SIGNALVERGLEICH – DIE DETAILS

Das Distanzschutzprinzip beruht grundsätzlich im Wesentlichen auf folgenden Schritten:

1 Strom- / Spannungsmessung
2 Filterung und Bestimmung der Schleifenimpedanz zwischen Messstelle und Fehlerstelle einschließlich der Richtung (vorwärts / rückwärts)
3 Auswertung der messrelevanten Parameter (Reaktanz / Impedanz)
4 Vergleich mit den eingestellten Stufenkennwerten
5 Entscheidung über das grundsätzliche Auslöseverhalten (Auslösung / keine Auslösung)
6 ggf. möglichst schnelle Befehlsabgabe an die Auslöseorgane (i. a. Leistungsschalter)

Bei diesen Schritten treten folgende Ungenauigkeiten auf:

Wandlerungenauigkeiten bei Stromwandlern

Wenn durch einen ungünstigen Eintrittszeitpunkt des Fehlers im Fehlerstrom Gleichstromglieder auftreten, besteht bei Stromwandlern die Gefahr der Sättigung mit abgeminderten Strömen auf der Sekundärseite.

Wandlerungenauigkeiten bei Spannungswandlern

Die normativen Festlegungen für die Genauigkeit der Spannungswandler erstrecken sich lediglich auf den Bereich der Betriebsspannungen; allerdings ist das Verhalten der Spannungswandler bis auf den Bereich kleiner Spannungen mit guter Näherung linear. Bei sehr kleinen Spannungen nimmt wegen der S-Form der Magnetisierungskennlinie der magnetische Fluss stark ab, und die belastete Sekundärspannung ist unterproportional.

Bestimmung der sekundären Schleifenimpedanz

Die schutzrelevante „Impedanz“ ist für 50-Hz-Größen definiert, d. h., es muss aus dem Gesamtsignal die Grundschwingung durch geeignete Algorithmen herausgefiltert werden, und diese Filterung kostet Zeit und bringt Genauigkeitsverluste mit sich. Die Genauigkeit der Impedanzmessung steigt mit der Zeit: Sehr kurze Auslösezeiten, d. h. auch sehr kurze Messzeiten, beeinflussen die Messgenauigkeit negativ.

Stufenkennwerte

Bei den eingestellten Leitungsparametern ist für die Phase-Phase-Fehler in der Regel grundsätzlich ein Fehler durch die Angabe der spezifischen bzw. (nach Messungen) Schleifenimpedanz gegeben, da als „Leitungsimpedanz“ die Mitimpedanz festgelegt ist: Bedingt durch den unsymmetrischen Freileitungs-Aufbau haben die einzelnen Leiterschleifen (L1-L2, L2-L3, L3-L1) verschiedene Werte, sodass hier in der Regel ein Mittelwert genommen wird. Für Leiter-Erde-Fehler (L1-E, L2-E, L3-E) ergibt sich eine weitere Ungenauigkeit aus der Variabilität der Rückleitung über zu den aktiven Phasenleitern parallelen leitenden Strukturen (Erdseil, Kabelschirme, metallische Einbauten, gleichzeitig geerdete Parallelleitungen usw.). Schutztechnisch beginnt die Entfernungsmessung an den „eigenen“ Spannungswandlern und endet an gegenüberliegenden Strom- bzw. Spannungswandlern. Die Leitungslänge lt. GIS nimmt auf diese Definition keine Rücksicht: Besonders beim Schutz von Freileitungen deckt sich die „Leitungslänge“ daher nicht mit der schutztechnischen Betrachtung.

Auslöse-Entscheidung

Da der Distanzschutz einem Abschaltabschnitt zugeordnet ist („unit protection“), muss trotz der vorgenannten Ungenauigkeiten in der Fehlerortsbestimmung eine klare Auslöse-Entscheidung getroffen werden. Bekanntermaßen wird hierbei für die erste Staffelstufe das 85% (90%)-Kriterium angewendet. Der Nachteil für die verbraucherrelevante Power Quality besteht bei der durchgängigen Anwendung des 85%-Kriteriums darin, dass Fehler in den Endlagen vermaschter Netze für die Dauer der zweiten Zeitstaffelstufe bestehen bleiben. Somit führen 2 x 15 % = 30 % aller Fehler zu kurzfristig längeren Spannungseinbrüchen mit den bekannten unerwünschten Folgen (Ausfall von Steuerungen usw.). All diese Einflüsse führen zu Ungenauigkeiten bei der Bestimmung der Fehlerstelle, trotzdem sollte jeder Fehler auf dem zu schützenden Leitungsabschnitt möglichst schnell abgeschaltet werden.

GRUNDSÄTZLICHE LÖSUNGSANSÄTZE DES SIGNALVERGLEICHS

Mittels Signalvergleichsverfahren lassen sich die Auslösezeiten für Fehler in den Endlagen der Leitungen deutlich herabsetzen: Dabei tauschen die Schutzeinrichtungen, die einem Schutzbereich zugeordnet sind, Informationen aus. Bei allen Signalvergleichsverfahren wird vorausgesetzt, dass aus der Gegenstation ein Nutzsignal und kein Störsignal eintrifft. Die Logik ist aus systemischer Sicht trivalent:

• Aussage (z. B. „vorwärts“) richtig ODER
• Aussage (z. B. „vorwärts“) falsch ODER
• Aussage (z. B. „vorwärts“) nicht möglich (schwache Einspeisung, Signalstreckenstörung, Schutzstörung, …)

Aufgrund der Vielfalt der Kombinationen ergibt sich – auch historisch durch Patentansprüche bedingt – eine Vielzahl von Logiken, die sich in folgende Kategorien einordnen lassen. Dabei gibt es drei grundsätzliche Verfahren:

1 Direkte Fernauslösung - unmittelbare Auslösung des Gegenendes bei Eintreffen des Signals

2 Freigabe- Verfahren - Verknüpfung der Information aus der Gegenstation zu Freigabe-Kriterien

3 Blockier-Verfahren - Verknüpfung der Information aus der Gegenstation zu Sperr-Kriterien

Die Modifikationen der Verfahren für den Fall einer Signalstrecken-Störung werden in der vorliegenden Betrachtung nicht näher beschrieben.

DIREKTE FERNAUSLÖSUNG

Bei der direkten Fernauslösung wird die sichere Fehlerortsentscheidung an die Gegenstation übertragen und führt unmittelbar zur Auslösung des Leistungsschalters. In der englischen Nomenklatur wird dieses Verfahren als „Intertripping“ oder „Direct Tripping – DT“ bezeichnet.

Vorteil:

• einfaches Konzept
• schnell, da keine weiteren logischen Verknüpfungen nötig sind
• unabhängig von der Funktion der gegenüberliegenden Schutzeinrichtung
• wirksam auch bei schwacher Einspeisung („weak infeed“)

Nachteil:

• Ein falsches Signal während des Betriebes unterbricht die Leistungsübertragung
• bei der Überprüfung der Signalübertragung Gefahr von Fehlauslösungen
• keine beschleunigte Auslösung bei Störung der Signalübertragung im Fehlerfall

FREIGABE-VERFAHREN

Bei der folgenden Kurzbeschreibung wird ein Blindleistungsfluss von der Station A („eigene Station“) in Richtung Station B („Gegenstation“) vorausgesetzt. Beim Freigabe-Verfahren wird die sichere Fehlerortsentscheidung der „eigenen“ Station A an die Gegenstation B übertragen und gibt dort – zusätzlich zur Voraussetzung für die lokale Freigabe in der Gegenstation stets aktivierten ersten Staffelstufe – die Auslösung des Leistungsschalters frei. Voraussetzung für die lokale Freigabe in der Gegenstation sind gewisse Entscheidungsparameter in deren Schutzeinrichtung. Diese können einzeln oder kombiniert sein (Auswahl):

• Vorwärtsrichtung, d. h. Blindleistungsfluss von der Station B in Richtung Station A
• Erfüllung eines erweiterten Entfernungskriteriums, z. B., dass der Fehler, von B nach A gesehen, in der zweiten Staffelstufe liegt
• Anregung durch Strom- / Spannungskriterien. Dazu lassen sich heranziehen: Überstrom / Überstrom – Unterspannung / Unterimpedanzanregung 

In der englischen Nomenklatur wird dieses Verfahren als „Permissive Underreach Transfer Tripping – PUTT“ bezeichnet. Die deutschsprachigen Bezeichnungen sind nicht einheitlich (Freigabeverfahren / indirekte Fernauslösung/ …).
Beispiel: Anhand der Abb. 1 wird die Funktionsweise am Beispiel der Freigabe mittels Anregekriteriums gezeigt.

Es wird ein Fehler an der Stelle F im kritischen Bereich (Nähe der Station A) mit einem Kurzschluss oder Erd-(Kurz-)Schluss angenommen. Bei einer zweiseitigen Einspeisung löst die Schutzeinrichtung R1 in der „eigenen Station“ A sofort aus. Gleichzeitig sendet sie das Freigabesignal über die Strecke S (Sender) → ÜK (Übertragungskanal) → E (Empfänger) an die Gegenstation B. Dort erfolgt in der Schutzeinrichtung R2 die logische Verknüpfung mit der dortigen Anregung Z_A, und diese löst den Leistungsschalter LS2 aus.
Als Hauptnachteil in der Netzpraxis gilt der systembedingte Funktionsausfall für den Fall der schwachen Einspeisung („weak infeed“): Wenn nämlich aus der Station B („von hinten“) kein Fehlerstrom zur Fehlerstelle F fließt, weil z. B. im Stich gefahren wird oder wenn bei einem Fehler nahe B der Leistungsschalter in B geöffnet ist („offener Leistungsschalter am fernen Ende“) oder gar keine Verbindung mit dem übrigen vermaschten Netz vorhanden ist, dann regt die Schutzeinrichtung in B nicht an und es erfolgt keine Freigabe. 

Vorteil:

• einfaches Konzept
• Störungen in der Signalübertragung beeinflussen nicht in negativer Weise die Auslösung der stets aktivierten ersten Staffelstufe
• Ein falsches Signal während des Betriebes unterbricht die Leistungsübertragung nicht
• bei der Überprüfung der Signalübertragung keine Gefahr von Fehlauslösungen

Nachteil:

• eine beschleunigte Auslösung bei schwacher Einspeisung („weak infeed“) oder offenem Leistungsschalter in der Gegenstation
• bei Signalausfall keine schnelle Auslösung
• Die logischen Verknüpfungen benötigen, je nach Relais-Technologie, Zeit
• keine beschleunigte Auslösung bei einseitiger Einspeisung

Für den Fall eines offenen Leistungsschalters kann das von A in B eintreffende Signal unter dieser Bedingung zurückgesendet („gespiegelt”) werden, woraufhin die Schutzeinrichtung in A auch bei einem Fehler am Leitungsende beschleunigt auslöst.
Eine weitere Besonderheit stellt die u. U. nötige Einführung einer transienten Blockierung (engl.: „Transient Blocking” - TB) dar: Wenn bei einem externen Fehler durch sequentielle Abschaltung sich die Richtung der Blindleistungsströme ändert, kann es vorkommen, dass wegen Laufzeiten und Rückfallverzögerungen noch ein Freigabesignal der Gegenstation ankommt, während in der „eigenen” Station schon die geänderte Richtung erkannt wird und die entsprechende logische Verknüpfung eine Auslösung freigibt. Hier hilft die Verlängerung der Sperre der einmal getroffenen Logikentscheidung (transiente Blockierung).
Eine Subvariante stellt das Verfahren der Zonenerweiterung dar. Hierbei wird bei Eintreffen des Freigabesignals die Reichweite der ersten Stufe auf Überrreichweite (z. B. 130 %) erhöht und es erfolgt eine neue Bewertung der Fehlersituation.
In der englischen Nomenklatur wird dieses Verfahren als „Zone Extension - ZE” bezeichnet. Die deutschsprachigen Bezeichnungen sind nicht einheitlich (Übergreifschaltung / Reichweitenumschaltung / ...).

BLOCKIER-VERFAHREN

Beim Blockier-Verfahren ist die erste Stufe jeder Schutzeinrichtung überreichend, z. B. auf 130 % der „eigenen” Leitungslänge eingestellt. Die zugeordnete Auslösezeit ist etwas angehoben, z. B. auf 0,15 s. Diese Stufe löst stets mit dieser angehobenen Grundzeit aus, vorausgesetzt, es trifft k e i n Sperrsignal von der Gegenstation ein. Die Kurzzeitverzögerung ergibt sich aus der Tatsache, dass das Eintreffen eines allfälligen Sperrsignals auf jeden Fall abgewartet werden muss.