Der definitive Leitfaden zu elektrischen Schutzsystemen, -geräten und -einheiten

Elektrische Schutzeinheiten und -systeme

Dieser ausführliche Artikel behandelt verschiedene Schutzarten für elektrische Systeme und Netze. Sie lernen: Schutzmethoden, Systeme und Geräte, Abstimmung und Koordination, Freileitungsschutz, Energiesystemschutz, Kabelzuführungsschutz, Transformatorschutz, Motorschutz, Generatorschutz, Kondensatorbankschutz, Sammelschienenschutz, Spannungs- und Frequenzschutz u. v. m. Lesezeichen setzen für später.

Einführung in elektrische Schutzsysteme

HV, MV, NV^[1] elektrische Anlagen und Geräte unterliegen internen und externen Fehlern, die schwere Schäden an Personen und anderen Geräten verursachen können.

Um Folgen zu vermeiden und zu minimieren, sind Schutzeinrichtungen an Geräten erforderlich, die elektrischen Strom unterbrechen können.

Zum Verständnis der Schutzeinrichtungen werden in jedem Abschnitt die häufigsten Fehler der jeweiligen Geräte und Anlagen behandelt.

Wichtig: Alle Einheiten mechanischer und elektrischer Parameter und ihre Vielfachen/Teile in Schutzsystemen folgen SI (Internationales Einheitensystem); Ausnahmen: Stunden (h) statt Sekunden (s), Temperatureinheit °C statt K (Kelvin) – [K] = [°C] + 273,15.

Schutzeinrichtungen und Technologie

Schutzeinrichtungen

Um Fehlerdauer zu minimieren, sind Schaltgeräte und Ausrüstungen mit Schutzeinrichtungen zur Detektion und Isolation fehlerhafter Anlagenteile ausgestattet.

Erforderlich: erstens frühe Fehlerdetektion und -lokalisierung, zweitens schnelle Außerbetriebnahme fehlerhafter Ausrüstung, um:

• Gesamtsystem zu schützen und Versorgungscontinuity zu gewährleisten.
• Schäden und Reparaturkosten zu minimieren.
• Personensicherheit zu gewährleisten.

Früher waren Sicherungen gängiger Überstrom-/Überlastschutz, in Nordamerika und manchen Ländern noch immer in NV-Anlagen und MV-Kabeln/Transformatoren bis 630–1250 kVA verbreitet.

Doch Netzkomplexität und Anforderungen an zuverlässigere Energieübertragung und -verteilung erfordern präzisere Schutzeinrichtungen.

Schutzrelais sind heute Standard – zuverlässiger, genauer und fähig, andere Fehlertypen als Überlast/Überstrom in Netzen und Geräten zu detektieren (Details in Geräteschutz-Abschnitten).

Sie sind so eingestellt, dass sie bei Erkennung eines Fehlerzustands auslösen und das Auslösen einleiten.

Jedes Energiesystem-Schutzschema besteht aus:

• Fehlererkennende/messende Relais
• Auslöse- und Hilfsrelais
• Leistungsschalter
• Messwandler – Strom (CT) und Spannung (VT)

Erste Modelle von Schutzrelais waren elektromechanische Relais – noch in manchen Ländern und alten, nicht modernisierten Anlagen im Einsatz. Ankerzugtyp: Sekundärstrom der Messwandler durch Spule → Anker gegen Federzug angezogen → Relaisauslösekontakt schließt.

Heute elektronische (Halbleiter-) und mikroprozessorbasierte Schutzrelais in Energieversorgungsunternehmen üblich.

Elektronische Relais haben nur eine Schutzfunktion – für verschiedene Funktionen verschiedene Relais nötig.

Mikroprozessorbasierte Relais bieten viele Funktionen: Schutz, Steuerung, Überwachung.

Intelligente Elektronische Geräte (IED)

Mikroprozessorbasierte Relais = Intelligent Electronic Devices (IED), bieten:

• 5–12 Schutzfunktionen
• 5–8 Steuerfunktionen für separate Geräte
• Automatische Wiedereinschaltfunktion
• Selbstüberwachung
• Kommunikationsfunktionen

Hauptmerkmale:

• Viele Funktionen in einem Relais
• Gruppeneinstellungen einfach änderbar bei Leiterkonfigurationsänderungen
• Programmierbare Ausgangerelais
• Kommunikationsports für SCADA – Supervisory Control and Data Acquisition (Systeme, Modems, PCs)
• Ereignisspeicher für viele aktuelle Fehler
• Oszillographie/Wellenformaufzeichnung – Speicherung von Vor-/Nachfehler-Strom/Spannungswellenformen zur Fehleranalyse
• Messungen
• Verriegelung
• Unterstützung Leistungsschalterwartung. Phasenselektive Fehlerunterbrechungspflicht aufzeichnungsfähig
• Fehlerortung – Anzeige der Entfernung zum Fehler

IED-Funktionen und -Komplexität müssen gemäß zu schützendem Gerät, Netzcharakteristik und erforderlichen Ergänzungsmaßnahmen definiert werden.

Moderne IEDs erfüllen IEC^[2] Norm 61850 – Kommunikationsprotokoll für Umspannwerksautomation mit Interoperabilität und erweiterten Kommunikationsfähigkeiten.

Wachstum von Schutz-, Steuer- und Überwachungspunkten → massiver Datenvolumenzuwachs in Umspannwerken. Daten meist primitiv, digital gespeichert. Verarbeitung/Analyse nötig vor Nutzen.

Konventionell: Daten/Signale vom Relais über RTU (Remote Terminal Unit) an SCADA. Aufwendige, teure Verkabelung zwischen Feldern und Leitwarte.

Modern mit IED: Verkabelung zwischen Messwandlern/Zählern entfällt. Daten/Signale direkt via High-Speed-Kommunikationsnetz an SCADA. Datenvolumen steigt drastisch.

Für Konnektivität: Datennetz LONWORKS Local Operating Network (LON). IEC 61850 definiert Protokolle, lauffähig über TCP/IP Netze oder Umspannwerks-LAN mit High-Speed Switched Ethernet für Ansprechzeiten < 4 ms bei Schutzrelais.

Schutzrelais und Codes

In MV/HV-Umspannwerken, Geräten, Schaltanlagen, Kraftwerken gängige Schutzrelais mit IEEE/ANSI^[3]/IEC-Codes:

• Lagerschutz (38)
• Leistungsschalter-Ausfallschutz (50 BF)
• Sammelschienen-Differenzschutz (87B)
• Richtungs-Erdschlussüberstrom (67N/67G)
• Richtungs-Phasenüberstrom (67)
• Momentaner Erdschlussüberstrom (50N/50G)
• Momentaner Phasenüberstrom (50)
• Erregungsverlust (40)
• Phasenverlust (48)
• Übererregungsschutz (24)
• Über-/Unterfrequenz (81)
• Freileitungs-Differenzschutz (87L)
• Freileitungs-Distanzschutz (21)
• Überlastschutz (49)
• Überschwindeschutz (12)
• Überspannung (59)
• Begrenzter Erdschluss (64G/64REF)
• Rückleistungsschutz (32)
• Zeitverzögerter Erdschlussüberstrom (51N/51G)
• Zeitverzögerter Phasenüberstrom (51)
• Transformator-Differenzschutz (87P)
• Unterspannung (27)
• Schwache Einspeisung (21WI)
• Falsche Phasenfolgeschutz (47)

Bei HV-Freileitungen, HV-Leistungstransformatoren, MV-Leistungstransformatoren > 3–4 MVA: Praxis zwei Schutzsätze – „Hauptschutz“ und „Reserveschutz“ für höhere Zuverlässigkeit/Sicherheit.

Schutz mit Sicherungen

Sicherung = niedrigohmiger Widerstand als „Opfergerät“ für Überstromschutz, noch in manchen NV- und MV-Anlagen genutzt.

Kern: Metallband/-draht, schmilzt bei zu hohem Strom → Stromkreisunterbrechung → Verhinderung weiterer Schäden durch Überhitzung/Brand.

Metallband/-draht mit kleinem Querschnitt vs. Leiter, in nichtbrennbarem Gehäuse (Keramik, Glas, Kunststoff, Fiberglas, Glimmerschichten, gepresste Faser).

Schmelzelement aus Zink, Kupfer, Silber, Aluminium, Legierungen für stabile, vorhersagbare Kennlinien.

Sicherungen auf Sicherungshaltern (typ- und spannungsspezifisch, z. B. HRC-Sicherungen).

Wesentliche elektrische Kenngrößen:

• Nennspannung
• Nennstrom (Iₙ): max. Dauerstrom ohne Auslösung
• Schaltvermögen (I₁): max. abschaltbarer Kurzschlussstrom (20–63 kA)
• Mindestauslösestrom (I_f)
• Konventioneller Nichtschmelzstrom (I_nf): z. B. 1,25×Iₙ
• Nennschmelz-I²t: Energie zum Schmelzen (Joulesches Gesetz), konstant pro Element
• Zeit-Strom-Kennlinie: Auslösezeit als Funktion des Stroms (Herstellerangaben)

Umgebungstemperatur ändert Betriebsparameter → Temperaturderating nötig. Beispiel: 1 A bei 25 °C → bei −40 °C 10–20 % mehr, bei 100 °C Auslösung bei 80 % Nennwert. Werte variieren pro Sicherungsfamilie (Herstellerdatenblätter).

Hauptauswahlkriterien: Betriebsstrom, Nennspannung (AC/DC), Umgebungstemperatur, Überlaststrom/-dauer, max. Fehlerstrom, Impulse/Anlaufströme/Transienten, Baugrößenbeschränkungen, Sicherungsmerkmale (Bauform, Entnahme, Sichtanzeige), Haltermerkmale, Anwendung, nationale Vorschriften/Normen.

Französische Norm NF EN 60269 klassifiziert Sicherungen nach Zeitkennlinien, Funktionen, Anwendungen – weit verbreitet:

• gL/gG: Kabel-/Geräteschutz. Selektivität bei zwei Nennstromstufen Abstand (z. B. 160 A / 100 A). Anwendung: alle Verteilerebenen, Industrie, Wohnen, Haupt-/Einspeiseschalttafeln.
• aM: Direkter Motorschutz, mit externem Schutz (Thermorelais). Einfache Selektivität zu vorgelagerten gG-Sicherungen. Anwendung: NV-Motoren.
• gR: Ultraschnell für Halbleiter, stark strombegrenzend, niedriges I²t. Anwendung: Halbleiterschutz (Sanftanlauf, USV, Frequenzumrichter).

Bei Sicherungsschutz: Lasttrennschalter vor Sicherungen für Sicherheit – Isolation vor Sicherungswechsel/Wartung. Nur Phasenüberströme erkannt → weitere Schutzrelais für andere Fehler nötig. Für Ableitströme/Erdschlüsse: FI-Schalter (RCCB/RCBO).

Schalter mit Auslösevierling, auch durch internen Geräteschutz betätigt. Sicherungen mit mechanischem Anzeiger (Schlagbolzen), der Schalter öffnet, wenn nur eine Sicherung anspricht → komplette Trennung im Fehlerfall. Farbscheibe (fällt bei Auslösung heraus) oder Sichtfenster für optische Anzeige.

Abstimmung und Schutzkoordination

Einführung in Abstimmung und Schutz

Bei Festlegung von Schutzrelais-Einstellwerten oder Nennströmen von Sicherungen/NV-Leistungsschaltern (z. B. ACB) muss sichergestellt sein: Werte schützen das Gerät geeignet, und nur der dem fehlerhaften Stromkreis zugeordnete Schutzschalter/sicherung spricht an – nicht andere, was ernste Netzstörungen und Qualitäts-/Kontinuitätsverluste verursachen würde.

Erforderlich: Abstimmungs- und Schutzkoordinationsstudie.

Grundprinzipien

Schutzrelais-Abstimmungsstudien ermitteln Relais-Einstellwerte.

Fehlerleistungen für alle möglichen Betriebszustände bestimmen → Relaisfähigkeit zur Fehlerdetektion/-beseitigung.

Schutzkonzepte so eingestellt, dass möglichst wenig des elektrischen Systems isoliert wird → Fehlerstörung minimiert.

Relais-Auslösezeiten nach Primäranlagen-Kurzzeitfestigkeit, Systemstabilität, behördlichen Vorgaben. Korrekte Relais-Arbeitsmargen in Strom und Zeit → Fehlabstimmung vermeiden.

Bei Distanzrelais auf doppelten HV-Leitungen: Nullsystem-Kopplung zwischen Kreisen berücksichtigen → Über-/Untererreichen minimieren.

Relais-Kennlinien und Einstellungen sorgfältig koordinieren für Selektivität.

Ziel: Nur fehlerhafte Komponente abschalten, Restnetz in Betrieb lassen → Versorgungsunterbrechungen minimieren, Stabilität sichern.

Selektivität (Diskriminierung) = „Koordination der Schutzeinrichtungen, damit ein Fehler an beliebiger Netzstelle durch das unmittelbar vorgelagerte Schutzeinrichtung allein beseitigt wird“.

Beispiel Einliniendiagramm (Abb. 6) mit Schutzsystemen SP1–SP6: Fehler an Punkt A → nur SP5 soll ansprechen, alle anderen nicht.

Zwei Prinzipien für Selektivität:

• Stromdiskriminierung
• Zeitdiskriminierung

Abstimmung und Koordination in NV, MV, HV Netzen

Bei Studien: Netzkonfiguration und -komplexität beachten.

• NV-Verteilernetze: meist radial.
• MV-Verteilernetze: Kombination radial + doppelte Einspeisung mit NO-Punkt, hohe Komplexität.
• Kunden-MV-Netze: meist radial, in Großanlagen doppelte Einspeisung mit NO-Punkt.

Wegen Komplexität bei HV-Übertragungs- und MV-Verteilernetzen: Spezialingenieure + Softwaretools (ETAP, PSS/E, EPSO, PTW).

Kunden-MV-Netze einfacher, folgen grundlegenden Anweisungen (später).

Besondere Aufmerksamkeit an Grenze Verteilnetzbetreiber / Kundennetz (Einspeisung) → Schutzkoordinationsprotokoll zwischen beiden Parteien.

Bei NV-Netzen mit Leistungsschaltern und/oder Sicherungen: Selektivität „Leistungsschalter/Leistungsschalter“, „Sicherung/Sicherung“, „Leistungsschalter/Sicherung“ durch Vergleich von Zeit-Strom-Kennlinien für bestimmten Fehlerstromwert, mit Strom- und Zeitdiskriminierung.

Stromdiskriminierung für Überlastschutz: selektiv, wenn Verhältnis der Einstellschwellen > 1,6.

Zeitdiskriminierung für Kurzschlussschutz: vorgelagerter Schalter/Sicherung mit Zeitverzögerung → nachgelagertes Gerät löst schneller aus. Selektiv, wenn Verhältnis der Kurzschlussschutzschwellen ≥ 1,5.

Kabelzuführungsschutz

Detaillierter aktualisierter Beitrag: Kabelzuführungsschutz – Fehlertypen, Ursachen & Differenzschutz.

Transformatorfehler & Schutz

Wichtiges, ausführliches Thema → aktualisiert und zusammengeführt unter Leistungstransformator-Schutz & Fehler.

Freileitungsfehler & Schutz

Verschoben und aktualisiert unter Freileitungsfehler & Schutz.

Motorschutz

Neuer Link für bessere Navigation: Motorschutz, gängige Motorenfehler und Geräte für HV/NV-Motorschutz.

Generatorschutz

Bereits behandelt: Generatorschutz, gängige Generatorfehler und Schutzgeräte im vorigen Beitrag.

Verschiedene Schutzarten

Spannungs- und Frequenzschutz

Lastschwankungen, Schalthandlungen, Kraftwerksausfälle können Spannungs- und Frequenzschwankungen verursachen, die zulässige Betriebsgrenzen von Geräten/Netzen überschreiten.

→ Geräteschäden, teilweiser oder totaler Blackout.

Vermeidung/Minimierung: Unter-/Überspannungsschutz (Codes 27, 59) und Frequenzschutz (Codes 81U, 81O).

Sammelschienenschutz

In HV-Umspannwerken üblich: Sammelschienen-Schutzrelais, meist Differenzschutz (87B).

Relais an alle CT des Umspannwerks → Summe ein-/ausgehender Ströme bewerten (Abb. 25).

Funktionsprinzip: Kirchhoff'sches Gesetz – Stromgesetz.

Sammelschienen-CT müssen auf Abgangsseite der Leistungsschalter sitzen. Auf Sammelschienenseite → Schutzblinder Fleck.

Hochohmige Relais im Differenzschutz → System toleranter gegen gesättigte CT.

Nichtlinearer Widerstand parallel zu Relaisklemmen → Spannung am Differenzrelais begrenzen auf sicheren Wert bei Fehlerzuständen.

Hochohmige Relais in modernem HV-Sammelschienen-Differenzschutz extensiv genutzt.

Vorteil: können für äußere Fehler stabil bleiben (nicht ansprechen), auch wenn ein CT gesättigt ist.

Äußerer Fehler, Worst Case: ein CT voll gesättigt, anderer nicht. Resultierender Differenzstrom → max. Spannung am Relais. Relais-Einstellung (in Volt) mit ausreichendem Sicherheitsabstand → Differenzschutz spricht nicht für diesen äußeren Fehler an.

CT-Sekundärwicklungs- und Kabelwiderstände müssen bekannt sein → in Relais-Einstellberechnung verwendet.

Bei inneren Fehlern: Hoher Differenzrelais-Widerstand zwingt Differenzstrom durch CT-Erregerimpedanzen. Entstehende Spannung ≈ Leerlaufspannung des CT → weit über Relais-Einstellung. Nichtlinearer Widerstand/Varistor parallel → Spannung bei Fehler auf sicheren Wert begrenzen.

Bei Sammelschienenfehler: Alle Leistungsschalter an dieser Sammelschiene auslösen. Sammelschienenfehler fast immer dauerhaft (nicht transient).

→ Kein automatisches Wiedereinschalten nach Sammelschienenfehler. Sammelschienenschutz bricht oft Auto-Reclose anderer Schutzfunktionen ab.

Viele Umspannwerke: Sammelschienenanordnungen z. B. Doppelte Sammelschiene (Abb. 26), Umschaltung der Abgänge über Trennschalter.

Verkompliziert Schutz: CT-Sekundärkreise müssen umgeschaltet werden (Trennschalter-Hilfskontakte) passend zur jeweiligen Sammelschiene.

Üblich: Eine Schutzzone pro Sammelschienenabschnitt = diskriminierende Zonen.

Zusätzlich: Weitere Differenzschutzzone für gesamtes Umspannwerk = Prüzzone (Check Zone).

Für Auslösung einer Sammelschiene: Diskriminierende-Zonen-Relais UND Prüzzonen-Relais müssen beide ansprechen.

Leistungsschalter-Ausfallschutz

In HV-Umspannwerken üblich: Leistungsschalter-Ausfallschutz (50BF), wenn Schalter durch Auslösebefehl nicht auslöst, erkannt an nicht erlöschendem Fehlerstrom → Reserveschutz sendet Auslösebefehl an vorgelagerte oder benachbarte Schalter.

50BF-Funktion aktiviert durch 0/1-Binärsignal von Überstromschutzfunktionen (50/51, 50N/51N, 46, 67N, 67). Prüft Stromverschwinden während Zeitverzögerung T.

Auch Schalterstellung einbeziehbar (logische Eingänge) → tatsächliche Öffnung prüfen. Spannungsfreier Schließerkontakt der Schalterposition auf Gleichungseditor-Eingang „Schalter geschlossen“ → Schutz wirksam bei:

• 50BF aktiviert durch 50N/51N (I_s0 < 0,2 I_n) → 50BF-Stromansatz ev. nicht funktionsfähig.
• Auslösekreisüberwachung (TCS) genutzt → Schalter-Schließerkontakt kurzgeschlossen.

Automatische Aktivierung erfordert Programmlogik Schaltersteuerfunktion. Spezieller Eingang für Aktivierung über Gleichungseditor (Spezialfälle, z. B. Auslösung durch externes Schutzgerät).

Zeitverzögerter Ausgang der Schutzeinheit → Logikausgang über Steuerungsmatrix. Start/Stopp Zeitverzögerung T bedingt durch Strom > Ansatz (I > I_s).

Schwache Einspeisung (Weak End Infeed)

Schwache-Einspeisung-Schutz = Ergänzung zum Distanzschutz, wenn Fehlerstrom in Freileitung < Distanzschutz-Einstellwert.

Kondensatorbankschutz

Bei Blindleistung: Jede Phase einer Kondensatorbank = Gruppen von Kondensatoren in Reihenschaltung für Leistungsfaktorkorrektur. 3 Phasen in Sternschaltung, Sternpunkt isoliert oder geerdet je nach Netzbetrieb (Abb. 27).

Häufige Kondensatorbankfehler:

• Kondensator-Kurzschluss oder Anschlusskabelfehler.
• Kurzschluss zwischen Einheiten und Metallgestell (Phasen-Erde-Fehler).
• Überlast durch Netz-Oberwellen.
• Dielektrischer Durchschlag durch Überspannung/Blitz.

Fällt Kondensatorgruppe aus bei geerdetem Sternpunkt → Bank unsymmetrisch, Strom im Neutralleiter.

Jeder Kondensator/Gruppe meist durch Sicherungen geschützt (werksseitig).

Sicherungen müssen I²t-Kennlinie haben, die nicht durch Einschalt-Einschwingstrom der Bank auslöst.

Gängige Schutzgeräte für Kondensatorbänke:

• Momentaner Phasenüberstrom (50)
• Momentaner Erdschlussüberstrom (50N/50G)
• Zeitverzögerter Phasenüberstrom (51)
• Zeitverzögerter Erdschlussüberstrom (51N/51G)
• Überspannungsschutz (49)

^[1] HV: Hochspannung (V ≥ 60 kV); MV: Mittelspannung (1 kV < V < 60 kV); NV: Niederspannung (V ≤ 1 kV). ^[2] IEC: Internationale Elektrotechnische Kommission. ^[3] IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers. ANSI: American National Standards Institute. ^[4] Residueller Kapazitätsstrom bei Phasen-Erde-Fehler (I_C) = 3 X_c U (X_c = kapazitiver Blindwiderstand, U = Strangspannung). ^[5] Gasisolierte Transformatoren (GIT) hier nicht analysiert. ^[6] rms: Effektivwert. ^[7] Primärmover: Antriebsmaschine des Generators (Dieselmotor, Gasturbine, Dampfturbine, Wind-/Wasserkraft). ^[8] Erregung im Synchrongenerator: Leiterwicklungen, erhalten Spannung (Erregung) → magnetischer Fluss. Fluss schneidet Anker → Spannung = Generatorspannung.