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Technischer Bericht 

Netzstörung mit 

Versorgungsunterbrechung 

am 2. September 2004

Technischer Bericht zu der Netzstörung vom Donnerstag den 2. September 2004 2 

Inhaltsverzeichnis: 

1 ZUSAMMENFASSUNG .....................................................................................3 

2 STÖRUNGSABLAUF ........................................................................................6 

2.1 Netzzustand vor Fehlereintritt ............................................................................................ 6 

2.1.1 Betriebsmitteleinsatz (Kraftwerke in Betrieb) .................................................................... 7 

2.1.2 Lastaufteilung vor der Störung ......................................................................................... 8 

2.2 Netzwiederaufbau..............................................................................................................10 

2.3 Zeitliche Abfolge der Ereignisse im Rahmen der Stromstörung ......................................10 

2.4 Informationsfluss zwischen RWE und CEGEDEL .............................................................12 

3 TECHNISCHE ANALYSE DER EREIGNISSE.................................................. 14 

3.1 Entwicklung der Netzsituation unmittelbar vor der Störung ............................................14 

3.2 Auslösung der Saar-Nord-Leitung ....................................................................................14 

3.3 Auslösung der Osburg-Leitung.........................................................................................19 

3.3.1 Beschreibung der Schutzgeräte ..................................................................................... 19 

3.3.2 Schutzanregung durch Leistungspendelungen auf der Osburg-Leitung .......................... 20 

3.3.3 Auslösung der Osburg-Leitung durch Schutzüberfunktion .............................................. 22 

3.4 Auslösung der Kondelwald-Leitung..................................................................................23 

3.4.1 Schutzreaktionen/Aufzeichnungen ................................................................................. 23 

3.5 Erster Wiederzuschaltversuch ..........................................................................................27 

3.5.1 Stromflüsse/Spannungsverlauf ...................................................................................... 27 

3.5.2 Kraftwerk Vianden und Osburg-Leitung beim Einschaltversuch...................................... 29 

3.6 Zweiter Wiederzuschaltversuch ........................................................................................29 

3.7 Maßnahmen seitens CEGEDEL zur Sicherung der Versorgung .......................................31 

3.7.1 Kontakte zu RWE .......................................................................................................... 31 

3.7.2 Noteinspeisung über SOTEL ......................................................................................... 31 

3.7.3 Kontakte zu TWINerg..................................................................................................... 32 

3.7.4 Wiederherstellung der Normalschaltung zwischen CEGEDEL und SOTEL..................... 32 

3.8 Wiederversorgung der CEGEDEL .....................................................................................33 

3.9 Wiederversorgung des Raumes Trier / Eifel......................................................................34 

4 EINHALTUNG DER (N-1)-SICHERHEIT .......................................................... 36 

5 EINGELEITETE SOFORTMAßNAHMEN UND WEITERE KONSEQUENZEN .. 38 

6 ANLAGEN....................................................................................................... 39

Technischer Bericht zu der Netzstörung vom Donnerstag den 2. September 2004 3 

1 Zusammenfassung 

Am Donnerstag, den 2. September 2004, kam es um 16:51 Uhr im Höchstspannungsnetz 

der RWE Transportnetz Strom GmbH zu einer Netzstörung mit anschließender 

Versorgungsunterbrechung. Betroffen waren Gebiete in Rheinland-Pfalz sowie die öffentliche 

Stromversorgung von Luxemburg (siehe Abbildung 1). 

Betroffenes Gebiet 

Abbildung 1 : Darstellung des von der Netzstörung betroffenen Gebietes 

Nach Auswertung der Daten und umfassender Analyse konnten zwei voneinander 

unabhängige Ereignisse als Ursache der Störung ermittelt werden. Zunächst kam es in der 

220 kV-Leitung (kV = Kilovolt) „Saar-Nord“ von Diefflen nach Trier an einem etwa zehn 

Kilometer langen Leitungsabschnitt in der Nähe von Merzig (Saarland) zu einem Kurzschluss 

zwischen zwei Leiterseilen („2-poliger Fehler"), dessen Ursache nicht ermittelt werden 

konnte. Hinzu kam eine Überfunktion eines Schutzgerätes der 220 kV-Leitung „Osburg“ von 

Uchtelfangen nach Trier in der Station Trier-Quint, die zur Auslösung der Osburg-Leitung 

führte. Die Ursache der Überfunktion, bei der das Schutzgerät nach Anregung infolge einer

Technischer Bericht zu der Netzstörung vom Donnerstag, den 2. September 2004 4 

Leistungspendelung nicht wieder in den Ruhezustand zurückfiel, sondern die Leitung 

abschaltete, konnte trotz eingehender Laboruntersuchungen nicht geklärt werden. 

Da zum Zeitpunkt der Störung längerfristig geplante Wartungsarbeiten am 380/220-kV- 

Netzkuppeltransformator 41 in der Station Niederstedem in der Nähe von Bitburg 

stattfanden, kam es nach Ausfall der beiden Leitungen zu einer Überlast auf der letzt 

verbliebenen 220 kV-Leitung „Kondelwald“ von Weißenthurm nach Niederstedem, die 

daraufhin ebenfalls auslöste. 

Damit war das 220-kV-Netz in der Region Trier und in Luxemburg spannungslos und die 

Stromversorgung unterbrochen. Insgesamt betrug die ausgefallene Leistung auf deutschem 

Gebiet ca. 380 Megawatt (MW) und in Luxemburg ca. 480 MW. 

Die im Rahmen der Störungsaufklärung durchgeführte Analyse der Lastsituation zeigt, dass 

sich das Netz mit insgesamt drei zur Verfügung stehenden 220 kV-Leitungen auch bei 

ausgeschaltetem Transformator unmittelbar vor Eintritt der Störung am 2. September 2004 

um 16:51 Uhr in einem (n-1)-sicheren Zustand befand. Dies bestätigen sowohl die On-line 

Berechnungen als auch die Aufzeichnungen. 

Um 17:23 Uhr war nach der Zuschaltung der Kondelwald-Leitung die Störung des 

Höchstspannungsnetzes wieder behoben. Um 17:43 Uhr wurde die Osburg-Leitung wieder 

zugeschaltet. Nach Inspektion der Saar-Nord-Leitung, die keinen optischen Befund ergab, 

wurde diese gegen 21:13 Uhr wieder ans Netz geschaltet. Damit waren alle 220-kV- 

Leitungen wieder unter Spannung und die Normalschaltung des 220-kV-Netzes wieder 

hergestellt. 

Die Versorgung der Verteilungsnetze war in Luxemburg auf Grund eines anderen 

Schutzkonzeptes bereits mit der Behebung der Störung im Höchstspannungsnetz um 17:23 

Uhr wiederhergestellt. Die Verteilungsnetztransformatoren in Trier und in der Eifel wurden ab 

17:23 Uhr schrittweise wieder zugeschaltet. Dies geschah zum Teil manuell mit Hilfe der 

Ortssteuerungen in den Umspannanlagen. Die vollständige Wiederversorgung aller Kunden 

war gegen 21:24 Uhr abgeschlossen. 

CEGEDEL und RWE Transportnetz Strom haben nach Analyse des Störungsablaufs keine 

konzeptionellen oder betrieblichen Mängel in der Netzführung festgestellt. Die Störung gibt 

dennoch dazu Veranlassung, die Sicherheitsreserven und die betriebliche Flexibilität in der


betroffenen Netzregion mit Hilfe der auf Grund des prognostizierten Lastzuwachs in 

Luxemburg bereits geplanten Maßnahmen möglichst zeitnah zu erhöhen. Daher wird die 

geplante Netzverstärkung durch einen weiteren Netzkuppeltransformator in Niederstedem 

mit hoher Priorität weitergeführt. Darüber hinaus wird durch CEGEDEL auch geprüft, 

inwieweit eine veränderte Netztopologie durch Kopplung der Netze von CEGEDEL und 

SOTEL in Luxemburg zu einer weiteren Erhöhung der Versorgungssicherheit beitragen 

kann. 

Die Analyse des Netzwiederaufbaus zeigte, dass sich in einer solchen Situation die 

automatische Spannungsregelung mit Hilfe der Stufung von Transformatoren im Hinblick auf 

Wiedereinschaltprozesse zeitverzögernd auswirken kann. Um ein Durchlaufen der 

Stufensteller mit automatischer Endabschaltung zukünftig zu umgehen, werden die 

Fernsteuerfunktionen dahingehend erweitert, die automatische Trafostufung im Bedarfsfall 

blockieren zu können.


2 Störungsablauf 

2.1 Netzzustand vor Fehlereintritt 

Vor dem Fehlereintritt wurde die Stromversorgung in der Region um Trier und Luxemburg 

(Netzgruppe Trier) über folgende 220-kV-Leitungen sichergestellt: 

• Saar Nord-Leitung von Diefflen (Saarland) nach Trier 

• Osburg-Leitung von Uchtelfangen (Saarland) nach Quint 

• Kondelwald-Leitung von Weissenthurm (Rheinland-Pfalz) nach Niederstedem 

Eine weitere Möglichkeit zur Versorgung der Netzgruppe Trier, eine Einspeisung über den 

380/220-kV-Transformator Trafo 41 in Niederstedem, stand vor dem Fehlereintritt nicht zur 

Verfügung, da dieser in der Zeit vom 30.08.2004 bis einschließlich 10.09.2004 auf Grund 

längerfristig geplanter Instandhaltungsarbeiten planmäßig außer Betrieb war. Während 

dieser geplanten Freischaltung war dort die 380/220-kV-Netzkupplung geöffnet. 

O 

Weißenthurm 

W 

Metternich 

O 

Soonwald 

W 

SD 

2b 

Biblis 

1a 

O 

Kugelberg 

W 

SD 

421 

WEISSENTHURM 

211 

212 

1000 

+60° 

E 4,8kA 

1p 

SD 

Nette-O 

Tr.21 

Bandstahl 

Tr.22 

BANDSTAHL 

21 22 

KOBLENZ 

411 

Kelsterbach-W 

Neuwied-N 

NEUWIED 

211 212 

21 

BÜRSTADT 

Windesheim 

Roxheim-N 

41 42 

1000 

+60° 

45 

SD 

600 

21 

a/b 

21 

22 

1a 

2b 

Anilin 

3c 

4d 

28 29 

C 808 

Weingarten 

Roxheim-S 

NIEDERHAUSEN 

BASF W 210 

SD 

Enz-N 

BAULER 

SD 

Vianden 2b 

Vianden 1a 

Vianden 3c 

Vianden 4d 

Kondelwald 

Eifel 

WENGEROHR 

22 

21 

O 

Niederstedem 

W 

41 

Planmäßig ausser Betrieb 

1000 

NIEDERSTEDEM 

-60° 

TRIER 

21 

21 

22 

VIANDEN 

3/4/5 1/2 10 6/7 8/9 

O 

Selhausen 

W 

Roost - Bauler - S 

O 

Heisdorf-Trier-S 

21 

21 

a 

b 

QUINT 

Saar-N 

Heisdorf-Quint-N 

1a 

Dill.Hütte 

2b 

Nalbach 

W 

Obergr. 

DILLINGER HÜTTE 

DIEFFLEN 

SAARWELLINGEN 

OBERGRABEN 

21 22 22 

21 

O 

Uchtelfangen 

W 

O 

N 

S 

22 

Pfalz 

OTTERBACH 

21 

22 

21 22 23 24 

22 23 

25 A 727 21 

27 

W 235 

Bürstadt 

24 

Otterbach-N 

21 

22 

21 

HOMBURG 

ST. BARBARA 

Otterbach-S 

Osburg 

23 

S 

Ensdorf 

N 

ENSDORF 

SD 

3 

21 

22 23 

St. Avold 

Weiher 

-2b 

WEIHER 

C 

Barbara 

211 

421 

UCHTELFANGEN 

411 

412 

1000 

-60° 

SD 

Vigy-2-S 

Vigy-1-N 

VIGY 

KN21 

KN22 

KN21 

KN22 

W 

KN21 

KN22 

ST. AVOLD 

FLEBOUR 

ROOST 

HEISDORF 

220 kV 380 kV 

Abbildung 2: Netztopologie vor Störungsbeginn (Quelle: RWE) 

Darüber hinaus bestand die Möglichkeit, im Bedarfsfall zur Gewährleistung der (n-1)- 

Sicherheit die oben genannten 220-kV-Leitungen durch eine direkte Einspeisung in die


Netzregion aus dem Kraftwerk Vianden zu entlasten. Diese Einspeisung in die 

Umspannanlage Niederstedem war vertraglich vereinbart. 

Die Versorgung Luxemburgs erfolgte vor dem Fehlereintritt über folgende 220-kV-Leitungen 

aus dem Höchstspannungsnetz der RWE: 

• Leitung von Trier nach Heisdorf 

• Leitung von Quint nach Heisdorf 

• Leitung von Bauler nach Flebour 

• Leitung von Bauler nach Roost 

Die Netztopologie des Höchstspannungsnetzes dieser Region vor Eintritt der Störung zeigt 

Abbildung 2. 

2.1.1 Betriebsmitteleinsatz (Kraftwerke in Betrieb) 

Die Netzgruppe Trier wurde vor dem Fehlereintritt wie folgt versorgt (vgl. Abbildung 2): 

In den Umspannanlagen Weissenthurm und Uchtelfangen bestand jeweils eine Einspeisung 

aus der 380-kV-Ebene mittels eines Netzkuppeltransformators von 1000 MVA Nennleistung. 

In die 220-kV-Anlage Uchtelfangen speiste das Kraftwerk Weiher (Nennwirkleistung: 640 

MW) eine Leistung von 583 MVA ein. In die Anlage Ensdorf, die in die Doppelleitung 

zwischen Uchtelfangen und Diefflen eingeschleift ist, speiste das Kraftwerk Ensdorf 

(Nennwirkleistung: 300 MW) zusätzlich eine Leistung von 210 MVA ein. 

Zum Zeitpunkt des Fehlereintritts waren im Kraftwerk Vianden eine Maschine im 

Pumpbetrieb und sechs Maschinen im Phasenschieberbetrieb 1 . Es befand sich keine 

Maschine im Generatorbetrieb. 

1 Mit Phasenschieberbetrieb wird die Betriebsweise einer Maschine bezeichnet, bei der der Generator 

zur Spannungsstützung Blindleistung (induktiv oder kapazitiv) erzeugt.


Im Einzelnen befanden sich die Maschinen des Kraftwerks Vianden um 16:51 Uhr in 

folgenden Betriebszuständen: 

Auf der Leitung 1a: M1 in Betriebsbereitschaft 

M2 in Phasenschieber mit 57 MVAr 

M10 im Stillstand (Inbetriebnahme des neuen Trafos) 

Auf der Leitung 2b: M3 im Pumpbetrieb mit 68 MW; 53 MVAr 

M4 im Phasenschieber mit 58 MVAr 

M5 im Phasenschieber mit 43,5 MVAr 

Auf der Leitung 3c: M6 im Phasenschieber mit 52 MVAr 

M7 im Phasenschieber mit 62 MVAr 

Auf der Leitung 4d: M8 im Phasenschieber mit 46 MVAr 

M9 in Betriebsbereitschaft 

Das Kraftwerk Vianden hat daher in Niederstedem direkt eine Blindleistung von 217 MVAr 

eingespeist. Über die Anlage Bauler, wo die Leitung Vianden 2b (Maschinen 3, 4 und 5) 

eingeschleift ist, bezog das Kraftwerk Vianden eine Wirkleistung in Höhe von 68 MW aus 

dem Netz und erzeugte eine Blindleistung in Höhe von 58 + 43,5 – 53 = 48,5 MVAr induktiv. 

2.1.2 Lastaufteilung vor der Störung 

Vor Störungseintritt wurden angesichts des Betriebsmittelzustandes und der Lastsituation 

folgende Leistungsflüsse auf den zur Versorgung der Netzgruppe Trier zur Verfügung 

stehenden Leitungen gemessen (Angaben aus dem SCADA-System der RWE): 

Leitung Saar-Nord: 

Strom = 630 A; Spannung = 233 kV. Dies entspricht einer 

Scheinleistung von 254,2 MVA bei einer Wirkleistung von 

254,0 MW. 

Leitung Osburg: 



323,0 MW. 

Leitung Kondelwald: 



242,2 MW.


Auf den Übergabeleitungen von RWE zur CEGEDEL wurden vor dem Fehlereintritt folgende 

Leistungsflüsse gemessen (Quelle: CEGEDEL; Aufzeichnungen auf digitalem 

Messwertschreiber LEM; Abbildungen siehe Anhang 1): 

Leitung Trier – Heisdorf: 

Strom = 375 A, Spannung = 232 kV. Dies entspricht einer 

Scheinleistung von 150 MVA bei einer gemessenen 

Wirkleistung von 148,4 MW 

Leitung Quint – Heisdorf: 

Strom = 412 A; 445 A, 450 A, Spannung = 232 kV. Dies 

entspricht einer Scheinleistung von 175 MVA bei einer 

gemessenen Wirkleistung von 171,4 MW 

Leitung Bauler – Flebour: 


Scheinleistung von 127 MVA und einer gemessenen 

Wirkleistung von 94 MW. 

Leitung Bauler – Roost: 


Scheinleistung von 96,5 MVA bei einer gemessenen 

Wirkleistung von 64 MW. 

Dies ergibt in Summe eine bezogene Scheinleistung von 550 MVA. Der gesamte 

Wirkleistungsbezug in Luxemburg betrug demnach 477,8 MW. Die gemessenen Daten 

entsprechen den Aufzeichnungen im zentralen Leitstellensystem der CEGEDEL von 16:50 

Uhr (SCADA-System, siehe Tabelle) und werden auch durch die nachträglich durchgeführten 

Lastflussberechnungen bestätigt. 

Leitung Wirkleistung Blindleistung Scheinleistung 

Trier – Heisdorf 152 MW 18 MVAr 153,1 MVA 

Quint – Heisdorf 179,5 MW 41 MVAr 184,1 MVA 

Bauler – Flebour 85,5 MW 78 MVAr 115,7 MVA 

Bauler – Roost 65 MW 65 MVAr 91,9 MVA 

Gesamt: 482,0 MW 202 MVAr 526,8 MVA 

Tabelle 1: 

Leistungsflüsse auf den Übergabeleitungen von RWE zur CEGEDEL 

Die Unterschiede zwischen den Messwerten des SCADA– und des LEM-Systems der 

CEGEDEL sind in Messungenauigkeiten begründet.


2.2 Netzwiederaufbau 

Um 17:23 Uhr konnte die Kondelwald-Leitung erfolgreich wieder zugeschaltet werden. 

Dadurch war die Störung des Höchstspannungsnetzes wieder behoben; sämtliche 220-kV- 

Anlagen standen wieder unter Spannung. Gleichzeitig war damit auch die Versorgung in 

Luxemburg wieder hergestellt. Um 17:43 Uhr wurde auch die Osburg-Leitung über die 

Ortssteuerung wieder in Betrieb genommen. 

Danach wurden die Verteilungsnetztransformatoren der RWE Netzgruppe Trier, die zuvor 

vom Übertragungsnetz getrennt worden waren, sukzessive wieder zugeschaltet. Dies 

geschah zum Teil manuell mit Hilfe der Ortssteuerungen in den Umspannanlagen. Diese 

schrittweise Wiederversorgung war gegen 21:24 Uhr abgeschlossen (siehe dazu ausführlich 

Kap. 3.9). 

Nach Inspektion der Saar-Nord-Leitung, die keinen augenscheinlichen Befund ergab, wurde 

diese gegen 21:13 Uhr wieder ans Netz geschaltet. Damit waren alle 220-kV-Leitungen 

wieder unter Spannung und die Normalschaltung wieder hergestellt. 

2.3 Zeitliche Abfolge der Ereignisse im Rahmen der Stromstörung 

In der nachstehenden Tabelle ist der Ablauf der Störung und der Wiederherstellung der 

Versorgung zeitlich geordnet zusammengefasst (Erläuterungen siehe Kap. 3): 

Zeit Ereignis Bemerkungen 

16:35 Uhr Anstoss der zyklischen 

Ergebnis: ohne Befund 

Netzsicherheitsrechnung (SIRE) in der 

Hauptschaltleitung Brauweiler (HSL) 

16:39 Uhr Inbetriebnahme einer Pumpe im Pumpleistung: 68 MW 

Kraftwerk Vianden; parallel vier 

Maschinen im Phasenschieberbetrieb 

16:44 Uhr Inbetriebnahme von zwei weiteren 

Maschinen in den Phasenschieberbetrieb 

im Kraftwerk Vianden 

Stützung der 220-kV 

Netzspannung und Reduzierung 

der Leitungsströme 

16:51:11 Uhr Auslösung der Saar-Nord-Leitung 

beiderseits in Diefflen und in Trier 

Kurzschluss mit zweipoligem 

Fehler; Auslösung in Schnellzeit 

(0,1 s)



16:51:15 Uhr Auslösung der Osburg-Leitung einseitig 

in Quint 

Auslösung in rückwärtsgerichteter 

Endzeit (2,6 s) 

16:51:24 Uhr Auslösung der Kondelwald-Leitung in 

Weißenthurm 

Auslösung nach 

Überstromanregung 

Ab 16:51:24 Uhr Trennung der RWE Netzgruppe Trier 

und des Netzes der CEGEDEL vom 

Verbundnetz; Trennung der Maschinen 

des Kraftwerks Vianden vom Netz 

Netzzusammenbruch und 

Versorgungsunterbrechung in 

Luxemburg und im Großraum 

Trier 

16:53:06 Uhr Auf telephonische Anfrage von 

CEGEDEL wurde diese über die 

Versorgungsunterbrechung informiert 

16:57:51 Uhr Wiedereinschaltung der Kondelwald- 

Leitung 

Wiederversorgung des 

spannungslosen Gebietes 

16:57:58 Uhr Versuch zur Wiedereinschaltung der 

Osburg-Leitung 

Erfolglos wegen Störung der 

Fernsteuereinrichtung 

16:58:00 Uhr Hochfahren der Maschine 3 des 

Kraftwerks Vianden aus dem Stillstand 

Zweck: Entlastung der 

Kondelwald-Leitung 

Ab 16:58:00 Uhr Hochstufen der Verteilnetztransformatoren 

durch automatische Spannungsregelung 

in der Netzgruppe Trier 

Stufung erfolgt auf 20-kV Seite 

der 110/20-kV Verteilnetztransformatoren 

17:00:58 Uhr Auslösung der Bauler-Roost-Leitung in Ursache bisher ungeklärt 

Bauler 

17:01:07 Uhr Auslösung der Kondelwald-Leitung in 

Niederstedem 

Ursache: Unterspannungs– und 


17:02:00 Uhr Abschaltung der Maschine 3 des KW 

Vianden in Niederstedem nach 

erfolglosem Synchronisierungsversuch 

17:03:28 Uhr Versuch zur Wiederzuschaltung der 

Kondelwald-Leitung 

Erfolglos; sofortige Auslösung 

durch Unterspannungs– und 


Ab 17:03:28 Uhr Vorbereitung des Netzes für 

sukzessiven Netzwiederaufbau 

Sekundärseitiges Abschalten der 

Verteilnetztransformatoren der 

RWE Netzgruppe Trier



17:07:06 Uhr Zuschaltung eines Netzteils der 

CEGEDEL an das Netz der SOTEL 

Versorgung von ca. 100 MW im 

Netz der CEGEDEL aus Belgien 

17:23:34 Uhr Wiederzuschaltung der Kondelwald- 

Leitung nach Abschalten des 

Verteilnetzes 

Unterspannungsetzen des 

spannungslosen 220-kV-Netzes; 

dadurch Wiederversorgung des 

verbleibenden Netzes von 

Luxemburg 

Ab 17:23:34 Uhr Sukzessive Zuschaltung der 

Verteilnetztransformatoren der RWE 

z. T. manuelle Zuschaltung mit 

Hilfe der Ortsteuerungen 

Netzgruppe Trier 

17:43:35 Uhr Zuschaltung der Osburg-Leitung Zuschaltung mit Hilfe der 

Ortsteuerung in Quint 

Ab 17:45:00 Uhr Begehung der Saar-Nord-Leitung Inaugenscheinnahme der Leitung 

mit dem Ziel der Ermittlung 

der Ursache für den Kurzschluss 

und des Ausschlusses einer 

mechanischen Beschädigung 

20:06:23 Uhr Schaltung zur Rückführung des von 

Belgien belieferten Teils des CEGEDEL 

Herstellung der Normalschaltung 

in Luxemburg 

Netzes zum RWE-Netz. 

21:13:00 Uhr Zuschaltung der Saar-Nord-Leitung Nach erfolgter Kontrolle ohne 

Befund 

Bis ca. 21:24 Uhr Inbetriebnahme aller Verteilnetztransformatoren 

der RWE Netzgruppe Trier 

Abschluss der 

Wiederversorgung aller Kunden 

2.4 Informationsfluss zwischen RWE und CEGEDEL 

Nach Auslösung der Kondelwald-Leitung um 16:51 Uhr wurde das in Abbildung 1 

dargestellte Gebiet spannungslos. Da kein Fehler im Netz der CEGEDEL vorlag, lief in der 

Netzleitzentrale in Heisdorf eine große Anzahl von sekundären Fehlermeldungen auf. 

Alarmmeldungen blieben jedoch aus, da mit der Spannungslosigkeit keine Abschaltung von 

220-kV-Netzelementen im Netz der CEGEDEL verbunden war. 

Auf Anfrage der CEGEDEL-Schaltleitung in Heisdorf um 16:53:06 Uhr wurde diese durch die 

Hauptschaltleitung der RWE Transportnetz Strom in Brauweiler über die


Versorgungsunterbrechung informiert. Dabei wurde auf ein Problem im 220-kV-Netz der 

RWE Transportnetz Strom verwiesen. RWE Transportnetz Strom sagte zu, der CEGEDEL 

schnellstmöglich wieder Spannung vorzugeben. 

Zwischen 16:59:41 Uhr und 17:00:36 Uhr bestätigte RWE Transportnetz Strom auf Anfrage 

der CEGEDEL-Schaltleitung, dass die Kondelwald-Leitung nach dem ersten 

Wiedereinschaltversuch wieder unter Spannung sei und RWE Transportnetz Strom die 

notwendigen Maßnahmen träfe, um das Netz weiter zu stabilisieren. 

Zwischen 17:32:19 Uhr und 17:34:36 Uhr informierte RWE Transportnetz Strom CEGEDEL 

über die erfolgreiche Wiederversorgung.


3 Technische Analyse der Ereignisse 

3.1 Entwicklung der Netzsituation unmittelbar vor der Störung 

Die Netzgruppe Trier einschließlich Luxemburgs wurde über das 220-kV-Netz der RWE 

Transportnetz Strom versorgt, das auf Grund der fehlenden Einspeisung durch den 

380/220-kV-Netzkuppeltransformator 41 in Niederstedem höher als üblich ausgelastet war. 

Die um 16:35 Uhr durch die Hauptschaltleitung Brauweiler der RWE Transportnetz Strom 

(HSL) durchgeführte Netzsicherheitsrechnung (SIRE) ergab keinen sicherheitsrelevanten 

Befund (kein sog. I-Befund, vgl. Kap. 4). Dies bedeutet, dass festgelegte 

Sicherheitsabstände zum maximal zulässigen Betriebsstrom in der RWE-Netzgruppe Trier 

zu diesem Zeitpunkt nicht unterschritten wurden; das Netz befand sich in einem (n-1)- 

sicheren Zustand. Die weitere Analyse der zu diesem Zeitpunkt bestehenden Netzsituation 

ergab darüber hinaus, dass die Zuschaltung einer Pumpturbine im Kraftwerk Vianden (68 

MW) möglich war, ohne betrieblich zulässige Grenzwerte zu überschreiten, da zeitnah zwei 

weitere Maschinen in Vianden zur Netzstützung in den Phasenschieberbetrieb genommen 

wurden, um die durch die Pumpturbine verursachte zusätzliche Strombelastung im 220-kV- 

Netz zu kompensieren. Zudem war mit dem Ende der werktäglichen Arbeitszeit ein 

deutlicher Rückgang der Netzlast zu erwarten. 

Unter Berücksichtigung dieser Gegebenheiten wurde um 16:39 Uhr nach erteilter Freigabe 

durch die HSL auf Anforderung des Kraftwerksbetreibers die Pumpturbine 3 in Vianden ans 

Netz genommen. Um 16:44 Uhr wurden zusätzlich auf Anforderung des Schaltingenieurs der 

HSL zwei weitere Maschinen in den Phasenschieberbetrieb genommen. 

Der sich nach diesen Maßnahmen um 16:45 Uhr einstellende Netzzustand wurde im 

Rahmen der zyklischen Archivierung erfasst und gespeichert. Dieser Datensatz bildet die 

Grundlage für die weitere technische Analyse. 

3.2 Auslösung der Saar-Nord-Leitung 

Um 16:51 Uhr löste die Saar-Nord-Leitung gleichzeitig in den Umspannanlagen Diefflen und 

Trier aus. Die Aufzeichnungen zeigen einen zweipoligen Kurzschluss ohne Erdberührung 

zwischen den Phasen L2 und L3 (siehe Abbildung 5). Die Zeit des Störungseintrittes laut 

Aufzeichnung der Störschreiber in den Schutzgeräten war 16:51:10.921 Uhr. Die Auslösung


erfolgte in der ersten Zeitstufe mit 100 Millisekunden Verzögerung (= Fehlerdauer) nach 150 

Millisekunden (50 Millisekunden = Schaltereigenzeit). Die Aufzeichnungen der digitalen 

Störschreiber verdeutlichen den zeitlichen Verlauf der Störung sowie die Anregungen der 

Schutzgeräte in den Umspannanlagen Diefflen und Trier. 

Trigger 

02.09.2004 

16:03:01.503 

I/A 

5 

0 

-5 

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 

t/s 

-10 

Strom I1 L1 Strom I2 L2 Strom I3 L3 

I/A 

0 

-1 

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 

t/s 

-2 

-3 

Strom IE N 

Strom IE.par 

U/V 

75 

50 

25 

0 

-25 

-50 

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 

t/s 

-75 

Spannung U1E L1 Spannung U2E L2 Spannung U3E L3 

Spannung UNE N 

AWE : LS-Antr. bereit EXT 

DIST : Anregung I>> L1 



DIST : Anregung U< L1 



DIST : Anregung Z< L1 



GRUND: Generalanregung 

GRUND: Anregung L1 



GRUND: Anregung N 

DIST : Erdanregung 

DIST : Fehler vorwärts / LS 

DIST : Fehler rückwärts/ SS 

GRUND: Aus Meldung 1. L1 



GRUND: Aus Kommando 1. L1 



AWE : nicht bereit 

AWE : Pausenzeit läuft 

AWE : Sperrzeit läuft 

AWE : Unterbr. Sch.f.mldg. 

AWE : blockiert 

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 

t/s 

Abbildung 3: Aufzeichnung des Störschreibers der Saar-Nord-Leitung in der Station Diefflen (Quelle: 

RWE)


Trigger 

27.04.2004 

08:54:04.151 

I/A 

2,5 

0,0 

-2,5 

0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 0,150 0,175 0,200 0,225 0,250 0,275 0,300 

t/s 

-5,0 


I/A 

3 

2 

1 

0 

0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 0,150 0,175 0,200 0,225 0,250 0,275 0,300 

t/s 

Strom IE N 

Strom IE.par 

U/V 

75 

50 

25 

0 

-25 

-50 

0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 0,150 0,175 0,200 0,225 0,250 0,275 0,300 

t/s 

-75 



AWE : LS-Antr. bereit EXT 














GRUND: Anregung N 

DIST : Erdanregung 

DIST : Fehler vorwärts / LS 

DIST : Fehler rückwärts/ SS 







AWE : nicht bereit 

AWE : Pausenzeit läuft 

AWE : Sperrzeit läuft 

AWE : Unterbr. Sch.f.mldg. 

AWE : blockiert 

0,025 0,050 0,075 0,100 0,125 0,150 0,175 0,200 0,225 0,250 0,275 0,300 

t/s 

Abbildung 4: Aufzeichnung des Störschreibers der Saar-Nord-Leitung in der Station Trier (Quelle: 

RWE)


Bei den in Diefflen und Trier installierten Schutzgeräten handelt es sich um digitale Geräte 

mit einem Anregewert von jeweils 1.500 A. 

Auf den grenzüberschreitenden Leitungen zwischen CEGEDEL und RWE wurden während 

der Fehlerdauer von 100 ms folgende anteilige Fehlerströme und Spannungseinbrüche 

gemessen (siehe dazu auch graphische Darstellung in Anlage 2): 

Auf der Leitung Heisdorf - Trier: 

In Phase L1: Strom (375 A) 400 A; Spannungseinbruch auf (231 kV) 211 kV 



Auf der Leitung Heisdorf - Quint: 




Auf der Leitung Flebour - Bauler: 




Auf der Leitung Roost - Bauler: 




Anhand der Aufzeichnungen der Schutzgeräte, die unterschiedliche Anregezeiten aufweisen, 

konnte der Schadensort auf der 59 Kilometer langen Leitung auf einen zehn Kilometer 

langen Leitungsabschnitt in der Nähe von Merzig (Saarland) eingegrenzt werden (ca. neun 

Kilometer von Diefflen, ca. 40 Kilometer von Trier). 

Trotz mehrfacher intensiver Sichtprüfung der Leitung, u. a. auch im Rahmen einer 

Leitungsbefliegung mit Hubschrauber und einer Befahrung der Leitung mit einem 

Leiterfahrwagen, ergab sich bislang kein Hinweis auf die Ursache der Überbrückung der 

beiden Leiterseile durch einen Lichtbogen. Brandspuren, erschmolzenes Fremdmaterial oder


Risse in der Aluminiumummantelung der beiden betroffenen Phasen L2 und L3, wie sie für 

einen Kurzschluss typisch sind, konnten nicht festgestellt werden. 

L3 

L2 Abstand 5,5m 

L1 

Abbildung 5: Schematischer Aufbau der Leitung bei Merzig mit Anordnung der Phasen 

Beschädigungen der Leitung wurden nicht festgestellt und sind nach Inbetriebnahme der 

Leitung noch am Tage der Stromstörung ohne Reparatur als Ursache des Kurzschlusses 

auch auszuschließen. Da es sich um einen zweipoligen Fehler zwischen den Phasen L2 und 

L3 handelt (siehe Abbildung 5), ist zudem ein Erdschluss, also ein Stromfluss zwischen 

einem Leiterseil und der Erde z.B. über einen eventuell zu nah an die Leitung 

herangewachsenen Baum, als Schadensursache ebenfalls auszuschließen. 

Nach Überprüfung der Wetterdaten auf Basis von Angaben des Deutschen Wetterdienstes 

zum fraglichen Zeitpunkt können auch Witterungseinflüsse durch Blitz oder Wind als 

Ursache des Kurzschlusses ausgeschlossen werden. 

RWE hat am 10.9.2004 Strafanzeige gegen Unbekannt gestellt, nachdem mehrere 

gleichlautende Zeugenaussagen eingingen, die auf eine Fremdeinwirkung an der Leitung in 

der Nähe des Mastes 8 bei Merzig schließen ließen. Die Staatsanwaltschaft Saarbrücken hat 

am 17.11.2004 die Ermittlungen ergebnislos eingestellt. Eine Dritteinwirkung konnte danach 

nicht nachgewiesen werden.


3.3 Auslösung der Osburg-Leitung 

3.3.1 Beschreibung der Schutzgeräte 

Schutzgeräte dienen dazu, Personen und Netzelemente vor zu hohen Strömen z.B. in Folge 

von Kurzschlüssen zu schützen. Je nach Auslegung des Netzelementes wird dazu am 

Schutzgerät ein Überstrom-Anregewert eingestellt. Bei Überschreiten dieses Anregewertes 

wird das Schutzgerät zunächst angeregt; ein Zeitmessglied beginnt zu laufen. Ob das 

Schutzgerät danach die Leitung auslöst oder nicht, hängt vom Verlauf des Stroms innerhalb 

eines bestimmten Zeitraums – 2,0 Sekunden bei gerichteter Anregung, 2,6 Sekunden bei 

ungerichteter Anregung – ab. Fällt der Strom vor Erreichen der Endzeit unter einen 

gerätetypischen Rückfallwert, fällt das Schutzgerät ab und die Leitung löst nicht aus. 

Unterschreitet der Strom nach der Schutzanregung bis zum Erreichen der eingestellten 

Endzeit den Rückfallwert nicht, ergeht vom Schutzgerät ein Auslösebefehl an den 

Leistungsschalter; die Leitung wird abgeschaltet. 

Das in Quint zum Zeitpunkt der Störung installierte Schutzgerät für die Osburg-Leitung war 

ein elektromechanisch-analoges Modell vom Typ AEG SD324. Der eingestellte Anregewert 

dieses Gerätes und damit die kurzfristig zulässige Strombelastung der Osburg-Leitung war 

1.500 Ampere (A). Der Rückfallwert für die Stromanregung beträgt bei dem o.g. Gerätetyp 

85 % des Anregewertes. Nach Überschreiten dieses Wertes muss der Strom danach 

innerhalb von 2,0 Sekunden (bzw. nach 2,6 Sekunden bei ungerichteter Anregung) unter den 

Rückfallwert von 0,85 * 1.500 A = 1.275 A fallen, damit der Schutz nicht auslöst. 

Die nach der Störung und dem Austausch des Gerätes von RWE Rhein-Ruhr Netzservice 

durchgeführte Laborprüfung des Schutzgerätes (siehe Anhang 4) zeigte auf, dass der in der 

Fehlersimulation ermittelte, tatsächliche Anregewert 1.440 A betrug und somit um 60 A unter 

dem eingestellten Wert von 1.500 A lag. Im Labor wurde darüber hinaus ein tatsächlicher 

Rückfallwert von 1.242 A ermittelt (siehe Anhang 4, Kapitel 6). 

Bei dem in Uchtelfangen am anderen Ende der Osburg-Leitung installierten Schutzgerät 

handelt es sich um ein digitales Modell vom Typ Alsthom, Typ P 437. In Uchtelfangen war 

der Überstrom-Anregewert ebenfalls auf 1.500 A eingestellt. Der Rückfallwert beträgt bei 

diesem Gerätetyp 95% vom Anregewert, lag also im relevanten Fall bei 1.425 A.


Als analog-mechanisches Schutzgerät besaß das Schutzgerät in Quint im Gegensatz zu 

dem digitalen Gerät in Uchtelfangen keine Störaufzeichnung. Die Rekonstruktion und 

Analyse des Störungsverlaufs stützt sich daher insbesondere auf folgende zur Verfügung 

stehende Quellen: 

• Informationen aus dem Leitsystem der HSL, 

• Aufzeichnungen der vorhandenen digitalen Schutzgeräte und Störschreiber und 

• Aufzeichnungen der Stromverläufe in Luxemburg. 

3.3.2 Schutzanregung durch Leistungspendelungen auf der Osburg-Leitung 

Unmittelbar nach der Auslösung der Saar-Nord-Leitung wurde durch das dynamische 

Verhalten der nahe gelegenen Kraftwerke Ensdorf und Weiher eine Leistungspendelung mit 

einer Frequenz von ca. 1 Hz, d.h. einer Periodendauer der Pendelung von 1 Sekunde, 

angeregt. Diese Pendelung wirkte sich auf den Stromverlauf auf der Osburg-Leitung aus. 

Der Strom auf dieser Leitung pendelte hierdurch um den neuen stationären Wert des 

Betriebsstroms, der sich auf der Leitung nach Änderung der Netztopologie durch Ausfall der 

Saar-Nord-Leitung im eingeschwungenen Zustand eingestellt hätte. 

Eine solche dynamische Pendelung um einen stationären Wert führt konzeptgemäß nicht zu 

einer Auslösung von Schutzgeräten, weil vor dem Ablauf der ungerichteten Endzeit von 2,6 

Sekunden der Strom bei einer Frequenz von 1 Hz mehrmals unter die Rückfallgrenze läuft 

und der Schutz daher auch nach einer möglicherweise durch die Pendelung bedingten 

Anregung sicher zurückfallen muss.


Beginn Abschaltvorgang Saar-Nord 

Fehlereintritt Saar-Nord-Ltg. 

Stromanstieg auf I L1 = 1.480 A 



Ende Abschaltvorgang Saar Nord 

Abbildung 6: Pendelstrom auf der Osburg-Leitung, Messwerte des digitalen Schutzgerätes in der 

Station Uchtelfangen (Quelle: RWE) 

Der Strom auf der Osburg-Leitung erreichte infolge der eintretenden Lastflussverlagerung 

innerhalb von 0,15 Sekunden nach Fehlereintritt auf der Saar-Nord-Leitung seinen neuen 

stationären Wert von 1.212 A. Auf Grund der Leistungspendelung hielt der Anstieg des 

Strom in der ersten Halbwelle der Pendelung jedoch weiter an und erreichte in den Phasen 

L1, L2 und L3 ca. 0,325 Sekunden nach Fehlereintritt bei Ende der Aufzeichnungen folgende 

Werte (siehe Abbildung 6): 

I L1 = ca. 1.480 A -> I L1max = ca. 1512 A 



Mit Überschreiten des tatsächlichen Anregewertes von 1.440 A während der ersten 

Halbwelle der Pendelung regte das Schutzgerät in Quint an. Dies geschah 0,4 Sekunden 

nach Fehlereintritt auf der Saar-Nord-Leitung bzw. 0,25 Sekunden nach Ende des 

Abschaltvorgangs der Saar-Nord-Leitung auf dem Höhepunkt der ersten Halbwelle (Dauer


des Abschaltvorgangs der Saar-Nord: 0,15 Sekunden = 0,1 Sekunde Fehlerdauer + 0,05 

Sekunden Schaltereigenzeit). Bei einer Auslösezeit von 2,6 Sekunden nach ungerichteter 

Anregung – der Schutz auf der Osburg-Leitung in Quint registrierte einen Stromfluss in 

Rückwärtsrichtung (Richtung Quint) – und einer Schaltereigenzeit von 0,04 Sekunden des 

Schutzgerätes in Quint erfolgte die Auslösung der Osburg-Leitung 3,04 Sekunden nach 

Fehlereintritt auf der Saar-Nord-Leitung. Diese Zeiten werden durch die Aufzeichnungen der 

CEGEDEL bestätigt. 

Zum gleichen Zeitpunkt regte auch das Schutzgerät in der Gegenstation Uchtelfangen an, 

fiel jedoch nach Unterschreiten seines Rückfallwertes in der zweiten, negativen Halbwelle 

konzeptgemäß wieder ab. 

3.3.3 Auslösung der Osburg-Leitung durch Schutzüberfunktion 

Innerhalb von 2,6 s nach Anregung durch den infolge der Netzpendelung erhöhten Strom 

löste das Schutzgerät in Quint die Osburg-Leitung einseitig aus. 

In den Laboruntersuchungen wurde ein tatsächlicher Stromrückfallwert von 1.242 A ermittelt. 

Dies bedeutet, dass bei Unterschreiten dieses Stromes auf der Osburg-Leitung der Schutz 

hätte zurückfallen müssen. Obwohl diese Stromstärke in der Theorie sowohl stationär (1.212 

A) als auch während der negativen Halbwellen der Netzpendelung unterschritten wurde, 

blieb die Anregung stehen und der Schutz löste die Osburg-Leitung nach Erreichen der 

Endzeit aus (Schutzüberfunktion). Eine von RWE Transportnetz Strom durchgeführte 

dynamische Simulation dieser Vorgänge auf Basis der berechneten und gemessenen 

Ströme zeigt den Verlauf des Stromes auf der Osburg-Leitung. Insbesondere zeigen die 

Simulationsergebnisse in Abbildung 7, dass der im Labor festgestellte Rückfallwert des 

Schutzgeräts mehrfach unterschritten wurde. 

Die praktische Auswertung der Störschriebaufzeichnung ergab einen Stromanstieg in Phase 

L1 auf einen Maximalwert von etwa 1512°A. Die Aufgrund der Aufzeichnungen ermittelte 

Scheitelwert-Amplitude des Pendelstromes auf der Osburg-Leitung betrug etwa 278 A. Der 

Minimalwert des Pendelstromes fiel somit auf 1234 A was in etwa dem gemessenen 

Abfallwert von 1242 A entspricht. Ob dieser Abfallwert tatsächlich unterschritten wurde bleibt 

Aufgrund von möglichen Messungenauigkeiten, Ablesefehlern und Modell-Ungenauigkeiten 

der theoretischen Berechnungen offen.


In den Laboruntersuchungen (siehe Anlage 4) wurde versucht, die Schutzüberfunktion zur 

Ermittlung ihrer Ursache nachzubilden. In Laborversuchen funktionierte das Schutzgerät 

ordnungsgemäß und fiel nach Anregung bei Unterschreiten des Rückfallwertes von 1.242 A 

konzeptgemäß wieder ab. Relevante Schäden wurden am Schutzgerät nicht festgestellt. Das 

Schutzgerät wurde regelmäßig im Zwei-Jahres-Rhythmus nach dem Stand der Technik 

gewartet. Die letzte Wartung im Februar 2003 ergab keinen Befund. 

Schutzanregung 

Strom auf der 220-kV-Osburg-Leitung 

I in kA 

1 

Rückfallwert unterschritten 

1.440 A 

1.242 A 

1s 

-1 

Abschaltung 220-kV- 

Saar-Nord-Leitung 

Abschaltung 220-kV- 

Osburg-Leitung 

Abbildung 7: Simulation des Stromes auf der 220-kV-Osburg-Leitung nach Auslösung der 220-kV- 

Saar-Nord-Leitung (Quelle: RWE) 

3.4 Auslösung der Kondelwald-Leitung 

Nach Auslösung der Osburg-Leitung in Quint lag der (n-2)-Fall vor. Dieser wird nach den 

Sicherheitsstandards im UCTE-Verbundnetzbetrieb (vgl. UCTE Operational Handbook; VDN 

Transmission Code 2003) im Rahmen der Systemführung netztechnisch nicht besichert. 

Durch die auf Grund des (n-2)-Falles eintretende Überlast nach Ausfall der Saar-Nord- und 

der Osburg-Leitung löste die noch verbliebene Kondelwald-Leitung wegen Überlast 

konzeptgemäß aus. 

3.4.1 Schutzreaktionen/Aufzeichnungen


Die Aufzeichnungen der Schutzgeräte der Kondelwald-Leitung in den Anlagen 

Weissenthurm und Niederstedem zeigen den Verlauf der Störung. 

Trigger 

02.09.2004 

16:51:13.974 

I/A 

2 

0 

-2 

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 

t/s 

-4 


U/V 

50 

0 

-50 

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 

t/s 

-100 



SV : Empfang EXT 

ZUKS : Aus Meldung 

DIST : Meßbereich erweitert 

NOT : wirksam 

DIST : Aus Meldung 

NOT : Anregung 













DIST : t3 abgelaufen 



GRUND: Gen. Aus Meldung 1 



GRUND: Gen. Aus Kommando 




SV : Senden 

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 

t/s 

Abbildung 8: Aufzeichnung des Störschreibers der Kondelwald-Leitung in der Station Weissenthurm 

(Quelle: RWE)


Abbildung 9: Aufzeichnung des Störschreibers der Kondelwald-Leitung in der Station Niederstedem 

(Quelle: RWE) 

Nach Auslösung der Kondelwald-Leitung wurde das Netz der CEGEDEL sowie die über das 

Verteilungsnetz an die Umspannanlagen in Trier, Quint und Wengerohr angeschlossenen 

Verbraucher nicht mehr aus dem Verbundnetz mit Energie versorgt. Die im 

Phasenschieberbetrieb befindlichen Turbinen in Vianden waren ohne mechanisches 

Antriebsmoment. Sie gaben ihre Rotationsenergie in das Netz ab und wurden abgebremst. 

Daraus resultieren der Frequenzabfall sowie die Ausschwingvorgänge in Strom und 

Spannung, die von den LEM-Messgeräten im Netz der CEGEDEL aufgezeichnet wurden. 

Die Maschinen trennten sich durch Unterfrequenz- bzw. Unterspannungsschutz schließlich 

vom Netz und wurden in den Stillstand gefahren. Das Kraftwerk Vianden wurde nach dieser 

Auslösung durch den Generator Lohmühle im Inselbetrieb versorgt. Diese Vorgänge liefen 

ohne Beschädigung für die Maschinen des Kraftwerks Vianden ab.


Abbildung 10: Spannungsverlauf beim Auslaufen der Maschinen in Vianden (Quelle: CEGEDEL) 

Abbildung 11: Frequenzabfall nach Abschaltung der Kondelwald-Leitung (Quelle: CEGEDEL)


3.5 Erster Wiederzuschaltversuch 

Um 16:57 Uhr wurde ein zunächst erfolgreicher Zuschaltversuch mit der Kondelwald-Leitung 

unternommen. Bedingt durch einen Fehler in der Fernsteuereinrichtung in der Anlage Quint 

löste vor erfolgreicher Inbetriebnahme der Osburg-Leitung und der Synchronisierung einer 

Maschine in Vianden die Kondelwald-Leitung auf Grund der hohen Last durch 

Unterimpedanzanregung wieder aus. Damit war der Raum Trier und Luxemburg erneut 

spannungslos. 

3.5.1 Stromflüsse/Spannungsverlauf 

Beim Einschalten stieg die Spannung in der Anlage Heisdorf auf etwa 217 kV. Bedingt durch 

den Einschaltstrom und den ansteigenden Laststrom fiel die Spannung langsam ab. Nach 3 

Minuten 18 Sekunden war die Spannung bis auf 172 kV abgefallen, und die Kondelwald- 

Leitung wurde durch die Schutzgeräte erneut abgeschaltet. 

Infolge der schwachen Anbindung über die Kondelwald-Leitung trat hier ein 

Spannungszusammenbruch auf. Durch die automatische Stufung der in die Mittelspannung 

einspeisenden Transformatoren wird die sekundärseitige Spannung annähernd konstant 

gehalten. Sobald ein Spannungsrückgang in der 220/110-kV-Ebene durch diese 

Transformatorregelung für die Mittelspannung kompensiert wird, steigt der Strom im 

220/110-kV-Netz an. Durch diesen höheren Strom nimmt der Spannungsabfall im 

vorgelagerten Netz bei schwacher Netzanbindung in besonders hohem Maß zu, so dass die 

Transformatorregelung unmittelbar erneut aktiviert wird. Dieser Prozess geht mit sinkender 

Spannung und steigendem Strom einher und wiederholt sich, bis der Strom auf der 

einspeisenden Leitung den Schutzanregewert übersteigt, und die Leitung ausgelöst wird 

(siehe Abbildungen 12 und 13). Durch die Verzögerung in den Spannungsreglern und 

hierdurch bedingt auch in Folge des verzögerten Stromanstiegs ist die Abschaltung erst nach 

3:18 Minuten erfolgt. 

Bedingt durch die niedrige Spannung im 220-kV-Netz haben die automatischen 

Spannungsregler der 220/65-kV-Transformatoren im Netz der CEGEDEL sowie die 110/20- 

kV-Transformatoren der RWE die Stufensteller in die Endpositionen geregelt (automatische 

Spannungsregelung).


Abbildung 12: Spannungsverlauf in Heisdorf nach dem ersten Wiedereinschaltversuch (Quelle: 

CEGEDEL) 

Abbildung 13: Stromverlauf auf der Leitung Heisdorf - Quint nach dem ersten 

Wiedereinschaltversuch (Quelle: CEGEDEL)


3.5.2 Kraftwerk Vianden und Osburg-Leitung beim Einschaltversuch 

Unmittelbar nach erfolgreicher Einschaltung der Kondelwald-Leitung wurde um 16:57 Uhr ein 

Einschaltbefehl für die Osburg-Leitung gegeben, um das betroffene Gebiet über zwei 

Leitungen zu versorgen. Dieser Zuschaltversuch konnte bedingt durch eine fehlerhafte 

Verbindung in der Fernsteuereinrichtung der Osburg-Leitung in der Anlage Quint nicht 

ausgeführt werden. Die Fernsteuereinrichtung wird bei einer etwaigen Spannungslosigkeit 

der Umspannanlage über eine Batterie gepuffert. Diese Batterie war, wie die 

Untersuchungen vor Ort ergaben, an die Fernsteuereinrichtung unvollständig 

angeschlossen, so dass die konzeptgemäße Notversorgung der Steuereinrichtung mit 

Gleichspannung nicht gegeben war. Eine zyklische Überprüfung und Wartung der Batterie im 

Rahmen des Notversorgungskonzeptes ist vorgesehen und wurde durchgeführt. Die 

Simulation des spannungslosen Anlagenzustandes ist jedoch im Rahmen der zyklischen 

Wartungsarbeiten bei RWE nicht vorgeschrieben. 

In Vianden wurde zur Erhöhung der Einspeisung in die Netzgruppe Trier um 16:58 Uhr die 

Maschine 3 in den Generatorbetrieb gefahren. Bevor diese Maschine synchronisiert und auf 

die Netzgruppe zugeschaltet werden konnte, um somit die Kondelwald-Leitung über 

Niederstedem zu unterstützen, löste in Weissenthurm der Schutz die Kondelwald-Leitung 

bereits wieder aus. 

3.6 Zweiter Wiederzuschaltversuch 

Ein nochmaliger Zuschaltversuch der Kondelwald-Leitung um 17:03 Uhr blieb erfolglos. 

Weil sich bei diesem Einschaltversuch die Stufensteller der Transformatoren bereits in der 

Endstellung befanden, floss sofort ein erhöhter Strom auf der Kondelwald-Leitung, der zu 

einer Überstromanregung des Schutzes und zur Abschaltung der Leitung führte. Bedingt 

durch die kurze Zeit der Zuschaltung konnten weder die verfügbaren Maschinen in Vianden 

noch die Osburg-Leitung in Quint zugeschaltet werden. 

Auf der Leitung Heisdorf - Quint stellte sich ein Strom von 426 A ein. Dieser Wert lag über 

dem Strom von 325 A, der unmittelbar vor dem Abschalten während des ersten 

Zuschaltversuchs gemessen wurde. Infolge des hohen Stromes Folglich löste der


Leitungsschutz nach Überstromanregung die Leitung nach Ablauf der Endzeit von 2 s wieder 

aus. 

Abbildung 14: Stromverlauf auf der Leitung Heisdorf - Quint beim zweiten Einschaltversuch 

(Quelle: CEGEDEL) 

Die Spannung erreichte in der Anlage Heisdorf nur 171 kV. 

Abbildung 15: Spannungsverlauf in Heisdorf beim zweiten Einschaltversuch (Quelle: CEGEDEL)


3.7 Maßnahmen seitens CEGEDEL zur Sicherung der Versorgung 

3.7.1 Kontakte zu RWE 

Um 16:51:21 löste die Kondelwald-Leitung aus und das besagte Netzgebiet wurde 

spannungslos. 

Da mit der Spannungslosigkeit keine Abschaltung im Netz der CEGEDEL verbunden war, 

erfolgte hier keine direkte Alarmmeldung. 

Um 16:53:06 bis 16:53:32, hat der diensthabende Techniker vom Dispatching in Heisdorf in 

Brauweiler nach der Ursache der Spannungslosigkeit nachgefragt. 

Er wurde über eine Versorgungsunterbrechung, ausgelöst durch ein Problem im 220-kV- 

Netz der RWE informiert. RWE kündigte an der CEGEDEL schnellstmöglich wieder 

Spannung vorzugeben. 

Um 16:59:41 bis 17:00:36 erfolgte nach dem ersten Wiedereinschaltversuch eine Nachfrage 

bei RWE wobei ihm bestätigt wurde, dass Spannung anlag und RWE dabei ist das Netz 

weiter zu stabilisieren. 

Um 17:32:19 bis 17:34:36 erfolgte ein Anruf von RWE in dem über die erfolgreiche 

Wiederversorgung der CEGEDEL berichtet wurde. Angaben zur Fehlerursache konnten zu 

diesem Zeitpunkt nicht gemacht werden. 

3.7.2 Noteinspeisung über SOTEL 

Um 16:56:12 Uhr (Dauer 57 Sekunden) rief die CEGEDEL-Schaltleitung SOTEL an, um 

kurzfristig eine Noteinspeisung aus dem Netz der SOTEL/ELIA in einen Teil des CEGEDEL- 

Netzes zu erreichen und somit zumindest teilweise die Versorgung Luxemburgs 

wiederherzustellen. SOTEL sagte zu, diese Noteinspeisung intern zu prüfen. 

Um 17:02:47 Uhr (Dauer 7 Minuten 2 Sekunden) fragte die CEGEDEL-Schaltleitung bei 

SOTEL nach, ob die Noteinspeisung schon genehmigt wäre. SOTEL war zu diesem 

Zeitpunkt bereit, eine Leistung von 100 MW zur Verfügung zu stellen. Die entsprechenden 

Schalthandlungen zur Herstellung der Noteinspeisung von 100 MW über das SOTEL-Netz 

aus dem Netz des belgischen Übertragungsnetzbetreibers ELIA wurden noch während des 

Telefongesprächs durchgeführt.


Die Zuschaltung eines Teils des CEGEDEL-Netzes im Rahmen der Noteinspeisung erfolgte 

über die Leitung vom Kraftwerk TWINerg nach Schifflingen. Zu diesem Zwecke wurde um 

17:07:06 Uhr in der Anlage TGV-TWINerg der Leistungsschalter in Richtung Schifflingen 

geschlossen. Somit war die Anlage OXYLUX der CEGEDEL (CFL und Teile von 

Esch/Alzette) nach etwa 16 Minuten wieder versorgt. 

Zwischen 17:10 Uhr und 17:11 Uhr wurden in Schifflingen die 220/65kV Transformatoren 

zugeschaltet. Damit waren nach etwa 20 Minuten die Anlagen Esch/Alzette, Bascharage, 

Biff, Lamadelaine, Paafewee, Woiwer, Sanem WSA, Galvalange, Dudelange, Riedgen, 

Trefilarbed, Bettembourg und SIDOR wieder versorgt. Anschliessend wurde um 17:14:21 

Uhr über Bascharage die Luxguard Bascharage und TDK zugeschaltet. 

3.7.3 Kontakte zu TWINerg 

Zwischen 17:11:07 Uhr und 17:12:02 Uhr erkundigte sich die Leitstelle der TWINerg, 

nachdem sie bemerkt hatte, dass an der Noteinspeisung die Spannung fehlte, bei der 

CEGEDEL-Schaltleitung, wer für die Notversorgung des Kraftwerks zuständig sei. CEGEDEL 

informierte TWINerg über den Zusammenbruch der Stromversorgung im gesamten 

Netzgebiet der CEGEDEL. 

Das Kraftwerk TWINerg, welches in der Normalschaltung in das belgische Netz einspeist, 

speiste bereits mit Nennleistung ein und hätte keine zusätzliche Energie in das Netz der 

CEGEDEL einspeisen können. Bedingt durch die höhere Aussentemperatur und somit der 

Temperatur der Luftzufuhr war im Laufe des Nachmittags die maximal erzeugbare Leistung 

etwas geringer als in der Nacht. 

3.7.4 Wiederherstellung der Normalschaltung zwischen CEGEDEL und SOTEL 

Nachdem das Netz der RWE Transportnetz Strom wieder sicher zugeschaltet war, wurde der 

von SOTEL gespeiste Bereich wieder auf das Netz der RWE Transportnetz Strom zurück 

geschaltet. Hierzu wurde um 20:05:58 Uhr nach eingehenden Korrekturen des 

Phasenwinkels zwischen beiden Netzen in Schifflingen die Parallelschaltung beider Netze 

eingeschaltet. Um 20:06:23 Uhr wurde in der Anlage TWINerg durch Öffnen des Schalters in 

Richtung Schifflingen der Parallelbetrieb wieder aufgehoben. Somit waren alle Kunden von 

CEGEDEL wieder aus dem Netz der RWE Transportnetz Strom versorgt.


3.8 Wiederversorgung der CEGEDEL 

Um 17:23 Uhr wurde über die Kondelwald-Leitung die Anlage Niederstedem und darüber 

Luxemburg wieder unter Spannung gesetzt. Die Osburg-Leitung wurde um 17:43 Uhr wieder 

zugeschaltet, so dass dann auch eine Versorgung Luxemburgs über die Leitung Quint- 

Heisdorf möglich war. 

Durch das niedrige Spannungsniveau, das sich beim ersten Einschaltversuch einstellte, 

liefen die Stufensteller der Transformatoren in Richtung Endstellung. Bedingt durch die 

teilweise fehlende Last bei den Kunden einerseits und der Endposition der Stufensteller 

andererseits hätte es bei der endgültigen Wiederversorgung durch RWE mit der 

betriebsüblichen Spannung zu Spannungsüberhöhungen im Netz der CEGEDEL kommen 

können. Dieser Effekt wurde kompensiert, indem RWE zunächst nur eine Spannung von 210 

kV vorgab, welche anschliessend langsam auf 225 bis 230 kV angehoben wurde. Die 

Spannungsregler sämtlicher Transformatoren haben durch ihre automatische 

Schnellschaltung die Spannung ordnungsgemäß ausgeregelt.


3.9 Wiederversorgung des Raumes Trier / Eifel 

Für die Wiederversorgung des Raumes Trier und Luxemburg wurde in der Zeit ab 17:03 Uhr 

das 220-kV-Netz für die Wiederzuschaltung vorbereitet. Dazu wurden gemäß dem 

Netzwiederaufbaukonzept der RWE Transportnetz Strom die 220/110-kV-Transformatoren, 

die in die 110-kV-Triergruppe einspeisen, abgeschaltet. Damit konnte die Last des 220-kV- 

Netzes für die Wiederzuschaltung verringert werden, was eine erfolgreiche sukzessive 

Zuschaltung der spannungslosen 220-kV-Netzteile ermöglichte. Im unterlagerten Netz wurde 

damit begonnen, Teile der 110-kV-Netzgruppe mit benachbarten 110-kV-Netzgruppen zu 

kuppeln. Des Weiteren mussten die 110/20-kV-Transformatoren, nachdem deren 

Spannungsregler diese bedingt durch die niedrige Spannung im 220-kV-Netz in die 

Endposition geregelt hatten, gemäß Netzwiederaufbaukonzept von Hand und vor Ort in den 

Umspannanlagen wieder in die Normalstellung zurückgeregelt werden. 

Die Wiederzuschaltung der Verteilnetztransformatoren und damit die Wiederversorgung der 

Kunden erfolgte gemäß folgender Tabelle (Quelle: RWE). 

Station Feld bzw. Abgang Last 

[MW] 

Uhrzeit der 

Wiederversorgung 

Blankenrath Trafo 11 3,6 17:28 

Sohren Trafo 11 5,0 17:28 

Sohren Trafo 12 1,9 17:28 

Quint Eigenbedarf 1,0 18:50 

Moselstahlwerk Trafo 11 12,0 18:50 

Moselstahlwerk Trafo 12 a/b 1,0 18:50 

Saarburg Trafo 11 2,0 18:53 

Saarburg Trafo 12 5,5 18:53 

Wengerohr Trafo 13 4,0 19:06 

Wengerohr Trafo 12 31,3 19:06 

Niederstedem Eigenbedarf 1,0 19:06 

Sinspelt Trafo 11 1,5 19:14 

Sinspelt Trafo 12 2,3 19:14 

Laufeld Trafo 11 4,0 19:24 

Morbach Trafo 11 5,2 19:25 

Morbach Trafo 12 22,3 19:25 

Grüneberg Trafo 11 0,2 19:30 

Grüneberg Trafo 12 1,5 19:30 

Bekond Trafo 11 6,8 19:41 

Bekond Trafo 12 5,5 19:41 

Bitburg Trafo 11 16,7 19:43 

Bitburg Trafo 12 5,5 19:43 

Bernkastell Trafo 11 1,0 19:54 

Grosslittgen Trafo 11 2,9 19:54


Station Feld bzw. Abgang Last 

[MW] 

Uhrzeit der 

Wiederversorgung 

Bernkastell Trafo 12 7,0 19:54 

Tobiashaus Trafo 11 5,2 19:55 

Welschbillig Trafo 11 2,8 19:58 

Welschbillig Trafo 12 2,4 19:58 

Keltenweg (SWT) Trafo 12 14,0 20:00 

Tarforst Trafo 11 k.A. 20:00 

Tarforst Trafo 12 7,5 20:00 

Keltenweg (SWT) Trafo 11 k.A. 20:00 

Beilingen Trafo 11 7,1 20:09 

Beilingen Trafo 12 5,4 20:09 

Kyllburg Trafo 11 3,9 20:10 

Ehrang (SWT) Trafo 11 13,6 20:15 

Ehrang (SWT) Trafo 12 10,0 20:15 

Kuhnenstr. (SWT) Nord (Trafo 12) 7,4 20:15 

Kuhnenstr. (SWT) Süd (Trafo 11) 14,0 20:15 

Hermeskeil Trafo 11 4,5 20:16 

Hermeskeil Trafo 12 2,1 20:16 

Mandern Trafo 11 3,0 20:18 

Mandern Trafo 12 3,2 20:18 

Gusterath Trafo 11 1,0 20:19 

Gusterath Trafo 12 2,7 20:19 

Wintrich Trafo 12 k.A. 20:25 

Wintrich Trafo 11 4,8 20:25 

Konz Trafo 11 4,4 20:59 

Konz Trafo 12 7,8 20:59 

Thalfang Trafo 11 5,6 21:01 

Trier Trafo 12 9,8 21:19 

Trier Trafo 13 14,5 21:19 

Trier Trafo 11 k.A. 21:19 

Detzem Trafo 11 1,0 21:24 

Nach eingehender Kontrolle der Saar-Nord-Leitung, die ohne augenscheinlichen Befund 

blieb, wurde diese um 21:13 Uhr mit Erfolg zugeschaltet. Die Wiederversorgung des Raumes 

Trier in der nachgelagerten Verteilnetzebene war gegen 21:24 Uhr abgeschlossen.


4 Einhaltung der (n-1)-Sicherheit 

Im UCTE Verbundnetzbetrieb wird allgemein als Sicherheitsstandard das (n-1)-Kriterium 

angewendet (vergl.: UCTE Operational Handbook; VDN TransmissionCode 2003). Dieses 

Prinzip besagt, dass ein einzelnes Netzelement ausfallen darf, ohne dass durch diesen 

Ausfall der sichere Betrieb und die Versorgung des ganzen Netzes gestört wird. Das Prinzip 

wird weltweit angewendet und entspricht dem Stand der Technik zur Wahrung einer 

ausreichenden Versorgungssicherheit. 

Für die (n-1)-Sicherheit sind die stationären Betriebsströme auf den verbleibenden 

Netzelementen im Falle eines Ausfalls eines beliebigen Betriebsmittels maßgebend. Anhand 

der zum Störungszeitpunkt vorhandenen Lasten und Einspeisungen wurde für die Osburg- 

Leitung bei Ausfall der Saar-Nord-Leitung ein stationärer Stromfluss von 1.212 A berechnet 

(RWE-Lastflussberechnung mit dem archivierten Datensatz von Donnerstag, 02.09.2004, 

16:45 Uhr). Dieser Wert stimmt mit den Messungen des Schutzgeräts in Uchtelfangen nach 

Auslösung der Saar-Nord-Leitung überein (siehe Abb. 6). Dieser Wert ist sowohl geringer als 

der eingestellte Rückfallwert der Osburg-Leitung von 1.275 A, als auch niedriger als der 

tatsächliche Rückfallwert von 1.242 A. Die Berechnungen und die Messung des 

Schutzgeräts in Uchtelfangen belegen somit, dass sich das Netz bezüglich des Ausfalls der 

Saar-Nord-Leitung im (n-1)-sicheren Zustand befand. 

Auch bei der zweiten berechneten Variante, dem Ausfall der höher belastbaren Osburg- 

Leitung, ergibt sich keine Verletzung der (n-1)-Sicherheit. 

Die Simulation für den Ausfall des Einspeisetransformators in Uchtelfangen zeigt ebenfalls 

unkritische Ergebnisse, weil bereits durch die Einspeisung der beiden Kraftwerke Ensdorf 

und Weiher die Last der 220-kV-Gruppe größtenteils gedeckt werden kann. Auch die 

Ausfallberechnungen für den Transformator in Weissenthurm ergeben unkritische 

Ergebnisse. 

Damit ist anhand der relevanten Ausfallsimulationen nachgewiesen, dass die betriebliche 

(n-1)-Sicherheit für die 220-kV-Netzgruppe Trier vor Fehlereintritt bezüglich der relevanten 

Ausfallszenarien - insbesondere bezüglich des Ausfalls der Saar-Nord-Leitung - gegeben 

war. Eine dynamische Betrachtung kann unterbleiben, da bei einem stationären


Betriebsstrom unterhalb des Rückfallwertes eben dieser im Zuge von Netzpendelungen 

innerhalb der zweiten Halbwelle der Pendelung unterschritten wird. 

Die Ergebnisse dieser nachträglichen Berechnungen zur (n-1)-Sicherheit werden auch durch 

die Ergebnisse der in der HSL regelmäßig durchgeführten Online-Sicherheitsrechnungen 

(SIRE) bestätigt. Im Rahmen dieser Rechnungen wird die Einhaltung festgelegter 

Sicherheitsabstände überprüft, die noch zu den Grenzen der (n-1)-Sicherheit bestehen. Die 

SIRE ermittelt den aktuellen Systemzustand (Topologie, Einspeisungen von Wirk- und 

Blindleistung), lässt dann in einer Simulation alle Netzelemente einzeln nacheinander 

„ausfallen“ und berechnet anschließend mit Hilfe einer Lastflussrechnung jeweils den Strom 

auf den verbleibenden Stromkreisen. Diese simulierten Lastflusswerte (Wirkleistung, 

Blindleistung, Strom und Spannung) werden dann mit einer Liste der im SCADA-System 

gesetzten Grenzwerte verglichen. Ein sog. spezifischer I-Befund erfolgt, wenn nach einem 

simulierten Ausfall eines Betriebsmittels auf einem der verbleibenden Netzelemente ein 

Strom auftritt, der größer als der im SCADA-System hinterlegte jeweilige Grenzwert ist. 

Dieser Wert liegt unterhalb des maximal zulässigen Betriebsstroms und signalisiert als 

Frühwarnindikator die Unterschreitung eines festgelegten Reserveabstands zu den 

zulässigen Betriebsgrenzen des Netzes und damit zur (n-1)-Sicherheit. Ein I-Befund stellt 

somit eine Warnung für den betriebsführenden Ingenieur der HSL dar, dass die Leitung zwar 

noch im sicheren Bereich aber mit geringeren verbleibenden Reserven betrieben wird. Im 

Fall eines I-Befundes obliegt es der Netzführung, die aktuelle Netzsituation zu bewerten und 

ggf. vorbeugende Maßnahmen zur Wahrung der Netzsicherheit und Vergrößerung der 

Reserven zu veranlassen. 

Im Fall der Osburg-Leitung beträgt dieser max. zulässige Betriebsstrom 1.275 A, während 

der im SCADA-System gesetzte Grenzwert für einen I-Befund bereits bei 1.200 A liegt. 

Während die um 16:35 Uhr angestoßene SIRE keinen I-Befund ergab, hätte die nächste, 

zyklisch um 16:50 Uhr angestoßene SIRE auf der Basis des von 16:45 Uhr archivierten 

Datensatzes einen I-Befund für die Osburg-Leitung wegen geringfügiger Überschreitung des 

Grenzwertes ergeben (Überschreitung des o.g. Grenzwertes um 12 A). Diese 

Unterschreitung des Sicherheitsabstandes wäre für die HSL Anlass gewesen, geeignete 

Maßnahmen zur Vergrößerung der Sicherheitsreserven zu ergreifen, z.B. eine Veränderung 

des Maschineneinsatzes im Kraftwerk Vianden einzuleiten. Gleichwohl wurde auch ohne 

diese Maßnahmen das (n-1)-Kriterium nicht verletzt.


5 Eingeleitete Sofortmaßnahmen und weitere Konsequenzen 

Auf Grund der Analyse des Störungsablaufs und des Netzwiederaufbaus wurden folgende 

Sofortmaßnahmen eingeleitet und weitere Untersuchungen veranlasst: 

• RWE Transportnetz Strom tauschte das betreffende Schutzgerät in Quint als 

Sofortmaßnahme umgehend nach der Störung gegen ein digitales Schutzgerät aus. 

• Der geplante zusätzliche Netzkuppeltransformator in Niederstedem, mit dessen 

Installation bereits im August 2004 begonnen wurde, wird entsprechend des 

verabschiedeten Netzkonzeptes vorrangig installiert. Neben der langfristigen 

Sicherstellung des prognostizierten Lastzuwachses in Luxemburg wird zudem eine 

grössere betriebliche Flexibilität des Netzbetriebs erreicht. 

• Auf Initiative des Wirtschaftsministeriums in Luxemburg wurde eine Arbeitsgruppe 

beauftragt zu untersuchen, ob sich eine signifikante Verbesserung der 

Versorgungssicherheit durch die Zusammenschaltung des Netzes der CEGEDEL mit 

den Nachbarnetzen ergäbe. Diese Arbeitsgruppe untersucht ebenfalls, ob die 

gegenseitige Störungsaushilfe von SOTEL und CEGEDEL verbessert werden kann. 

• Das automatische Stufen der Transformatoren kann in geschwächten bzw. hoch 

belasteten Netzen die Gefahr eines Spannungszusammenbruches erhöhen. Es wird 

untersucht, wie ein Blockieren der Stufenschalter von zentraler Stelle realisiert 

werden kann, um einem möglichen Spannungszusammenbruch vorzubeugen. 

• Aufbauend auf die während der Störung gesammelten Erfahrungen wurden die 

bereits bestehenden, RWE-internen Kommunikations- und Abstimmungsprozesse 

erweitert und intensiviert. 

• Weitere Erfahrungen wie z.B. der teilweise Zusammenbruch der Mobilfunknetze 

während der Störung haben RWE Transportnetz Strom zu einer Überprüfung der 

Kommunikationstechnologie in Störungsfällen geführt.


6 Anlagen 

Anlage 1: 

Anlage 2: 

Anlage 3: 

Anlage 4: 


(Aufzeichnungen der digitalen Messwertschreiber LEM) 

Anteilige Fehlerströme und Spannungseinbrüche auf den Leitungen zwischen 

CEGEDEL und RWE 

Bericht über den Einsatz des Kraftwerks Vianden 

RWE: Bericht der Laborprüfung des Schutzgerätes „Osburg-Leitung“


Anlage 1: 


(Aufzeichnungen der digitalen Messwertschreiber LEM) 2 

Leitung Trier – Heisdorf: 

Abbildung 1: Scheinleistung auf der Leitung Trier – Heisdorf 

Abbildung 2: 

Wirkleistung auf der Leitung Heisdorf - Trier 

2 Zeit in Diagrammen ist unsynchronisiert; Angabe in UCT


Leitung Quint – Heisdorf: 

Abbildung 3: Scheinleistung auf der Leitung Heisdorf - Quint 

Abbildung 4: 

Wirkleistung auf der Leitung Heisdorf - Quint


Leitung Bauler – Flebour: 

Abbildung 5: Scheinleistung auf der Leitung Bauler - Flebour 

Abbildung 6: 

Wirkleistung auf der Leitung Bauler - Flebour


Leitung Bauler – Roost: 

Abbildung 7: Scheinleistung auf der Leitung Bauler - Roost 

Abbildung 8: 

Wirkleistung auf der Leitung Bauler - Roost


Anlage 2: 

Anteilige Fehlerströme und Spannungseinbrüche auf den Leitungen zwischen 

CEGEDEL und RWE 

Abbildung 9: Kurzschlussströme auf der Leitung Heisdorf - Trier 

Abbildung 10: Kurzschlussströme auf der Leitung Heisdorf - Quint


Abbildung 11: Kurzschlussströme auf der Leitung Flebour - Bauler 

Abbildung 12: Kurzschlussströme auf der Leitung Roost - Bauler


Anlage 3: 

Bericht über den Einsatz des Kraftwerks Vianden 

SOCIETE ELECTRIQUE DE L’OUR Vianden, den 07.09.04 

Centrale de Vianden 

3109-3/FA 

Bericht betr. Störung im RWE-Netz am 02.09.2004 

Zum Zeitpunkt der Störung am 02.09.04 um 16:51 befanden sich die Maschinen des 

Kraftwerks Vianden in folgenden Betriebszuständen : 

Auf der Leitung 1a: M 1 in Betriebsbereitschaft 

M 2 im Phasenschieberbetrieb 57 MVAr 

M 10 (im Stillstand, Inbetriebnahme des neuen Trafos) 

Auf der Leitung 2b: M 3 im Pumpbetrieb 68 MW, 53 MVAr 

M 4 im PH- Betrieb 58 MVAr 

M 5 im PH-Betrieb 43,5 MVAr 

Auf der Leitung 3c: M 6 im PH-Betrieb 52 MVAr 

M 7 im PH-Betrieb 62 MVAr 

Auf der Leitung 4d: M 8 im PH-Betrieb 46 MVAr 

M 9 in Betriebsbereitschaft 

Um 16:45 waren auf Anweisung der Systemführung Netze aus Brauweiler auf den Leitungen 

1a Maschine 2 und auf der Leitung 4d Maschine 8 in den Phasenschieber angefahren 

worden. 

Maschine 3 wurde um 16:51:14,836 durch Unterfrequenz bei 49,6 Hz in den Stillstand 

gefahren (normales Abstellen). Zusätzlich gab es einen normalen Abstellbefehl um 

16:51:19,333 durch Spannungsrückgang (70% Un, 0,5 sec verzögert, gilt nur für 

Pumpbetrieb). 

Die Maschinen 2, 4, 5, 6, 7, 8 wurden um 16:51:19,742 durch Spannungsrückgang in den 

Stillstand abgestellt. Die 4 220 kV Leitungen waren zu diesem Zeitpunkt spannungslos. 

Wenige Minuten nach der Störung teilte der 2te Schaltingenieur aus Brauweiler mit , dass 

demnächst die 220 kV Leitungen wieder unter Spannung wären, und fragte ob auf der 

Leitung 2b eine Turbine zur Verfügung gestellt werden könnte.


Der 1te Schaltwärter hat daraufhin den Maschinisten der Kaverne über die 

Personenrufanlage aufgefordert, Maschine 3 wieder betriebsklar zu machen. 

Um 17:02 war Maschine 3 wieder betriebsklar und wurde in TU-Betrieb angefahren. Um 

17:04 war der Generator auf Spannung, das Parallelschaltgerät schaltete aber nicht , da zu 

diesem Zeitpunkt die 220 kV Spannung nicht mehr vorhanden war. 

Auf Anweisung des 2ten Schaltingenieurs wurde daraufhin die Maschine wieder abgestellt. 

Um 17:25 wurde die Maschine 3 in PH-Betieb gefahren, um 17 :28 in TU-Betrieb mit 100 

MW. Um 17:30 wurde auch die Maschine 7 in TU-Betrieb 100 MW gefahren. 

Zum Zeitpunkt der Störung versorgten die beiden Maschinen in Lohmühle das 6-kV 

Eigenbedarfsnetz mit voller Leistung. Der 13,8/6 kV Leistungsschalter der 

Eigenbedarfseinspeisung löste um 16:51:15,151 durch Unterfrequenz aus. 

Die beiden Maschinen in Lohmühle übernahmen die Eigenbedarfsversorgung des Kraftwerks 

ohne Probleme. Zusätzlich wurden aus Sicherheitsgründen die beiden Hausmaschinen 

angefahren. 

Um 22:21 wurde die Eigenbedarfseinspeisung wieder auf die Leitung 2b geschaltet. 

SOCIETE ELECTRIQUE DE L’OUR 

Centrale de Vianden 

Gezeichnet 

Fernand Zanter 

Francis Angelsberg


Anlage 4: 

RWE: Bericht der Laborprüfung des Schutzgerätes „Osburg-Leitung“

RWE Rhein-Ruhr 

Netzservice GmbH 

Technik Center Sekundärtechnik 

Benennung: Prüfbericht der Schutzeinrichtung SD324 Tafel Nr. 670 

220-kV-Osburg Leitung. Station Quint 

Bemerkung: 

Verfasser: 

Abteilung: 

Dateiname: 

Dokumentenart: 

Udo Wolter / Markus Witzki / Kr. 

ERMN-H-BST 

NSPB0016A_SD324_Quint_Osburg_LTG.doc 

Prüfbericht 

Verteiler: H. Vanzetta ETE-S 

H. Niepel ERMN-H 

Unterschriften: 

Verfasser: Datum: 

Teamleiter: Datum: 

H-BST: Datum: 

Dateiname / Ausgabe Datum Verfasser / Abteilung Status Seiten 

NSPB0016A_Quint_Osburg_LTG.doc 15.09.2004 Wolter, Witzki / H-BST gültig 12 

Hr 

Abschlussbericht Anlage 4.doc Seite 1 von 12 15.09.2004

Inhaltsverzeichnis 

0. Einleitung.........................................................................................................................3 

1. Prüfmittel .........................................................................................................................4 

2. Schutzeinrichtung...........................................................................................................4 

3. Staffelkurve......................................................................................................................4 

4. Prüfung ............................................................................................................................5 

4.1 Überstrom Anregung ................................................................................................5 

4.2 Impedanzen..............................................................................................................5 

4.3 Zeiten........................................................................................................................6 

4.4 Unterimpedanzanregung ..........................................................................................6 

4.5 Richtungsempfindlichkeit..........................................................................................6 

5. Richtungsentscheid........................................................................................................7 

5.1 Funktionsweise.........................................................................................................7 

5.2 Prüfungen .................................................................................................................8 

5.2.1 Betriebsmessung vorwärts ...................................................................................8 

5.2.2 Betriebsmessung rückwärts................................................................................10 

6. Fehlersimulation ...........................................................................................................11 

6.1 Zweipoliger Fehler Saar-Nord.................................................................................11 

6.2 Auslösung Osburg-Leitung .....................................................................................11 

7. Fazit................................................................................................................................12 


0. Einleitung 

Auf Grund des Ablaufs der Störung 722A_Saar-Nord am 2.09.2004 ist eine Fehlfunktion 

der Schutzeinrichtung der Osburg-Leitung in der Station Quint nicht gänzlich auszuschließen. 

Daher wurde das betreffende Schutzgerät im Technik Center Sekundärtechnik (ERMN- 

H-BST) einer eingehenden Prüfung unterzogen. 

Unter den vorgegebenen Laborbedingungen wird die Schutzeinrichtung mit statischen Prüfgrößen 

beaufschlagt. Mit den zur Verfügung stehenden Sekundärprüfeinrichtungen sind keine 

dynamischen Prüfungen an elektromechanischen Schutzeinrichtungen möglich. 

Es wurden folgende Prüfungen durchgeführt: 

- Einstellwerte der Staffelkurven 

- Fehlersimulation Saar-Nord (statische Prüfgrößen) 

- Auslösung Osburg-Leitung (statische Prüfgrößen) 

Bei dieser Prüfung wurden die Erfahrungswerte der häufigsten technologischen Fehler berücksichtigt. 

Diese sind: 

- Toleranzprobleme durch Alterung der Meßsysteme 

- Das Fehlverhalten von mechanischen Elementen (Anrege- und Rückfallverhalten außerhalb 

der Toleranzgrenzen) 

- Fehlerhaftes Messverhalten durch Windungsschlüsse 


1. Prüfmittel 

Sekundär-Prüfeinrichtung : SIEMENS 7VP4900-0 dreiphasig 

Impedanzmessgerät : Spitzenberger & Spies 

Oszilloskop : Tektronix TDF 340A 

2. Schutzeinrichtung 

Elektromechanische Leitungsschutztafel: SD 324 Tafel Nr. 670 

- Distanzschutz AEG SD 324LN 

- Z-Anregung einpolig AEG Z13SK 

- Z-Anregung zweipolig AEG Z13SHK 

Baujahr Schutztafel 1978 

Baujahr Distanzschutz 1976 

3. Staffelkurve 


4. Prüfung 

Stromwandler : 1200/2 

Spannungswandler : 220000/100 

Raumtemperatur 

: ϑ = 24° C 

4.1 Überstrom Anregung 

I L1 

I L2 

I L3 

I ∑ 

Sollwert 

Istwert 

Anregung 

Istwert 

Rückfall 

sek. 2,5 A 2,46 A 2,10 A 

prim. 1500 A 1476 A 1260 A 

sek. 2,5 A 2,47 A 2,10 A 

prim. 1500 A 1482 A 1260 A 

sek. 2,5 A 2,47 A 2,07 A 

prim. 1500 A 1482 A 1242 A 

sek. 0,5 A 0,48 A 0,46 A 

prim. 300 A 288 A 276 A 

Rückfallverhältnis Abweichung 

0,853 1,6 % 

0,850 1,2 % 

0,838 1,2 % 

0,958 4,0 % 

4.2 Impedanzen 

Prüfung bei einer Phasenverschiebung von β = 75° 

Sollwert 

Istwert 

L1 – L2 

Istwert 

L2 – L3 

Istwert Abweichung 

L3 – L1 L1–L2 L2–L3 L3-L1 

Z 1 10,6 Ω 11,0 Ω 10,6 Ω 10,7 Ω 3,7% 0% 0,7% 

Z 1' 14,0 Ω 14,3 Ω 14,1 Ω 14,0 Ω 2,1% 0,7% 0% 

Z 2 14,0 Ω 14,0 Ω 14,0 Ω 14,1 Ω 0% 0% 0,7% 

Z 3 20,0 Ω 20,1 Ω 20,4 Ω 20,1 Ω 0,5% 2% 0,5% 

Sollwert 

Istwert 

L1 

Istwert 

L2 

Istwert 

Abweichung 

L3 L1 L2 L3 

Z 1 (80 %) 9,54 Ω 9,9 Ω 9,5 Ω 10,0 Ω 3,7% 0,4% 4,6% 

Z 1 (140 %) 12,72 Ω 13,2 Ω 12,5 Ω 12,8 Ω 3,7% 1,7% 0,6% 

Anmerkung: Bei einphasiger Prüfung wird lediglich das Übergreifen im Summenstrompfad 

(Automatische – Wieder - Einschaltung) geprüft, da es sich um die gleichen 

Anregesysteme handelt, wie bei der zweiphasigen Prüfung. 


4.3 Zeiten 

Sollwert Istwert Schleppzeiger Abweichung 

t 1 0,1 s 0,05 s -- 

t 2 0,335 s 0,32 s 0,3 s 4,5% 

t 3 0,7 s 0,69 s 0,7 s 1,5% 

t 4 gerichtete Endzeit 2,0 s 2,02 s 2,0 s 1,0% 

t 5 ungerichtete Endzeit 2,6 s 2,61 s 2,7 s 0,4% 

4.4 Unterimpedanzanregung 

Z13sk Unterer Durchstoßpunkt (bei Spg. 0 V) 

Sollwert 

Istwert 

Anregung 

Istwert 

Rückfall 

Rückfallverhältnis 

Abweichung 

I L1 0,5 A 0,56 A 0,31 A 0,553 12% 

I L2 0,5 A 0,57 A 0,37 A 0,649 14% 

I L3 0,5 A 0,54 A 0,36 A 0,666 8% 

Z13shk Unterer Durchstoßpunkt (bei Spg. 0 V) 

Sollwert 

Istwert 

Anregung 

Istwert 

Rückfall 

Rückfallverhältnis 

Abweichung 

I L1 – L2 0,5 A 0,51 A 0,40 A 0,784 2,0% 

I L2 – L3 0,5 A 0,50 A 0,42 A 0,840 0% 

I L3 – L1 0,5 A 0,52 A 0,42 A 0,807 4,0% 

4.5 Richtungsempfindlichkeit 

Sollbereich 

Istwert 

L1 30 – 100 mV 69 mV 

L2 30 – 100 mV 0 V 

L3 30 – 100 mV 80 mV 


5. Richtungsentscheid 

Im Abschnitt 4.5 ist zu erkennen, dass die Richtungsempfindlichkeit in der Phase L2 

0V beträgt. Daraus resultiert ein dauernder Richtungsentscheid in rückwärts. 

5.1 Funktionsweise 

Die prinzipielle Wirkungsweise der Richtungsbestimmung ist in Abb. 1 dargestellt. Dabei sind 

U U und U I spannungs- und stromproportionale Meßgrößen, die miteinander geometrisch addiert 

und subtrahiert werden. 

U U ⇒ Spannung der nicht fehlerbetroffenen Phasen 

U I ⇒ Fehlerstrom 

Das Richtungsglied vergleicht in einer Gleichrichterbrückenschaltung die Amplitude der resultierenden 

Zeiger ⎜U U + U I ⎜ und ⎜U U - U I ⎜. Da die Amplitude des Summen- oder Differenzvektors 

von der Phasenlage der Meßgrößen U U und U I abhängig ist, kann der Richtungsentscheid 

von der Größe des Phasenwinkels β abhängig gemacht werden. Wenn sich der Fehler 

in Vorwärtsrichtung befindet, ist der Winkel β betragsmäßig stets kleiner als 90°. 

Hierbei ist die Amplitude des Summenvektors ⎜U U + U I ⎜ größer als der des Differenzvektors 

⎜U U - U I ⎜. Der vororientierte Richtungskontakt bleibt somit geschlossen. Liegt der Fehler in 

Rückwärtsrichtung, so ist der Phasenwinkel β betragsmäßig stets größer als 90°. In diesem 

Fall ist die Amplitude des Summenvektors ⎜U U + U I ⎜ kleiner als die des Differenzvektors. 

Das Richtungsglied öffnet seinen Kontakt, sodass eine Auslösung gesperrt wird. 

(Quellennachweis: AEG-Mitteilung) 

UI´ 

UU+UI 

UU 

UI´ 

UU-UI 

β 

UI 

Abb.: 1 β < 90° 


5.2 Prüfungen 

Nachdem in Abschnitt 4.5 ein Fehlverhalten des Richtungsgliedes N S festgestellt werden 

konnte , wurde mit Hilfe eines Oszilloskopes der Versuch einer qualitativen (Charakteristik der 

Signale) Analyse unternommen. Dazu wurden am Gerät die Anschlusspunkte identifiziert, 

die das Ergebnis des Vergleichs aus Summen- und Differenzvektor bilden. 

5.2.1 Betriebsmessung vorwärts 

Die erste Messung wurde mit Betriebsgrößen in Vorwärtsrichtung (Speiserichtung Leitung) 

aufgenommen (Abb. 2 und 3). 

Richtungsrelais NR 

Richtungsrelais NS 

Abb.: 2 

Prüfgrößen 

Strom 

Spannung 

Richtung 

L1=L2=L3= 1 A 

L1=L2=L3= 57 V 

vorwärts 


Richtungsrelais NT 


Abb.: 3 

Prüfgrößen 

Strom 

Spannung 

Richtung 

L1=L2=L3= 1 A 

L1=L2=L3= 57 V 

vorwärts 

Das am Richtungsrelais N S anliegende Signal zeigt eine signifikante Differenz zu den Signalen 

an den Richtungsrelais N R und N T . Dies führt zu einem Ausschlag des Richtungsrelais in 

Rückwärtsrichtung. 


5.2.2 Betriebsmessung rückwärts 

Die zweite Messung wurde mit Betriebsgrößen in Rückwärtsrichtung (Speiserichtung Sammelschiene) 

aufgenommen (Abb. 4). 

Richtungsrelais NR 


Abb.: 4 

Prüfgrößen 

Strom 

Spannung 

Richtung 

L1=L2=L3= 1 A 

L1=L2=L3= 57 V 

rückwärts 

Das am Richtungsrelais N S anliegende Signal zeigt ebenso, wie das Signal am Richtungsrelais 

N R einen Ausschlag des Richtungsrelais in Rückwärtsrichtung. Damit kann qualitativ 

nachgewiesen werden, dass die sinusartige Charakteristik des Signals zu einem Rückwärtsentscheid 

führt. 


6. Fehlersimulation 

6.1 Zweipoliger Fehler Saar-Nord 

Da die Schutzeinrichtung ALSTOM P437 der Osburg-Leitung in der Station Uchtelfangen auf 

den zweipoligen Fehler Saar-Nord angeregt hat, konnten die Störfalldaten ausgelesen werden. 

Diese Daten wurden der Schutzeinrichtung SD324 in umgekehrter Richtung zugeführt. 

Die Richtungsumkehr war durch die Speiserichtung von Uchtelfangen nach Quint vorgegeben. 

Prüfgrößen 

Strom L1 = 1,56 A (936 A); L2 = 1,15 A (691 A); L3 = 1,45 A (873 A) 

Spannung L1 = 62 V; L2 = 48V; L3 = 48 V 

Richtung rückwärts 

Verhalten der Schutzeinrichtung : keine Anregung 

6.2 Auslösung Osburg-Leitung 

Für die zweite Fehlersimulation wurden der Schutzeinrichtung SD324 folgende Prüfgrößen 

zugeführt. 

Prüfgrößen 


Spannung L1 = 20 V; L2 = 20 V; L3 = 20 V 

Richtung rückwärts 

Verhalten der Schutzeinrichtung : Anregung und Auslösung in 2,6 s (ungerichtete Endzeit) 

Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Spannungen L1, L2, L3 bis zum Ansprechen der 

Schutzeinrichtung reduziert wurden. 

Prüfgrößen 


Spannung L1 = 50 V; L2 = 50 V; L3 = 50 V 

Richtung vorwärts 

Verhalten der Schutzeinrichtung : Anregung und Auslösung in 2,0 s (gerichtete Endzeit) 

Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Spannungen L1, L2, L3 bis zum Ansprechen der 

Schutzeinrichtung reduziert wurden. 


7. Fazit 

Die Untersuchung der Schutzeinrichtung SD324 ergab, dass Toleranzprobleme durch Alterung 

der Meßsysteme nicht feststellbar waren. 

Ein eindeutiges Fehlverhalten des Richtungsgliedes in der Phase L2 wurde hingegen nachgewiesen. 

Darüber hinaus bleibt jedoch festzuhalten, dass während der Impedanzprüfungen 

mit entsprechendem Richtungsentscheid kein Fehlverhalten festgestellt werden konnte. 

Die Untersuchung in Punkt 4.1 zeigt ein Rückfallverhältnis von 0,85. Damit hätte die Anregung 

im Fehlerfall Osburg-Leitung bei einem Strom von 1242A wieder zurückfallen müssen. 

Warum bei der Unterschreitung des Rückfallwertes von 1242 A um ca. 150 A die Anregung 

im Störungsablauf nicht zurückgefallen ist, konnte im Labor nicht nachgewiesen werden. 

Das Fehlverhalten von mechanischen Elementen (Anrege- und Rückfallverhalten außerhalb 

der Toleranzgrenzen) konnte unter Laborbedingungen nicht reproduziert werden. 

Ein fehlerhaftes Messverhalten durch Windungsschlüsse konnte nicht festgestellt werden. 

Trotz der vorliegenden Untersuchungsergebnisse ist eine Überfunktion während des Ablaufs 

wie in der Störung 722A nicht auszuschließen.

"Schutzausrüstung" (Deutsch) (PDF | 4.9 MB) - Amprion

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