SAMMELSCHIENEN­DIFFERENTIALSCHUTZ - GRUNDLAGEN

Abb. 1 Beispiele von Schaltanlagenkonfigurationen [4] 

GRUNDPRINZIP

Grundsätzlich wird die Stromsumme betrachtet, die im Normalbetrieb aufgrund der Balance von eingehenden und abgehenden Strömen annähernd null ist.

Tritt jedoch ein Sammelschienenfehler auf, nimmt der Strom in den einspeisenden Feldern zu und die Stromsumme ist ungleich null – siehe Abb. 2.

Abb. 2 Grundprinzip

Die hier zur Vereinfachung als reine Verbraucher dargestellten Felder mit den Strömem  I₂ und I₃ können real Kabelfelder sein, die im Kurzschlussfall die Richtung ändern.

D. h., es handelt sich um einen Stromvergleich aller Felder einer Schaltanlage. Der von null abweichende Summenstrom wird als Differentialstrom bezeichnet.

Abb. 3 Typische Auslösekennlinie stabilisierter Differentialstrom-Algorithmus [4]

Abb. 4 Checkzone über Gesamtanlage 

Die Checkzone umfasst sämtliche Leitungsabgänge der Sammelschiene, während die Trennerstellungen nicht berücksichtigt werden. Die Messungen der Kupplungen werden grundsätzlich nicht berücksichtigt.

Abb. 5 Auslöselogik mit Phasenvergleich

Abb. 6 Charakteristik des Phasenvergleichsalgorithmus zur Festlegung der Energieflussrichtung [4]

WANDLERSÄTTIGUNG

Um Fehlauslösungen durch Wandlersättigung zu verhindern, wurden verschiedene Methoden entwickelt. Nachfolgend werden beispielhaft einige beschrieben:

MAXIMALVERLÄNGERUNGSPRINZIP

Das Maximalverlängerungsprinzip ist eine Methode für die zusätzliche Verarbeitung von Stromsignalen, damit Schutzalgorithmen selbst bei Sättigung von Stromwandlern Fehler unabhängig voneinander erfassen können [4]. Bei dieser Methode wird der im Abtastfenster erfasste Maximalwert verwendet, wenn ein Stromwandler gesättigt ist. Durch die Verlängerung des Maximalwerts wird das Signal so kompensiert, dass die bestmögliche Annäherung des Phasenwinkels und der Amplitude an das ungesättigte Signal erreicht wird – siehe Abb. 7:

Abb. 7 Maximalverlängerungsprinzip bei Stromwandlern [4]

Bei der Zeit t₀ handelt es sich um das Intervall zwischen dem letzten Nulldurchgang vor Erfassung des Maximalwerts und dem Ende des Verlängerungszeitraums. Bei einer Netzfrequenz von 50 Hz beträgt diese Zeit 12,5 ms (10,4 ms bei 60 Hz). Die Anstiegszeit vom Nulldurchgang bis zum Maximalwert ist als t_a definiert. Der Unterschied zwischen t₀ und t_a ist die Zeit t_h, die dann die Zeit darstellt, um die der Maximalwert im Abtastfenster verlängert wird. Je länger die Zeit t_a ist, desto kleiner ist der Wert, um den der Maximalwert verlängert wird.  

SÄTTIGUNGSERKENNUNG DURCH ZEITDISKRIMINIERUNG

Eine weitere Methode stellt die Sättigungserfassungsprinzip dar, die in Abb. 8 dargestellt ist. Es ist Teil der Software in der Feldeinheit. Abb. 8.a zeigt einen sinusförmigen Verlauf des Wandlerstroms in dem Primärstrom I₁ und bezogener Wandlersekundärstrom I₂ gleichförmig sind. Das gleichgerichtete Signal wird wie bei einer Kondensatorentladung gefiltert und gewichtet – siehe Verlauf I_c. Durch Vergleich der beiden Größen in der Art I_c > │I₂ │erhält man das Sättigungssignal SAT als binären Zeitverlauf.

Man erkennt in Abb. 8a, dass bei diesem Verfahren auch bei sinusförmigen Verläufen ein Sättigungssignal generiert wird. Da sich beim Auftreten des Sättigungssignals der Strom im Bereich des Nulldurchgangs befindet und die Amplitude klein ist, hat diese Überfunktion keine negativen Auswirkungen.
Abb. 8b zeigt, dass bei gesättigtem Stromverlauf I₁ ≠ I₂ die Zeit, in der das SAT-Signal erzeugt wird, dem Grad der Sättigung entsprechend deutlich größer ist. Da dieses Sättigungssignal mit jeder Abtastung neu überprüft wird, ist eine Schutzblockierung stets nur im gesättigten Teil des Stromverlaufs bzw. nahe dem Stromnulldurchgang gegeben [3].

a. ohne Sättigung und kurzem SAT-Signal    b. mit Sättigung und langem SAT-Signal
Abb. 8 Stromverlauf ohne und mit Sättigung [3]  

ERDSCHLUSSBEHANDLUNG

Für die Erfassung von Erdschlüssen muss dem System der sekundäre Erdschlussstrom zugeführt werden oder eine Berechnung möglich sein. Dies geschieht klassisch: 

• bei isolierten oder kompensierten Netzen mit Hilfe von Summenstromwandlern – siehe Abb. 9a
• bei starr und niederohmig geerdeten Netzen mit der Summenstrom-/Holmgren-Schaltung – siehe Abb. 9a
• bzw. alternativ die geräteinterne Berechnung von 3I_o aus der vektoriellen Summe der Phasenströme – siehe Abb. 9b

a. Summenstromwandler bzw. Holmgren      b. Interne Berechnung von 3I_o
Abb. 9  Erdschlussstromerfassung [4]  

Dabei ist zu berücksichtigen, dass bei Stromsummierung eine Wandlersättigung auftreten kann, die zu instabilen Zuständen und Fehlauslösungen führen kann – siehe Abb. 10:

Abb. 10  3I₀ im Fall von Stromwandler-Sättigung bei einem 2-phasigen Fehler L1-L2 [4] 

Aus diesem Grund sollte der empfindliche Erdschluss-Differentialschutz nur benutzt werden, wenn alle Stromwandler demselben Standard entsprechen.

Außerdem sind die Stromanregewerte entsprechend zu wählen bzw. wird der Erdschluss im Algorithmus speziell behandelt.   

EMPFINDLICHER ERDSCHLUSSDIFFERENTIALSCHUTZ (EEF)

Prinzipiell arbeitet diese vom Phasenschutz unabhängige Schutzstufe erst oberhalb des minimalen Ansprechwerts I_DE>2 gemeinsam mit der eingestellten Neigung der Stabilisierungskennlinie (kE2). Gleiches gilt für die separate Checkzonen-Kennlinie mit den entsprechenden CZ-Werten – siehe Abb. 11.

I_DE>2        Minimaler Ansprechwert des Zonendifferentialelementes

I_DECZ>2 Minimaler Ansprechwert des Checkzonen-Differentialelementes

I_EH, I_ECZ      Haltestrom bzw. Checksumme aus der Betragssumme der entsprechenden I_E

KE2          Kennliniensteigung für die Zone

kECZ        separat einstellbare Kennliniensteigung für die Checkzone (siehe auch Absatz „Checkzonenschutz für Freigaben“) 

Abb. 11 Kennlinie des empfindlichen Erdschlussdifferentialschutzes [6]

Wenn sich ein Fehler, z. B. durch einen Doppelerdschlussfehler, zu einem Leiterfehler entwickelt, ist es wichtig, dass die Erdschlusskennlinie abgeschaltet wird und die Hauptschutz-Kennlinie wie in Abb. 3 wirkt.

Deshalb wird der Schutz unter- bzw. oberhalb eines einstellbaren Ansprechwerts „EEF-Blockade“ ein- bzw. ausgeschaltet – siehe

Abb. 12. Dieser Wert wird normalerweise auf den minimalen Leiter-Leiter-Kurzschluss-Strom eingestellt. Um Fehlfunktionen bei Stromwandlersättigung zu verhindern, wird der Schutz um 20 ms verzögert.

Der Vorteil der separaten Kennlinie liegt in der Möglichkeit, den EEF-Schutz gegenüber dem Hauptschutz durch geringere Kennlinienneigung empfindlicher zu stellen.

Abb. 12 Kennlinie bei Blockierung des empfindlichen Erdschlussschutzes [6]

Eine häufig angewandte Methode kann die Aktivierung der empfindlichen Kennlinie über die Verlagerungsspannung U₀ sein. Dies kann über ein externes Binärsignal erfolgen oder über Ausgangssignal einer integrierten Spannungsschutzfunktion. 

ABBILD DER SAMMELSCHIENENABSCHNITTE

Zur korrekten Bildung der Zonen-Stromsummen müssen die vorhandenen Abschnitte einer Schaltanlage mit Hilfe der Schaltzustände der einzelnen Felder im Schutzsystem abgebildet werden und als Zonen definiert werden.

Abb. 13 Abbild der Sammelschienenabschnitte als Schutzzonen einer Schaltanlage 

TRENNERHILFSKONTAKTE

Die Hilfskontakte der Trenner werden mit den Binäreingängen der Feldeinheiten verbunden und steuern so den Status des Sammelschienenabbilds im digitalen Sammelschienenschutz. Für jeden Trenner muss ein potentialfreier Arbeitskontakt und ein potentialfreier Ruhekontakt zur Verfügung stehen. Der Arbeitskontakt signalisiert den Trennerzustand „EIN“ und der Ruhekontakt den Trennerzustand „AUS“. Während des Schließens muss der Arbeitskontakt geschlossen sein, bevor der Hauptkontaktabstand des Trenners seinen Funkenüberschlagpunkt erreicht. Ebenso darf sich der Arbeitskontakt während des Schließens nicht öffnen, bevor der Hauptkontaktabstand des Trenners seinen Funkenüberschlagpunkt überschreitet.

Wenn dies nicht der Fall ist, d. h., der Kontakt signalisiert vorab den Zustand „nicht mehr geschlossen“, signalisiert der Ruhekontakt eventuell nicht den Zustand „AUS“, bevor der Funkenüberschlagpunkt überschritten ist. In solchen Fällen kann auf „Nicht AUS = EIN entschieden werden. D. h., der Trenner wird vom System weiterhin als geschlossen betrachtet und lediglich eine Alarmmeldung abgesetzt.

Abb. 14 Schaltsequenz der Hilfskontakte zur Steuerung des Sammelschienenabbilds [4]

Tab. 1 Trennerabbild mit beispielhafter Alarmbehandlung [4]

AUSFALL DER TRENNERHILFSSPANNUNG

Ein Ausfall der Abfragespannung der Trennerhilfskontakte liefert eine Stellungsantivalenz wie im Beispiel „Nicht AUS = EIN“ zuvor. Wird die Trennerhilfsspannung einem Binäreingang zugeführt, so kann die Speicherung der Trennerstellung vor Ausfall dieser Spannung parametriert werden – siehe Tab. 1. Der Schaltzustand des Trenners darf nach Ausfall der Trennerhilfsspannung nicht mehr geändert werden (etwa im Handbetrieb), da es sonst zu Fehlauslösungen kommen kann [3].

SCHALTERVERSAGERSCHUTZ (SVS)

Der Leistungsschalter stellt das letzte und gleichzeitig wichtigste Element innerhalb des Schutzsystems dar. Der Zweck des SVS ist es, die richtige Aktion auszuführen, falls der Leistungsschalter beim Ausführen eines Auslösebefehls versagen sollte. Dies umfasst sowohl das Auslösen der die Fehlerstelle umgebenden Leistungsschalter, welche sich in der Regel in derselben Anlage befinden, als auch gegebenenfalls das Auslösen von Leistungsschaltern an der Gegenseite von Leitungen, die sogenannte direkte Schaltermitnahme.

Das Prinzip des Schalterversagerschutzes, kurz SVS, basiert auf der Überwachung der Zeitspanne, in der ein Fehler nach der Ausgabe eines Auslösebefehls an den Leistungsschalter besteht. D. h., die Anregung des SVS wurde durch die Hauptschutzfunktion freigegeben, z. B. durch den Abgangsschutz [5].

ZEITSTAFFELUNG EINES EIN- ODER ZWEISTUFIGEN SVS

Die Anregung von Zeitglied t₁ erfolgt durch Überstrom und ein Signal aus dem Hauptschutz. Nach Ablauf der für t₁ festgelegten Zeit und der internen Verarbeitungszeit ta1 erfolgt ein zweiter Auslöseversuch des Leistungsschalters. Nach Ablauf von t₁ wird ebenfalls das Zeitglied t₂ angeregt. Falls der Leistungsschalter auch nach Ablauf der für t₂ festgelegten Zeit und der internen Verarbeitungszeit t_a2 nicht auslöst, werden die umliegenden Leistungsschalter per Mitnahmeschaltung ausgelöst.

Abb. 16 Fall 1: Auslösung Leistungsschalter [5]

Fall 2: Reserve-Auslösung durch SVS

Die Überstromfunktion und ein von der Hauptschutzfunktion ausgehendes Anregungssignal regen das Zeitglied t₁ an. Auf dem Leistungsschalter tritt ein Fehler auf, die Auslösung schlägt fehl, und die Überstromfunktion wird nicht zurückgesetzt. Nach Ablauf der für Zeitglied t₁ eingestellten Zeit und der internen Verarbeitungszeit t_a1 erfolgt ein zweiter Auslöseversuch des Leistungsschalters, der diesen vor Ablauf der für Zeitglied t₂ eingestellten Zeit erfolgreich auslöst. Die Stromfunktion wird zurückgesetzt. Es erfolgt keine Mitnahmeauslösung der umliegenden Leistungsschalter (SVS t2) – siehe Abb. 17.

Abb. 17 Fall 2: 2. Auslösung auf Spule 2 des feldeigenen Leistungsschalters durch Stufe 1 [5]

Fall 3: Mitnahmeauslösung der umliegenden Leistungsschalter durch SVS

Die Überstromfunktion und ein von der Hauptschutzfunktion ausgehendes Anregungssignal regen das Zeitglied t₁ an. Auf dem Leistungsschalter tritt ein Fehler auf, sowohl die Auslösung als auch die Reserve-Auslösung schlagen fehl, und die Überstromfunktion wird nicht zurückgesetzt. Nach Ablauf der für die Zeitglieder t₁ und t₂ eingestellten Zeiten und der internen Verarbeitungszeit t_a2 erfolgt die Mitnahmeauslösung der umliegenden Leistungsschalter, um den Fehler zu isolieren – siehe Abb. 18. Dies geschieht, indem das Signal an die Zentraleinheit geht, welche die betroffene Sektion entsprechend dem Trennerabbild abschaltet. D. h., für die anderen ausgelösten Feldeinheiten ist dies eine Sammelschienenschutzauslösung. Die Fernauslösung der Gegenseite der Leitung kann so konfiguriert werden, dass sie entweder nach Ablauf der für t₁ oder der für t₂ eingestellten Zeit erfolgt.

Abb. 18 Fall 3: Mitnahmeauslösung Leistungsschalter durch Stufe 2  [5]

KUPPLUNGSSCHUTZ

Bei Schaltanlagen mit Längs- oder Querkupplung und nur einem Stromwandler in der Kupplung – siehe Abb. 4 – werden die digitalisierten Phasenströme an beide Sektionsfunktionen der Zentraleinheit übermittelt. Die normierten Strommesswerte werden dabei einmal normal und einmal invertiert für die Stromsummenbildung zur Verfügung gestellt. Der Einbauort des Wandlers ist die physikalische Grenze für Fehler in den angrenzenden Sektionen. Bei einem Fehler in der sogenannten toten Zone zwischen Wandler und Leistungsschalter werden die Strommesswerte nach einer einstellbaren Zeit unterdrückt. Per Einstellparameter „Zeitverzögerung“ wird dabei die Öffnungszeit in Abhängigkeit von der eingekoppelten Leistungsschalterstellung berücksichtigt.

Somit ist für diesen Fehlerfall gewährleistet, dass auch die den Fehler speisende Sektion entsprechend zeitverzögert ausgelöst wird. Hingegen werden bei einer Kupplung mit zwei Wandlersätzen die Ströme beider angrenzenden Sektionen überlappend erfasst und bei einem Fehler zwischen einem der Wandler und Leistungsschalter zeitgleich ausgelöst – siehe grau schraffierter Bereich im Beispiel zentraler SS-Schutz in Abb. 20. Beim dezentralen SS-Schutz wird je Wandler eine Feldeinheit eingesetzt und die Kupplungsfunktion wird mittels Softwareparameter „Kupplungsfunktion EIN/AUS“ deaktiviert [3].

ENDFEHLER-/TOTZONENSCHUTZ

Diese oftmals als Option in der Feldeinheit verfügbare Funktionalität dient der Handhabung eines Fehlers auf dem Endstück zwischen Leistungsschalter und Wandler im Leitungsabzweig. Dieser Bereich wird v. a. im englischen Sprachraum auch als Totzone – dead zone – bezeichnet. Der Endfehlerschutz wird je nach Situierung des Wandlers im Leitungsabzweig in zwei Konfigurationen ausgeführt – siehe Abb. 19.

WANDLER LEITUNGSSEITIG

Bei Abzweigen, die den Leistungsschalter wie in Abb. 19 unten im Schutzbereich des Sammelschienenschutzes haben, wird folglich auch ein Fehler, der zwischen Wandler und Leistungsschalter auftritt, wie ein Sammelschienenfehler behandelt. Der Leitungsschutz und/oder bei entsprechender Kommunikation der Schalterversagerschutz lösen sodann den entfernten Leistungsschalter aus. Bei offenem Leistungsschalter vor Fehlereintritt kann mit der Funktion „Endfehler“ eine Auslösung des Sammelschienenschutzes verhindert werden, indem wie bei der Kupplungsfunktion bei offenem Leistungsschalter der Strom im Abzweig ausgeblendet wird.

Abb. 19 Leitungs- und schienenseitige Wandlerpositionierung

WANDLER SCHIENENSEITIG

Bei Einbau des Wandlers zwischen Sammelschiene und Leistungsschalter liegt ein Fehler zwischen Wandler und Leistungsschalter grundsätzlich außerhalb des Schutzbereiches des Sammelschienenschutzes – siehe Abb. 19 unten. Zunächst wird ein solcher Fehler vom Abzweigschutz erkannt. Der Schalterversagerschutz schaltet sodann selektiv die den Fehler speisende Sammelschienensektion ab. Ist jedoch der Leistungsschalter vor Fehlereintritt offen, so regt der Abzweigschutz u. U. nicht an. Damit für diesen Fall nicht die Auslösezeit des Abzweigreserveschutzes abgewartet werden muss, wird so wie bei der Kupplungsfunktion in der Schutzfunktion „Endfehler“ der Abzweigstrom ausgeblendet. Dies erfolgt in Abhängigkeit von der Leistungsschalterstellung und mit einer einstellbaren Verzögerung. Im Gegensatz zur Funktion in der Kupplung wird hierbei grundsätzlich das Prinzip der Check-Zone umgangen [3].

ZENTRALE UND DEZENTRALE SYSTEME 

Prinzipiell gibt es 2 Arten von Einrichtungen: zentrale und dezentrale Systeme. 

ZENTRALER SAMMELSCHIENENSCHUTZ

Bei den zentralen werden alle Feldstromwandler und Schalterzustandsmeldungen auf eine Einheit, die aus mehreren Modulen bestehen kann, verdrahtet – siehe Abb. 20. In dieser werden alle nachfolgend beschriebenen Aufgaben eines Sammelschienenschutzsystems zentral abgearbeitet. Diese Systeme eignen sich je nach Hersteller für Schaltanlagen mit bis zu 4 Zonen und bis zu 21 Feldern.

Abb. 20 Beispiel für zentralen Sammelschienenschutz mit 5 Feldern und 2 Zonen [7] 

DEZENTRALER SAMMELSCHIENENSCHUTZ

Für größere Anlagen werden die Feldströme und Schalterzustandsmeldungen an dezentrale Geräte, auch als Kombi-Schutzgeräte mit Steuerfunktion und weiteren Schutzfunktionen, in den Feldern oder separaten Sammel-Schränken angebunden – siehe Abb. 21.

FELDGERÄTE

Diese sind somit jeweils einem Abzweig zugeordnet und erfüllen für den Sammelschienenschutz diejenigen Funktionen, die an die Peripherie verlagerbar sind. Alle abzweigbezogenen Größen wie

• Ströme,
• Trennerstellungen,
• Auslöse- und Meldekontakte

sind der jeweiligen Feldeinheit zugeordnet. Zusätzlich sind zumindest 

• eine Sättigungserkennung,
• eine Reserveüberstrom- und
• eine Schalterversagerschutzfunktion integriert

Abb. 21 Beispiele für dezentralen Sammelschienenschutz [4]

ZENTRALGERÄT

Die Feldgeräte sind über Lichtwellenleiter mit einer Zentraleinheit verbunden. Dessen Hauptaufgabe ist der Aufbau des Anlagenabbildes und die Ableitung der Auslösesignale von den Stromsummen. Ein Beispiel für die Aufgabenteilung zwischen Zentraleinheit und Feldgeräten zeigt Abb. 22.

Abb. 22 Beispiel einer detaillierten Funktionsübersicht eines dezentralen Systems [3] 

VERBINDUNGSKONFIGURATIONEN

Wie bei Lichtwellenleiterverbindungen üblich, gibt es verschiedene Arten der Konfiguration: 

• Sternkonfiguration – siehe Abb. 21
• Ringkonfiguration – siehe Abb. 23

Die Ringkonfiguration bietet den Vorteil der Datenstromumleitung, falls eine Lichtwellenleiterstrecke unterbrochen ist (LWL-Bruch oder Problem an der Schnittstellenkarte)

Abb. 23 Beispiel für Signalwege im Normalbetrieb einer Ringkonfiguration (links) und Umleitung bei Unterbrechung beider Ringe (rechts) [3]

ZUSAMMENFASSUNG
Um den Anforderungen nach einer normativ geforderten, geringen Auslösezeit, der Aus-baufähigkeit und Flexibilität für verschiedenste Anlagenkonfigurationen nachzukommen, bieten Hersteller hochwertige zentrale und dezentrale Sammelschienenschutzsysteme an. Die prinzipiell einfach gestalteten, schnell arbeitenden Grundalgorithmen werden durch Maßnahmen wie Haltestrom-, Checksummenbildung und Sättigungserkennung gegen Fehlauslösungen stabilisiert.
Die Abbildung der Schaltzustände beinhaltet auch eine Handhabung bei nicht plausiblen Stellungsrückmeldungen und anlagenspezifischen Totzonen. Für Leistungsschalterversagen werden entsprechende Schalterversageralgorithmen und für geerdete Systeme separate Erdschlussfalgorithmen angeboten. Bei den dezentralen Systemen werden die Feldgeräte herstellerabhängig über Stern- oder Ring-Lichtwellenleiter-Verbindungen an ein Zentralgerät angebunden.

Quellen

1 EN 62271-203 Hochspannungs-Schaltgeräte- und -Schaltanlagen, gasisolierte metallgekapselte Schaltanlagen für Bemessungsspannungen über 52 kV
2 Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE, Leitfaden zum Einsatz von Schutzsystemen in elektrischen Netzen, FNN VDE, 2009
3 J. Schwarz, ELIN DRS-BB – Technisches Manual, Wien: VA TECH Elin, 2003
4 ABB AB, Produktdatenblatt Dezentraler Sammelschienenschutz REB500 8.2, Västerås, 2017
5 ABB AB, Technisches Handbuch Dezentraler Sammelschienenschutz REB500, Västerås, 2017
6 ALSTOM, Betriebsanleitung Digitaler Sammelschienen-Differentialschutz P74x/DE M/I65, ALSTOM, 2011
7 Schneider Electric, Easergy MiCOM P746 Numerical Busbar Protection P746/EN M/M82, Rueil-Malmaison, Frankreich, 2017
8 ABB AB, Sammelschienenschutz REB670 2.0 IEC, Västerås, 2017