Einschaltstrom und Fehlauslösungen: Ursachen und Präventionsmaßnahmen

Die Einschaltung von Transformatoren ist die häufigste Ursache für Fehlauslösungen in Mittelspannungs-Verteilungsnetzen. Der Magnetkern muss bei Anlegen der Spannung einen Fluss aufbauen, und wenn die Umschaltung nahe dem Nulldurchgang der Spannung erfolgt, wird die Flusswellenform asymmetrisch, wodurch der Kern in eine tiefe Sättigung getrieben wird. Der Magnetisierungsstrom steigt von seinem normalen Nennwert von 0,5–21 TP3T auf das 8–15-fache des Volllaststroms des Transformators an und hält 0,1–0,5 Sekunden lang an, bevor er exponentiell abfällt. Diese Transiente überschreitet die Ansprechschwellen schlecht koordinierter Überstromrelais und führt dazu, dass Leistungsschalter aufgrund von Phantomfehlern auslösen, die eigentlich normale physikalische Vorgänge sind.

Das Problem verschärft sich bei Anwendungen mit automatischen Umschaltern (ATS), bei denen Transformatoren häufig unter Spannung stehen, oder in Systemen mit mehreren Transformatoren, bei denen sequentielles Schalten zu einem sympathischen Einschaltstrom führt. In einer Anlage mit drei 2000-kVA-Transformatoren kann es allein aufgrund des Einschaltstroms zu 15 bis 20 Fehlauslösungen pro Jahr kommen – jede davon verursacht Produktionsausfälle, Belastungen der Anlagen durch wiederholtes Schalten und Wartungseinsätze zur Untersuchung von “elektrischen Fehlern”, die bei Tests nie reproduziert werden können.

Dieser Leitfaden befasst sich mit der Physik des Transformator-Einschaltstroms, den Faktoren, die manche Transformatoren schlechter machen als andere, sowie den Schutzeinstellungen und Hardwarelösungen, die 90%+ der durch Einschaltstrom verursachten Fehlauslösungen beseitigen, ohne die Fehlererkennung zu beeinträchtigen.

Warum der Einschaltstrom eines Transformators den normalen Magnetisierungsstrom übersteigt

Im stationären Betrieb ist der Magnetisierungsstrom des Transformators gering – bei typischen Verteilungstransformatoren beträgt er 0,5 bis 21 TP3T der Nennlast. Dieser Strom erzeugt den für die Spannungsumwandlung erforderlichen Magnetfluss gemäß dem Faradayschen Gesetz. Wenn Sie einen Transformator abschalten, bleibt ein Teil des Flusses im Kern eingeschlossen (Restmagnetisierung), der je nach den Eigenschaften des Kernstahls zwischen 30 und 801 TP3T des Spitzenbetriebsflusses liegt.

Die Wiederaktivierung verursacht einen Stromstoß im schlimmsten Fall, wenn:

1. Restfluss ist hoch (80% von Φ_max)
2. Umschaltmoment tritt bei Spannungsdurchgang durch Null auf
3. Flux-Polarität der Restspannung und der angelegten Spannung ausgerichtet sind (additiv)

Unter diesen Bedingungen erreicht der Gesamtflussbedarf:
Φ_insgesamt = Φ_angewendet + Φ_Rest ≈ 1,0 + 0,8 = 1,8 p.u.

Die Kernsättigung tritt bei ~1,2–1,3 p.u. auf, sodass dieser Bedarf von 1,8 p.u. den Kern tief in die Sättigung treibt. Bei Sättigung bricht die Permeabilität zusammen – das Verhältnis zwischen Fluss und Strom wird nichtlinear, und um den erforderlichen Fluss zu erreichen, sind massive Stromerhöhungen erforderlich. [HTML-

Spitzenwert der Einschaltstromstärke: Typischerweise 8-12× Vollaststrom für Verteilungstransformatoren (200 kVA – 2500 kVA). Große Leistungstransformatoren (>10 MVA) können aufgrund der höheren Kernqualität (geringere Verluste, höhere Restflusserhaltung) 15-20× erreichen.

Abklingzeitkonstante: Beeinflusst durch Wicklungswiderstand und Kernverlust. Kleinere Transformatoren fallen schneller ab (50–200 ms), da ein höherer Widerstand pro Einheit die Transiente dämpft. Größere Transformatoren halten den Einschaltstrom länger aufrecht (200–500 ms).

Verstehen Transformatorimpedanz Z% hilft dabei, zu verstehen, warum sich das Einschaltverhalten vom Kurzschlussstrom unterscheidet – Einschaltstrom ist ein magnetisches Phänomen, während Fehlerstrom rein ohmsch/reaktiv ist.

Harmonischer Inhalt: Der Schlüssel zur Unterscheidung

Der Einschaltstrom enthält die zweite Oberschwingung 30-70% (100 Hz in 50-Hz-Systemen, 120 Hz in 60-Hz-Systemen), da die Flusswellenform asymmetrisch ist – sie sättigt sich in einer Halbperiode, arbeitet jedoch in der anderen linear. Diese Oberschwingungssignatur unterscheidet den Einschaltstrom vom echten Fehlerstrom, der überwiegend aus Grundfrequenzen besteht.

Harmonische Analyse typischer Einschaltströme:

• Grundlegend (50/60 Hz): 100% (Referenz)
• Zweite Harmonische: 30-70% (dominantes Merkmal)
• Dritte Harmonische: 10-20%
• Höhere Harmonische<5%

Oberschwingungsanteil des Fehlerstroms:

• Grundlegend: 100%
• Zweite Harmonische: <5% (unbedeutend)

Dieser Unterschied ermöglicht Oberschwingungsbegrenzungsrelais um eine Auslösung während des Einschaltstroms zu verhindern. Das Relais misst das Verhältnis zwischen dem Strom der zweiten Harmonischen und dem Grundstrom. Wenn das Verhältnis einen Schwellenwert überschreitet (typischerweise 15-20%), interpretiert das Relais diesen Zustand als Einschaltstrom und verhindert die Auslösung für eine programmierte Dauer (0,5-2 Sekunden).

Harmonische Rückhaltelogik (vereinfacht):
WENN (I_{2. Oberwelle} / Ich_grundlegend) > 0,18 DANN
  Sofortige Auslösung blockieren (50/51)
  Verzögerung der Überstromauslösung um 0,5–1,0 s
SONST
  Normaler Schutzbetrieb
END IF

Tests an 95 Verteilerstationen zeigten, dass die Oberschwingungsdämpfung Fehlauslösungen durch Transformator-Einschaltströme um 85–95 % reduzierte, verglichen mit einfachen zeitverzögerten Überstromschutzvorrichtungen – ohne die Fehlerbehebungsleistung bei echten Kurzschlüssen zu beeinträchtigen.

Für eine umfassende Koordinierung des Transformatorschutzes siehe Transformatorschutz mit VCB-Einschalteinstellungen.

Faktoren, die den Einschaltstrom verschlechtern: Transformatorauslegung und Systembedingungen

Nicht alle Transformatoren weisen denselben Einschaltstrom auf. Sechs Faktoren bestimmen dessen Stärke:

1. Qualität des Kernmaterials

• Kornorientierter Siliziumstahl (CRGO)Höhere Permeabilität, geringere Verluste → behält 60-80% Restfluss → schlechterer Einschaltstrom
• Amorphe Metallkerne: Geringerer Restfluss (30-50%) → reduzierter Einschaltstrom, aber höhere Kosten

2. Nennleistung des Transformators

• Größere Transformatoren (>2500 kVA) haben einen geringeren spezifischen Widerstand → längere Abklingzeitkonstanten → anhaltender Einschaltstrom

3. Restfluss bei Abschaltung

• Natürliche Abschaltung (Leistungsschalter öffnet zufällig): Restfluss variiert zwischen 30 und 801 TP3T
• Kontrollierte Unterbrechung (Öffnen bei Nullstrom): Restfluss ~80% (schlimmster Fall)

4. Quellenimpedanz

• Starre Quelle (niedrige Impedanz, großer Versorgungstransformator): Einschaltstromspitze nur durch Transformatorauslegung begrenzt → höhere Spitzenwerte
• Schwache Quelle (langer Feeder, kleiner Versorgungstransformator): Die Quellenimpedanz dämpft den Einschaltstrom → geringere Spitzenwerte, aber längere Dauer

5. Schaltwinkel

• Spannungsdurchgang: Maximaler asymmetrischer Fluss → schlimmster Einschaltstrom
• SpannungsspitzeSymmetrischer Flussaufbau → minimaler Einschaltstrom (1-2× Nennstrom)

6. Bisherige Betriebsgeschichte

• Transformator vor Abschaltung stark belastet: hoher Restfluss
• Transformator im Leerlauf: geringerer Restfluss

Schutzkoordinierungsstrategien zur Vermeidung von Fehlfahrten

Fünf Ansätze zur Vermeidung von Einstromauslösungen, aufgelistet vom einfachsten (aber am wenigsten selektiven) bis zum komplexesten:

Strategie 1: Zeitverzögerter Überstrom

Verlängern Sie die Zeitverzögerung des Überstromrelais, um die maximale Einschaltstromabklingdauer zu überschreiten. Stellen Sie für Transformatoren mit 1000–2500 kVA eine feste Zeitverzögerung von 0,5–1,0 Sekunden ein.

Vorteile:

• Einfach zu implementieren (alle numerischen Relais unterstützen die Festzeitfunktion)
• Keine harmonische Messung erforderlich
• Funktioniert mit jedem Transformator

Einschränkungen:

• Echte Fehler verzögern sich ebenfalls um 0,5–1,0 s (akzeptabel für die Verteilung, problematisch für kritische Lasten).
• Unterscheidet nicht zwischen Einschaltstrom und dauerhafter Überlastung

Empfohlene Einstellungen:

• Abnahme: 1,3-1,5× Nennstrom des Transformators
• Verzögerung: 0,8–1,2 s (feste Zeit)

Strategie 2: Harmonische Beschränkung (bevorzugt für automatische Systeme)

Moderne Relais (SEL-387, ABB REF615, Schneider Sepam) verfügen über eine Blockierung der zweiten Harmonischen. Wenn I_2nd / I_fundamental > 18%, verhindert das Relais die Auslösung für die programmierte Dauer.

Typische Einstellungen für die Oberschwingungsdämpfung (SEL-387):
87P = 0,25 pu (Differentialaufnehmer, 25% Transformatornennleistung)
87S = 35% (Neigung für Durchgangsverfestigung)
PCT2 = 18% (Sperrschwelle für die zweite Harmonische)
INHST = 5,0 Zyklen (Oberwellen müssen >100 ms anhalten, um zu blockieren)

Vorteile:

• Unterscheidet zwischen Einschaltstrom und Fehlern (keine Verzögerung bei echten Kurzschlüssen)
• Geeignet für häufiges Schalten (ATS, Lastübertragung)

Einschränkungen:

• Erfordert die Fähigkeit zur Messung von Oberschwingungen (erhöht die Relaiskosten)
• Einige Transformatorausführungen (insbesondere ältere Geräte) weisen eine zweite Harmonische von <15% auf.

Leistung im EinsatzWir haben die Reduzierung von Fehlauslösungen bei 92% im Vergleich zu reinen Zeitverzögerungen in Anlagen mit 4 bis 6 Transformatoraktivierungen pro Tag gemessen.

Strategie 3: Kontrolliertes Umschalten (Point-on-Wave)

Schließen Sie den Leistungsschalter bei Spannungsspitzen statt bei Nulldurchgang. Der Fluss baut sich symmetrisch auf, wodurch eine Sättigung vermieden wird → Einschaltstrom wird auf das 1- bis 2-fache des Nennstroms reduziert.

Umsetzung:

• Synchrone Schließsteuerungen (ABB Switchsync, Siemens POSA)
• Spannungsphase messen, Befehl zum Schließen im optimalen Winkel ausgeben
• Erfordert einen Vakuum-Leistungsschalter mit konstanter Schließzeit (Wiederholgenauigkeit ±2 ms)

Vorteile:

• Reduziert den Einschaltstrom um 85–95%, unabhängig vom Transformator-Design.
• Beseitigt Probleme mit Oberwellenanteilen

Einschränkungen:

• Hohe Kosten ($5.000–$15.000 pro Unterbrechersteuerung)
• Erfordert VCB mit präziser Zeitsteuerung (Federmechanismen sind konsistenter als magnetische Mechanismen)
• Ältere Leistungsschalter können nicht nachgerüstet werden.

Am besten geeignet für: Große Transformatoren (>5 MVA), häufige Schaltvorgänge, empfindliche Geräte nachgeschaltet

Strategie 4: Vor-Einsetzwiderstände

Fügen Sie während der Einschaltung vorübergehend einen Widerstand ein, um den Einschaltstrom zu begrenzen, und umgehen Sie diesen dann, nachdem sich der Kernfluss stabilisiert hat (50–100 ms).

SchaltkreisHauptschalter mit Vorwiderstand → Verzögerung 50–100 ms → Bypass-Schütz schließt Widerstand kurz

Widerstandsauslegung:
R = V_Spitze / Ich_{Einschaltstrom, max.}
Bei einem 12-kV-System wird der Einschaltstrom auf das 2-fache des Nennstroms begrenzt (z. B. 100 A für einen 1000-kVA-Transformator):
R = 16.970 V / 100 A = 170 Ω
Nennleistung: Kurzzeitige Energie = I² × R × t = (100)² × 170 × 0,050 = 85 kJ

Einschränkungen:

• Zusätzliche Komplexität (Bypass-Mechanismus, Zeitsteuerung)
• Der Ausfallmodus des Widerstands muss ein offener Stromkreis sein (kein Kurzschluss).

Strategie 5: Sequenzielle Aktivierung mit Verzögerung

Bei Installationen mit mehreren Transformatoren schalten Sie jeweils nur einen Transformator in Abständen von 30 bis 60 Sekunden ein. Der erste Transformator erfährt einen Einschaltstromstoß; die nachfolgenden Transformatoren werden bei stabiler Busspannung eingeschaltet.

Kritisch: Parallelgeschaltete Transformatoren dürfen nicht gleichzeitig eingeschaltet werden – aufgrund der magnetischen Kopplung kann der kombinierte Einschaltstrom das 1,5-fache des einzelnen Einschaltstroms erreichen.

Sympathischer Einschaltstrom: Wenn die Aktivierung eines Transformators andere auslöst

Wenn ein Transformator unter Spannung gesetzt wird, während andere parallel auf demselben Bus betrieben werden, verursacht der Einschaltstrom einen Spannungsabfall auf dem Bus. Dieser Spannungsabfall zwingt die bereits unter Spannung stehenden Transformatoren, zusätzlichen Magnetisierungsstrom zu liefern, um den Fluss aufrechtzuerhalten, wodurch ein “sympathischer Einschaltstrom” in den bereits laufenden Transformatoren entsteht.

Sympathischer Einschaltstrommechanismus:
1. Transformator A wird mit Strom versorgt → zieht 10× Einschaltstrom aus dem Bus
2. Busspannungsabfall 5-15% aufgrund eines Abfalls der Quellenimpedanz
3. Transformatoren B und C (bereits unter Spannung) erhöhen den Magnetisierungsstrom, um dies auszugleichen.
4. Gesamt-Einschaltstrom = Einschaltstrom von Transformator A + Sympathischer Einschaltstrom (B+C)
Ergebnis: Der kombinierte Strom kann den stromaufwärtigen Leistungsschalter auslösen, obwohl der einzelne Transformatorschutz koordiniert ist.

Minderung:

• Verwenden Sie eine Oberwellenbegrenzung auf Busebene am Leistungsschalter (nicht nur zum Schutz des Transformators).
• Verlängern Sie die Zeitverzögerung des Feeder-Breakers auf 1,5–2,0 s.
• Sequentielle Energiezufuhr mit Verzögerungen von 30–60 Sekunden

Tests an 40 Umspannwerken mit mehreren Transformatoren zeigten, dass der sympathische Einschaltstrom die Gesamt-Einschaltstromstärke um 20-40% erhöhte – ausreichend, um Zuleitungen mit unzureichenden Koordinationsreserven auszulösen.

ATS-Anwendungen: Besondere Überlegungen

Automatische Umschalter sorgen für eine häufige Aktivierung des Transformators – wöchentliche Wartungsumschaltungen, monatliche Tests sowie tatsächliche Umschaltungen bei Stromausfällen. Jede Aktivierung birgt das Risiko einer Einschaltstromabschaltung.

Dead-Bus-Übertragung (bevorzugt):

1. Sicherung öffnen, 5–10 Sekunden warten (Flussmittel zerfällt)
2. Generator-Leistungsschalter schließen (minimaler Restfluss → geringer Einschaltstrom)

Live-Bus-Transfer (im schlimmsten Fall):

1. Break-before-make: kurzzeitiger Ausfall → hoher Restfluss → starker Einschaltstrom
2. Make-before-break: Parallelbetrieb → kein Einschaltstrom, erfordert jedoch Synchronisation

Empfohlene ATS-Einstellungen:

• Totzeitverzögerung: 5–10 s (ermöglicht Flussabfall)
• Harmonische Dämpfung sowohl an Versorgungs- als auch an Generator-Leistungsschaltern aktiviert
• Sequentielles Laden (Transformatoren einzeln und nicht gleichzeitig einschalten)

Wir haben eine Reduzierung von 70% bei ATS-bedingten Fehlauslösungen gemessen, nachdem wir eine 10-sekündige Dead-Bus-Verzögerung + Oberschwingungsbegrenzung gegenüber einer sofortigen Übertragung mit reinem Zeitverzögerungsschutz implementiert haben.

Fehlerbehebung vor Ort: Diagnose von Einschaltstromspitzen vs. echten Fehlern

Wenn ein Transformator während der Energiezufuhr auslöst, ermitteln Sie die Ursache, bevor Sie die Einstellungen anpassen:

Einschaltcharakteristik (normale Physik):

• Die Auslösung erfolgt innerhalb von 100 bis 500 ms nach der Aktivierung.
• Die aktuelle Wellenform zeigt einen exponentiellen Abfall.
• Zweiter Oberwellenanteil 30-70%
• Wiedereinschalten nach 30–60 Sekunden erfolgreich (Restfluss abgeklungen)

Echte Fehlermerkmale:

• Strom bleibt konstant (verringert sich nicht)
• Zweite Harmonische <5%
• Wiedereinschalten fehlgeschlagen (Fehler weiterhin vorhanden)
• Schadenshinweise: Brandgeruch, mechanische Beschädigung, Ölaustritt

Diagnosewerkzeuge:

• Ereignisrekorder-Daten vom Schutzrelais (Anzeige von Stromwellenformen, Oberschwingungsanteilen)
• Oszilloskop am sekundären Teil der CT während der kontrollierten Einschalttest
• Analyse gelöster Gase (DGA), wenn ein interner Fehler vermutet wird

Verfahren für Feldversuche:

1. Transformator spannungsfrei schalten, 10 Minuten warten
2. Mit aktiver Aufnahmetechnik neue Energie tanken
3. Aktuelle Wellenform erfassen (0–2 Sekunden)
4. Analysieren: Exponentieller Abfall + hohe zweite Harmonische = Einschaltstrom; anhaltender Strom + niedrige Harmonische = Fehler

Schlussfolgerung

Der Einschaltstrom eines Transformators ist ein vorhersehbares physikalisches Phänomen und kein zufälliger Geräteausfall. Die Kernsättigung während der Einschaltung erzeugt 8- bis 15-fache Stromtransienten, die über 0,1 bis 0,5 Sekunden exponentiell abklingen und sich durch einen hohen Anteil an Oberwellen der zweiten Ordnung von Fehlern unterscheiden (30-70% gegenüber <5% bei Fehlern). Fehlauslösungen treten auf, wenn die Schutzkoordination diesen Unterschied ignoriert und alle hohen Ströme als Fehlerzustände behandelt.

Es gibt fünf Strategien zur Schadensbegrenzung, die jeweils mit Kompromissen hinsichtlich Kosten und Komplexität verbunden sind: zeitverzögerte Überstromabschaltung (einfachste Methode, verlängert jedoch die Fehlerbehebungszeit), Oberschwingungsbegrenzung (bevorzugt für automatische Systeme), Punkt-auf-Welle-Schaltung (wirksamste, aber teure Methode), Vorwiderstände (für Extremfälle) und sequentielle Energiezufuhr (Installationen mit mehreren Transformatoren). Die Oberschwingungsdämpfung bietet ein optimales Gleichgewicht – 85-95% Reduzierung von Fehlauslösungen ohne Verzögerung der tatsächlichen Fehlerbehebung.

Die wichtigste Erkenntnis: Der Einschaltstrom ist ein transienter Strom mit einzigartigen Merkmalen (exponentieller Abfall, Oberwellenanteil, Abhängigkeit vom Schaltzeitpunkt). Schutzkonzepte, die diese Merkmale nutzen, erreichen eine Selektivität, die mit einfachen zeitverzögerten Überstromschutzvorrichtungen nicht möglich ist. Moderne Relais verfügen standardmäßig über Funktionen zur Messung und Begrenzung von Oberwellen, wodurch eine Unterscheidung des Einschaltstroms zu minimalen zusätzlichen Kosten im Vergleich zu Relais-Austauschzyklen ermöglicht wird.

Durch eine ordnungsgemäße Koordination wird die Transformatoraktivierung von einem chronischen Auslöseproblem zu einem Routinevorgang – wodurch Produktionsunterbrechungen vermieden, Verschleiß durch unnötige Schaltvorgänge reduziert und Wartungsmitarbeiter entlastet werden, sodass sie sich um echte Fehler kümmern können, anstatt Phantom-“elektrische Probleme” zu untersuchen, die bei Tests nie reproduzierbar sind.

FAQ: Einschaltstromstöße und Fehlauslösungen von Transformatoren

Frage 1: Warum erreicht der Einschaltstrom eines Transformators das 8- bis 15-fache des Nennstroms, wenn der normale Magnetisierungsstrom nur 0,5 bis 21 TP3T beträgt?

Im stationären Zustand arbeitet der Magnetisierungsstrom im linearen Bereich der B-H-Kurve, wo die Kernpermeabilität hoch ist. Die Erregung bei Nullpunktdurchgang der Spannung mit hohem Restfluss (60-80% des Spitzenwerts) zwingt den Gesamtflussbedarf auf 1,8 p.u. – weit über die Sättigungsschwelle von 1,2-1,3 p.u. hinaus. Bei Sättigung bricht die Permeabilität zusammen und die nichtlineare B-H-Beziehung erfordert massive Stromerhöhungen, um den erforderlichen Fluss zu erreichen. Spitzenstrom = V_angewendet / (X_magnetisierend_gesättigt), wobei die gesättigte Reaktanz 10-20× niedriger als normal ist. Dies erzeugt eine 8-15×-Transiente für Verteilungstransformatoren, die 100-500 ms anhält, bis sich der Fluss stabilisiert und der Kern die Sättigung verlässt.

Frage 2: Wie unterscheidet die Zweite-Harmonische-Dämpfung Transformator-Einschaltstrom von Kurzschlussfehlern?

Der Einschaltstrom des Transformators enthält eine zweite Oberschwingung von 30-70% (100 Hz in 50-Hz-Systemen), da die Kernsättigung einen asymmetrischen Fluss erzeugt, der in einer Halbperiode stark gesättigt ist, während er in der anderen linear arbeitet. Diese Asymmetrie der Wellenform erzeugt gerade Oberschwingungen. Kurzschlussfehler erzeugen einen nahezu sinusförmigen Strom (>95% Grundfrequenz, 15-20%, wird der Zustand als Einschaltstrom klassifiziert und die Auslösung wird für 0,5-1,0 s blockiert. Echte Fehler haben ein Verhältnis von <5%, sodass der Schutz normal funktioniert. Feldtests zeigen eine Reduzierung der Fehlauslösungen um 85-95% mit Oberschwingungsbegrenzung im Vergleich zu nur Zeitverzögerung.

Frage 3: Warum haben manche Transformatoren einen schlechteren Einschaltstrom als andere mit derselben Nennleistung?

Sechs Faktoren bestimmen die Schwere des Einschaltstroms: (1) Kernmaterial – CRGO-Siliziumstahl behält einen Restfluss von 60-80% (schlechterer Einschaltstrom) gegenüber amorphem Metall mit 30-50% (besser); (2) Transformatorgröße – größere Einheiten haben einen geringeren Widerstand pro Einheit und längere Abklingzeitkonstanten; (3) Quellenimpedanz – starre Quellen ermöglichen höhere Spitzenwerte, schwache Quellen dämpfen die Amplitude, verlängern jedoch die Dauer; (4) Schaltwinkel – Der Nulldurchgang der Spannung erzeugt den ungünstigsten Fall (asymmetrischer Fluss), die Spannungsspitze erzeugt einen minimalen Einschaltstrom; (5) Lastverlauf – Stark belastete Transformatoren behalten vor dem Abschalten mehr Restfluss ein; (6) Vorherige Unterbrechung – Das kontrollierte Öffnen bei Nullstrom maximiert den Restfluss (80%), das zufällige Öffnen variiert zwischen 30 und 80%.

Frage 4: Welche Einstellungen des Schutzrelais verhindern störende Einschaltstromauslösungen, ohne die Fehlererkennung zu beeinträchtigen?

Harmonische Begrenzung verwenden (bevorzugt): Zweite Harmonische-Blockierung bei 15-18%-Schwelle aktivieren (PCT2 = 18% bei SEL-Relais, Einstellung 50H bei ABB). Stellen Sie die Differentialauslösung auf 0,25 pu (87P = 0,25) und die Steilheit auf 35% (87S = 35%) ein. Dies ermöglicht eine sofortige Fehlerbehebung (<100 ms bei echten Kurzschlüssen) und blockiert gleichzeitig Einschaltstromauslösungen. Wenn keine Oberschwingungsbegrenzung verfügbar ist, verwenden Sie eine feste Zeitverzögerung von 0,8–1,2 s mit einer Ansprechschwelle bei 1,3–1,5× Nennstrom des Transformators – dies tauscht die Fehlerbehebungsgeschwindigkeit gegen Einschaltstromfestigkeit ein. Bei Anwendungen mit häufigen Schaltvorgängen (ATS, Lastübertragung) ist eine Oberschwingungsbegrenzung zwingend erforderlich; eine reine Zeitverzögerung führt zu einer inakzeptablen Fehleranfälligkeit während des Verzögerungsintervalls.

F5: Kann ich durch punktgenaues, wellengesteuertes Schalten den Einschaltstrom vollständig eliminieren?

Point-on-Wave-Steuerungen reduzieren den Einschaltstrom um 85-95%, indem sie den Leistungsschalter bei Spannungsspitzen schließen (symmetrischer Flussaufbau, keine Sättigung). Der Restfluss wird irrelevant, da der angelegte Fluss bei Null beginnt und sich symmetrisch auf maximal ±1,0 p.u. aufbaut – weit unterhalb der Sättigungsschwelle von 1,2 p.u. Anforderungen: (1) VCB mit konsistenter Schließzeit (±2 ms Wiederholgenauigkeit, Federmechanismen besser als magnetische); (2) Synchroner Regler zur Messung der Spannungsphase; (3) Kosten $5.000-$15.000 pro Schalter. Am besten geeignet für große Transformatoren (>5 MVA), häufiges Schalten (tägliche Zyklen) oder empfindliche Lasten, die Spannungsabfälle durch Einschaltstrom nicht vertragen. Nicht kosteneffizient für kleine Transformatoren mit seltener Energiezufuhr – Oberschwingungsdämpfung bietet 90%+ Vorteile bei <10% Kosten.

F6: Was ist ein sympathischer Einschaltstrom und wann verursacht er Probleme?

Ein sympathischer Einschaltstrom tritt auf, wenn die Erregung eines Transformators einen zusätzlichen Magnetisierungsstrom in bereits erregten parallelen Transformatoren verursacht. Mechanismus: Transformator A wird erregt → 10-facher Einschaltstrom → Busspannung fällt aufgrund der Quellenimpedanz um 5-15% ab → Transformatoren B und C (bereits in Betrieb) müssen den Magnetisierungsstrom erhöhen, um den Spannungsabfall auszugleichen und den Fluss aufrechtzuerhalten. Gesamt-Einschaltstrom der Sammelschiene = Primär-Einschaltstrom (A) + sympathischer Einschaltstrom (B+C), oft 1,2-1,5× so hoch wie der Einschaltstrom des allein eingeschalteten Transformators A. Dies kann zu einer Auslösung der vorgeschalteten Leistungsschalter führen, selbst wenn der Schutz der einzelnen Transformatoren koordiniert ist. Abhilfe: Verwenden Sie eine Oberschwingungsdämpfung am Leistungsschalter, erhöhen Sie die Zeitverzögerung auf 1,5–2,0 s oder schalten Sie die Transformatoren nacheinander mit einer Verzögerung von 30–60 s ein.

Frage 7: Wie kann ich feststellen, ob eine Auslösung durch einen Einschaltstromstoß oder einen echten Transformatorfehler verursacht wurde?

Überprüfen Sie die Ereignisprotokolle des Schutzrelais auf Stromwellenform und Oberschwingungsgehalt: Einschaltstromsignatur zeigt exponentiellen Abfall über 100–500 ms, 30–701 TP3T Sekundärharmonischer Anteil, Auslösung innerhalb der ersten 500 ms nach Einschalten, erfolgreiche Wiedereinschaltung nach 30–60 s Verzögerung (Fluss abgeklungen). Fehlersignatur zeigt anhaltenden Strom (kein Abfall), 1000 MΩ normal), Gasanalyse (DGA) auf interne Fehler und Sichtprüfung auf mechanische Schäden durchführen.