13. Betriebserfahrungen, Monitoring und Diagnose

13. Betriebserfahrungen, Monitoring und Diagnose
Moderne Hochspannungsbetriebsmittel sollen einen hohen Grad an Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit
besitzen, aber nur geringen Wartungsaufwand erfordern. Dieses Ziel kann durch
eine entsprechende Auslegung des Betriebsmittels und durch Anwendung geeigneter Überwachungs-
und Diagnoseverfahren erreicht werden.
Überwachung und Diagnose von Hochspannungsbetriebsmitteln wurden wesentlich durch die
Fortschritte in der Mikroelektronik und Rechnertechnik beeinflusst. So sind in den letzten
Jahren neue Diagnoseverfahren entwickelt bzw. bekannte deutlich verbessert worden, und es
sind neue Sekundärsysteme mit erweiterter Funktionalität entstanden. Im Bereich der Sekundärtechnik
werden heute Systeme auf Mikroprozessor- bzw. Mikrorechner-Basis angeboten,
die die bisherigen konventionellen Funktionen mit neuen Monitoring- und Diagnosefunktionen
zusammenführen.
13.1 Analyse der Betriebserfahrungen
Die genaue Analyse der Betriebserfahrungen ist eine wichtige Voraussetzung für eine zielgerichtete
Neu- und Weiterentwicklung Hochspannungsbetriebsmittel und gibt wichtige Hinweise
für den Einsatz von Monitoring- und Diagnoseeinrichtungen.
SF 6 -isolierte Hochspannungsgeräte und -anlagen haben einen hohen Grad an Zuverlässigkeit
erreicht. Seit Einführung dieser Technologie Anfang der Siebziger konnten die Fehlerraten
durch verschiedenste Maßnahmen stetig verringert werden. Bild 13.1 zeigt die Entwicklung
der Fehlerraten für 123-kV-SF 6 -Eindruckschalter. Man erkennt eine insgesamt fallende Tendenz
der Fehlerraten. Lediglich in den Jahren 1989 bis 1991 ist ein gewisser Anstieg der
Fehlerraten festzustellen, was auf die Einführung einer neuen Entwicklungsstufe zurückzuführen
ist. Nach der Einführungsphase setzt sich die fallende Tendenz aber weiter fort.
3,0E-02
Fehler / Feldjahr
2,0E-02
1,0E-02
0,0E+00
10 100 1000 10000
Feldjahre
Bild 13.1:
Fehlerraten von 123-kV-
GIS-Anlagen
(Dielektrische Fehler)
Einen ähnlichen Verlauf zeigen die Fehlerraten von 123-kV-SF 6 -isolierten Anlagen
(Bild 13.2). Auch hier ist in dem insgesamt fallenden Verlauf ein Anstieg der Fehlerraten
nach 240 bzw. 890 Feldbetriebsjahren zu erkennen, der mit der Einführung neuer Entwicklungsstufen
zusammenhängt. Auffallend ist, dass dieser Anstieg bei Einführung der zweiten
Entwicklungsstufe weniger ausgeprägt ist als bei der ersten. Weitere Entwicklungsstufen
konnten dann ohne negative Auswirkungen auf die Fehlerraten eingeführt werden.
170

8
7
6
Fehler/100 Schalter
5
4
3
2
1
0
86 87 88 89 90 91 92 93 94 95
Jahr
Bild 13.2:
Fehlerraten von 123-kV-
SF 6 -Leistungsschaltern
(“Major and minor
failures”)
13.1.1 Fehlerschwerpunkte und Fehlerraten bei Leistungsschaltern
In der Mitte der 70iger wurden SF 6 -Eindruckschalter im Hochspannungsnetz eingeführt. Ihr
Anteil an den insgesamt installierten Hochspannungsschaltern hat stetig zugenommen. Heute
liegt ihr Anteil vielfach deutlich über 50 %. Die Zuverlässigkeit dieser Schaltertyps konnte im
Laufe der Zeit deutlich verbessert werden, dennoch sind vier Fehlerschwerpunkte auf Grund
der langjährigen Betriebserfahrungen zu erkennen.
50%
123 kV 245 kV 420 kV
40%
Fehlerrate
30%
20%
10%
0%
SF6-Leckagen Antrieb Sek.-Kreise Hochspgs-Teil
Bild 13.1.1:
Typische Fehler von
SF 6 -Schaltern
Wie aus Bild 13.1.1 hervorgeht, sind dies SF 6 -Leckagen, Fehler am Antriebssystem, Fehler in
den Sekundär- und Hilfsstromkreisen und Fehler an den Hochspannungsteilen. Fast 30 % der
Fehler sind auf Gasleckagen zurückzuführen. Mehr als 30 % Fehler haben ihren Ursprung im
Antriebssystem und ca. 25 % in den Sekundär- und Hilfsstromkreisen, wohingegen weniger
als 10 % auf den Hochspannungsteil entfallen.
Die einzelnen Fehlerschwerpunkte können in weitere Fehlerkategorien und Fehlerursachen
unterteilt werden.
Gasleckagen (Bild 13.1.2) sind zu einem großen Teil auf fehlerhafte statische Dichtsysteme
zurückzuführen. Hier ist insbesondere Flanschkorrosion als Ursache zu nennen. Aber auch
Undichtigkeiten an dynamischen Dichtungen sowie an Rohrverbindungen und Ventilen bilden
einen deutlichen Fehlerschwerpunkt. Undichtigkeiten an Gehäusen sind gering, seitdem
strenge Dichtigkeitsprüfungen an den betreffenden Bauteilen durchgeführt werden.
171

50%
123 kV 245 kV 420 kV
40%
Fehlerrate
30%
20%
10%
0%
stat. Dichtungen dynam. Dicht. Rohrverb.,
Ventile
Gehäuse
Bild 13.1.2
Ursachen für Gasleckagen
Die Fehler am Antriebssystem (Bild 13.1.3) können unabhängig vom Antriebsprinzip - Federspeicher-
bzw. Hydraulikantrieb - betrachtet werden. Die Fehler am Energiespeicher - Federbzw.
Stickstoffspeicher - sind in erster Näherung proportional zur Spannungsebene. Was
darauf zurückzuführen ist, dass bei 420-kV-Schaltern diese Antriebselemente in jedem
Schalterpol vorhanden sind, wohingegen 123-kV-Schalter gewöhnlich einen gemeinsamen
Antrieb pro Schalter besitzen. Bei den Überwachungseinheiten kann man auf Grund der starken
Unterschiede bei den verschiedenen Herstellern keine eindeutige Tendenz erkennen.
80%
60%
123 kV 245 kV 420 kV
Fehlerrate
40%
20%
0%
Energiespeicher
Ladeeinricht.
Steuerung,
Überwach.
Bild 13.1.3
Ursachen für Fehler
am Antrieb
Bei den Sekundär- und Hilfsstromkreisen (Bild 13.1.4) verursachen Relais und Schütze die
meisten Fehler. Unzureichende Langzeitstabilität und elektromagnetische Verträglichkeit von
elektronischen Relais sind hier die wesentliche Fehlerursache. Aber auch Sensoren und hier
insbesondere SF 6 -Dichtemesser bilden einen deutlichen Fehlerschwerpunkt.
80%
123 kV 245 kV 420 kV
60%
40%
20%
0%
Relais,
Schütze
Hilfsschalt. Sensoren Verdraht.
Bild 1.1.4
Ursachen für Fehler
in Sekundär- und
Hilfsstromkreisen
172

Fehler im Hochspannungsteil sind relativ selten. Ein großer Teil ist auf Fehler an Steuerkondensatoren
auf Grund von Ölundichtigkeiten zurückzuführen. Daher sind diese Fehlerraten
bei 123-kV-Schaltern, die keine Steuerkondensatoren besitzen, sehr gering.
Ein effizientes Online-Monitoring-System muss somit vorrangig die Zustandsgrößen des Antriebs,
wie Antriebsbewegung, Energiespeicher und Ladeeinrichtung erfassen. Daneben ist
eine permanente Überwachung der SF 6 -Dichte sowie der Sekundär- und Hilfsstromkreise
sinnvoll.
13.1.2 Fehlerschwerpunkte in GIS-Anlagen
Die im Folgenden dargestellten dielektrischen Fehler beziehen sich auf Betriebserfahrungen
von mehreren großen deutschen EVU. Dabei wird unterschieden nach Fehlerursache,
Fehlerort, Fehlerursprung und Erfassbarkeit der Fehler durch geeignete Diagnostik.
Bei 123-kV-Anlagen mit einer Fehlerrate von durchschnittlich 0,27 %/Feldjahr kommen die
in Bild 13.2.1 dargestellten Fehlerursachen in Frage. Die Mehrzahl der Fehler ist auf Partikel
auf der Oberfläche von Isolatoren und auf eine unzureichende Langzeitfestigkeit der Feststoffisolierung,
insbesondere bei Strom- und Spannungswandlern zurückzuführen. Weitere
Fehlerschwerpunkte sind Spitzen und feststehende Partikel auf dem Hochspannungsleiter sowie
mangelnde Isolationskoordination von Trenn- und Erdungsschaltern bei Schaltvorgängen.
123 kV
Part. auf Isol.-
Oberfl.
30%
Abschirm. u.
Elektr.
4%
Part. auf
Hochspg.
13%
IC von Trennu.Erdsch
9%
and. Komp.
od. unbek.
4%
Fehler i.
Festst.-Mat.
31%
Kein Fehler in
Isol.
9%
Part. a. Stütz.-
Oberfl.
14%
Part. auf Geh.-
Oberfl.
14%
420 kV
Part. auf
Hochspg.
29%
andere Komp.
o. unbek.
14%
IC von Trennu.
Erdsch.
29%
Bild 13.2.1:
Analyse der Betriebserfahrungen mit GIS-Anlagen, Ursachen für
dielektrische Fehler
Bei 420-kV-Anlagen liegt die Fehlerrate höher, nämlich bei 0,95 %/Feldjahr. Die Fehler sind
auf ähnliche Ursachen zurückzuführen. Mehr als die Hälfte der Fehler werden durch Spitzen
und feststehende Partikel auf dem Hochspannungsleiter oder durch Partikel auf der Gehäuseseite
bzw. auf der Oberfläche von Stützisolatoren hervorgerufen. Die mangelnde Isolationskoordination
von Trenn- und Erdungsschaltern bildet mit etwa 30 % einen weiteren deutlichen
Fehlerschwerpunkt.
173

123 kV
Stützer in
Schotträumen
23%
Schaltger.-
Räume
14%
andere
Schotträume
9%
Feststoff-Mat.
von I- u. U-
Wandlern
23%
I- u. U-Wandler-
Räume
5%
Stützer in
Schaltger.-
Räumen
26%
Stützer in
Schotträumen
29%
420 kV
Schaltgeräte-
Räume
42%
andere
Schotträume
29%
Bild 13.2.2:
Analyse der Betriebserfahrungen mit GIS-Anlagen
Fehlerort für dielektrische Fehler
Bei 123-kV-Anlagen liegt der Fehlerort zu 40 % im Bereich der Schaltgeräte (Bild 13.2.2).
Fast 30 % der Fehler treten im Bereich der Strom- und Spannungswandler auf. Daneben sind
Stützisolatoren mit einer Häufigkeit von fast 25 % ein weiterer Fehlerschwerpunkt. Bei
420-kV-Anlagen liegen die Fehlerschwerpunkte in den Bereichen Schaltgeräte und Stützisolatoren.
Die Fehler sind auf unzureichendes Design, auf Fertigungsmängel und auf Mängel bei Montage
und Inbetriebnahme vor Ort zurückzuführen (Bild 13.2.3).
123 kV
unbekannt o.
andere
Gründe
14%
Design
36%
420 kV
Vorort
23%
Fertigung
27%
Vorort
14%
unbekannte o.
andere Gründe
14%
Design
29%
Fertigung
43%
Bild 13.2.3:
Analyse der Betriebserfahrungen mit GIS-Anlagen Ursprung für
dielektrische Fehler
174

Etwa 60 bis 70 % der Fehler hätten mit einem ausreichend empfindlichen Überwachungssystem
erfasst und somit vermieden werden können (Bild 13.2.4).
123 kV
Entwickl.
nicht erfaßb.
14%
gar nicht
erfaßb.
18%
erfaßbar
14%
420 kV
Entwickl.
erfaßb.
54%
gar nicht
erfaßb.
42%
erfaßbar
29%
Entwickl.
erfaßb.
29%
Bild 13.2.4:
Analyse der Betriebserfahrungen mit GIS-Anlagen Erfassbarkeit
dielektrischer Fehler
Hierzu zählen auch Fehler und Unregelmäßigkeiten, die erst im Laufe der Betriebszeit entstanden
sind. Insgesamt ist die Zahl der erfassbaren Fehler sicherlich noch höher, da viele der
nicht erfassbaren Unregelmäßigkeiten, wie z. B. Designfehler und unzureichende Vorortprüfung,
bei der heutigen Anlagengeneration mit großer Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen
werden können.
Die Analyse zeigt, dass Überwachungssysteme sinnvoll sein können, sofern sie eine ausreichende
Empfindlichkeit besitzen.
Insgesamt wird bei heutigen Anlagengenerationen die Zahl der Fehler geringer und die Zahl
der erfassbaren Fehler höher sein. Viele der Unregelmäßigkeiten, wie z. B. Designfehler auf
Grund mangelnder Isolationskoordination von Trenn- und Erdungsschaltern bei Schaltvorgängen
oder Fertigungsmängel in großvolumigen Feststoffisolierungen von Strom- und Spannungswandlern
oder unvollständige Vorortprüfung können mit großer Wahrscheinlichkeit
heute ausgeschlossen werden. Die verbleibenden Fehler sind im Wesentlichen auf Partikel
zurückzuführen. Diese Fehler können ausgehen von Partikeln auf der Isolatoroberfläche, von
feststehenden Partikeln auf dem Hochspannungsleiter und von frei beweglichen Partikeln.
Ein Teil dieser Unregelmäßigkeiten wird sicherlich auch durch verbesserte Qualitätssicherungsmaßnahmen
zu vermeiden sein. Die meisten der verbleibenden Unregelmäßigkeiten
können mit einer ausreichend empfindlichen Vorort-Prüftechnik aufgefunden werden. Daher
sollte es möglich sein, bei GIS-Anlagen Fehlerraten von 0,1 % / Feldjahr zu realisieren. Eine
solche Zuverlässigkeit ist erforderlich, um bei GIS-Anlagen trotz der höheren Ausfallzeiten
im Fehlerfall mindestens die gleiche Verfügbarkeit wie bei Freiluftgeräten und -anlagen zu erreichen.
175

13.2 Aufgaben, Ziele und Vorgehensweisen Monitoring und Diagnose
Aufgabe der Diagnostik ist es, mögliche Schwachstellen und Defekte rechtzeitig aufzuzeigen.
Neben der Fehlererkennung kommt der Diagnostik auch die Aufgabe zu, ausreichend Daten
und Informationen für eine Einschätzung des Fehlerrisikos zu liefern. des Weiteren wird
erwartet, dass sich aus den Messergebnissen und deren Interpretation Maßnahmen für das
weitere Vorgehen ableiten lassen. Darüber hinaus soll mit Hilfe der Diagnostik auch eine
Abschätzung der Restlebensdauer möglich sein.
Hierzu stehen Off-line- und On-line-Verfahren zur Verfügung. Bei der Anwendung von Offline-Verfahren
wird das Betriebsmittel zu Diagnosezwecken außer Betrieb genommen. Online-Diagnoseverfahren
werden an in Betrieb befindlichen Betriebsmitteln durchgeführt.
Die zu Diagnose erforderlichen Daten können durch
• dauernde Überwachung
• periodische Überprüfungen
• gelegentliche Überprüfungen
gewonnen werden.
Für die dauernde Überwachung ist das zu überwachende Betriebsmittel mit einer Messeinrichtung
auszurüsten, die die als diagnostischer Indikator ausgewählte Messgröße permanent
aufzeichnet, auswertet und bei Überschreiten von Schwellwerten Alarmsignale absetzt.
Beispiel ist die kontinuierliche Gasdichteüberwachung an einem SF 6 -Leistungsschalter oder
einem Isoliergasraum einer SF 6 -Anlage.
Bei periodischen Überprüfungen werden an dem zu überwachenden Betriebsmittel eine oder
mehrere Prüfungen durchgeführt, die neben dem momentanen Zustand auch Rückschlüsse auf
Betriebsereignisse zwischen den Prüfperioden liefern können. Je nach Meßmethode kann
hierfür eine Freischaltung des Betriebsmittels notwendig sein. Typische Beispiele sind Ölgasanalysen
an Transformatoren und Wandlern.
Gelegentliche Überprüfungen werden ereignisorientiert im Zusammenhang mit besonderen
Vorkommnissen im Netz oder auf Grund von Schadensfällen an vergleichbaren Betriebsmitteln
vorgenommen.
Das hochwertigste, aber auch aufwendigste Diagnoseverfahren stellt die On-line-Diagnose
dar, die sich auf die Daten einer permanenten Überwachung stützt. Oftmals sind aber auch
Diagnoseaussagen ohne On-line-Diagnose mit Hilfe von periodischen Überprüfungen möglich.
Dies ist bei vielen älteren Betriebsmitteln der Fall, die nicht mit den notwendigen Sensoren
ausgerüstet sind.
Bei neuen und zukünftigen Betriebsmitteln ist daher sorgfältig zu prüfen, welche Sensoren zu
installieren sind.
13.3 Überwachungseinrichtungen
Die Aufgabe eines Überwachungssystems ist es, die ordnungsgemäße Funktion des Betriebsmittels
zu kontrollieren, Fehler und Unregelmäßigkeiten rechtzeitig anzuzeigen und Fehlfunktionen
und Fehlverhalten zu vermeiden.
176

Hierbei sind vorhersehbare und nicht vorhersehbare Fehler zu unterscheiden. Bei nicht vorhersehbaren
Fehlern - solche werden meist erst entdeckt, wenn das Betriebsmittel betätigt
wird - ist die vorrangige Aufgabe der Überwachungseinrichtung, weitere Fehlfunktionen zu
unterbinden und das Betriebsmittel somit vor möglicher Zerstörung zu schützen.
Vorhersehbare Fehler müssen durch ein mehrstufiges Überwachungssystem erfasst werden.
Wird die erste Warnstufe erreicht, so können geeignete Maßnahmen eingeleitet werden. Ggf.
kann das Betriebsmittel geplant außer Betrieb genommen werden, um Instandsetzungen
durchzuführen. In jedem Fall ist das Betriebsmittel noch für eine gewisse Zeit betriebstüchtig.
Erst bei Erreichen der zweiten Warnstufe (Störung) ist das Betriebsmittel dann nicht mehr
betriebstüchtig.
Beispiele sind die mehrstufige Überwachung der Gasdichte oder des Energiespeichers eines
Leistungsschalters.
Bei der Konzeption eines mehrstufigen Überwachungssystems sind folgende Gesichtspunkte
zu bedenken:
- Es müssen geeignete Indikatoren für sich anbahnende Fehler gefunden werden.
- Der Abstand zwischen den einzelnen Warnstufen muss ausreichend groß sein, um in
geeigneter Form reagieren zu können.
Die zu überwachenden Größen können dabei auf direktem oder indirektem Wege gemessen
werden. SF 6 -Leckagen beispielsweise können durch direkte Messung der Gasdichte erfasst
werden. Undichtigkeiten an einem Stickstoffspeicher z.B. müssen indirekt gemessen werden,
indem die Kolbenstellung des Speichers ermittelt wird.
Die einzelnen Warnstufen werden meist durch passive Sensoren mit Schellwertschaltern angezeigt.
Um Tendenzen erkennen zu können, wären Sensoren erforderlich, die die zeitliche
Änderung, d.h. den Gradienten einer zu überwachenden Größe, aufnehmen können. Solche
Informationen können zu einer höheren Verfügbarkeit des jeweiligen Betriebsmittels beitragen.
13.4 Zustandserfassung und Diagnosemessungen
Durch Zustandserfassung und Diagnosemessungen kann der Instandhaltungsaufwand deutlich
verringert werden. Nur wenn die Messergebnisse konkrete Hinweise auf Unregelmäßigkeiten
geben, werden weitergehende Instandhaltungsmaßnahmen durchgeführt. Außerdem können
mit Hilfe von geeigneten Diagnosemessungen Tendenzen sowie Alterungs- und
Verschleißerscheinungen erkannt werden, so dass der Zeitpunkt für Austausch bzw.
Instandsetzung qualifizierter angegeben werden kann.
Hierzu zwei Beispiele:
Der Zustand des Kontaktsystems eines Leistungsschalters kann durch Messung des aktuellen
Kontaktübergangswiderstandes und Vergleich mit dem Neuzustand ermittelt werden. Besonders
aussagekräftig ist diese Messung, wenn sie während der Kontaktbewegung als sog.
dynamische Kontaktwiderstandsmessung durchgeführt wird.
177

Bild 13.4.1 zeigt den dynamischen Kontaktübergangswiderstand nach einigen Kurzschluss-
Schaltungen. Bei der Ausschaltung (Bild a) kann man in den Oszillogrammen 1) bis 3) den
Übergang vom Hauptkontakt- auf das Abbrandkontaktsystem und die endgültige Stromunterbrechung
erkennen. Im Vergleich zum neuwertigen Kontaktsystem (Oszillogramm 1) ist der
Übergangswiderstand des Abbrandkontaktsystems gemäß Oszillogramm 2) leicht erhöht ist.
Oszillogramm 3) zeigt jedoch ein deutlich anderes Verhalten beim Ablauf des Abbrandkontaktes,
der auf eine Unregelmäßigkeit am Abbrandkontakt hindeutet. In Oszillogramm 4)
ist gar kein Stromübergang auf das Abbrandkontaktsystem mehr festzustellen. Vergleichbares
Verhalten ist aus den Oszillogrammen bei der Einschaltung (Bild b) zu entnehmen. Eine
genauere Analyse nach Öffnen der Schaltkammer ergibt, dass bei den Fällen gemäß Oszillogramm
3) und 4) der Abbrandkontakt sich in der Halterung gelockert hat, und es dadurch zu
Lichtbogenerscheinungen in dieser Zone gekommen ist.
Ausschaltung
Einschaltung
Bild 13.4.1:
Dynamischer Kontaktübergangswiderstand
Das Verhalten des Antriebes und der kinematischen Kette zwischen Antrieb und Schaltkammer
lässt sich anhand der Schaltbewegung analysieren. Bild 13.4.2 zeigt dazu das
Verhalten von drei einzelpoligen Antrieben eines Leistungsschalters bei einer Ein- bzw.
Ausschaltung. Aus der Einschaltbewegung ist zu erkennen, dass die Einschaltgeschwindigkeit
des Pols L1 etwas geringer als die der Pole L2 und L3. Sie bewegt sich jedoch in den
zulässigen Toleranzen, was auch durch eine Kontrolle der Schaltzeiten bestätigt wird. Das
Ende der Einschaltbewegung von Pol L3 zeigt gewisse Auffälligkeiten.
Der Verlauf endet ohne sichtbare Dämpfung. Noch deutlicher ist dieses Verhalten am Ende
der Ausschaltbewegung zu erkennen.
Dies deutet auf eine Unregelmäßigkeit in der Dämpfung dieses Poles hin. Bei der anschließenden
Kontrolle wird ein Defekt am hydraulischen Dämpfungselement des Antriebes festgestellt,
der einen Austausch dieses Elementes erforderlich macht. Bei diesem Pol wurden übrigens
trotz der fehlenden Dämpfung keine unzulässigen Abweichungen in den Schaltzeiten
ermittelt.
178

Bild 13.4.2:
Ein- bzw. Ausschaltbewegung
von drei einzelpoligen
Leistungsschalter-Antrieben
13.5 Steuerung, Überwachung und Diagnose von Leistungsschaltern durch
integrierte, intelligente Sekundärsysteme
Moderne intelligente Sekundärsysteme, integriert in Hochspannungsbetriebsmittel, können
einen wesentlichen Beitrag zu einer verbesserten Verfügbarkeit und einer wirtschaftlicheren
Instandhaltung leisten. Wegen der besonderen Eigenschaften solcher Systeme werden deutlich
mehr Informationen über jedes Betriebsmittel zur Verfügung stehen. Damit ist nicht nur
der aktuelle Zustand des Betriebsmittels bekannt, sondern es werden auch Tendenzen, insbesondere
solche, die zu Unregelmäßigkeiten und Fehlfunktionen führen, erkannt und angezeigt.
Bei der Einführung moderner, intelligenter Sekundärsysteme auf Mikroprozessorbasis sind
sowohl wirtschaftliche als auch systemtechnische Aspekte zu bedenken. Dabei muss geprüft
werden, inwieweit es Sinn macht, die in Betrieb befindlichen Generationen von Betriebsmitteln
zusätzlich mit solchen Systemen auszurüsten. Für den zukünftigen Einsatz sind hier
Konzepte zu entwickeln, die diese Systeme in die jeweiligen Betriebsmittel integrieren und
dabei die erweiterten technischen Möglichkeiten für die Betriebsführung und für Zwecke der
Instandhaltung nutzen. Ein derartiges Konzept soll in Abschnitt 14 am Beispiel eines modernen,
sog. intelligenten Leistungsschalters erläutert werden.
13.6 Automatisierte, benutzergeführte Inspektion von Leistungsschaltern
durch Einsatz intelligenter Systeme
Bei einer Vielzahl von in Betrieb befindlichen Betriebsmitteln wird man zu der Erkenntnis
kommen, dass eine Nachrüstung intelligenter Sekundärsysteme auf Grund des hohen Engineering-
und Kostenaufwandes wenig interessant ist. Dennoch kann dieses System genutzt werden,
um die Effizienz der Instandhaltungsaktivitäten an den bereits installierten Betriebsmitteln
zu verbessern. Durch die Einführung eines automatisierten und benutzergeführten,
welches auf einer ähnlichen Hardware- und Software-Konfiguration basiert, können Instandhaltungsmaßnahmen
qualifizierter und in kürzerer Zeit durchgeführt werden.
Bild 13.6.1 zeigt die Vorgehensweise an einem SF 6 -Leistungsschalter. Das Hauptelement ist
die sog. Diagnosebox, die die Prozesssteuerung, die Datenaufzeichnung und -auswertung und
die Datenübertragung zu einem Laptop übernimmt. Dieses Element stimmt weitgehend mit
dem Mikrocomputer des intelligenten Leistungsschalters überein.
179

I m
Kontaktwiderstand
statisch & dynamisch U m
Diagnosestecker
SF 6 -Check
Kontaktbewegung
Diagnosebox
Prozesssteuerung
Messwertaufnahme
Datentransfer
Steuerung & Überwachung
(Schaltvorg., Antrieb)
Bild 13.6.1:
Automatisierte, benutzergeführte und
Datenbank gestützte Inspektion und
Diagnose von Leistungsschaltern
Die Diagnosebox enthält verschiedene Eingänge, um die verschiedenen Diagnosegrößen aufzuzeichnen.
Die Signale für Steuerung und Überwachung des Schaltvorganges und des Antriebsmechanismus
können über einen Diagnosestecker abgegriffen werden.
Durch Einsatz von drei zusätzlichen Sensoren kann man den Kontaktwiderstand und die Kontaktbewegung
aufzeichnen und das SF 6 -Gas überprüfen. Insgesamt werden die in Tabelle 6.1
aufgeführten Diagnosegrößen erfasst und aufgewertet. Alle Messergebnisse werden automatisch
analysiert und in einer Datenbank abgespeichert.
Schaltvorgang
• Ein- und Ausschaltzeiten des Hauptkontaktes und der Hilfskontakte
• I(t) der Auslösespulen
Schaltkontaktbewegung
• Schaltgeschwindigkeit
• Dämpfung während der Ein- und Ausschaltung
Kontaktwiderstand
• Statisch, quasistatisch, d. h. zu Beginn der Schaltbewegung
• Dynamisch, d. h. während der Schaltbewegung
Antrieb
• Steuerung und Überwachung der Ladeeinrichtung
• I(t) der Ladeeinrichtung
• Energieinhalt des Speichers
SF 6 -Gas-Füllung
• Gasdichte
• Gasfeuchte und Zersetzungsprodukte
• Gasdichteanzeige
Meldungen
• Stör- und Warnmeldungen
• Stellungsmeldungen
Tabelle 6.1.2:
Gemessene und aufgezeichnete
Diagnosegrößen
Hierzu kann man die gleichen Algorithmen und Softwareroutinen, wie sie vom intelligenten
Sekundärsystem bekannt sind, verwenden. Mit Hilfe früherer Diagnosedaten aus der Datenbank
lassen sich Tendenzen ermitteln und Unregelmäßigkeiten bereits in der Frühphase auffinden.
180

Der Ablauf des Inspektionsvorganges ist automatisiert. Das Wartungspersonal erhält Anweisungen,
welche Inspektionsmaßnahmen durchzuführen sind und welche Abhilfemaßnahmen
im Falle von Unregelmäßigkeiten einzuleiten sind. Durch die beschriebene Vorgehensweise
können in ziemlich kurzer Zeit umfangreiche Informationen über den Zustand des Leistungsschalters
gesammelt werden. Wenn keine Unregelmäßigkeiten oder unzulässige Abweichungen
von den Sollwerten vorliegen, wird der Leistungsschalter für den Betrieb wieder freigegeben.
Anderenfalls können mit Hilfe dieser Informationen weitere Wartungsmaßnahmen
oder Instandsetzungsarbeiten geplant werden.
13.7 Einfluss auf Instandhaltungsstrategien, grundsätzliche Auslegung sowie
Lebensdauerkosten und Systemtechnik
Monitoring und Diagnose kann die Wirtschaftlichkeit von Schaltgeräten auf verschiedene
Weise beeinflussen.
Zunächst kann die Instandhaltung durch Verringerung des Wartungsaufwandes und der Wartungshäufigkeit
effizienter gestaltet werden. Fehler können bereits im frühen Stadium erkannt
werden. So lassen sich Instandsetzungs- und Reparaturarbeiten längerfristig planen und mit
der Betriebsführung abstimmen.
Die neuen Methoden der Fehlerfrüherkennung ermöglichen es, Fehler und Unregelmäßigkeiten
aufzufinden, die dem Betriebspersonal bisher nicht zugänglich waren. Hierdurch wird
das Feedback beschleunigt, was insbesondere bei neuen Geräten positive Rückwirkungen auf
den Fertigungs- und Qualitätssicherungsprozess hat.
Die in der Datenbank gespeicherten Informationen können für eine effiziente Ersatzteilstrategie
genutzt werden. Hieraus ergeben sich Hinweise, welche Ersatzteile in welchen Mengen
herzustellen und zu lagern sind. In vielen Fällen wird dann die Lagerung von einigen typischen
Ersatzmodulen sinnvoller sein als die Lagerung von vielen verschiedenen einzelnen
Ersatzteilen. Daher wird die grundsätzliche Auslegung der Geräte so zu modifizieren sein,
dass wenige Baugruppen und Module mit einfachen Schnittstellen vorhanden sind.
Will man eine auf die gesamte Lebensdauer des Betriebsmittels bezogene Wirtschaftlichkeitsanalyse
vornehmen, so sind die Lebensdauerkosten zu betrachten. Lebensdauerkosten (Life
Cycle Costs-LCC) sind die Summe aller heutigen und zukünftigen Kosten, die während der
erwarteten Lebensdauer eines Betriebsmittels auftreten. Sie setzen sich aus folgenden Kostenelementen
zusammen:
LCC = CI + CP + CR + CO + OC + CD
CI Kosten für Installation und Beschaffung
CP Kosten für geplante Instandhaltung
CR Kosten für Reparatur- und Instandsetzungsmaßnahmen
CO allgemeine Betriebskosten
OC Ausfallkosten
CD Kosten für Verschrottung und Entsorgung.
In Tabelle 13.7.1 ist abgeschätzt, welchen Einfluss moderne, intelligente Sekundärsysteme
auf die einzelnen Kostenelemente haben.
181

Art der Kosten
Einfluss auf Lebensdauerkosten
(LCC)
CI Beschaffung
Installation
+
-
CP -
CR -
CO 0
OC -
CD 0
Lebensdauer +
+ Anstieg 0 neutral - Verringerung Tabelle 13.7.1
Eine deutliche Reduzierung wird bei den Instandhaltungskosten und den Ausfallkosten erwartet.
Den höheren Beschaffungskosten stehen geringe Kosten für Installation entgegen.
Insgesamt sind geringere Lebensdauerkosten als bisher zu erwarten.
Über die bereits dargestellten Einflüsse auf Instandhaltung und grundsätzliche Auslegung hinaus
können On-line-Monitoring und Diagnose noch weitergehende Auswirkungen auf die
Systemtechnik haben. Zunächst lässt sich die Verfügbarkeit der Betriebsmittel durch die Zustandsinformationen
und die Fehlerfrüherkennung deutlich verbessern. Unvorhergesehene
Ausfälle werden nur noch selten auftreten.
Notwendige Instandsetzungsarbeiten sind vorhersehbar und planbar und können somit mit
den Anforderungen der Betriebsführung koordiniert werden.
Die ständige Auswertung des Zustandes der Betriebsmittel führt zu umfangreichen Informationen
über Verschleiß- und Alterungsprozesse. Zusammen mit den weiteren Betriebserfahrungen
und den Ergebnissen von Material- und Bauteilprüfungen ergeben sich hieraus
belastbare Kriterien für eine Beurteilung der im Netz installierten Betriebsmittel.
Datenbanksysteme können helfen, all diese Informationen zu sammeln und auszuwerten. Dies
schafft die Basis für eine zuverlässige Lebensdauerabschätzung und ermöglicht ggf. eine Lebensdauerverlängerung.
Die Kenntnisse können aber nicht nur verwendet werden, um Kriterien für die Ertüchtigung
und Erneuerung zu erarbeiten. Sie können auch für weitere systemtechnische Überlegungen
genutzt werden. So ist beispielsweise bei der grundsätzlichen Auslegung von Hochspannungsschaltanlagen
die Zahl der Sammelschienen und die Notwendigkeit einer Umgehungsschiene
unter Berücksichtigung der Fehlerraten und der Nichtverfügbarkeit moderner Leistungsschalter
zu prüfen. Bei GIS-Anlagen haben solche Überlegungen bereits zu einer besonderen
Anlagenvariante mit einem Bypasstrennschalter geführt. Dieser ermöglicht, ein Sammelschienensystem
sowohl als Hauptsammelschiene als auch als Umgehungsschiene zu verwenden.
Insgesamt werden durch die zusätzlichen Informationen und Erkenntnisse eine stärkere Auslastung
und ein wirtschaftlicherer Betrieb der Netze möglich sein.
182