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Die meisten Fehler in der Freileitungsverteilung verschwinden innerhalb von Millisekunden. Ein Ast streift einen Leiter, ein Blitz verursacht einen Überschlag, Wildtiere überbrücken zwei Phasen - und schon ist der Fehler von selbst behoben. Ein richtig konfigurierter Wiedereinschaltautomat unterscheidet diese vorübergehenden Ereignisse von dauerhaften Fehlern und stellt die Stromversorgung automatisch wieder her, ohne dass die Kunden etwas davon merken. Wenn die Einstellungen falsch sind, gibt es zwei Fehlermöglichkeiten: störende Auslösungen, die die Kunden frustrieren und die Zeit der Mitarbeiter verschwenden, oder gefährlich langsame Löschvorgänge, die Leiter beschädigen und ganze Abzweigungen lahm legen.
Dieser Leitfaden behandelt die drei Säulen, die jeder Schutztechniker verstehen muss: Zeit-Strom-Kurven, Wiedereinschaltreihenfolgen und Gerätekoordination. Ganz gleich, ob Sie Ihren ersten Wiedereinschaltautomat konfigurieren oder ein bestehendes Schutzsystem überprüfen, diese Grundlagen gelten für alle Herstellerplattformen und Spannungsklassen.
Zeit-Strom-Kennlinien (TCC) bilden die Grundlage für alle Wiedereinschalt-Einstellungen. Eine TCC-Kurve stellt die Größe des Fehlerstroms (horizontale Achse, in Ampere) gegen die Betriebszeit (vertikale Achse, in Sekunden) dar und beantwortet eine wichtige Frage: Wie lange wartet der Wiedereinschaltautomat bei einem bestimmten Fehlerstrom, bevor er auslöst?
Die Beziehung folgt einer umgekehrten Charakteristik - höhere Fehlerströme führen zu einem schnelleren Betrieb. Ein 5.000-A-Fehler kann in 0,05 Sekunden behoben werden, während ein 600-A-Fehler in der Nähe der Auslöseschwelle 2,0 Sekunden oder länger dauern kann. Dieses umgekehrte Verhalten entspricht den thermischen Schadensmerkmalen geschützter Geräte: Schwere Fehler erfordern eine sofortige Reaktion, während Überströme geringerer Stärke Zeit für die Koordination mit nachgeschalteten Geräten lassen.
Kurvenfamilien und Auswahlkriterien
Standardkurvenfamilien folgen mathematischen Ausdrücken, die in IEEE C37.112 und IEC 60255-151 definiert sind:
| Kurve Typ | Charakteristisch | Beste Anwendung |
|---|---|---|
| Standard invers (SI) | Mäßige Steigung, allmähliche Zeitverkürzung | Allgemeiner Abzweigschutz |
| Sehr invers (VI) | Steilere Flanke, bessere Stromunterscheidung | Systeme mit großen Fehlerstromschwankungen |
| Extrem invers (EI) | Steilste Neigung, schnelle Reaktion bei hoher Strömung | Sicherungskoordination, Transformatorschutz |
Die allgemeine Zeitumkehrgleichung lautet: t = TMS × k ÷ ((I/Ip)α - 1), wobei t für die Betriebszeit in Sekunden steht, TMS die Einstellung des Zeitmultiplikators ist (normalerweise 0,05-1,0), I der Fehlerstrom ist, Ip ist der Pickup-Strom, und α bestimmt die Steilheit der Kurve.
Extrem inverse Kurven reagieren etwa 8-10 mal schneller, wenn sich der Strom von 2× auf 4× Pickup verdoppelt, im Vergleich zu nur 3-4 mal schneller bei normalen inversen Kurven. Diese steile Steigung entspricht in etwa den Schmelzeigenschaften von Sicherungen, so dass EI-Kurven ideal für sicherungssparende Koordinierungssysteme sind.
Einstellungen für Pickup-Strom und Zeitmultiplikator
Zwei Parameter bestimmen jede Kurvenanwendung. Der Anzugsstrom legt den Schwellenwert fest, oberhalb dessen die Kurve aktiviert wird - er wird typischerweise auf das 1,5- bis 2-fache des maximalen Laststroms eingestellt, um ein Auslösen während der Kaltlastanhebung oder des Transformatoreinschubs zu vermeiden. Die Einstellung des Zeitmultiplikators (TMS) verschiebt die gesamte Kurve vertikal, wobei höhere Werte einen langsameren Betrieb bei einem bestimmten Strom bewirken.
Bei der Inbetriebnahme von 78 Wiedereinschaltgeräten in landwirtschaftlichen Einspeisungen konnten wir nachweisen, dass die sehr inversen Kurven eine optimale Koordination mit den nachgeschalteten Sicherungen von 40-200 A ermöglichen.
[Experteneinblick: Kurvenauswahl in der Praxis]
Die Wiedereinschaltreihenfolge bestimmt, wie oft ein Wiedereinschaltgerät eine automatische Wiederherstellung versucht, bevor es ausfällt. Felddaten zeigen immer wieder, dass 70-90% der Oberleitungsfehler vorübergehend sind - richtig programmierte Sequenzen beseitigen diese Ereignisse ohne anhaltende Ausfälle.
Anatomie und Notation von Sequenzen
Die Standardnotation beschreibt die Vorgänge vor der Verriegelung. Eine “1F-2S”-Sequenz bedeutet eine schnelle Betätigung, gefolgt von zwei langsamen Betätigungen und einer Verriegelung, wenn der Fehler weiterhin besteht. Die Unterscheidung ist wichtig: Bei schnellen Vorgängen werden Schnelllöschkurven verwendet, um zu prüfen, ob sich Fehler selbst löschen, während bei langsamen Vorgängen verzögerte Kurven verwendet werden, die mit nachgeschalteten Sicherungen koordiniert werden.
| Sequenz | Betrieb | Typische Anwendung |
|---|---|---|
| 1F-2S | 1 schnell, 2 langsam, Sperre | Allgemeine Überkopfeinspeisungen |
| 2F-2S | 2 schnell, 2 langsam, Sperre | Blitzschlaggefährdete ländliche Strecken |
| 1F-1S | 1 schnell, 1 langsam, Sperre | Städtische Einspeiser mit Vorrang für die Stromqualität |
| 1 Schuss | Einmalige Auslösung, Sperrung | Erdkabel (Fehler in der Regel dauerhaft) |
Totzeit und Bogenentionisierung
Das Intervall zwischen Auslösung und Wiedereinschaltung - die so genannte Totzeit oder Wiedereinschaltdauer - wirkt sich direkt auf die Erfolgsquote aus. Kurze Intervalle (0,3-0,5 Sekunden) ermöglichen eine schnelle Wiederherstellung, lassen aber möglicherweise keine vollständige Entladung des Lichtbogens zu. Längere Intervalle (15-30 Sekunden) verbessern die Löschwahrscheinlichkeit bei anhaltenden vorübergehenden Fehlern.
In blitzgefährdeten Regionen Südostasiens konnten durch die Verlängerung des ersten Wiedereinschaltintervalls von 0,5 Sekunden auf 2 Sekunden unnötige Abschaltungen um 25-30% reduziert werden. Das Lichtbogenplasma benötigt Zeit, um sich zu zerstreuen, bevor sich die Durchschlagfestigkeit für eine erfolgreiche Wiedereinschaltung ausreichend erholt.
Unmittelbare Elemente im Sequenzdesign
Moderne Steuerungen für Wiedereinschaltgeräte ermöglichen die unabhängige Aktivierung oder Deaktivierung von unverzögerten Auslöseelementen für jeden Schuss. Eine übliche Konfiguration aktiviert den unverzögerten Schutz nur bei den ersten beiden Betätigungen und deaktiviert ihn dann für die folgenden Versuche. Dieser Ansatz kombiniert eine schnelle Auslösung bei Fehlern im Nahbereich mit einer zeitverzögerten Koordination bei anhaltenden Ereignissen an seitlichen Abzweigungen.
Nach IEEE C37.60 lösen unverzögerte Elemente in der Regel innerhalb von 30-50 Millisekunden aus, wenn der Fehlerstrom das 4-12-fache der Mindestauslöseleistung überschreitet. Bei einem Wiedereinschaltgerät mit einer Mindestauslösung von 200 A sorgt ein Momentanauslöser zwischen 800 A und 2.400 A für ein Gleichgewicht zwischen Empfindlichkeit und Koordinierungsanforderungen.
Durch die Koordinierung werden die Schutzgeräte so angeordnet, dass nur das dem Fehler nächstgelegene Gerät auslöst, so dass möglichst wenige Kunden betroffen sind. Eine schlechte Koordinierung führt zu zwei Fehlermodi: stromaufwärts gelegene Geräte lösen zuerst aus (und schalten bei seitlichen Fehlern ganze Zuleitungen aus), oder mehrere Geräte arbeiten gleichzeitig (was die Dauer des Ausfalls verlängert und die Wiederherstellung erschwert).
Anforderungen an das Koordinierungszeitintervall
Das Koordinationszeitintervall (CTI) ist die Mindestspanne, die zwischen den Gerätekurven erforderlich ist. IEEE C37.230 empfiehlt 0,2-0,3 Sekunden für elektromechanische Geräte, wobei die Unterbrechungszeit des Leistungsschalters (50-80 ms bei modernen Vakuumgeräten), der Nachlauf des Relais und die Zeittoleranzen berücksichtigt werden.
Um die Koordinierung zu erreichen, müssen die Fehlerstromstärken an mehreren Stellen analysiert werden. Bei einem typischen 15-kV-Ableiter kann der Fehlerstrom zwischen 8.000 A in der Nähe des Umspannwerks und 1.200 A an entfernten Leitungsenden liegen. Der TCC jedes Geräts muss die erforderliche CTI-Marge über diesen gesamten Bereich aufrechterhalten - Kurven, die sich irgendwo innerhalb der Betriebszone kreuzen, weisen auf einen Koordinationsfehler hin.
Philosophie des Sicherungssparens vs. Sicherungslöschens
Zwei konkurrierende Philosophien bestimmen die Koordination von Wiedereinschalt-Sicherungen:
| Philosophie | Operation | Vorteil | Nachteil |
|---|---|---|---|
| Sicherungen sparen | Wiedereinschaltautomat löst vor dem Schmelzen der Sicherung aus | Schont Sicherungen bei vorübergehenden Fehlern, reduziert das Rollen von Lastwagen | Kurzzeitiger Ausfall betrifft die gesamte Zuleitung |
| Absicherung | Die Sicherung löst zuerst aus, der Wiedereinschaltknopf dient als Sicherung | Begrenzt die Unterbrechung nur auf die gestörte Seite | Höhere Kosten für den Austausch von Sicherungen |
Viele nordamerikanische Versorgungsunternehmen haben sich aufgrund der Empfindlichkeit der Kunden gegenüber kurzzeitigen Unterbrechungen auf Sicherungssysteme verlegt. Netzqualitätskennzahlen wie MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) bestimmen zunehmend die Entscheidungen der Schutzphilosophie.
Sektionalizer-Koordination
Trennschalter haben keine Unterbrechungsleistung - sie zählen die Betätigungen des vorgeschalteten Wiedereinschalters und öffnen während der Totzeit, um fehlerhafte Abschnitte zu isolieren. Die Einstellungen umfassen die Anzahl der Schüsse (in der Regel 1-3 Schaltspiele vor dem Öffnen) und die Rückstellzeit (30-90 Sekunden). Diese auf der Zählung basierende Koordination erfordert, dass der vorgeschaltete Wiedereinschaltautomat seine gesamte Sequenz abschließt; Sektionstrenner können nicht mit vorgeschalteten Geräten ohne Wiedereinschaltung funktionieren.
Erdschlusseinstellungen
Separate Erdschlusserkennung - typischerweise 50-70% der Phasenerkennung - erkennt unsymmetrische Fehler, einschließlich Hochimpedanzereignisse von unterbrochenen Leitern. Erdungselemente verwenden längere Zeitverzögerungen als Phaseneinstellungen, um einen Betrieb bei natürlicher Unsymmetrie des Systems zu verhindern. Ein empfindlicher Erdschlussschutz kann Ströme unter 100 A erkennen, obwohl die Koordination mit nachgeschalteten Geräten bei diesen Werten zunehmend schwieriger wird.
[Experteneinblick: Bewährte Praktiken der Koordinierungsstudie]
Die Umsetzung der Koordinierungsgrundsätze in die Praxis erfordert eine systematische Analyse. Der folgende Arbeitsablauf gilt für die meisten Verteilungsanwendungen, obwohl versorgungsspezifische Schutzphilosophien einzelne Schritte verändern können.
Beispiel: 12,47 kV Freileitungsabzweig der Verteilung
| Schritt | Aktion | Beispielwert | Begründung |
|---|---|---|---|
| 1 | Ermitteln des maximalen Fehlerstroms aus der Kurzschlussstudie | 8,200 A | Bestimmt den Arbeitsbereich der Kurve |
| 2 | Bestimmen Sie den maximalen Laststrom | 280 A | Spitzenbedarf bei der Einspeisung |
| 3 | Phasenabtastung auf 1,5-2× Last einstellen | 560 A | Vermeidet Abholfahrten mit kalter Ladung |
| 4 | Schnelle Kurve auswählen | EI, TMS = 0,05 | Schnelle Löschung bei hohen Fehlerströmen |
| 5 | Langsame Kurve wählen | VI, TMS = 0,25 | Koordiniert mit nachgeschalteten 65K-Sicherungen |
| 6 | Wiedereinschaltreihenfolge definieren | 1F-2S-Sperrung | Standard für Überkopfeinspeisungen |
| 7 | Intervalle für die Wiedereinschaltung festlegen | 2 s / 25 s | Ermöglicht Bogenentionisierung |
| 8 | Erdschlussabfrage einstellen | 200 A (~70% der Phase) | Empfindliche Bodenerkennung |
| 9 | TCC-Plot und Überprüfung der Ränder | ≥0,3 s CTI | Bestätigt die Koordination über den gesamten Störungsbereich |
Bei der Spezifikation von Unterbrechern für vorgelagerte Unterstationen ist Folgendes zu beachten Nennwerte für Vakuum-Leistungsschalter gewährleistet die richtige Auswahl der Unterbrechungskapazität. Der Unterwerksschalter muss den maximal verfügbaren Fehlerstrom bewältigen und gleichzeitig mit allen nachgeschalteten Wiedereinschaltern koordiniert werden.
Wartezeit (Rückstellzeit) Konfiguration
Der Parameter für die Wartezeit - oft mit “W” oder “Regenerationszeit” bezeichnet - legt fest, wie lange der Wiedereinschaltautomat geschlossen bleiben muss, bevor der Sequenzzähler zurückgesetzt wird. Standard-Sicherungseinsätze aus Zinnlegierung benötigen 10-30 Sekunden, um Wärme abzuleiten, nachdem sie einen Fehlerstrom mit einer Kapazität von 200% übertragen haben. Wird die Wartezeit unterhalb dieser Abkühlungsschwelle eingestellt, besteht die Gefahr einer kumulativen thermischen Schädigung durch aufeinanderfolgende Ereignisse.
IEEE C37.60-2019 legt Wartezeiten zwischen 0,5 und 180 Sekunden fest, wobei die meisten Verteilungsanwendungen 15-45 Sekunden für eine ordnungsgemäße Sicherungskoordination benötigen.
Die Erfahrung aus über 200 Installationen von Wiedereinschaltgeräten in der Praxis zeigt konsistente Fehlermuster. Das Erkennen dieser Fehler vor der Inbetriebnahme verhindert Koordinationsausfälle und Schäden an der Anlage.
| Irrtum | Konsequenz | Prävention |
|---|---|---|
| Tonabnehmer zu niedrig eingestellt | Auslösung bei Transformatoreinschaltungen (6-10× Nennwert), Kaltlastanregung | Aufnehmer >1,5× maximale Last einstellen; anhand von Einschaltberechnungen überprüfen |
| Schnelle Kurve zu langsam | Sicherung schmilzt vor dem Wiedereinschaltknopf - vereitelt Sicherungssparmodell | TCC aufzeichnen; bestätigen, dass die schnelle Kurve ≥0,1 s vor dem Schmelzminimum verschwindet |
| Wiedereinschaltintervall zu kurz | Lichtbogen nicht entionisiert, sofortige Wiederauslösung bei vorübergehendem Fehler | Mindestens 0,3 s bei Vakuum-Schaltröhren; 1-2 s bei Freileitungen |
| Grundeinstellungen ignoriert | Hochohmige Fehler (abgeschalteter Leiter) unerkannt | Empfindlicher Bodenabgriff mit verlängerter Zeitverzögerung einstellen |
| Keine Koordinierungsstudie | Fehlbedienung des Schutzes, Geräte-Race-Bedingungen | Zeichnen Sie alle Geräte auf einer einheitlichen TCC auf, bevor Sie sie unter Strom setzen. |
| Wartezeit zu kurz | Kumulative Sicherungsschäden durch wiederholte Fehlerereignisse | Mindestens ≥15 Sekunden für die Sicherungskoordination einstellen |
Für Anwendungen in der Außenverteilung, die einen mastmontierten Schutz mit konfigurierbaren Einstellungen erfordern, ist der ZW32-Freiluft-Vakuum-Leistungsschalter Serie unterstützt mehrere Kurvenfamilien und Sequenzkonfigurationen durch integrierte Mikroprozessorsteuerungen.
Die Schutzleistung hängt letztlich von der Qualität der Hardware ab. Die Integrität der Vakuumschaltröhre bestimmt die Zuverlässigkeit der Unterbrechung, die Genauigkeit der Steuerelektronik die Präzision der Auslösung und der Zeitsteuerung, und die Kommunikationsfähigkeit ermöglicht die Ferneinstellung und den Abruf von Fehlerdaten.
Moderne Wiedereinschaltgeräte lassen sich über DNP3- oder IEC 61850-Protokolle in SCADA-Systeme integrieren und unterstützen so die Fernänderung von Kurven und die automatische Fehlerortung. Durch diese Konnektivität werden LKW-Rollen für routinemäßige Einstellungsanpassungen überflüssig, während gleichzeitig Echtzeit-Fehlerdaten für die Überprüfung der Koordination bereitgestellt werden.
Die Auswahl von Geräten von Herstellern mit Fachwissen im Bereich der Schutztechnik gewährleistet die Unterstützung der Anwendung von der Spezifikation bis zur Inbetriebnahme. XBRELE liefert Vakuum-Schaltanlagen mit werkseitig konfigurierbaren Schutzeinstellungen und Unterstützung bei der Koordinationsanalyse für Versorgungsunternehmen und Industriekunden. Kontaktieren Sie unser Ingenieurteam für Hilfe bei der Bewerbung.
Was ist der Unterschied zwischen einem Wiedereinschaltknopf und einem normalen Schutzschalter?
Ein Wiedereinschaltgerät prüft automatisch, ob der Fehler behoben ist, indem es nach der Auslösung wieder einschaltet, während Standard-Leistungsschalter offen bleiben, bis sie manuell zurückgesetzt oder ferngesteuert werden. Wiedereinschaltgeräte führen in der Regel 2 bis 4 Vorgänge aus, bevor sie sich verriegeln. Sie eignen sich daher für Freileitungen, bei denen 70-90% der Fehler vorübergehend sind.
Wie bestimme ich die richtige Einstellung des Tonabnehmerstroms?
Stellen Sie die Phasenanhebung auf das 1,5-2-fache des maximal zu erwartenden Laststroms ein, um Auslösungen bei Kaltlastanhebung oder Motorstart zu vermeiden. Für einen Abzweig mit 300 A Spitzenbedarf bietet ein Abgriff zwischen 450-600 A einen ausreichenden Spielraum bei gleichbleibender Fehlerempfindlichkeit.
Warum sollte sich ein Wiedereinschaltautomat bei einer scheinbar vorübergehenden Störung sperren?
Häufige Ursachen sind zu kurze Wiedereinschaltintervalle für eine vollständige Entladung des Lichtbogens, zu empfindliche Aufnehmereinstellungen für Einschaltbedingungen oder ein Fehler, der länger als erwartet anhält. Überprüfen Sie die Größe des Fehlerstroms anhand der Ereignisaufzeichnungen, um festzustellen, ob der Fehler die vorübergehenden Ereignismerkmale überschritten hat.
Welchen Koordinierungsspielraum sollte ich zwischen den Geräten einhalten?
IEEE C37.230 empfiehlt einen Mindestkoordinationszeitabstand von 0,2-0,3 Sekunden zwischen benachbarten Schutzeinrichtungen. Dieser Spielraum berücksichtigt die Unterbrechungszeit des Schalters, die Zeittoleranzen der Relais und die Messunsicherheit. Überprüfen Sie die Margen sowohl bei maximalen als auch bei minimalen Fehlerstromwerten.
Können die Einstellungen des Wiederverschließers ohne physischen Zugang zum Gerät geändert werden?
Ja, moderne mikroprozessorgesteuerte Wiedereinschaltgeräte unterstützen die Fernänderung von Einstellungen über SCADA oder spezielle Kommunikationsprotokolle. Die Fernbedienungsfähigkeit erfordert geeignete Cybersicherheitsmaßnahmen und Änderungsmanagementverfahren, um unbefugte Änderungen zu verhindern.
Wie wirkt sich die Höhe auf die Einstellungen des Wiedereinschalters aus?
In Höhenlagen über 1.000 Metern verringern sich die Luftdichte und die Durchschlagsfestigkeit, was eine Verringerung der Unterbrechungskapazität erforderlich machen kann. Die Einstellungen selbst bleiben unverändert, aber die physische Fähigkeit des Wiedereinschalters, den Fehlerstrom zu unterbrechen, nimmt gemäß IEEE C37.60 um etwa 1% pro 100 Meter über 1.000 Meter ab.
Wann sollte ich eine sicherungssparende und wann eine sicherungsauslösende Koordinierung verwenden?
Das Sicherungssparen senkt die Wartungskosten, da die Sicherungen bei vorübergehenden Fehlern geschont werden, führt aber zu kurzzeitigen Unterbrechungen im gesamten Abgang. Das Ausschalten von Sicherungen begrenzt die Unterbrechungen auf die fehlerhafte Seite, erhöht aber die Häufigkeit des Sicherungswechsels. Die Wahl hängt von den Prioritäten des Versorgungsunternehmens in Bezug auf die Stromqualität und der Empfindlichkeit der Kunden gegenüber kurzzeitigen Ereignissen ab.
