern) ersetzt. Weitere Innovationen haben zur Entwicklung der aktuellen nummerischen Steuerungs- und Schutzsysteme geführt, die mehrere Funktionen und Aufgaben abdecken und über digitale Technologien mit anderen Systemen kommunizieren. Seit einiger Zeit sind Energieversorgungsunternehmen zudem in der Lage, Schaltanlagen aus der Ferne zu betreiben und zu steuern, ohne dass Personal vor Ort erforderlich ist. Dazu stehen vorprojektierte, vorgefertigte und modularisierte Schaltanlagen in verschiedenen luft- und gasisolierten Konfigurationen zur Verfügung, die kurze Lieferzeiten und eine hohe Installationsqualität gewährleisten.

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ls man vor etwa 100 JahEine Trennfunktion ist zwar 1 Einpolige Sammelschienenkonfigurationen: Doppelsammelschiene a , ren die Elektrifizierung erforderlich, doch aufgrund mit Umgehungsschiene b , 1½-Leistungsschalter- c und 2-Leisbegann, waren die elektriihrer Wartungsanforderuntungsschalter-Anordnung d . a und b sind auf Wartbarkeit, c und d schen Netze nicht besonders gen haben sich Trennschalauch auf Fehlerbegrenzung ausgelegt. zuverlässig. Die Leistungster als wenig praktikabel, a b schalter wurden manuell begeschweige denn wirtschaftC A dient, waren elektrisch komlich erwiesen. Mittlerweile B A pliziert und mussten häufig gibt es verschiedene SchaltB gewartet werden. Ausfälle gerätekonzepte für luftisoaufgrund von Wartungsarbeilierte Schaltanlagen (AIS), ten waren eher die Regel als die ohne Trennschalter ausc d A die Ausnahme. Die Erfindung kommen, da die TrennfunkA des Trennschalters hat zweition entweder auf oder in felsohne viel zur Verbesseden Leistungsschalter interung der Verfügbarkeit dieser griert wurde 2 . Dadurch B wird nicht nur die Verfügelektrischen Netze beigetraB barkeit der Schaltanlage gen. Bei den damals verwenerhöht, sondern auch deren deten einpoligen KonfiguraPlatzbedarf um etwa die tionen war der Leistungsschließlich die 1½-LeistungsschalterHälfte reduziert. Die Auswirkung einer schalter von vielen Trennschaltern und 2-Leistungsschalter-Systeme ( 1c Umstellung von einer traditionellen umgeben, damit der Leistungsschalter und 1d ) entwickelt. Lösung für eine luftisolierte 400-kVgewartet werden konnte, während Schaltanlage in 1½-Leistungsschalterbenachbarte Teile der Anlage in Der Wartungsbedarf heutiger LeisAnordung mit entsprechenden LeisBetrieb blieben. Diese Überlegung tungsschalter ist wesentlich geringer tungs- und Trennschaltern zu einer führte zur Entwicklung der Doppelals bei den frühen Modellen. So beLösung mit kombinierten Trenn-/Leissammelschienenkonfiguration mit und trägt das Wartungsintervall von ABB tungsschaltern ist in 3 dargestellt. Zu ohne Umgehungsschiene ( 1a und 1b ). Neben der besseren Wartbarkeit den Vorteilen eines geringeren PlatzSF6-Leistungsschaltern zum Beispiel 15 Jahre (während andere Primärwurden einpolige Konfigurationen bedarfs gehören niedrigere Kosten geräte nach dieser Zeit bereits außer gewählt, um die Auswirkungen von beim Ankauf und der Erschließung Betrieb gesetzt werden müssen). Primärfehlern zu begrenzen (z. B. des Baugrundstücks, eine einfachere Bei Freiluft-Trennschaltern hingegen wenn der gewöhnliche LeistungsschalNachrüstung bestehender Anlagen beträgt das Wartungsintervall noch ter bei einem Primärfehler an einem und eine geringere Umweltbelastung immer vier bis fünf Jahre in Gegenden abgehenden Objekt nicht öffnet oder infolge des geringeren Materialaufmit geringer oder gar keiner Verbei einem Fehler in der Sammelschiewands und der damit verbundenen schmutzung. Erheblich höher ist der ne). Bei den in 1a und 1b dargestellten Umweltverschmutzung. Konfigurationen würde diese Art von Wartungsaufwand, wenn der Schalter Fehler zum Ausfall aller Objekte an Moderne Messwandler natürlicher Verschmutzung (z. B. durch der Sammelschiene führen. Um solche Messwandler geben Informationen Sand oder Salz) oder industrieller Auswirkungen zu begrenzen ohne die über die Primärströme und -spannunVerschmutzung ausgesetzt ist. Wartbarkeit zu gefährden, wurden gen an die Sekundärsysteme (Schutz-, 2

Innovative Schaltanlagenmodule von ABB mit integrierter Trennfunktion

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Combined

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PASS

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Compass

d

Compact

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Auswirkung der Umstellung von traditionellen Leistungs- und Trennschaltern in einer 400-kV-Schaltanlage (links) auf eine kombinierte Lösung. Man beachte den deutlich geringeren Platzbedarf.

Freier Raum Trennschalter

Leistungsschalter

Stromwandler

Freier Raum

Höhere Verfügbarkeit! Geringere Umweltbelastung! Niedrigere Kosten! Geringerer Platzbedarf!

Trennschalter

72 m

60 m

103 m 160 m

Steuerungs- und Messsysteme) weiter. Früher waren dies große Transformatoren aus Isoliermaterial, Kupfer und Eisen, die auch zur Versorgung der elektromechanischen Sekundärsysteme dienten. Heute werden die nummerischen Sekundärsysteme von einer separaten Spannungsquelle (z. B. einer Batterie) gespeist. Dank der Fortschritte auf dem Gebiet der Lichtwellenleitertechnik können die alten, großen Messwandler heute durch faseroptische Sensoren ersetzt werden. Dabei werden die Strom- und

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Spannungswerte in digitale, faseroptische Signale umgewandelt und an die Sekundärsysteme übertragen. Durch die Verwendung von optischen Sensoren statt der traditionellen Messwandler können die Kosten und der Platzbedarf einer Schaltanlage weiter reduziert und gleichzeitig flexiblere und sicherere Sekundärsysteme ermöglicht werden. Unsichtbare Schaltanlagen

Nicht nur die Technologie der Schaltanlagen hat sich in den letzten 100

Eine wahrhaft unsichtbare Schaltanlage: Der Wasserfall kühlt und verdeckt das Brummen des Leistungstransformators a , Befragung der Anwohner zu einem geplanten Projekt b , unterirdische gasisolierte Schaltange c . b

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Jahren drastisch verändert, sondern auch deren Aussehen. Viele Anlagen (sog. Unterstationen) wurden ursprünglich in Randgebieten von Städten errichtet, wo das Aussehen eine untergeordnete Rolle spielte. Doch bedingt durch das Wachstum der Städte liegen viele dieser Anlagen mittlerweile im Stadtbereich, und Anwohner fühlen sich durch das Erscheinungsbild der Anlage und das Brummen der Leistungstransformatoren gestört. Daher werden Unterstationen heute in Gebäuden untergebracht, die sich harmonisch in die Umgebung einfügen und somit „unsichtbar“ werden. Dies wurde durch die Verringerung der Stellfläche – 40–50 % bei luftisolierten und 70–80 % bei gasisolierten Innenraumanlagen – erheblich vereinfacht. Die Unterbringung der Betriebsmittel im Innenraum erhöht zudem die Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit der Station, da die Gefahr von Primärfehlern durch Tiere und atmosphärische oder industrielle Verschmutzung bei luftisolierten Anlagen deutlich geringer ausfällt und bei gasisolierten Anlagen gleich null ist. Außerdem ist eine Fernüberwachung des Gebäudes möglich, d. h. die Anlage muss nicht so häufig kontrolliert werden. Ferner sind die Stationen gegen Einbruch geschützt, und das störende Brummen der Transformatoren wird deutlich reduziert. Im Zentrum von Städten, in denen überirdische Anlagen dieser Art nicht erlaubt sind, werden auch unterirdische GISAnlagen eingesetzt, die die Station wirklich unsichtbar machen 4 . Zwei wichtige Aspekte, die Ingenieure beim Bau neuer Stationen in Stadtgebieten berücksichtigen müssen, sind die Größe und die Sicherheit. Angesichts der Grundstückpreise sollte die benötigte Stellfläche für eine solche Station so klein wie möglicht gehalten werden. Hinzu kommt, dass für Unterstationen in bewohnten Gebieten höhere Sicherheitsstandards gelten. Um diese besonderen Anforderungen zu erfüllen und gleichzeitig individuelle Anforderungen berücksichtigen zu können, hat ABB das sog. URBANKonzept für Innenraumschaltanlagen bis 170 kV entwickelt, bei dem innovative Systeme aus dem aktuellen ABB-Produktportfolio zum Einsatz kommen. Abhängig von den jeweiliABB Technik 1/2008

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Eine vorgefertigte Schaltanlage vom Typ MALTE: die alte Station a , die neue Station b und das Innere der neuen Station mit dem Leistungstransformatormodul (Mitte), dem Hochspannungsmodul (rechts) und dem Mittelspannungsmodul mit den Sekundärsystemen (links)

a

gen Isolationsanforderungen können sowohl luft- als auch SF6-isolierte Module spezifiziert werden. Vorgefertigte Innenraumanlagen

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tungstransformatormoduls eingehängt wird. Ein Mittelspannungsmodul (MS-Modul), dessen Innenraum-Schaltgeräte in Schaltschränken untergebracht sind. Dieses Modul enthält die Relais-, Steuerungs- und AC/DCHilfssysteme für die gesamte Station. Wie das HS-Modul wird auch dieses am Transformatormodul eingehängt.

Sekundärsystem

Wie die Primärsysteme haben sich auch die Sekundärsysteme von Schaltanlagen im Laufe der Jahre verändert. So wurde die manuelle Bedienung zum Beispiel durch ein ausgeklügeltes Informationsmanagement ersetzt. Zu den Aufgaben des Sekundärsystems einer modernen Schaltanlage 6 gehören: Schutz und Überwachung der Primärsysteme Lokaler und dezentraler Zugriff auf die Netzbetriebsmittel Lokale manuelle und automatische Funktionen Kommunikationsverbindungen und Schnittstellen innerhalb des Sekundärsystems Kommunikationsverbindungen und Anbindung an Netzmanagementsysteme

Vorgefertigte Schaltanlagenmodule ermöglichen nicht nur eine schnelle und einfache Installation vor Ort, wodurch sich die Gasamtdauer des Projekts und die Störung der Anwohner verringern, sondern auch eine höhere Lieferqualität, da die gesamte Prüfung Neben der geringen Stellfläche und vor dem Versand im Werk durchgekurzen Montagezeit bietet MALTE führt werden kann. Ein Beispiel hierim Vergleich zu herkömmlichen für ist MALTE, eine Verteilnetz-SchaltLösungen folgende Vorteile: höhere anlage mit Transformatorengrößen bis Verfügbarkeit durch Unterbringung 16 MVA. MALTE besteht aus vorgeferder Betriebsmittel im Innenraum; tigten Modulen, die vor dem Versand geringere Kosten für Wartung und im Werk getestet werden. Die PrimärKontrollen; die Station einschließlich und Sekundärverkabelung zwischen der Fundamente kann schnell demonden Modulen ist so vorbereitet, dass tiert und verlagert werden; sie ist diese schnell angeschlossen werden umweltfreundlich und bietet eine hohe können. Die Montage und Prüfung Sicherheit für Personal und Dritte. vor Ort dauert etwa eine Woche, dann ist die Anlage 6 Aufbau eines modernen Steuerungs- und Schutzsystems einsatzbereit. Mit rund 100 m² benötigt MALTE 5 weniger FernEngineeringkommunikation Stations-MMS als ein Drittel der Stellfläche Arbeitseiner luftisolierten Freiluftumgebung Stationsebene GPS anlage. Die Anlage besteht aus drei Hauptmodulen: Ein Leistungstransformatormodul bestehend aus dem Stationsbus (LAN) Haupttransformator, einem IEC 61850-8-1 vorgefertigten Fundament, das gleichzeitig als ÖlSteuerung Steuerung Steuerung Schutz & Schutz & Schutz wanne fungiert, Wänden und einem Dach Feldebene Ein Hochspannungsmodul (HS-Modul) mit einem ausProzessbus (LAN) tauschbaren 52-kV-COMIEC 61850-9-2 PACT-Leistungsschalter. ProzessProzessProzessProzessebene Für dieses Modul ist kein schnittstelle schnittstelle schnittstelle Fundament erforderlich, da es an der Seite des LeisABB Technik 1/2008

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Alle diese Funktionen werden durch ein Stationsautomatisierungssystem (SAS) realisiert, das programmierbare Sekundärgeräte – sog. intelligente elektronische Geräte (IED) – zur Umsetzung der Steuerungs-, Überwachungs-, Schutz- und Automatisierungsaufgaben beinhaltet. Solche IEDs können für ein oder mehrere Schaltfelder verwendet werden, bieten unabhängige Schutzfunktionen für jeden Abzweig, können extrem schnelle Berechungen in Echtzeit ausführen, z. B. um Abschaltsignale auszulösen, 37

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Vorfertigung der Relais- und Steuerungssysteme: Prüfung der kompletten Ausrüstung im Werk und die fertige Anlage im Betrieb c

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sind zwar als kombinierte Schutzund Steuergeräte konzipiert, können aber auch als separate Steuer- oder Schutzgeräte fungieren, können mit allen anderen IEDs kommunizieren. Um die Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit des SAS zu erhöhen, kann das Schutzsystem redundant ausgeführt werden. Für eine vollständige Redundanz müssen sämtliche IEDs und das dazugehörige Versorgungssystem (z. B. die Stromversorgung) doppelt vorhanden sein, damit beide Systeme unabhängig voneinander funktionieren. Vorfertigung

Die Vorfertigung und -prüfung der Stationsautomatisierung wird immer mehr zur Norm bei modernen Schaltanlagen. Das System wird in einzelnen Abschnitten geliefert, die alle erforderlichen Funktionen für einen Teil des Primärsystems beinhalten. Vor Ort werden diese Abschnitte dann einfach über Lichtwellenleiter miteinander verbunden 7 . Zu den Vorteilen der Vorfertigung gehören: Niedrigere Gesamtkosten durch optimierte Fertigung und Prüfung Höhere Qualität durch die vollständige Prüfung der Module im Werk und den Versand mit fertiger Verdrahtung Deutliche Reduzierung des Zeitaufwands vor Ort, da ein Großteil der Montage und Prüfung vor dem Versand durchgeführt wird Vorgefertigte Module eignen sich sowohl für Neubau- als auch für Nachrüstprojekte Einfachere Nachrüstung mit kürzeren Ausfallszeiten durch den Aus38

, Transport der Module zum Standort

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tausch komplett vorgefertigter Gebäude

eine gemeinsame Datenbank genutzt werden, auf die beide Partner zugreifen.

Kommunikation

Eine effektive und schnelle Kommunikation zwischen den IEDs ist in einem SAS von entscheidender Bedeutung. Viele Jahre wurde bei den von ABB gelieferten Schaltanlagen eine nummerische Kommunikation verwendet, doch durch den Mangel an standardisierten Protokollen war die Effizienz der SAS begrenzt und eine Nutzung von ABB-IEDs mit nicht-ABB-IEDs war nur eingeschränkt möglich. Um dieses Problem zu beseitigen, hat ABB die Entwicklung der IEC 61850 als Standard für die Schaltanlagenkommunikation aktiv unterstützt [1].

In Zukunft werden die Primärsysteme in Schaltanlagen noch stärker integriert und kompakter sein, während sämtlich Mess- und Sekundärfunktionen über Lichtwellenleiter realisiert werden. Mit anderen Worten: Tonnen von Porzellan, Kupfer und Eisen werden durch einige wenige faseroptische Verbindungen ersetzt. Dies wird den Lieferprozess für Schaltanlagen weiter beschleunigen, ihren Platzbedarf weiter verringern und ihre Umweltverträglichkeit weiter erhöhen.

Moderne Unterstationen werden meist dezentral betrieben, wobei die Kommunikation zwischen der Anlage und der Leitstelle über ein Weitbereichsnetzwerk (WAN) erfolgt. Neue Freileitungen und Starkstromkabelverbindungen werden heute mit Lichtwellenleitern ausgestattet, die die Kommunikation mit dem Schutzsystem und dem WAN ermöglichen. Blick in die Zukunft

In den vergangenen 100 Jahren hat die westliche Welt den Schritt vom Industriezeitalter zum Informationszeitalter vollzogen. Eine ganze Reihe faszinierender Ideen – insbesondere das World Wide Web – haben die Lebens- und Arbeitsweise der Menschen nachhaltig verändert. Für Unternehmen wie ABB ist der Kontakt mit den Kunden durch das Internet wesentlich einfacher und schneller geworden. So kann bei der Durchführung von Projekten zum Beispiel

Hans Erik Olovsson Sven-Anders Lejdeby ABB Power Systems, Substations Västerås, Schweden [email protected] [email protected]

Literaturhinweis [1] ] Frei, C., Kirrmann, H., Kostic, T., Maeda, T., Obrist, M.: „Geschwindigkeit & Qualität“, ABB Technik 4/2007, S. 38–41

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