2005 case studies für siprotec-schutzrelais und power … · differentialschutz siprotec 7ut635...

2005

Case Studiesfür SIPROTEC-Schutzrelais undPower Quality

http://siemens-russia.com/

Editorial

Case Studies fürSchutztechnik & Power Quality

In dieser Broschüre stellen wir Ihnen eine Auswahl ausgeführter Projekte mit

SIPROTEC Schutzgeräten im Anwendungsbereich Netz- und Maschinenschutz

vor. Ferner erhalten Sie einen Überblick von ausgeführten Projekten im Bereich

der Power Quality.

SIPROTEC hat sich als Standard für digitale Schutztechnik in allen Anwen-

dungsbereichen hervorragend im Markt etabliert. Ganz gleich ob Sie Leitungen,

Transformatoren Schaltanlagen oder Sammelschienen schützen wollen, mit

dem Einsatz von SIPROTEC-Geräten erhalten Sie stets optimale und

wirtschaftliche Lösungen.

Die beschriebenen Case Studies fokussieren folgende Themen:

� Die hohe Funktionsvielfalt der Schutzgeräte ermöglicht häufig den Einsatz

eines Multifunktionsschutzes pro Schaltfeld.

� Die einfache Realisierung von Logik-Funktionen mit dem CFC Editor

vereinfacht den Aufwand für die Anlagenprojektierung deutlich.

� Mit flexiblen und nachrüstbaren Kommunikationsmodulen können Sie

die SIPROTEC Schutzgeräte einfach mit dem benötigten Protokoll an Ihre

Leittechnik ankoppeln.

� Netzstörungen oder Schwankungen der Netzqualität sind unerwünschte

Effekte. Mit den digitalen SIMEAS Power Quality Produkten werden

Schwachstellen schnell und präzise registriert und gemeldet.

Entdecken Sie beim Lesen in den Case Studies die vielfältigen und

flexiblen Anwendungsmöglichkeiten der SIPROTEC Schutzgeräte und Power

Quality-Lösungen. Nicht nur Einsparungen beim Betrieb und der Wartung,

sondern auch reduzierte Komplexität und langfristige Erweiterbarkeit stellen

sicher, dass Sie auch morgen zu den Gewinnern im Energiemarkt zählen.

So einfach kann Fortschritt sein.

Paulo Ricardo Stark

Vice President

PTD Energy Automation

Protection Division


Inhalt

Netzschutz

SIPROTEC Leitungsdifferentialschutzfür 5 Enden und Distanzschutz 3

Höchste Versorgungssicherheit in derPetrochemie durch SIPROTEC 4 7

Einpolige Trennersteuerung im ProjektKasachstan 11

Distanzschutz SPROTEC 7SA6 mitFernkommunikation 15

Die neue Generation von Siemens-Schutzgerätenin Argentinien im Einsatz 17

Intelligente Schutztechnik erspart der LEWteuren Netzausbau 21

Sichere Schutztechnik für dieDeutsche Steinkohle AG 25

7SA6 mit AWE auf gemischten Leitungen 29

Einsparpotentiale durch neue Konzeptein der Schutztechnik 33

Differentialschutz über konventionelleHilfsadern in der Papier- und Kartonfabrik Varel 37

Differentialschutz SIPROTEC 7UT635 für dieAllgäuer Überlandwerke 41

Schutzdatenübertragung über Satellitund Power Line Carrier in Peru 45

Umschaltautomatik für Einspeisungen 49

Kraftwerk-Systemlösung mit dynamischenLastabwurf auf Malta 51

Maschinenschutz

Sicherer Betrieb des Wasserkraftwerkes„Drei Schluchten" durch SIPROTEC 4 53

Schutz- und Leittechnik als Gesamtsystem fürWasserkraftwerke der Energie AGOberösterreich 57

Power Quality

Störschreibung in den Blindleistungskompen-sationsanlagen SVC 61

Störschreibung bei HGÜ-Anlagen 63

Störschreibersystem bei CERN im Einsatz 67

Fehleranalyse mit Hilfe der Störschreiber undSchutzgeräte in Zürich 71

Stör- und Netzqualitätsregistrierung bei derPfalzwerke AG 75

Überwachung des Rechenzentrums derDEVK Versicherung Köln 79

Flächendeckende Störwerterfassung mitmodernster Technik 81

Das Stör- und Netzqualitätsregistriersystembei der CFE 85

Geschäftsprozesse

Entwicklung von eProcurement – die elekronischeBeschaffung 89

Case Studiesfür SIPROTEC-Schutzrelaisund Power Quality2005

© Siemens AG 2005


Siemens PTD EA · Case Studies · 2005 3

Netzschutz

SIPROTEC Leitungsdifferentialschutz für 5 Endenund Distanzschutz

�Das UnternehmenDie flächendeckende Versorgung mit Energie istAufgabe der Energieversorgungsunternehmen.Und sie ist Basis für wirtschaftliches Wachstum.Der staatliche Energieversorger Electricity ofVietnam (EVN) baut deshalb sein Energieversor-gungsnetz stetig aus. Gegenwärtig entsteht im In-dustriepark Phu My ein Kraftwerkskomplex, dernach Fertigstellung bis zu 3 600 MW in das500-kV- und 220-kV-Übertragungsnetz einspei-sen wird.

Mit dabei: Siemens Power Generation (PG). PGhat hier das derzeit größte private GUD-Kraft-werk Vietnams „Phu My 3“ etwa 70 km südöstlichvon Ho Chi Minh City in Betrieb gesetzt. DreiKraftwerksblöcke speisen 720 Megawatt in dasHöchstspannungsnetz ein.

�Die AusgangssituationVom Auftraggeber wurde die Anforderung defi-niert, ein vollständig redundantes Schutzsystemaufzubauen. Zudem wurde nach einer wirtschaft-lichen Lösung zur Fernübertragung von Auslöse-kommandos zu den Leistungsschaltern am jeweilsgegenüberliegenden Leitungsende gesucht. ÜberBinäreingänge der Schutzgeräte sollen dazu Aus-lösekommandos vom Sammelschienen- undSchalterversagerschutz aus der 500-kV-Station zuden Leistungsschaltern vor den Kraftwerksblöckenübertragen werden. In Gegenrichtung sind Aus-kommandos vom Schutz der Kraftwerksblock-Transformatoren sowie vom Schalterversager-schutz zu den Leistungsschaltern in der 500-kV-Station zu übertragen. Auf der 500-kV-Seite derBlocktransformatoren wurden aus Kostengründenkeine Leistungsschalter vorgesehen. Im Erdseil der500-kV-Leitung stehen für Schutzzwecke entspre-chende Lichtwellenleiter-Fasern zur Verfügung.

�Das KonzeptNach der Analysephase präsentierte Siemens Po-wer Automation Wien ein umfassendes Schutzsys-tem mit folgenden Komponenten (siehe Bild 4):

� Für die zwei Enden der Freileitung 11 je ein Lei-tungsdifferentialschutzgerät 7SD523 sowie jeein Distanzschutzgerät 7SA522. Beide Gerätety-pen werden mit je einer Lichtwellenleiterverbin-dung ausgestattet.

Mit maximaler Flexibilitätauf jede Situation vorbe-reitet

Bild 1 Industriekomplex Phu My mit GUD Kraftwerk im Vordergrund

� Für die drei Enden des Schutzbereichs beste-hend aus Freileitung 12 sowie den Abgängen derBlocktransformatoren T2 und T3 wurden 3 Lei-tungsdifferentialschutzgeräte 7SD523 und 3Distanzschutzgeräte 7SA522 vorgeschlagen. Jeein optischer Ring pro Schutzsystem sorgt füreine doppelt redundante Kommunikationsver-bindung.

SIPROTEC-Leitungsschutzgeräte schützen diebeiden wichtigen 500-kV-Kraftwerksableitungen.Mit insgesamt 10 Leitungsdifferential- und Dis-tanzschutzgeräten vom Typ 7SD523 und 7SA522hat Siemens Power Automation (PTD PA) einmodernes und flexibles Schutzsystem aufgebaut.Zudem können SIPROTEC 4-Leitungsschutzgerä-te über optische Ringe miteinander verbundenwerden. Der Ausfall eines Kommunikationswegeswird somit von den Geräten sofort erkannt. Inner-halb weniger Millisekunden schalten die Schutzge-räte von der gestörten Ringverbindung in eineKettenverbindung um. Weder die Schutzfunktio-nen noch die Fernsignalübertragung werdendurch diese Störung beeinflusst. Dies ist insbeson-dere bei der Übertragung von Fernauslösekom-mandos unverzichtbar.

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Netzschutz

Siemens PTD EA · Case Studies · 20054

Eine weitere innovative Detaillösung: Die vonein-ander unabhängigen Kommunikationsverbindun-gen für die Fernsignalwege zur Auskommando-Übertragung. Diese findet zum einen über denHauptschutz 7SD523 und zum anderen über denReserveschutz 7SA522 statt.

�Die besonderen VorteileFlexibel, sicher und schnell durch vorgefertigteParametrierung mit DIGSI.

In Abhängigkeit vom Grad der Fertigstellungdes Primärsystems lassen sich die SIPROTEC-Schutzgeräte schnell und zuverlässig umstellen.Die Vorbereitung der Parametersätze kannbereits in der Projektierungsphase erfolgen. Mitdem universellen Bedienprogramm DIGSI wer-den alle Schutzgeräte von Siemens konfiguriert,parametriert, getestet und sicher in Betrieb ge-setzt.

�Aus der PraxisÜbertragung der Energie ohne Station.Die Flexibilität der SIPROTEC-Gerätereihe hatgerade in diesem Projekt sämtliche Vorteile aus-spielen können – und vieles Unmögliche möglichgemacht. Zum Zeitpunkt der langfristig geplantenInbetriebnahme des Kraftwerks beispielsweise warder Bau der 500-kV-Station sowie neuer 500-kV-Übertragungsleitungen zum Transport in die Bal-lungszentren noch nicht abgeschlossen. Die Inge-nieure entschieden sich deshalb, neben derBaustelle der neuen 500-kV-Station ein Provisori-um zu errichten. Zwei vorübergehend installierteTransformatoren mit je 450-MVA-Übertragungs-leistung speisen so über eine nahe liegende Stationdie Kraftwerksenergie von Phu My 3 in das220-kV-Netz ein.

Testlauf des Kraftwerks unter schwierigsten Bedin-gungen.Wie übergibt man jedoch ein Kraftwerk an denAuftraggeber, das nicht bei Nennlast getestet wer-den kann? Die Herausforderung: 570 MVA Lei-stung aus den beiden Kraftwerksblöcken 2 und 3über die 500-kV-Leitung 12 und den unterdimen-sionierten 450-MVA-Transformator zu übertra-gen. Die Lösung: Parallelschaltung der beiden500-kV-Leitungen während der Testphase vonPhu My 3. Somit konnte die Reservekapazität deszweiten 450-MVA-Transformators an Leitung 11genutzt werden. Bei einem Kurzschluss in derTestphase im Gesamtsystem, das aus 3 Blocktrans-formatoren, zwei 500-kV-Leitungen, den beidenprovisorischen Transformatoren und Zuleitungenauf der 220-kV-Seite besteht, könnte das Kraft-werk jedoch nur durch Schnellschluss abgeschaltetwerden. Deshalb wurde entschieden, die Parallel-schaltung der beiden 500-kV-Leitungen nachBeendung der Testphase wieder aufzuheben. Biszur Fertigstellung der neuen 500-kV-Station wirddas Kraftwerk so betrieben, dass der provisorische450-MVA-Transformator an Leitung 12 nichtüberlastet wird.

SIPROTEC 7SD523 und 7SA522 schützen über-gangsweise das Übertragungssystem mit 5 Enden.Siemens Power Automation nahm die Herausfor-derung für den Schutz dieses 5-Enden Systemsgerne an. Die Schutzschränke waren bereits fertigprojektiert, aufgebaut und getestet als die neueAnforderung der Betreiber einging. Die Flexibili-tät der SIPROTEC-Geräte ermöglichte hier dieschnelle und problemlose Umstellung auf einSchutzsystem für 5 Enden.

Bild 3 Haupt- und Reserveschutz 7SD523/7SA522 an derEinspeisung zweier Kraftwerksblöcke

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Bild 2 Bedienprogramm DIGSI für Konfiguration, Parametrierung, Test und Betrieb

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Netzschutz

Die Mehrenden-Differentialschutzgeräte vom Typ7SD523 lassen sich ohne Zusatzkosten jederzeitzum 2 bis 6 Enden-Schutz zusammenschalten undparametrieren. Die Distanzschutzgeräte 7SA522können in der Kombination aus je einer optischenZwei- und Drei-Enden-Verbindung mittels Kup-ferdrahtverbindungen über konventionelle Kon-takte ebenfalls zum 5 Enden Schutz verbundenwerden.

In kürzester Zeit konnte den Auftraggebern dieschutztechnische Lösung für die neue Situationvorgelegt und das Schutzsystem ohne wesentlicheZusatzkosten in drei Phasen an die veränderte To-pologie des Primärsystems angepasst werden:

� Phase 1: Schutz des 5 Enden- Übertragungssys-tems während der Testphase des Kraftwerks(Bild 5).

� Phase 2: Schutz des 2- und 3-Enden Übertra-gungssystems mit Fernsignalübertragung derKommandos vom Schutz der provisorisch in-stallierten 500 kV/220 kV Transformatoren undder provisorischen 220-kV-Zuleitung.

� Phase 3: Schutz des endgültigen 2- und 3-EndenÜbertragungssystems (Bild 4).

Bild 4 SIPROTEC Leitungsschutz für 500-kV-Einspeisung


Netzschutz


�Das FazitDie Kombination aus der Vielseitigkeit unsererProdukte und dem Know-how unserer Ingeni-eure verkürzte die Inbetriebnahme des fertig ge-stellten Kraftwerks erheblich, trotz einer nochnicht ausgebauten Infrastruktur. Das StromnetzVietnams wurde verstärkt, die Basis für die boo-mende Wirtschaft verbessert.

�ÜbrigensMittlerweile wurden die SIPROTEC-Geräte aufden Parametersatz für Betriebsphase 2 umgestellt.Der Test des Kraftwerks konnte erfolgreich abge-schlossen werden, so dass die Parallelschaltung derbeiden Übertragungsleitungen wieder aufgehobenwurde. Bis zur vollständigen Fertigstellung des500-kV-Systems werden nun die Schutzkomman-dos der SIPROTEC-Geräte zur 220-kV-Stationübertragen.

Bild 5 SIPROTEC Leitungsschutz für Schutzbereich mit 5-Enden



Netzschutz

Höchste Versorgungssicherheit in der Petrochemiedurch SIPROTEC 4

�Das UnternehmenDie in Worringen, einem Vorort von Köln ansäs-sige BP Köln ist eine 100-prozentige Tochter derDeutsche BP AG. Als fünftgrößter Petrochemie-standort in Westeuropa ist die BP Köln mit rund1 900 Mitarbeitern ein wichtiger Rohstofflieferantder chemischen Industrie. Ausgangsstoff ist vor al-lem das in Raffinerien bei der Erdölverarbeitunganfallende Leichtbenzin. Im Kölner Werk der BPentstehen daraus jährlich über 4 Millionen Ton-nen chemischer Rohstoffe. Sie dienen der Chemie-Industrie als Grundbausteine für die Herstellungvon Kunststoffen und Fasern. Der Standort ist andas Nordwesteuropäische Ethylenpipelinenetz an-gebunden und liefert über dieses Netz rund einDrittel der Produktion an weiterverarbeitendeChemieunternehmen. Voraussetzung für einewirtschaftliche und sichere Betriebsführung istunter anderem eine zuverlässige Versorgung mitelektrischer Energie. Dazu ist bei BP Köln einEnergiebedarf von etwa 160 MW notwendig.

�Die AusgangssituationUntrennbar mit dem eigentlichen chemischenProzess sind die Zufuhr von Rohstoffen und derAbtransport der erzeugten chemischen Produkteverbunden. Die Stromversorgung des Leichtben-zintanklagers und der Verdichterstationen erfolgtebisher von einer gekapselten Einfachsammelschie-nenanlage. Im Zuge der Ausweitung der Produkti-on bei gleichzeitiger Erhöhung der Versorgungs-sicherheit und geringeren verfügbaren Personal-ressourcen für Betrieb und Wartung, stiegen dieAnforderungen an die Schaltanlage und deren Pri-mär- und Sekundärtechnik. Ausfälle in diesen Be-reichen haben direkte Auswirkung auf dieProduktion mit großen Schäden und hohen Kos-ten. Aus diesem Grund wurde eine Schaltanlagean zentraler Stelle errichtet, die die zuverlässigeVersorgung der Krackerproduktion mit Leicht-benzin garantiert und andererseits die Abgabe deserzeugten Ethylens (ca. 1 000 000 t/a) an das obenbeschriebene ca. 500 km lange Ethylenpipeline-netz sicherstellt.

Höchste Versorgungssicherheit kann am bestendurch moderne und kostengünstige Standardlö-sungen eines Systemanbieters erzielt werden. AlsBasis hierfür eignet sich optimal eine Doppelsam-melschienenanlage mit 4 Sammelschienenab-schnitten, die von 4 Einspeiseleitungen versorgtwird. Von dieser Sammelschiene sollten die Hoch-spannungsmotoren der Verdichteranlagen unddas Niederspannungsnetz für die Versorgung derPumpen des Tanklagers gespeist werden. Voraus-setzung für die Schaltanlage ist dabei der Einsatzkompakter und wartungsfreier Technik.

Neben dem neuen Lösungsansatz für die Primär-technik war auch sekundärtechnisch aktuellsteund effizienteste Technik gefragt. Darüber hinausmusste berücksichtigt werden, dass sich die Moto-ren der Verdichterstation in explosionsgeschützterUmgebung befinden. Daher sind Motorschutzge-räte einzusetzen, die die Anforderungen der ATEX100 erfüllen und durch die PTB zertifiziert sind.

Einfachstes Handlingfür mehr Sicherheit

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Netzschutz

�Das KonzeptGemeinsam mit dem Auftraggeber wurde ein op-timales Lösungskonzept in Bezug auf Zuverlässig-keit und Kosten erarbeitet, das folgende Funk-tionen und Vorteile bietet:

� Schutz und Steuerfunktion werden aus Kosten-gründen als Kombigeräte realisiert.

� Die Kommunikation der Stationsleittechnikmit der Netzleitstelle erfolgt über störunemp-findliche, vorhandene und gebäudeübergreifen-de LWL-Leitungen.

� Die Schaltanlage wird im Normalbetrieb überdie Netzleitstelle gesteuert. Hierzu wird die Sta-tionsleittechnik mittels 2 Leitstellenanschlüssenund genormtem IEC60870-5-101-Telegramman die Netzleittechnik und an die Meldeanlageangeschlossen. Als Notfallebene verfügen dieFeldgeräte über komfortable und sichereVor-Ort Steuermöglichkeiten.

� Die kombinierten Schutz- und Steuergerätewerden in Steuer- und Melderichtung über dasstandardisierte Protokoll IEC 60870-5-103 andie Stationsleittechnik (Stationsebene) ange-bunden.

� Eine einfache, einheitliche und intuitive Bedien-barkeit der Schutz- und Steuergeräte schont dieknappen Personalressourcen. Durch die um-fangreichen Selbstüberwachungsmechanismender Geräte kann vorsorglicher Wartungsauf-wand reduziert werden.

� Durch den Einsatz der gleichen Software für dieParametrierung aller Schutz- und Steuergerätekann der Schulungsaufwand reduziert werden.

� Die Abgänge werden durch Überstrom- bzw.durch geeignete Motorschutzfunktionen sicherund zuverlässig geschützt.

� Der neue phasenselektive Differentialschutz dervier Einspeiseleitungen nützt die vorhandenenund gebäudeübergreifenden LWL-Leitungen.Dadurch ergeben sich höchste Versorgungssi-cherheit bei Nutzung der vorhandenen Infra-struktur und damit Reduzierung der Investi-tionskosten.

� Die Einspeisefelder werden zusätzlich mit Über-stromzeitschutz in den Feldsteuereinheiten ge-schützt. Die integrierte Synchrocheck-Funk-tionalität ermöglicht die Prüfung der Synchron-bedingungen vor Zuschaltung und schützt da-mit das eingesetzte Investment vor Fehlbedie-nung.

� Zum sicheren Betrieb der Schaltanlage werdenfeldinterne Verriegelungen in den Geräten perSoftware realisiert.

Im Detail wurde als Schaltanlage die wartungsfreieund kompakte Doppelsammelschienenschaltanla-ge vom Typ NXPLUS gewählt. In Verbindung mitden darauf abgestimmten digital arbeitendenSchutzgeräten der SIPROTEC 4-Reihe wird diegeforderte hohe Zuverlässigkeit erfüllt.

Bild 1Netzfahrweise imNormalbetrieb



Netzschutz

Aus dem Gerätespektrum der SIPROTEC 4-Reihe,wird die Gehäusebauform mit abgesetztem gro-ßen Bediendisplay gewählt. Diese Bauform er-möglicht eine ergonomisch günstige Einbaupo-sition in der Schranktür. Darüber hinaus ergebensich Vorteile hinsichtlich Bedienung, Relaisein-bauposition und mechanischer Belastung derSchaltanlagentür.

Die Steuerungs- undÜberwachungsaufgabenkönnen am Geräte-Dis-play einfach und sicher er-füllt werden. Alle erfor-derlichen Bedienelemente,wie z.B. Vor-Ort Schlüs-selschalter, sind integriert,so dass externe Zusatzele-mente entfallen können.Die anwenderfreundlicheGestaltung erlaubt die in-tuitive Bedienung der Ge-räte auch unter Notfallbe-dingungen und unter-stützt hierdurch die zuver-lässige Versorgung desProduktionsprozesses mitelektrischer Energie.

Die erforderlichen Schalt-verriegelungen werden

mittels der integrierten grafischen Logikebene(CFC) und einer feldübergreifenden Kupferring-leitung realisiert. Durch die Verriegelungsprüfungwird z.B. vermieden, dass Sammelschienenab-schnitte versehentlich über die beiden Abgangs-trenner eines Abzweiges gekuppelt werden, bzw.während eines solchen Betriebszustandes derKupplungsleistungsschalter geöffnet wird.

Aufgrund der Modularität der Schutzfunktionenin den verwendeten SIPROTEC 4-Kombigerätenkönnen einheitlich Überstromzeitschutzgerätevom Typ 7SJ6 eingesetzt und an das Schutzobjektangepasst werden. Durch die einheitliche Bedie-nung konnte der erforderliche Schulungsaufwanddeutlich reduziert und die knappen Personalres-sourcen geschont werden. Darüber hinaus werdendie Risiken einer Fehlbedienung reduziert.Ein zusätzlich positiver Einfluss auf die Mittelbin-dung des Assets ergibt sich durch die geringe Er-satzteilhaltung.

Zum Schutz der Hochspannungs-Motoren in denexplosionsgeschützten Bereichen der Verdichter-station verfügen die 7SJ6-Geräte über geeigneteund bewährte Motorschutzfunktionen, die auchfür Schutzobjekte in explosionsgeschützten Berei-chen gemäß ATEX100 zertifiziert sind.

Für diesen Einsatz werden die Geräte 7SJ63 mitAnlaufzeitüberwachung und Wiedereinschaltsper-

Bild 2NXPLUS mit SIPROTEC 4-Relais

re ausgerüstet. Erstere schützt den Motor vor zulangen Anlaufvorgängen und ergänzt somit denÜberlastschutz. Die Wiedereinschaltsperre verhin-dert eine Wiedereinschaltung des Motors, wennbei diesem Anlauf eine Überschreitung der zuläs-sigen Läufererwärmung zu erwarten ist.

Der Überlastschutz hat die Aufgabe, eine thermi-sche Überbeanspruchung des zu schützenden Be-triebsmittels zu verhindern. Die Schutzfunktionstellt ein thermisches Abbild des zu schützendenObjektes (Überlastschutz mit Gedächtnisfunkti-on) dar. Es werden sowohl die Vorgeschichte ei-ner Überlast als auch die Wärmeabgabe an dieUmgebung berücksichtigt. Dies ist vor allem inexplosionsgeschützten Bereichen von entschei-dender Bedeutung, da hier sichergestellt werdenmuss, dass Explosion auslösende Temperaturen inden Betriebsmitteln nicht erreicht werden.

Die vier Einspeisefelder werden mit den digitalenÜberstromzeitschutzgeräten 7SJ64 und den Lei-tungsdifferentialschutzgeräten 7SD610 derSIPROTEC 4-Reihe ausgestattet. Dank einheitli-cher SIPROTEC 4-Techniken können diese Gerä-te nach der gleichen Philosophie leicht undintuitiv bedient und mit der für alle digitalenSiemens-Relais einheitlichen DIGSI-Software ein-fach parametriert und ausgelesen werden.

Bild 3SIPROTEC 4-Gerät mit abgesetztem Display

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Netzschutz

Der Leitungsdifferentialschutz 7SD610 kommuni-ziert über die vorhandenen, gebäudeübergreifen-den LWL-Kommunikationsleitungen.Die integrierten Inbetriebsetzungs- undBeobachtungshilfen auf Web-Technologie unter-stützen eine effiziente Inbetriebsetzung der Lei-tungsstrecken. Mit Hilfe der Web-Technologieeröffnen sich für das IBS- bzw. Wartungspersonalu.a. folgende neue Möglichkeiten und führen zureduzierten IBS-Zeiten:

� Messwerte (lokal und fern) werden graphischals Zeigerdiagramm dargestellt

� Einfach Prüfung der Polung der Wandleran-schlüsse

� Stabilitätstest mit Anzeige der Arbeitspunkte inder Auslösecharakteristik

Alle SIPROTEC 4-Geräte werden sternförmigmittels LWL an die Stationsleittechnik SICAMSAS angebunden. Die Kommunikation in Steuer-und Melderichtung erfolgt mit dem genormtenProtokoll IEC 60870-5-103 zwischen Feld- undZentraleinheit. Die Anbindung der Stationsleit-technik SICAM SAS an die Netzleitstelle und dieMeldeanlage erfolgt über IEC 60870-5-101.

Bild 4 Läufertemperaturverlauf

Bild 5 Web Browser im 7SD610

� FazitDurch die einheitliche Gerätetechnik kann mitgeringem Schulungsaufwand die Anlage auchunter Notfallsituationen sicher bedient werden.Dies kann entweder von der Warte oder vor Orterfolgen. Die eingesetzten SIPROTEC 4-Relaisunterstützen dies durch Selbstüberwachung undeine umfassende Protokollierung von Ereignis-sen und Meldungen.Die für die Produktion wichtigen elektrischenBetriebsmittel, wie Schaltanlage, Abgangsleitun-gen und Motoren werden durch die modular an-gepassten und bewährten Schutzfunktionenoptimal geschützt. Eventuelle Störungen werdensofort protokolliert und über die Leittechnik ge-meldet. Dadurch können diese umgehend analy-siert, entsprechend reagiert und Produktions-ausfälle vermieden werden. Die gewählte, durch-gängige Systemlösung von Primär- und Sekun-därtechnik garantiert eine hohe Zuverlässigkeitder Gesamtanlage. Dadurch kann die Stromver-sorgung der Verdichterstationen und der Tank-lager sicher und effizient gewährleistet werden.

Bild 6 Konfiguration Sekundärtechnik

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Netzschutz

Einpolige Trennersteuerung im Projekt Kasachstan

�Das UnternehmenDer kasachische Netzbetreiber Kazakhstan Electri-city Grid Operation Company (KEGOC) ist ver-antwortlich für die Energieversorgung desgesamten Landes. Neben dem Ausbau des Netzesist die Sicherung der Zuverlässigkeit der Strom-versorgung ein wichtiger Baustein für die weiterewirtschaftliche Entwicklung des noch jungen Staa-tes.

�Die AusgangssituationVorrangiges Ziel war es, die Zuverlässigkeit derEnergieübertragung und die Verfügbarkeit derelektrischen Anlagen im Netz zu verbessern.Siemens Power Transmission and Distribution(PTD) erhielt deshalb vom KEGOC den Auftragzur Modernisierung der Stationsleit- und Schutz-technik aller Umspannwerke des Stromübertra-gungsnetzes Kasachstans. Die Schaltanlagen selbstsollten jedoch unverändert weiter bestehen blei-ben, was eine besondere Anforderung an die Feld-geräte darstellte, da die Schaltgeräte nur einpoligangesteuert werden können.

�Das KonzeptUm höchstmögliche Netzsicherheit und -stabilitätzu gewährleisten, wurden alle 68 Umspannwerkeder Hoch- und Höchstspannungsebene (110 kVbis 1150 kV) mit digitalen Schutz- und Steuerge-räten sowie Stationsleitsystemen der neuesten Ge-neration ausgerüstet. Die analog arbeitendenelektronischen Schutzgeräte wurden durch digita-le SIPROTEC-Systeme ersetzt.

Die Geräte wurden in Schaltschränke eingebautund direkt auf den Baustellen montiert und in Be-trieb genommen. In den Schaltwarten der Um-spannwerke werden zusätzlich die konventio-nellen Steuertafeln gegen moderne Bildschirm-arbeitsplätze für das Wartungspersonal ausge-tauscht. Zum Einsatz kam hier das Stationsleit-system SICAM SAS. Es stellt auf der Basis derKomponenten SICAM und SIPROTEC einedurchgängige Lösung für das Steuern und Über-wachen der elektrotechnischen Übertragungs-und Verteilungsanlagen dar. Auch die einfacheHandhabung der Systemkomponenten, ihre Zu-verlässigkeit, Langlebigkeit und die Möglichkeit,Betriebs- und Diagnosedaten bereitstellen zu kön-nen, waren für den kasachischen Betreiber aus-

Intelligente Technik fürungewöhnliche Anforde-rungen

Bild 1 220-kV-Schaltanlage in Kasachstan

schlaggebend, sich für die Stationsleit- undSchutztechnik von Siemens zu entscheiden.

�Aus der PraxisAufgrund der Anforderung nach Beibehaltung deralten Schaltanlagen entwickelten unsere Ingenieu-re eine Lösung, die bestehenden Schaltanlagen mitden modernen SIPROTEC 4-Feldgeräten zu steu-ern. Als Besonderheit weicht die Ansteuerung derTrenner der KEGOC vom Standard ab. Stattdurch einen Doppelbefehl für Ein und Aus wer-den die Trenner hier nur einpolig angesteuert. DieSchaltrichtung ist abhängig vom aktuellen Zu-stand, d.h. wenn der Trenner eingeschaltet ist, be-wirkt das Kommando eine Öffnung. Ist er ausge-schaltet, so bewirkt dasselbe Kommando, dass derTrenner schließt. Einen solchen Befehlstyp gibt esjedoch heute im Informationskatalog von DIGSInicht.

Zusätzlich sollen die SIPROTEC-Geräte für denFall der manuellen Vor-Ort-Steuerung denSchaltfehlerschutz übernehmen, dazu werden die-selben Kontakte wie für die Fernsteuerung ver-wendet. Die Konfiguration ist in Bild 2 dargestellt.

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Netzschutz

Die Rechtecke „Trenner Q1“ bis „Trenner Q10“ inBild 2 symbolisieren die Anschlusskästen derTrenner. Diese können entweder direkt von derLeittechnik oder von der Vor-Ort-Steuerung(Taster direkt in den Schaltkästen) angesteuertwerden. Die Umschaltung zwischen Orts- undFernsteuerung erfolgt mittels Fern/Ort-Umschal-ter (im Bild 2 rechts), der vom SIPROTEC-Geräteingelesen wird.

In der Betriebsart „Fern“ werden die Trenner vomSIPROTEC-Gerät angesteuert, d.h. die mit Pfeildargestellten Verbindungen zur Vor-Ort-Steue-rung sind wirkungslos.

In dieser Betriebsart sorgt jedes Schaltkommandofür den Wechsel des Schaltgerätezustandes. DieRückmeldungen werden dabei ganz normal überzwei Binäreingänge erfasst (Aus, Ein, Stör). ZumBeispiel wird der Trenner Q1 über die KontakteBA1 und BA2 eingeschaltet, wenn er Aus ist, undumgekehrt ausgeschaltet, wenn er Ein ist. DieSchalthandlungen laufen unter Berücksichtigungder projektierten Verriegelungsbedingungen ab(Schaltfehlerschutz).

In der Betriebsart „Ort“ werden die Trennerdurch Taster direkt am Schaltkasten gesteuert.Dabei sollen die Verriegelungsbedingungen imSIPROTEC-Gerät trotzdem wirksam sein. Des-halb muss durch Umschalten des Fern/Ort-Um-schalters in Stellung „Ort“ die Bedeutung derBefehlsausgänge BA2 bis BA11 geändert werden:Nun werden sämtliche Kontakte vomSIPROTEC 4-Gerät geschlossen, für deren zuge-ordnete Trenner die Verriegelungsbedingungenerfüllt sind. Damit können diejenigen Trenner ge-steuert werden, deren Schaltfehlerschutz-Bedin-gung momentan erfüllt ist.

� LösungDurch die Flexibilität der Bediensoftware DIGSI 4,dem darin angebotenen CFC-Editor und der neu-esten Gerätefirmware 4.50 konnte, diese komplexeAnforderung schnell und problemlos gelöst wer-den. Eine projektspezifische Softwareerweiterungoder Geräteänderung (mehr Kontakte) konnte sovermieden werden.

�Rangierung1. Die ungewöhnliche Trenneransteuerung erfor-

dert die Rangierung von EIN und AUS auf ei-nen einzigen Kontakt. Das ist bisher nichtmöglich. Über den Umweg einer CFC-Logik al-lerdings kann ein eingehender Befehl auf eineEinzelmeldung abgebildet werden, die auf deneinen Kontakt rangiert wird. Nachteil: der Be-fehl muss bisher nicht nur auf Ziel CFC, son-dern zusätzlich auf Binärausgänge rangiertwerden, damit er angestoßen werden kann.Mit neuen Geräten (Firmware ab V4.60) undDIGSI 4 (ab V4.60) ist dieses Problem behoben,die zusätzliche Rangierung auf Binärausgängeist nicht mehr erforderlich.

2. Durch die Verwendung der Befehle „Q1EIN/AUS“ bis „Q10 EIN/AUS“ erfolgt die Pro-tokollierung zur Leittechnik wie gewohnt.

3. Über die CFC-Logik werden die entsprechen-den Ausgänge, die mit den Trennerkontakten„BA2“ bis „BA11“ verbunden sind, gesetzt,ebenso natürlich der gemeinsame Kontakt„BA1“.

4. Alle Befehle sind verriegelt. Die in der Rangier-matrix in einer eigenen Gruppe angelegten Be-dingungen werden ebenfalls in einer CFC-Logikgebildet.

5. Der externe Fern/Ort-Umschalter wird über dieEinzelmeldung „Fern->Ort“ an einem Binärein-gang erfasst.

6. Bei Steuerung Vor-Ort („LOCAL”) werden un-ter der Gruppen-Überschrift Local Releaseebenfalls Einzelbefehle im CFC gebildet, die dieVerriegelungsfreigabe repräsentieren.

Bild 2 Trennersteuerung der KEGOC



Netzschutz

� Fazit:Dank der außerordentlichen Flexibilität derSIPROTEC-Produkte und der DIGSI-Softwareist es den Ingenieuren gelungen, ohne aufwen-dige Software-Neuentwicklungen oder dem teu-ren Austausch von Hardware die gestellten undsehr speziellen Anforderungen zügig und zuver-lässig zu lösen. Durch die Installation vonSiemens-Schutztechnik konnten Netzausfälle inKasachstan deutlich reduziert und weitere Ar-gumente für Investoren geschaffen werden.

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Bild 3

Bild 4 CFC-Plan zur Erzeugung von Einzelbefehlen aus Doppelbefehlen



Netzschutz



Netzschutz

Distanzschutzrelais SIPROTEC 7SA6 mit Fernkom-munikation

�Die AusgangssituationMit der zunehmenden Komplexität der Ener-gieversorgungssysteme wächst auch der Bedarf anspezieller Logik für Notsituationen im Netz. DieKommunikation zwischen den Stationen ist fürdiese Verfahren eine notwendige Voraussetzung.Die Funktionalität des Siemens-Distanzschutzre-lais SIPROTEC 7SA6 erfüllt diese besonderen An-forderungen, die gewünschten Zusatzfunktionensind problemlos realisierbar.

In einem Fall errichtete unser Kunde eine CIC-Station, um die Energieübertragung von einemWärmekraftwerk mit GG-1/2 und GT1 sicherzu-stellen. Die Station wurde jedoch nicht rechtzeitigfertig gestellt, so dass der CSN-Kunde nicht an dieSammelschiene angeschlossen wurde. Infolgedes-sen waren die Lasten auf der CCO-Seite des Sys-tems zu gering.

In dieser Situation würde ein Lastabfall der Über-tragungsleitung zwischen den Stationen GRL undCCO eine Überlastung der Übertragungsleitungzwischen GRL und CSO bedeuten (siehe Bild 2).Dieser Fall tritt ein, wenn die im Wärmekraftwerkerzeugte Energie beim Auftreten eines Fehlers grö-ßer ist als 290 MVA. Daher war es erforderlich,eine weitere Last an das Netz anzubinden.

�Das KonzeptIm Rahmen der Lösung wurden die StationenGRL und UMB angebunden. Falls bei der Über-tragungsleitung GRL-CSO ein Problem auftritt,wird diese Übertragungsleitung getrennt und dieÜbertragungsleitung GRL-UMB angeschlossen.Damit ist das ursprüngliche Problem gelöst, da dieWärmeeinheit der ÜbertragungsleitungGRL-UMB höher ist.

Über die 7SA6-Kommunikationsfunktion werdenInformationen zwischen den Stationen GRL undCCO ausgetauscht. Wenn nun der Hauptleis-tungsschalter oder der Lastumschalter in der Stati-on CCO ausgelöst und geöffnet wird, empfängtdas GRL-Relais die Informationen per Inter RelayKommunikation. Dadurch wird ein speziellesNotfallverfahren aktiviert. Sobald das Notfallver-fahren aktiviert ist, wird der Relaisausgang zu-rückgesetzt.

Kommunikation zwischenSchutzgeräten beherrschtspezielle Netzzustände

Bild 1 Netzkonfiguration

Bild 2 Netzkonfiguration im Überlastfall

Überlast


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�Besondere Vorteile:Inter Relay Kommunikation bietet eine einfacheMöglichkeit zum Austausch von Informationenzwischen Stationen und zur internen Ausführungder Logikabläufe in den Relais. Die Applikationnutzt lediglich zwei Fernsignale, so dass 26 weitereverfügbare Signale für andere Applikationen freibleiben. 7SA6 und 7SD6 arbeiten mit einemschnellen und sicheren Protokoll. Aufgrund ihrerFlexibilität ermöglichen sie außerdem die Kom-munikation über unterschiedliche Medien (sieheBild 4).

� Fazit:In diesem Fall hat Siemens das Notfallverfahrendes Kunden mit dem Distanzschutzrelais 7SA6neu konfiguriert und damit die Anforderungendes Kunden erfüllt. Das neue Verfahren ermög-licht die Kommunikation zwischen Stationenund damit im Bedarfsfall die automatische Akti-vierung von Notfallverfahren.

Bild 3 Lösung mittels Inter Relay Kommunikation

Bild 4 Nutzung verschiedener Übertragungsmedien


Bild 1 Lage der Schaltanlage Cafayate


Netzschutz

Die neue Generation der Siemens-Schutzsystemein Argentinien im Einsatz

�Das UnternehmenIm Nordwesten Argentiniens wird Strom in ersterLinie aus Wärme erzeugt. Charakteristisch für dasStromnetz sind Übertragungsleitungen vondurchschnittlich 100 km Länge, eine hohe Last inden größeren Städten und über ein großes Gebietverstreute mittlere Verbraucher.

EDESA ist ein Stromversorgungsunternehmen inder Provinz Salta. Die Integration der lokalen In-selstromanlagen in das argentinische Stromnetz(SADI) war eine große Herausforderung für dasUnternehmen, insbesondere, da neue Stationenbesondere Vorschriften erfüllen und wie alle pri-vaten Investitionen profitabel arbeiten müssen.EDESA hat Siemens mit der Unterstützung bei derAnbindung der Stadt Cafayate an das SADI-Netzbetraut.

�Die AusgangssituationEDESA stand vor der Aufgabe, in Cafayate eineStation mit den folgenden Merkmalen einzurich-ten:

� Optimaler Schutz

� Hohe funktionale Integration zur Minimierungdes Platzbedarfs

� Fernbedienungsfunktionalität

� Wirtschaftlichkeit

Für die Station Pampa Grande, an die die StationCafayate angeschlossen werden sollte, benötigteEDESA eine Lösung, die sich durch Zuverlässig-keit und betriebliche Effizienz auszeichnete.

�Das KonzeptDas Projekt Station Cafayate umfasste die Einrich-tung einer Stichleitung in der Mitte einer 132-kV-Übertragungsleitung, die zwei Stationen mitein-ander verbindet – Trancas in der ProvinzTucuman und Cabra Corral in der Provinz Salta.Ausgangspunkt der neuen 130 km langen Über-tragungsleitung ist die Station Pampa Grande.

Moderner Schutz für dieSchaltanlage Cafayate

Die Station Cafayate wies folgende Merkmale auf:

� Feld für einen Leistungstransformator(132 kV/33 kV, 20 MVA)

� Zugehöriger Hochspannungs-Leistungsschalter

� Mittelspannungsschaltanlage mit Trafofeld unddrei Feldern für Abgänge, die den BereichCafayate mit Energie versorgen

� Inselbetrieb mit lokaler Energieerzeugung aus-schließlich als Reserveoption

Die Kommunikationsverbindung zwischen denStationen Cafayate-Pampa Grande, Pampa Gran-de-Cabra Corral und Cabra Corral-San Franciscowurde mit Hilfe des Siemens Digital Power LineCarrier ESB2000i mit SWT3000 realisiert.Über einen Schutzdaten-Übertragungskanal desSWT 3000 werden 4 unabhängige Befehle übertra-gen..

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Netzschutz


Siemens bot für die Station Cafayate eine inte-grierte Lösung mit der folgenden Ausstattung an:

� Multifunktionsschutz 7SJ63 für die Mittelspan-nungs-Schaltanlage (13,2 kV), einschließlichMess- und Leittechnikfunktionen sowie An-schluss zur Fernwirktechnik.Folgende Schutzfunktionen wurden genutzt:

– Gerichteter und ungerichteter Überstrom-schutz

– Wiedereinschaltvorrichtung

– Über- und Unterspannungs- sowie Über-und Unterfrequenzschutz

� 7UT633 für Schutz und Steuerung des Leis-tungstransformators mit Differentialschutz füreinen Dreiwicklungstransformator und Über-stromschutz als Reserveschutz

EDESA konnte die Transformatorschutzfunktio-nen, die automatische Spannungsregelung, dieThermorelais und den Schutz im selben Feld un-terbringen. Steuerung und Schutz erfolgen lokalsowie von fern mittels Fernwirktechnik.

Für die Station Pampa Grande wurde das umfas-sendste Schutzrelais 7SA522 ausgewählt, das fol-gende Funktionalität aufweist:

� Distanzschutz mit sechs Messsystemen

� Fünf unabhängige Distanzzonen

� Wiedereinschaltvorrichtung (einpolig und drei-polig) mit adaptiver, spannungsloser Pause

� Synchronüberwachung

� Zuschalten auf einen Kurzschluss

� Hochohmiger Erdkurzschlussschutz (gerichtetoder ungerichtet)

� Phasen-Überstromschutz

� Pendelerfassung/Pendelsperre

� Signalübertragungsverfahren (PUTT, POTTusw.)

� Fehlerortung

Die Fernbedienung erfolgt durch Abfragen desDistanzschutzes 7SA522 in Pampa Grande imFernbedienungsmodus mit der Software DIGSI 4.Dabei kann der Bediener die Einstellungen kon-trollieren und ändern sowie die Fehler- und Ereig-nisprotokolle herunterladen.

Angesichts der Tatsache, dass der Distanzschutz7SA522 in der ersten Zone in Richtung der Lei-tung zur Station Cafayate misst, was 80 % der Lei-tungslänge entspricht, musste die Dauer derFehlerabschaltung für die Leitungsabschnitte vonPampa Grande nach Cabra Corral und Trancasvon dem am weitesten entfernten Schutz mini-miert werden (Leitungsabschnitt Pampa Gran-de-Trancas für den in Cabra Corral installiertenSchutz und Leitungsabschnitt Pampa Grande-Ca-bra Corral für den in Trancas installierten Schutz(Bild 2).

Bild 2 Zoneneinstellung des 7SA522

Bild 3 Zoneneinstellung gemäß Kriterium A

Bild 4 Zoneneinstellung gemäß Kriterium B



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Dabei wurden vor allem zwei Kriterien berück-sichtigt:

Kriterium A: (siehe Bild 3)

1. Distanzschutz ZPG (7SA522) misst in der erstenZone (Z1) 80 % der Leitungslänge in Richtungder Station Cafayate (vorwärts). In der zweitenZone (Z2) erfolgt die Messung für die übrigen20 % der Leitung. Zone Z2 dient gleichzeitig alsReserveschutz für den Leistungstransformator.In der dritten Zone (Z3) werden 60 % der vonPampa Grande aus gemessenen Leitungslängein Rückwärtsrichtung gemessen.

2. Die Distanzschutzgeräte ZCC und ZTR messen inVorwärtsrichtung in der ersten Zone (Z1), undzwar 80 % der Leitung Cabra Corral-PampaGrande bzw. Trancas-Pampa Grande. In derzweiten Zone (Z2) bilden sie eine Übergreifzonevon 15 % mit der Station am Gegenende.

3. Bei den Distanzschutzgeräten ZCC und ZTR ent-sprechen die Einstellungen der unabhängigenZone Z1B denen der zweiten Zone Z2 (Z1B = Z2).

Mit diesen Einstellungen wurden verschiedenarti-ge Fehler untersucht (Bild 3), bei denen dieSchutzgeräte folgendes Verhalten zeigen:

1. Fehler in 1: Der Distanzschutz ZPG löst in derersten Zone (Z1) aus. Da die beiden anderenSchutzgeräte in der zweiten Zone Z2 messen,löst ZPG zuerst in tZ1 aus.

2. Fehler in 2: Der Distanzschutz ZPG misst denFehler in der dritten Zone (Z3) in Rückwärts-richtung und sendet ein Signal an die Schutzge-räte ZCC und ZTR. Diese schalten an die unab-hängige Zone Z1B und beide Schutzgeräte lösenden Fehler aus. Die Reaktionszeit ist demnach= Signalübertragungszeit + Auslösezeit vonZ1B (tZ1B).

3. Fehler in 3: In diesem Fall löst der Distanz-schutz ZTR in der Mindestzeit (tZ1) aus. DieAuslösezeit des Distanzschutzes ZCC, der in dieunabhängige Zone Z1B geschaltet wurde, ist =Signalübertragungszeit + Auslösezeit von Z1B

(tZ1B).

Kriterium B: (siehe Bild 4)

1. Der Distanzschutz ZPG (7SA522) misst in derersten Zone (Z1) 80 % der Leitungslänge inRichtung der Station Cafayate (vorwärts). Inder zweiten Zone (Z2) erfolgt die Messung derübrigen 20 % der Leitung. Sie dient gleichzeitigals Reserveschutz für den Leistungstransforma-tor.

2. Die Distanzschutzgeräte ZCC und ZTR messen inder ersten Zone (Z1) in Leitungsrichtung, undzwar 120 % in Richtung der Leitungen CabraCorral-Trancas und Trancas-Cabra Corral. Bei-de arbeiten mit dem DistanzschutzverfahrenPOTT (es muss ein Freigabesignal vom Gegen-ende eingehen, damit der Distanzschutz denLeistungsschalter lokal auslöst). Die Auslösezeitfür die erste Zone Z1 sollte bei beiden Schutzge-räten (ZCC und ZTR) die der ersten Zone desSchutzgeräts ZPG übersteigen. Daraus ergibtsich eine zeitliche Selektivität zwischen den Lei-tungen Pampa Grande-Cafayate und den bei-den anderen Leitungen in Bezug auf die Fehlerin der ersten Leitung.

Mit diesen Einstellungen wurden verschiedenarti-ge Fehler untersucht (Bild 4), bei denen dieSchutzgeräte folgendes Verhalten zeigen:

1. Fehler in 1: Distanzschutz ZPG löst in der erstenZone (Z1) aus. Da die Zeit für die Auslösungder ersten Zone bei den anderen beiden Schutz-geräten größer ist, löst ZPG als erster Distanz-schutz in tZ1 aus.

2. Fehler in 2: Die Distanzschutzgeräte ZCC undZTR messen den Fehler in der ersten Zone Z1

und nach Eingang des Freigabebefehls schaltenbeide Schutzgeräte den Fehler ab. Die Auslöse-zeit ist daher = Signalübertragung + AuslösezeitZ1 (tZ1).

3. Fehler in 3: wie 2.

Nach der Analyse dieser beiden Kriterien fiel dieEntscheidung für Kriterium B, um die Homogeni-tät der Systemphilosophie zu gewährleisten.



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�Besondere VorteileDer von 7SA522 bereitgestellte Distanzschutz bie-tet:

� Minimierte Abschaltzeiten für die Fehler in denverschiedenen Abschnitten der Leitung vonPampa Grande zu anderen Stationen.

� Vermeidung unnötiger dreiphasiger Auslösun-gen aufgrund gleichzeitiger einphasiger Fehlerin unterschiedlichen Phasen bei beiden Leitun-gen.

� Reduzierung erfolgloser Wiedereinschaltungen,die die Lebensdauer des Leistungsschalters ver-kürzen.

� FazitDie Stationen Pampa Grande und Cafayate sindseit Januar 2004 erfolgreich in Betrieb. Durchden Einsatz von SIPROTEC-Schutzgerätenwurde die Schaltanlage Cafayate optimal undkostengünstig geschützt. Mit der zügigen Reali-sierung des Projektes durch die EDESA wurdedie Stromversorgung der Stadt Cafayate in dasargentinische Stromnetz integriert.



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Intelligente Schutztechnik erspart der LEW teurenNetzausbau

�Das UnternehmenDie Lechwerke AG (LEW) ist eines der größten re-gionalen Energieversorgungsunternehmen (EVU)im Süden Deutschlands. Das Kerngeschäft ist dieStromversorgung und alle damit zusammenhän-genden Dienstleistungen. Das versorgte Netzge-biet mit einer Fläche von 8 245 km2 deckt sichweitgehend mit dem Regierungsbezirk Schwaben.Darüber hinaus werden noch einige angrenzendeTeile Oberbayerns mit Strom versorgt.

Für die Stromversorgung der 885 000 unmittelbarund 600 000 mittelbar versorgten Kunden unter-hält die LEW ein Mittelspannungsnetz mit einerLänge von 7 198 km, ein 380-/220-/110-kV-Hochspannungsnetz mit einer Gesamtlänge von2 429 km und 104 Umspannwerken (UW).

�Die AusgangssituationAus dem UW Lechhausen erfolgt die Energiever-sorgung eines größeren Stadtwerkes. Im Normal-betrieb wird der Energiebedarf über eine380-kV/110-kV-Netzkupplung aus dem380-kV-Netz gedeckt. Eine zweite Netzkupplungsteht als Reservetrafo im UW Lechhausen zur Ver-fügung, ist aber im Normalbetrieb nicht zuge-schaltet.

Aufgrund des gestiegenen Leistungsbedarfs durchdas Stadtwerk bestand die Gefahr, dass es bei Aus-fall des speisenden 380-kV/110kV-Transformatorszu Schutzauslösungen auf Grund von Netzüber-lastungen im 110-kV-Netz kommt. Das würde ei-nen Versorgungsausfall beim angeschlossenenStadtwerk zur Folge haben.

Um die Übertragungsleistung aus dem 110-kV-Netz im UW Lechhausen zu erhöhen, wäre einteurer Netzausbau mit erheblichen Kosten erfor-derlich gewesen. Maßnahmen wie die Einschlei-fung einer zusätzlichen Freileitung im Umspann-werk Lechhausen, der Ausbau von zwei zusätzli-chen Schaltfeldern mit Leistungsschalter im Um-spannwerk usw. wären notwendig geworden.

Der digitale Vorsprung fürdie Schutztechnik

Bild 2 Netzkonstellation 110 kV

Bild 1 KW Gersthofen der LEW

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�Das KonzeptAuf Grund der zu erwartenden hohen Kosten ha-ben die LEW ein Alternativ-Konzept entwickelt,das einen möglichen Versorgungsausfall ebenfallseffektiv verhindert – allerdings zu deutlich redu-zierten Ausgaben.

Die Lösung fand sich in der Einbindung des UWLechhausen über einen Doppelstich in das110-kV-Netz, was zu einer Drei- und Vierenden-konfiguration führte. Mit den vorhandenen Lei-stungsschaltern und Schaltfeldern konnte dieverfügbare Übertragungsleistung aus dem110-kV-Netz erhöht werden. Der Ausfall des 380kV/110kV-Transformators kann jetzt durch das110-kV-Netz kompensiert werden, ohne dass eszu Versorgungsausfällen beim versorgten Stadt-werk kommt. Weiterhin konnte durch die Mehr-endenkonstellationen die Kurzschlussleistung im110-kV-Netz erhöht und der Lastfluss optimiertwerden.

Um diese Drei- und Vierenden-Netzkonstellationselektiv und schnell schützen zu können, musstendie bereits eingebauten Distanzschutzrelais um ei-nen digitalen Leitungsdifferentialschutz, der auchDrei- und Vierenden schützen kann, ergänzt wer-den.Der vorhandene Distanzschutz hätte die neueNetzkonstellation nicht in allen Fällen selektivund schnell absichern können. In Kombinationmit dem Leitungsdifferentialschutz arbeitet derDistanzschutz jetzt auch als Reserveschutz.

Die Lechwerke entschieden sich für den SiemensMehrendendifferentialschutz 7SD52, der bis zusechs Enden schützen kann und in seinen Kom-munikationsmöglichkeiten einzigartig ist. JeSchaltfeld wurde der bereits vorhandene Distanz-schutz um einen Differentialschutz 7SD52 er-gänzt.

Bild 3 Schutz einer Drei- und Vierendenkonfiguration



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Im UW Stätzling befinden sich auf den 110-kV-Leitungen keine Stromwandler und keine Leis-tungsschalter. Die eingebauten Lasttrennschalterin den Leitungsfeldern können im Fehlerfall denKurzschlussstrom nicht abschalten, weshalb derLeitungs-Differentialschutz hier auf die Leistungs-schalter der Transformatoren wirkt. Die Stromer-fassung erfolgt an den Durchführungswandlernder beiden Transformatoren. Die Messwerte wer-den über einen Summierungswandler angepasstund dem 7SD52 zugeführt. Diese Anpassung überSummierungswandler war möglich, weil das ver-wendete 7SD52 sehr geringe Anforderungen andie Wandler stellt.

Da zwischen den verschiedenen Umspannwerkenkeine direkten Kommunikationsverbindungen fürdie Schutzdatenübertragung vorhanden sind, er-folgt sie zwischen den Differentialschutzgerätenüber ein digitales PCM-Kommunikationsnetz. DieAnpassung an das digitale Kommunikationsnetzwiederum wird über externe Umsetzer mit einersynchronen, elektrischen X21–Schnittstelle fürden Anschluss an die Kommunikationsgeräte be-wirkt. Mit Hilfe dieser Kommunikationsumsetzerkönnen zwei Schutzgeräte synchron miteinanderkommunizieren und dabei eine große Datenmen-ge über weite Entfernungen austauschen.

�Die besonderen VorteileUm die Verfügbarkeit des Systems weiter zu stei-gern entschlossen sich die Lechwerke alle einge-setzten 7SD52 mit zwei Wirkschnittstellen auszu-statten. Somit kann jedes Schutzgerät die Datenmit zwei Nachbargeräten austauschen – eineRingtopologie für den Schutzdatenaustausch kannaufgebaut werden.

Der Ausfall einer Kommunikationsverbindungzwischen zwei Geräten führt nicht zur Blockie-rung der Differentialschutzfunktion, da die Gerätedies erkennen und von der Ringtopologie in dieKettentopologie umschalten.

� FazitDurch den Umbau des bestehenden 110-kV-Netzes in eine Drei- und ein Vierendenkonfigu-ration konnte die Kurzschlussleistung im UWLechhausen gesteigert und die Versorgungssi-cherheit für das angeschlossene Stadtwerk er-heblich verbessert werden, ohne dass großeInvestitionen in der Primärtechnik getätigt wer-den mussten. Der Einsatz moderner digitalerSchutztechnik ermöglichte es, die dadurch ent-standenen komplizierten Netzgebilde sicherund selektiv zu schützen. Durch die Verwen-dung bereits bestehender Nachrichtenverbin-dungen mussten auch bei den Kommunika-tionswegen keine Investitionen in neue LWL-Verbindungen getätigt werden.



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Netzschutz

Sichere Schutztechnik für die Deutsche Steinkohle AG

�Das UnternehmenDer Zusammenschluss der BergbauunternehmenRuhrkohle AG und Saarbergwerke AG 1998 mar-kierte den Beginn der Deutschen Steinkohle AG(DSK). Der Gesamtabsatz 2003 betrug 27 Mio. t.Hauptabnehmer der Steinkohle AG ist die deut-sche Stromwirtschaft.

�Die AusgangssituationUnter Tage herrschen andere Anforderungen andie Energieversorgung als in konventionellenEVU-Verteilungsnetzen. Im Zuge der Modernisie-rung der Einspeisungen auf ein 10-kV-Netz warbei der DSK ein Konzept gefragt, das diesen Be-dingungen gerecht wird. Dies betrifft auch dieSchutztechnik. Die Schutzgeräte müssen in derLage sein, ausfallsicher alle Fehler zu klären. Wei-tere Besonderheiten ergeben sich für die Kommu-nikation in explosionsgefährdeten Bereichen undfür die Eigenversorgung, da kein Eigenbedarf mitBatterien unter Tage erlaubt ist. Im Zuge der Mo-dernisierung der Einspeisungen auf ein10-kV-Netz war bei der DSK ein Konzept gefragt,das diesen Bedingungen gerecht wird undSIPROTEC 4-Digitalschutz komplett abdeckt.

�Das KonzeptDie Flexibilität der SIPROTEC 4-Reihe ermöglichtden sicheren Einsatz unter Tage. Zum Einsatzkommt das 7SJ62 mit ATEX Zulassung zumSchutz von explosionsgeschützten Motoren derZündschutzart Erhöhte Sicherheit "e". Bei Ver-wendung in explosionsgefährdeten Bereichen mitMethangasgefahr und leitfähigem Kohlenstaubmüssen die Geräte der Zündschutzart „DruckfesteKapselung“ entsprechen. Dazu werden sie in diegekapselte Schaltanlage vom Typ BARTEC 8SNvon Siemens eingebaut.

�Die besonderen VorteileKommunikation trotz KapselungDer Einbau in das geschlossene druckfeste Schalt-feld bedeutet, dass man mit dem Schutzgerät nichtper Drahtverbindung zum DIGSI-Rechner onlinegehen kann. Zur Kommunikation mit dem Lap-top durch das geschlossene Glasfenster wird des-halb ein Infrarot-Adapter verwendet, der mit derFrontschnittstelle des 7SJ62 verbunden ist undeine serielle Schnittstelle simuliert.

SIPROTEC unter Tage

Bild 1 Bergwerk der Ruhrkohle AK

Bild 2 Gekapselte Schaltanlage Siemens Bartec 8SN

Druckfestes Gehäusemit 7SJ62

Infrarot-Schnittstelle

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Übertragung nach über TageÜber die Systemschnittstelle mit PROFIBUS-FMS-Protokoll wird mit Hilfe eines im druckfes-ten Gehäuse eingebautem, eigensicheren Modemsdie Kommunikation nach außen hergestellt. Ak-tionen wie Betriebsinformationen auslesen,Schalthandlungen und Schutzeinstellungen kön-nen somit komplett über Tage verlagert werden.

Visuelle Darstellung der InformationenDas Personal vor Ort muss so viele Informationenwie möglich visuell erhalten – ohne wie sonst üb-lich, die Betriebsmeldungen oder Netzstörmel-dungen vom Gerätemenü per Tastendruckauslesen zu können. Dazu bieten die SIPROTEC 4-Geräte die Option, über Zusatzprogrammierungdurch CFC-Logikbausteine die optischen Anzei-gen (LED) auf der Frontkappe wahlweise blinkenoder konstant leuchten zu lassen. Das heißt, beieinem Gerätetyp 7SJ62 mit 7 LED können 14 ver-schiedene Zustandsanzeigen dargestellt werden.

Eingesetzt werden die Schutzgeräte in einem10-kV-Schaltfeld. In deren Abgängen befindensich die Motoren für Förderbänder, Strebförderer,Schrämmaschine und Streckenbetriebe im Streb.Bezeichnend ist hier, dass die Motoren versetztwerden und sich ständig an anderen Orten aufhal-ten. Zusätzlich – durch die großen Entfernungenim Bergbaunetz bis zum Abbau der Kohle – ent-stehen Besonderheiten, die berücksichtigt werdenmüssen.

CFC-Logik erkennt Kurzschlüsse rechtzeitigDer Grundsatz, für die Motor-Kurzschlusseinstel-lung einen Wert auszuwählen, der oberhalb desgrößten Anlaufstromes und unterhalb des 2-poli-gen Kurzschlussstromes liegt, gilt hier nicht. Auf-grund der großen Entfernungen kann der Kurz-schlussstrom kleiner als der Anlaufstrom sein. DieStrebförderermotoren sind aufeinander abge-stimmt und laufen innerhalb eines kurzen Inter-valls hintereinander an, so dass sich der Gesamt-strom immer weiter erhöht und die Kurzschluss-stufe überschreitet.

Mit Hilfe der CFC-Logik wurde dieses Problemgelöst. Bei Erkennen von Motoranlauf wirdschrittweise die Auslöseschwelle erhöht, so dass eszu keiner Fehlauslösung kommt und dennoch einMotorkurzschluss rechtzeitig erkannt werdenkann.

Bild 3 Typisches 10-kV-Netz unter Tage, Bergwerk Lippe

Bild 4Dynamische Anpas-sung der Auslöse-schwelle bei Motor-anlauf

Auslöseschwellen werden sukzessiv erhöht

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Eigenbedarf über SpannungswandlerEine weitere Besonderheit im Bergbau ist der Ver-zicht auf den Eigenbedarf durch Batterieversor-gung aufgrund der Explosionsgefahr. Die Schutz-geräte werden über den Spannungswandler ver-sorgt (oft ist nur eine Leiter-Leiter Spannungvorhanden), allerdings muss bei Unterschreitender Mindestspannung (< 70 %) rechtzeitig ausge-löst werden, damit noch genügend Spannung vor-handen ist, die Unterspannungsspule zu betätigen.

Auslösen bis ins Detail gesichertIn diesem Zusammenhang wird auch der Schal-terversagerschutz (SVS) eingesetzt, falls das ersteUnterspannung-AUS-Signal nicht zum Öffnendes Leistungsschalters führt.

Der SVS versucht, falls der erste Ausschaltbefehlnicht befolgt wurde, wiederholt mit einem gespei-cherten Signal (Lockout) auf denselben Leistungs-schalter ein AUS-Signal zu geben. Die Ursachenfür den Spannungseinbruch können sein:

� Ein Spannungsausfall durch Abschaltung derEinspeisung,

� ein Absinken der Spannung durch Einschaltengroßer Motoren,

� von einem Kurzschluss verursachter Span-nungseinbruch.

War auch der SVS nicht erfolgreich bzw. die Ver-sorgungsspannung bereits zu klein, greift als letz-tes der Status vom Life-Kontakt des Schutzgerätesund löst bei Abfallen des Schutzes über die Unter-spannungsspule aus.

Schutzleiter melden AusfälleDa die Versorgungskabel zugänglich im Streb lie-gen, kann es immer wieder bei Arbeiten zum Kon-takt und zu kleinen Beschädigungen kommen.Um diese rechtzeitig zu erkennen, noch bevor ei-ner der Phasenkabel kritisch beschädigt wird, sindunterhalb der Ummantelung der Kabel Schutzlei-ter angebracht, die bei Ausfall ähnlich dem Prin-zip der Auslösekreisüberwachung über Verdrah-tung zu den Binäreingängen im SchutzgerätMeldungen absetzen.

Informationen bleiben erhaltenDie Versorgung der Schutzgeräte durch Span-nungswandler, statt der herkömmlichen separatenBatteriespannung, führt zu einem vermehrten Ab-schalten der SIPROTEC-Geräte im Betriebsfall.Um so wichtiger ist es, dass wesentliche Prozessin-formationen als gespeichert im Schutzgerät erhal-ten bleiben und nach Spannungswiederkehr demBetreiber zur Analyse zur Verfügung stehen. Dennauch einfache Einkopplungen über Binäreingängekönnen zum LS-AUS führen, beispielsweise wennder Wetterwächter Methangas-Alarm meldet.

Bild 5 Stromversorgung im Stollen

Automatische ZuschaltungIst das Schutzgerät wieder betriebsbereit und ste-hen keine weiteren Verriegelungen oder quittier-pflichtigen Meldungen an, wird automatisiertzugeschaltet. Damit nicht alle Verbraucher gleich-zeitig ans Netz gehen und zu großen Netzschwan-kungen auch über Tage führen können, hat jedes7SJ62 im CFC-Plan seine eigene Zuschaltzeit hin-terlegt und schaltet den zugehörigen Leitungs-schalter individuell nach einem Zeitversatz voneinigen Sekunden wieder zu.

� FazitDurch den Einsatz von SIPROTEC-Gerätenwurde bei der DSK eine Schutztechnik einge-setzt, die den besonderen Anforderungen imBergbau mehr als gerecht wird. Die besonderenAnforderungen unter Tage, wie,- Einsatz im Ex-Bereich- Auslesen der Störschriebe über Infrarot-

schnittstelle- Versorgung der Geräte aus dem Spannungs-

wandler sowie- Speicherung der Störfalldaten nach Versor-

gungs-Spannungsausfall

wurden problemlos mit SIPROTEC-Schutzge-räten gemeistert. Sämtliche besonderen Einsatz-anforderungen wurden optimal gelöst.

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Bild 6 Abbau von Kohle Untertage

Bild 7 Einsatz der Schrämmaschine

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7SA6 mit AWE auf gemischten Leitungen

�Das UnternehmenDie Stadtwerke Hannover AG zählt mit rund2 900 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern und ei-nem Umsatz von rund 1,3 Mrd. Euro zu den gro-ßen deutschen kommunalen Unternehmen derBranche. Unter der Marke »enercity – PositiveEnergie« werden Energie, Wasser und Dienstlei-stungen für Privat- und Geschäftskunden angebo-ten. In der Region Hannover beliefern dieStadtwerke Hannover ca. eine halbe Million Men-schen mit Strom, Erdgas, Fernwärme und Trink-wasser. Überregional werden inzwischen rund8 000 Abnahmestellen versorgt. Auch durch dieZusammenarbeit mit verschiedenen Koopera-tionspartnern sind die Stadtwerke Hannover inder Lage, bundesweit kundenorientierte Angebotezu machen. Im Geschäftskundenbereich deckt dasUnternehmen das gesamte Leistungsspektrum desEnergiemanagements ab, von Beratung über Pla-nung von Neu- und Umbauten, bis zum Betriebvon Anlagen. Das bundesweite Engagement zeigtErfolg: Im Jahr 2002 haben die Stadtwerke Han-nover erstmals mehr Strom außerhalb ihres ange-stammten Netzgebiets abgesetzt als innerhalb.2003 steigerten sie den Absatz weiter auf knapp19 500 GWh (Netzgebiet: 3 285 GWh).

�AusgangssituationVon den Stadtwerken Hannover, enercity erhiel-ten wir die Anforderung über den Einsatz einesDistanzschutzes 7SA6 auf gemischten Leitungen.Diese Anwendung ist nicht auf eine bestimmteAnlage beschränkt, sondern kann in diversen An-wendungen eingesetzt werden. Gemischte Leitun-gen bedeuten, dass ein Teil der zu schützendenStrecke innerhalb einer Staffelzone als Kabel undein weiterer Abschnitt als Freileitung ausgeführtist. Der Einsatz der automatischen Wiederein-schaltfunktion (AWE) ist nur auf dem Abschnittder Freileitung sinnvoll. Hierzu ist die in der Staf-felung der zu schützende Streckenabschnitt ent-sprechend zu selektieren (siehe Bild 2).

7SA6 mit AWE aufgemischten Leitungen.

�Das KonzeptBei gemischten Strecken mit Kabeln und Freilei-tungen können die Distanzzonensignale (Resis-tanzwerte R und Reaktanzwerte X) dazu verwen-det werden, im gewissen Rahmen zwischen Kabel-und Freileitungsfehlern zu unterscheiden.

Über entsprechende Verschaltung mittels der an-wenderprogrammierbaren Logikfunktionen(CFC) kann dann die Wiedereinschaltautomatikblockiert werden, wenn ein Fehler im Kabelbe-reich vorliegt.

�KonfigurationDie Leitungsabschnitte werden im Distanzschutz-relais 7SA6 entsprechend der Netzanbindung inden Distanzzonen Z1, Z2, Z3 und Z5 wie gewohntgestaffelt. Die Zone Z1B wird vor allem für dieWiedereinschaltfunktion und für Zuschaltfunk-tionen (‚Hand-Ein’) verwendet. Zur Messung undSelektierung des Kabel- bzw. Freileitungsanteilsder zu schützenden Strecke wird die Zone Z4 ge-nutzt. Die Zone Z1B wird neben der Anwendungin der automatischen Wiedereinschaltfunktion(AWE) außerdem zur schnellen Abschaltung derzur schützenden Strecke bei Zuschalten auf einenFehler eingesetzt. Der Schutz muss in Schnellzeitauslösen, wenn beim Zuschalten auf der zu schüt-zenden Strecke auf der Gegenseite z.B. noch derErder eingelegt ist. Diese Funktionalität kann al-ternativ im 7SA6 auch über die Funktion „Hoch-strom – Schnellabschaltung“ realisiert werden.

Bild 1 Markenzeichen der Stadtwerke Hannover

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Anhand einer allgemeinen Strecke <A – B> mitzwei Distanzschutzgeräten 7SA6 wird diese An-wendung beschrieben. Für das Schutzrelais amEinbauort „A“ ist die Lösung mit den Distanzzo-nen Z1B und Z4 ausgeführt. Das Schutzrelais amEinbauort „B“ kann für die AWE auf gemischtenLeitungen entweder über die Distanzzone Z1Bund die Hochstromschnellabschaltung oder alter-nativ entsprechend zu Lösung „A“ mit Staffelungder Zonen Z1B und Z4 eingestellt werden.

Einstellungen in der Projektierung in DIGSIZuerst müssen in der Parametrierung in DIGSI imParametersatz für den 7SA6 folgende Einträgevorgenommen werde:n

Rangiermatrix (Gruppe: „Automatische WE“ bzw.„Distanzschutz Allgemein")

Parametrierung: (Parametergruppe A,Distanzschutz - Polygon, Zone Z4)Parameter 1335 „Verzögerungszeit T4”

Die Auslösezeit für die Zone Z4(Parameter 1335 = T4) ist auf unendlich (T4 = ∞)einzustellen, da diese Zone nur zum Selektierendes Kabel- bzw. Freileitungsanteils der Strecke ge-nutzt wird. Die Zone Z4 soll in dieser Anwendungnur eine Anregung melden. Eine Auslösung indieser Zone ist nicht relevant. Vor allem bei einer1-poligen AWE-Funktion ist diese Einstellungwichtig, da die Auslösung dann ausschließlichüber die Zone Z1B erfolgen darf.

Erstellen der LogikabläufeJetzt müssen nur noch die entsprechenden Logik-pläne im CFC in DIGSI erstellt, verknüpft undübersetzt werden. Als Ablaufebene im CFC wirddie ‚schnelle’ PLC-Task (PLC0) verwendet. Dieeinzelnen Logikfunktionen und die Wirkung aufden Schutzbereich sind im Folgenden beschrie-ben.

Für die beschriebene Strecke <A – B> müssen inbeiden Distanzschutzrelais entsprechende Zuord-nungen zum Erkennen des AWE-Bereichs auf derFreileitung implementiert werden.

Steuerung der automatischen Wiedereinschaltungim 7SA6 für Schutzrelais A7SA6-Schutzrelais A

Die Staffelung der Zone Z4 entspricht den R- undX-Werten der Kabelstrecke. Die Zone Z1B wirdwie gewohnt auf ca. 120 % der Leitungslänge aus-gelegt. Da im Bereich der Kabelstrecke keine AWEdurchgeführt werden soll, wird über einen CFC -Plan der Bereich der Freileitung in der Zone Z1Bselektiert. Mit dem Ergebnis des CFC-Plans(FNr. 2703 : „>AWE blk.“) wird die Wiederein-schaltung bei einem Fehler im Kabelbereich (ZoneZ4) blockiert (siehe Bild 4).

Bild 2Anlagenkonfiguration

a FNr. 2703 AWE blockieren reagiert auf Ziel CFC

b FNr. 3747 Distanzschutz Anregung in Zone Z1B, L1E reagiert auf Ziel CFC

c FNr. 3748 Distanzschutz Anregung in Zone Z1B, L2E reagiert auf Ziel CFC

d FNr. 379 Distanzschutz Anregung in Zone Z1B, L3E reagiert auf Ziel CFC

e FNr. 3750 Distanzschutz Anregung in Zone Z1B, L12 reagiert auf Ziel CFC

f FNr. 3751 Distanzschutz Anregung in Zone Z1B, L23 reagiert auf Ziel CFC

g FNr. 3752 Distanzschutz Anregung in Zone Z1B, L31 reagiert auf Ziel CFC

h FNr. 3759 Distanzschutz Anregung in Zone Z4 reagiert auf Ziel CFC

Bild 3 Staffelplan der Schutzrelais



Netzschutz

Steuerung der automatischen Wiedereinschaltungim 7SA6 für Schutzrelais BLösung 1:

7SA6 mit Zone Z1B und der Hochstromschnellab-schaltung:

7SA6-Schutzrelais B

Die Staffelung der Zone Z1B entspricht den R-und X-Werten der Freileitung, auf der die AWE-Funktion ausgeführt werden soll. Für eineSchnellabschaltung bei Zuschalten auf einen Feh-ler wird im 7SA6 die Funktion „Hochstrom-Schnellabschaltung“ verwendet, um die Strecke<A – B> vollständig zu schützen.

Lösung 2:

7SA6 mit Staffelung der Zonen Z1B und Z4:

7SA6-Schutzrelais B

Die Staffelung der Zone Z4 entspricht den R- undX-Werten der Freileitung. Die Zone Z1B wird wiegewohnt auf ca. 120 % der Leitungslänge ausge-legt. Da im Bereich der Kabelstrecke keine AWEdurchgeführt werden soll, wird über einen CFC-Plan der Bereich der Freileitung in der Zone Z1Bselektiert. Mit dem Ergebnis des CFC-Plans(FNr. 2703 : „>AWE blk.“) wird die Wiederein-schaltung bei einem Fehler im Kabelbereich (d.h.Anregung in Z1B und keine Anregung in Z4) blo-ckiert.

Bild 5 Einstellung der Zone Z1B im Relais B

Bild 6 Staffelung der Zonen Z1B und Z4 vom Relais B

Bild 4 CFC-Plan der AWE-Steuerung für Relais A

>AWE blk.(FNR. 2703)

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Netzschutz

�Die besonderen VorteileDurch die Aufteilung in zwei Distanzschutzzonen(Z1B und Z4) ist ein Selektieren der Abschnittevon Kabel und Freileitung im Fehlerfall einfach zurealisieren.

�Aus der PraxisIn der praktischen Anwendung kann die automa-tische Wiedereinschaltfunktion nur auf der Frei-leitung ausgeführt werden. Ein Fehler im Kabel-bereich führt sofort zu einem endgültigen Aus-Kommando.Eine vergleichbare, leicht abgewandelte CFC-Funktion mit der Nutzung einer anderenDistanzzone wurde mit Erfolg bei der StadtwerkeHannover AG umgesetzt.

� FazitIn der Vergangenheit konnten die Strecken ent-weder nur unselektiv geschützt werden oder eswaren für jeden Abschnitt, d.h. für den Kabel-anteil und Freileitungsbereich getrennte Schutz-geräte erforderlich. Jetzt kann durch die CFCZusatzlogik dieser Anwendungsfall intelligentmit 2 Geräten für die gesamte Strecke gelöstwerden. Ferner wird ein erhöhter primärtech-nischer Aufwand eingespart.


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Bild 7 CFC-Plan der AWE-Steuerung für Relais B

>AWE blk.(FNR. 2703)



Netzschutz

Einsparpotentiale durch neue Konzepte in derSchutztechnik

�Das UnternehmenDie EVI-Energieversorgung Hildesheim ist ein re-gionales Versorgungsunternehmen für Strom,Gas, Wasser und Nahwärme. Sie versorgt die ca.110 000 Einwohner der Stadt Hildesheim. Für dieStromversorgung unterhält die EVI in der Mittel-spannungsebene ein 20-kV-Netz als reines Kabel-netz mit ca. 500 Stationen, bestehend aus Haupt-schalt-, Netzschutz- und Trafostationen. DieEnergie für dieses 20-kV-Mittelspannungsnetzwird über 3 Umspannwerke über den Vorlieferan-ten Avacon eingespeist. Die EVI betreibt ihr Mit-telspannungsnetz am Sternpunkt niederohmiggeerdet.

�Die AusgangssituationEine Standard-Netzschutzstation der EVI ist als3-feldrige Anlage aufgebaut, die mit zwei Kabelfel-dern und einer Trafozelle bestückt ist. In diesenStationen schützte bisher jeweils ein digitales Dis-tanzschutzgerät vom Typ Siemens 7SA500 einenKabelabgang. Ein Fernwirkgerät nimmt die Infor-mationen aus dem Distanzschutzgerät und derNetzschutzstation selbst per Einzeladerverdrah-tung auf und gibt diese über weitere Koppelrech-ner an die Netzleitstelle weiter. Zur Informations-übertragung unterhält die EVI ein ausgedehntesFernwirknetz.

Der Informationsumfang der Standard-Netz-schutzstation besteht in Melderichtung aus denMeldungen: Netz- und Schutzspannung fehlt,Gleichspannungsanlage gestört, Steuerung derAnlage vor Ort und Gerätestörung, Distanzschutzund Fehlerorter. Von jedem der beiden vorhan-denen Distanzschutzgeräte wird die Distanz-schutzanregung, Distanzschutzauslösung sowiebei einer Schutzauslösung der vom Schutz gemes-sene Fehlerort als Messwert übertragen. Darüberhinaus wird von jedem Kabelabgang der aktuelleMesswert des Abgangsstromes übertragen. InSteuerrichtung gibt es die Befehle Aus/Ein fürjeden der beiden Leistungsschalter sowie einenRücksetzbefehl für die Fehlerortübertragung desDistanzschutzes. Daraus ergibt sich ein gesamtesInformationsvolumen von ca. 14 Meldungen,4 Messwerten, und 5 Befehlen pro Netzschutz-station.

Mehr Sicherheit für beste-hende Technik

Die Fernwirktechnik ist über 20 Jahre, die Schutz-technik ca. 15 Jahre alt. Aufgrund dieses Alters istin den vergangenen zwei Jahren ein erhöhter Ge-räteausfall zu verzeichnen gewesen. Die laufendenKosten wegen Reparaturen, Ersatzteilen, Service–und Handlingsaufwand stiegen immer weiter an.Der Umstieg auf moderne Technik wurde deshalbnun auch wirtschaftlich notwendig.

Bild 1 Standard-Netzschutzstation der EVI

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Netzschutz

In Zusammenhang mit dem Generationswechselwurden gleichzeitig günstige Standardlösungengesucht. Die vorhandene Technik sollte nicht einszu eins gegen aktuelle Geräte ausgetauscht, son-dern ein neuer Konzeptvorschlag mit einer inter-essanten Idee ausgearbeitet werden.Die EVI hat die folgenden Kriterien für denerforderlichen, technischen Umbau festgelegt:

� Umbau von zunächst 10 Stationen mit gleicherTechnik,

� optimales Kosten/Leistungsverhältnis der neuenTechnik,

� gleiche Gerätetechnik für Distanzschutz- undFernwirktechnik in diesen Anlagen,

� mindestens gleiche Funktionalität der Netz-schutzstation bei Reduzierung der Primärkom-ponenten in der Schaltanlage,

� Ersatz der beiden vorhandenen Distanzschutz-geräte durch ein einziges, das mindestens diegleiche Funktionalität sicherstellt,

� Keine Einzeladerverdrahtung zwischen Distanz-schutz und Fernwirktechnik,

� Übertragung der Informationen und Betriebs-messwerte des Schutzgerätes über die genormteSchnittstelle IEC 870-5-103 an ein übergeord-netes Fernwirkgerät,

� das Fernwirkgerät soll über die genormteSchnittstelle IEC 870-5-103 vom Schutz Infor-mationen aufnehmen und über die genormteSchnittstelle IEC 870-5-101 diese Informationund weitere Daten an einen Koppelrechnerübertragen können,

� die Anbindung der Fernwirkgeräte soll im Auf-rufbetrieb erfolgen. Dadurch soll eine optimaleNutzung der Resource Fernmeldeleitungsnetzsowie ein geringer Schnittstellenbedarf amübergeordneten Koppelrechner erreicht wer-den,

� einfachste intuitive Bedienung und Parametrie-rung der neuen Geräte ohne hohen Schulungs-bedarf.

�Das KonzeptNach diesen Kriterien wurde ein neues Konzepterarbeitet, in dem ein Distanzschutzgerät für zweiKabelabgänge vorgesehen ist. Für die Schutztech-nik wurde das Siemens DistanzschutzgerätSIPROTEC 4 7SA61 und ein entsprechendes Fern-wirkgerät ausgewählt.

Die Besonderheit beim Umbau auf die neue Tech-nik besteht darin, dass das neue Distanzschutzre-lais 7SA61 die Aufgabe von den beiden bestehen-den alten Distanzschutzrelais übernehmen soll.Das bedeutet für den Einbau, dass das 7SA61 innur noch einer Kabelabgangszelle und an einemStromwandlersatz angeschlossen wird. Der zweitevorher benötigte Stromwandlersatz in der anderenKabelabgangszelle entfällt und wird für andereAnlagen frei. Dies ist im Netz der EVI realisierbaraufgrund der Ringstruktur des Kabelnetzes mitMöglichkeit redundanter Versorgung von beidenEnden.

Unsere Erfahrung mit digitalen Schutzrelais hatgezeigt, dass das Risiko eines unkontrolliertenAusfalls gering ist. Die Verfügbarkeit aufgrund derSelbstüberwachung im digitalen Schutz ist hochanzusetzen. Auf der anderen Seite hat die geringeAusfallrate, verbunden mit dem Schnelllieferservi-ce von Siemens PTD PA, dieses Konzept bestärkt.

Das neue Distanzschutzrelais Siemens 7SA61 sollin Abhängigkeit eines auftretenden Fehlerstromesfür die Vorwärts- bzw. Rückwärtsrichtung die feh-lerbehaftete Leitung über den zugehörigen Leis-tungsschalter selektiv in der Anlage ausschalten.

Bild 2 Schematischer Aufbau des DistanzschutzesSiemens 7SA61



Netzschutz

Bild 4 Geografische Staffelung der Distanzzonen am Beispiel der Station 2

Dazu werden im Distanzschutzrelais 7SA61 diefolgenden Parameter eingestellt (siehe Bilder 3und 4): Die Parameter der Zonen Z1 und Z2 zei-gen mit ihren Einstellwerten in Vorwärtsrichtung,die Parameter der Zone Z3 und Z4 in Rückwärts-richtung. In der Zone Z5 gibt es je einen X-Wertfür die Vorwärts- und Rückwärtsrichtung. DerR-Wert der Zone 5 wird richtungsunabhängig im-mer mit dem größeren R-Wert der beiden Kabel-strecken gewählt. Diese Lösung ist akzeptabel, daes sich hier um die Staffelung in der zweiten Re-servestufe (Staffelung: „Z1–Z2–Z5 (vorw)“) bzw.„Z3–Z4–Z5(rückw)“) handelt. Zusätzlich bietetder Distanzschutz 7SA61 zur Staffelung einegerichtete und ungerichtete Zeitzone als Endzeit.

Im Störfall wird das Ergebnis im Distanzschutzrichtungsabhängig verarbeitet. Diese richtungsab-hängigen Informationen der Anregung sowie derAuslösung werden im Schutzgerät 7SA61 mittelsCFC-Funktion für den ersten Bereich („Auslösungvorwärts“ = Z1, Z2, Z5 (vorw)) und den zweitenBereich („Auslösung rückwärts“ = Z3–Z4–Z5(rückw)“) generiert, an den entsprechendenSchalter ausgegeben und über die IEC Schnittstelle870-5-103 auch an das Fernwirkgerät weitergegeben.

SchalterversagerschutzSollte bei einem Fehler der zugehörige Schalter derAnlage trotz Aus-Kommando des Schutzrelais7SA61 nach einer eingestellten Zeit von 100 msnicht ausgelöst haben und fließt weiterhin minde-stens der 1,2 fache Nennstrom über die Anlagen-wandler, so wird dies im Schutzgerät festgestelltund durch eine Logikfunktion auch der benach-barte Leistungsschalter ausgeschaltet. Diese Funk-tion dient als Schalterversager- und Sammelschie-nenschutz.

Fernwirktechnische Anbindung der Netzschutzsta-tionWesentliche Randbedingungen für das neue Fern-wirkgerät waren u. a. die seriellen Schnittstellenfür Geräteanbindungen nach IEC 60870-5-101und IEC 60870-5-103. Die fernwirktechnischeAnbindung wird im Aufrufbetrieb auf einer Liniemit bis zu 5 Stationen realisiert (siehe Bild 5. DieseLinie ist an einer Schnittstelle des überlagertenKoppelrechners mittels IEC 60870-5-101-Proto-koll angebunden. Der Koppelrechner hat die Auf-gabe, Informationen von Fernwirklinien undFernwirkgeräten zu konzentrieren und diese andas Leitsystem weiterzugeben.

Das Fernwirksystem in der jeweiligen Netzschutz-station überträgt die Informationen der örtlichenEin-/Ausgabe-Baugruppen sowie die Informatio-nen aus dem über das IEC-103er Protokoll ange-bundenem Siemens Distanzschutzrelais zumKoppelrechner.

Bild 3 Staffelung der Distanzzonen und der Auslösezeiten

Bild 5 Fernwirkgerät im Aufrufbetrieb mit Schutzanbindung



Netzschutz

�Die besonderen VorteileDie erprobte und flexible Technik ermöglichteden Umbau einer Netzschutzstation in nur 3 Ta-gen. Großen Anteil daran hat – gerade im Bezugauf die Anbindung des Distanzschutzes – sicher-lich auch der geringe Verdrahtungsaufwand, dasämtliche Informationen über eine serielle RS485-Schnittstelle mittels Standard-Datenkabel übertra-gen wurden.

Alle Informationen vom Schutzgerät wie Anre-gung, Auslösung sowie die Betriebs- und Störmel-dungen und der Messwert des ermittelten Fehler-ortes werden im Ereignisfall über die IEC-103erSchnittstelle an das Fernwirkgerät übertragen.Durch die Kommunikation über die serielleSchnittstelle werden die R- und X-Werte desFehlerorters zur Leitstelle übertragen. Mit derschnellen Verfügbarkeit aller Informationen istder Fehlerort richtungsabhängig entsprechenddem Vorzeichen der übertragenen Werte schnellund korrekt zu lokalisieren.

Das genormte Messwerttelegramm mit den Wer-ten für I, U, P, Q und der Frequenz wird vomSchutzgerät zyklisch übertragen. Aufgrund dersehr hohen Genauigkeit von 16 Bit für die digitaleMesswertübertragung werden nun auch erstmaligdiese Werte aus jeder der umgebauten Netz-schutzstationen zur Leitwarte übermittelt. DieLeitwarte übernimmt diese Messwerte in ihreLastführung.

Die richtige Funktionsweise für Schutz und Fern-wirktechnik sowie die Übertragung der Informa-tionen für verschiedenste Fehlerfälle wurden nachdem Umbau der Netzschutzstation mit einer Pri-mär- und Sekundärprüfung bestätigt.

�Aus der PraxisEine „technisch-scharfe“ Bestätigung für das obenbeschriebene Konzept hat eine 20-kV-Mittelspan-nungsstörung im Netz der EVI gegeben. ZweiTage nach dem Umbau einer Netzschutzstationhat ein 1-poliger Fehler in einer Abgangstrafosta-tion im 20-kV-Netz alle Funktionen für Fernwirk-und Schutztechnik „getestet“. Der Schutz hat denFehler im Netz korrekt erkannt, verarbeitet undabgeschaltet. Alle zur Störung gehörenden Infor-mationen wurden einwandfrei erfasst, verarbeitetund zur Leitstelle übertragen, so dass die Störungrasch behoben werden konnte.

� FazitDer Umstieg auf die neue Schutztechnik hatsich für die EVI in mehrfacher Hinsicht ge-lohnt. Die Sicherheit des Netzes wurde unterBeibehaltung eines Großteils der bestehendenAnlagen erheblich gesteigert. Der Kostenrah-men für diese Modernisierung wurde eingehal-ten. Deutlich verbessert wurde auch dieTransparenz des Systems im Störungsfall.Fehler im Netz können nun besser analysiert,und damit schneller behoben werden.



Netzschutz

Differentialschutz über konventionelle Hilfsadernin der Papier- und Kartonfabrik Varel

�Das UnternehmenDie Papier- und Kartonfabrik Varel in Friesland(siehe Bild 1) liegt im Versorgungsgebiet derEWE-Aktiengesellschaft. Sie betreibt eine Eigener-zeugung mit Kraft-Wärme-Kopplung, die überErdgas und Biogas betrieben wird.

�Die AusgangssituationAuf dem Gelände der Fabrik wurde eine neueSchaltanlage installiert. Zur Sicherstellung derEnergieversorgung der Fabrik existiert eine20-kV-Doppelsticheinspeisung. Mit ihr kannEnergie über zwei ca. 0,5 km lange Einspeisekabelausgetauscht werden.

Für den Schutz der Kabel wurde vom Energiever-sorger Differentialschutz 7SD51 empfohlen. Die-ser hatte sich beim Schutz kurzer Leitungen undKabel bewährt und sollte aus dem Grund der Ein-heitlichkeit auch hier eingesetzt werden.

Entlang der Kabeltrassen sind jedoch keine Licht-wellenleiter verlegt, sondern konventionelle Tele-fonadernpaare. Damit ergab sich ein Problem:Der Differentialschutz 7SD51 konnte bisher nichtfür die Übertragung über Telefonadern eingesetztwerden. Dazu sind Lichtwellenleiter oder Kom-munikationsnetze für die Übertragung erforder-lich. Der Datenaustausch zwischen den Gerätenerfolgt mit asynchronen, seriellen Telegrammenmit 14,4/19,2 kBit/s.

�Das KonzeptFür den SIPROTEC 4-Differentialschutz 7SD52 /7SD610 war Mitte 2001 ein Kommunikationsum-setzer 7XV5662-0AC00 am Markt eingeführt wor-den, der erstmalig die nahezu verzögerungsfreieÜbertragung synchroner serieller Telegramme desDifferentialschutzes über ein Hilfsadernpaar er-möglicht. Damit wurde technisch eine Lückegeschlossen.

In Abhängigkeit des Querschnitts der verlegtenHilfsadern können nun weite Entfernungen(s. Tabelle 1) überbrückt werden.

Der Umsetzer wird mit dem Differentialschutzstörfest mit 62,5/125 µm Multimode-Lichtwellen-leiter verbunden, wobei die maximale Entfernung1,5 km betragen kann.

LWL-Differentialschutzkommuniziert über vor-handene Telefonadern

Der Anschluss erfolgt beidseitig mit ST-Steckern.Die Hilfsadern werden über zwei Schraubklem-men an den Umsetzer angeschlossen. Von Vorteildabei: Es muss nicht auf die Polarität geachtetwerden.

Die Isolationsspannungsfestigkeit des Umsetzersgegenüber der Hilfsader beträgt 5 kV. Somit füh-ren Überspannungen, die bei Kurzschlüssen imKabel in der parallel laufenden Hilfsader induziertwerden, nicht zu Überschlägen am Umsetzer unddamit nicht zur Beeinträchtigung der Schutzfunk-tion. Mit externen Übertragern 7XV9516 könnensogar 20 kV erzielt werden.

Damit war der Umsetzer ideal für die Anwendungin Varel geeignet. Leider konnten bisher nur syn-chrone, serielle Daten mit 128 kBit/s auf der Hilfs-ader übertragen werden, da das Gerät auf die An-wendung mit 7SD52/7SD610 zugeschnitten war.

Bild 1 Papierfabrik Varel

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Netzschutz

Hilfsaderndaten mit überbrückbarer Entfernung für den Kommunikationsumsetzer

AWG Durchmessermm

Querschnittmm2

Ohm/km(0 Hz)

Ohm/km(80 kHz)

Max. Abstand KU KUkm

10 2,59 5,27 3,38 18,39 38,1

11 2,3 4,15 4,28 20,84 33,6

12 2,05 3,30 5,39 23,55 29,7

13 1,8 2,54 6,99 27,06 25,9

14 1,63 2,09 8,53 30,12 23,2

15 1,45 1,65 10,78 34,21 20,5

16 1,29 1,31 13,62 38,91 18,0

17 1,15 1,04 17,14 44,22 15,8

18 1,02 0,82 21,78 50,64 13,8

19 0,91 0,65 27,37 57,74 12,1

20 0,81 0,52 34,54 66,17 10,6

21 0,72 0,41 43,72 76,18 9,2

22 0,64 0,32 55,33 88,01 8,0

23 0,57 0,26 69,76 101,86 6,9

24 0,51 0,20 87,13 117,73 5,9

25 0,45 0,16 111,92 139,47 5,0

26 0,41 0,13 134,82 159,04 4,4

27 0,36 0,10 174,87 192,88 3,6

28 0,32 0,08 221,32 232,45 3,0

Tabelle 1: Daten typischer Hilfsadern

Widerstand bei der Modulationsfrequenz des Umsetzers

Daten für ein verdrilltes Telefonadernpaar

Die Herausforderung für Power Automation be-stand nun darin, den bestehenden Umsetzer fürdie Übertragung asynchroner, serieller Daten zuerweitern. Außer der Übertragung von Differenti-alschutzdaten des 7SD51 würde damit ein weitesFeld an weiteren Anwendungen erschlossen,z.B. der Übertragung serieller Protokolle wieIEC 60870-5-103 / 101, DNP 3.0 und MODBUS.Zusammen mit dem Binärsignalübertrager7XV5653 könnten Binärsignale für den Signalver-gleich des Distanz- oder Überstromzeitschutzesüber Hilfsadern ausgetauscht werden.

Eine Analyse der Hardware und der Firmware desUmsetzers zeigte, dass diese Aufgabe auf der be-stehenden Hardware gemeistert werden konnte.Ausschließlich in der Firmware des Umsetzerskonnte die Funktion der asynchronen Übertra-gung realisiert werden. Dies ermöglichte eineschnelle Entwicklung innerhalb weniger Wochen.

Tests erfolgreichIm Januar 2003 stand der firmwareseitig ange-passte Umsetzer für erste Tests zur Verfügung.Zusammen mit 7SD51 wurde im Labor die Funk-tion in Langzeitversuchen verifiziert.

Bei der asynchronen Baudrate von 19,2 kBit/szeigten sich keine Fehler in den Telegrammen und100 % Zuverlässigkeit, wie man dies bei einer Dif-ferentialschutzübertragung erwartet.

Die Laufzeitverzögerung der Telegramme wurdemit dem Schutzgerät gemessen und betrug nur0,8 ms. Dies führt zu einer Kommandozeit von25 ms, die auch bei direkter Lichtwellenleiterver-bindung erzielt wird.

Zum Vergleich: Bei Versuchen im Jahr 1996 mitder Datenübertragung über Standleitungsmodemswurden minimal 50 ms Kommandozeit erreicht,wobei die Laufzeitverzögerung 25 ms betrug. Fer-ner erfüllte diese Lösung nicht die EMV-Anforde-rungen und konnte damit nicht für die Echtzeit -Schutzdatenübertragung über Hilfsadern einge-setzt werden. Erst sieben Jahre später stand nuneine marktreife Lösung zur Verfügung, mit der dieSchutzdaten nahezu verzögerungsfrei übertragenwerden konnten.

Im Mai 2003 wurde der Umsetzer mit derBezeichnung 7XV5662-0AC01 zur Lieferungfreigegeben.



Netzschutz

�Die besonderen VorteileÜbertragung über konventionelle HilfsadernMit dem Umsetzer können nun auch asynchrone,serielle Daten von 300 Bit/s bis 38,4 kBit/s störsi-cher über Hilfsadern übertragen werden. Hin-sichtlich der überbrückbaren Übertragungsstrecke(s. Tabelle 1) und der Störfestigkeit gelten dieWerte des 7XV5662-0AC00, der vor seiner Markt-einführung umfangreichen Tests unterzogen wor-den war.

Schnelle InbetriebsetzungUngefähr zeitgleich wurde beim Kunden mit Un-terstützung des Vertriebs von Power Automationdas Schutzsystem installiert (Anordnung entspre-chend Bild 2). Die Schutzgeräte 7SD51 waren be-reits montiert und die fabrikneuen Umsetzerwurden zur Inbetriebsetzung (IBS) mitgenom-men. Der Kommunikationsumsetzer wurde überein kurzes LWL-Kabel mit dem Schutzgerät ver-bunden. Ein konfektioniertes LWL-Kabel mitST-Steckern zum Umsetzer hin und mit FSMA-Steckern zum Schutzgerät hin, wurde für die Inbe-triebnahme benötigt. Die Hilfsadern wurden mitdem Umsetzer verbunden. In wenigen Stundenwar die Strecke komplett in Betrieb gesetzt. Mitden integrierten IBS-Hilfen im Schutzgerät wurdeder korrekte Anschluss an die Stromwandler undan die Hilfsadern überprüft.

Minimaler Aufwand bei der ParametrierungGegenüber dem konventionellen Aderndifferenti-alschutz reduziert sich die Fehlerwahrscheinlich-keit und Zeit für die IBS damit erheblich. ImSchutzgerät sind nur 3 Parameter, die Strom-wandlerübersetzungen und die gemessene Lauf-zeit von 0,8 ms zu parametrieren (Bild 3). Alleanderen Parameter können auf Standardeinstel-lung bleiben. Der Umsetzer adaptiert sich auf dieserielle Datenrate des Schutzgerätes und erfordertnur die Einstellung des Master- und Slavemodusüber einen Jumper im Gerät. Diese Einstellungmuss nur in einem Gerät vorgenommen werden.Der Parametrieraufwand ist damit minimal.

Bild 2 Differentialschutz mit Kommunikationsumsetzern

Bild 3 Einstellparameter in DIGSI� FazitFür die Papier- und Kartonfabrik in Varelkonnte mit einem speziellen Umsetzer der vor-geschriebene SIPROTEC-Differentialschutz7SD51 eingesetzt werden – und damit die Über-tragung asynchroner serieller Daten auch überdie konventionellen Hilfsadern ermöglicht. DasSchutzsystem ist seit Mai 2003 zur Zufrieden-heit des Kunden im Einsatz.

1) 5-kV-Isolationsspannung

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Netzschutz



Netzschutz

Differentialschutz SIPROTEC 7UT635 für dieAllgäuer Überlandwerke

�Das UnternehmenEnergie für das Allgäu – dieser Aufgabe hat sichdie Allgäuer Überlandwerk GmbH (AÜW) ver-pflichtet. Sie liefert Strom an über 80 000 Kunden.

Das AÜW versteht sich als Energiedienstleister,der seinen Kunden über die bloße Lieferung hin-aus eine Vielzahl von Serviceleistungen rund umden Strom anbietet.

Die AusgangsituationSchräg- bzw. Querregeltransformatoren werdenzur Steuerung der Spannung und des Leistungs-flusses in Energieversorgungsnetzen eingesetzt. Eshandelt sich dabei um spezielle Transformatoren.Der Einsatz von Differentialschutz 7UT5 und7UT6 ist bisher nur dadurch möglich, in dem derSchutz relativ unempfindlich eingestellt wird. DerMessalgorithmus ist für eine Schaltgruppenkor-rektur von N*300 konzipiert (N = 0,1..11) undwird entsprechend dem Leistungsschild des Trafosauf die Schaltgruppe 0 voreingestellt. Das Problemist, dass der Schrägregler eine von null abweichen-de Winkelverschiebung erzeugt.

Der Schrägregler der Überlandwerke (s. Bild 2)besteht aus einem Stufenschalter, der auf derSeite 1 angeordnet ist und die Längsregelungübernimmt.

Empfindliche Einstellung sichert SchutzAuf der Seite 2 findet die Querregelung statt, in-dem eine phasenfremde Spannung zur Längsspan-nung der Trafowicklung addiert wird. Aus derÜbersicht in Bild 2 ist zu sehen, dass zum Beispielauf die Phase L1 eine Querspannung der Phase L3oder L2 addiert wird – je nach Stufenstellung desSchrägreglers. Die Höhe der Querspannung kanngeregelt werden. Resultierend ergibt sich eineWinkelverschiebung zwischen Ober- und Unter-spannungsseite, die nicht mehr 0 Grad ist, son-dern maximal ±350 betragen kann. Da je nachLeistungsfluss in positiver und negativer Richtunggeregelt werden kann, ergeben sich erhebliche Dif-ferenzströme schon unter normalen Bedingungen.Im Kurzschlussfall kann es bei einem Fehler au-ßerhalb des Schutzbereiches zur einer Überfunkti-on des Schutzes kommen – selbst wenn dieser mitNennstrom circa viermal unempfindlicher als einnormaler Differentialschutz eingestellt wird.

Alles geregelt

Bild 1 Schrägregeltransformator der Überlandwerke in Kempten

In Bild 3 ist ein solcher Fehlerfall in der Auslöse-kennlinie des Schutzes eingetragen und führt beider gewählten Einstellung zur Überfunktion. Einenoch unempfindlichere Einstellung des Schutzes,hätte das gesamte Schutzkonzept mit Differential-schutz in Frage gestellt.

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Bild 2 Schrägregeltransformator mit Anschaltung des Transformatordifferentialschutzes 7UT635

�Das KonzeptZur Analyse des Problems wurde der Schrägreglermit seinem großen Regelbereich im Computermathematisch simuliert. Das mathematische Mo-dell gestattet es, die Ströme der Seite 1 und Seite 2des Transformators zu rechnen. Diese Strömewerden vom Schutzgerät 7UT635 gemessen (An-schluss gemäß Bild 2). Auch die Schaltgruppenan-passung und der Differentialschutzalgorithmussind auf dem Computer nachgebildet, so dass diegerechneten Ströme direkt als Eingangsgröße fürdie Simulation des Schutzes verwendet werden.Über eine Prüfeinrichtung lassen sich die gerech-neten Ströme auch auf ein Schutzgerät 7UT6 aus-gegeben und werden über Analogverstärker insSchutzgerät auf Seite 1 und Seite 2 eingespeist.Durch dieses systematische Vorgehen wird dasVerhalten des Transformators und des Schutzesnachgebildet.

Ferner können die Ergebnisse der Simulation mitFehlerfällen verglichen werden, die der Kundeüber Störschriebe bereits aufgezeichnet hatte. So-mit war es wiederum möglich, das Modell zuüberprüfen.

Die Lösung sollte ohne Veränderung des Messver-fahrens und der Schaltgruppenkorrektur desSchutzes arbeiten und auf dem vorhandenen Ge-rät umgesetzt werden.



Netzschutz

Kompensation über ParametrierungDie Aufgabe bestand darin, die große Phasendre-hung der Querregelung schaltungstechnisch undüber Parametrierung zu kompensieren, wobei derpositive und negative Regelbereich zu berücksich-tigen ist.

Dazu wird der gemessene Strom der Seite 2 aufzwei weitere Eingangswicklungen des Gerätes ge-führt. Die Anschaltung zeigt Bild 2. Die Schalt-gruppe und Daten für diese Wicklungen werdennun so gewählt, dass das Querregelverhalten beider Schaltgruppenkorrektur im Gerät weitgehendkompensiert werden kann.

Selektiver Kurzschlussschutz SIPROTEC 7UT63Als Schutzgerät wurde das 7UT635 ausgewählt,das 3 zusätzliche Wicklungen anbietet, wobei2 Wicklungen verwendet werden. Der Schrägreg-ler wird parametriertechnisch wie ein Vierwick-lungstransformator behandelt. Seite 3 misst denStrom für den positiven und Seite 4 den negativenRegelbereich. Für das 7UT613 / 7UT635 könnendie Strommesseingänge der Seiten über Binärein-gang zu- und abschaltet werden. Diese Produktei-genschaft, die für eine andere Anwendung reali-siert wurde, kann hier vorteilhaft eingesetztwerden.

Entsprechend des prinzipiellen Lösungsansatzeswurde nun für den Transformator der Überland-werke eine Parametrierung des Schutzes erarbeitetund mit DIGSI ins Gerät übertragen. Die Einstell-daten zeigt Bild 4.

�Die besonderen VorteileOptimiert für PhasenverschiebungOptimiert wurde die Parametrierung des Schutzesfür eine Phasenverschiebung der Querregelungvon ±17,5°. Für diesen Winkel kann aus den Tra-fodaten die zu parametrierende Längsspannungfür Wicklung 2 und die Querspannung fürWicklung 3/4 so errechnet werden, dass der Dif-ferenzstrom gleich Null wird. Die Schaltgruppeder Wicklung 3/4 wird mit 4/8 eingestellt und bil-det das Schrägregelverhalten für den gewähltenArbeitspunkt optimal nach. Durch Überlagerungder an den Wicklungen gemessenen Ströme ergibtsich die Phasenverschiebung von 17,5° für den ge-wählten Arbeitspunkt. Von 17,5 Grad abweichen-de Winkel führen zu einem kleinenDifferenzstrom, der unterhalb des Ansprechwertesliegen muss.

Überprüfung des SchutzesDie Empfindlichkeit des Schutzes wurde so einge-stellt, dass bei einer Phasenverschiebung von ±35°kein Fehlansprechen mehr auftreten kann, was ei-ner Fehlanpassung von 17,5° gegenüber dem Ar-beitspunkt entspricht. Dies wird mit der Einstel-

lung 0,6 IN erreicht, wobei dieser Wert nochausreichend Sicherheit bietet. Gegenüber einerkonventionellen Parametrierung wird die doppel-te Empfindlichkeit erzielt. Durch Ausgabe ver-schiedener Betriebs- und Fehlerfälle kann dasVerhalten des Schutzgerätes überprüft werden,wobei aus dem Störschrieb alle wichtigen Datenabgelesen werden können. Bild 5 zeigt das opti-mierte Verhalten im Fehlerfall in der Auslöse-kennlinie, der in Bild 2 noch zur Überfunktionführte. Jetzt wird auch bei empfindlicher Einstel-lung des Differentialschutzes eine hohe Stabilitätbei außenliegenden Fehlern erreicht.

Bild 3 Schutzverhalten im Diff.-Stab.-Diagramm bei Fehlanpassungohne Berücksichtigung der Schrägregelung

Bild 4 Parametrierung der Wicklungsdaten für Seite 1, Seite 2 und Seite 3(Werte der Seite 3 gelten für Seite 4 mit Schaltgruppe 4)

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Steuerung über BinäreingängeDas Zu- und Abschalten der Messeingänge wirdüber Binäreingänge gesteuert. Bild 6 zeigt die Ran-giermatrix von DIGSI 4 mit den Signalen derMessstellenfreischaltung. In einem positiven Re-gelbereich ( >2(+) ) von 0 - 35° ist Messeingang 4freigegeben und im negativen Regelbereich(< 1(-) ) von 0 bis -35° der Messeingang 3. DieUmschaltung erfolgt über Signale vom Querre-gelstufenschalter, wenn der Energiefluss von posi-tiver (Stellung 2+) in negative Richtung (Stellung1-) wechselt. Im Bereich von (2+) - (1-) werdenbeide Eingänge blockiert und der Differential-schutz arbeitet als Zweiwicklungstransformatormit Schaltgruppe 0.

Bild 5 Schutzverhalten im Diff.-Stab.-Diagramm bei optimierter Anpassungfür einen Winkel von 17,5 Grad im gewählten Arbeitspunkt

Stellung 1 (-) Stellung 2 (+)

� FazitDie Aufgabe, die große Phasendrehung derQuerregelung schaltungstechnisch und überParametrierung zu kompensieren, wurde mitSIPROTEC 7UT635 elegant gelöst. Fernerkonnte für den Differentialschutz eine deutlichempfindlichere Einstellung gewählt werden, sodass für den gesamten Regelbereich ein emp-findlicher zuverlässiger Schutz zur Verfügungsteht. Ein Vorteil, der auch bei allen anderenSchrägregeltransformatoren dieses Typs zumEinsatz kommen kann. Hierbei muss nur dieParametrierung an das Schutzobjekt angepasstwerden.

Bild 6 Messstellenfreischaltung über Binäreingang in der Rangiermatrix von DIGSI 4

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Netzschutz

Schutzdatenübertragung über Satellit und Power-Line Carrier in Peru

�Das UnternehmenIn Peru sind Stromerzeugung- und Stromübertra-gungsunternehmen gesetzlich strikt getrennt. AlsÜbertragungsunternehmen ist die ISA (Intercon-exión Eléctrica S.A.) als ehemals zentrale Netzge-sellschaft für die Koordinierung, Operation undVerwaltung des Verbundnetzes des ganzen Landeszuständig.

�Die AusgangssituationDie Siemens Landesgesellschaft in Kolumbien hatin Peru 6 Anlagen mit SIPROTEC-Schutzgerätender Generationen V2 / V3 und V4 mit einer zen-tralen Bedienung in der Anlage ausgestattet. Übereinen mit DIGSI 4 ausgestatteten PC werden dieGeräte zentral bedient (Bild 1). Das Herz des Sys-tems ist – neben dem PC und passiven Umsetzernder 7XV5-Serie – der aktive Ministernkoppler7XV5550, der die Anpassung der seriellen Daten-

rate für Geräte verschiedener Schutzgerätegene-rationen vornimmt und dessen EinstellungDIGSI 4 direkt unterstützt. Für den Anwender istdamit kein Unterschied zu einer direkten Vor-Ort-Bedienung an der Frontschnittstelle gegeben.Alle Daten eines Schutzgerätes können am Anla-gen-PC zentral ausgewertet und verwaltet werden.

Um sich die langen und zum Teil nicht ungefähr-lichen Wege zu den Anlagen zu sparen, wollte dieISA diese zentral von der Hauptstadt Lima aus be-dienen. Die Installation des NachrichtensystemsHICOM von Siemens sollte von Lima aus übereine eigens eingerichtete Kommunikationsstreckevia Standleitungen die Verbindung herstellen unddarüber angewählt werden können. Zusätzlichwar geplant, über diese Strecken leittechnischeFunktionen und die Sprachübertragung zu reali-sieren, wobei die Bandbreite von 64 kBit/s auf dieverschiedenen Dienste aufgeteilt werden sollte.Zwei Anlagen wurden über angemietete Satelliten-strecken mit der Hauptstadt verbunden (s. Bild 2).

Präzise Fernüberwachungüber weite Entfernungen

Bild 1 Schutzbedienkonzept in der Anlage am Beispiel Pucallpa



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Bild 2 Übersicht der Anlagen in Peru

Eine Anlage befindet sich in Carhuamayo 4400 mhoch in den Anden (Bild 2), die andere in Pucall-pa mitten im tropischen Regenwald. Von diesenbeiden Anlagen aus werden vier weitere Anlagenmit einem digitalen Power Line Carrier (PLC)über die Höchstspannungsleitung mit bis zu140 km Länge verbunden. Über die PLC-Verbin-dungen, die Siemens PTD EM mit dem neuen Po-wer Link System realisiert hatte, können Datenmit maximal 76,8 kbps über die Hochspannungs-leitung übertragen werden. Alle Verbindungenschienen ausreichend für die Übertragung vonSchutzdaten mit DIGSI, das mit einer Datenratevon 9,6 kBit/s (V3-Geräte) bis 57,6 kBit/s(V4-Geräte) spezifiziert ist.

Trotz aller Theorie und erprobter Technik konntenach Fertigstellung der Installation keine stabilenVerbindungen zu den Schutzgeräten hin aufge-baut werden. Damit wurde das ganze Konzept,nämlich mit DIGSI 4 von Lima aus die Gerätezentral zu bedienen, in Frage gestellt.

�Das KonzeptZur Analyse des Fehlers und der Erarbeitung einerLösung wurde eine Testanlage mit dem PowerLink System, nachrichtentechnischen Leitungssi-mulatoren und typischen Schutzgeräten (V2 / V3und V4) im Labor in Nürnberg nachgebaut.An der Testanlage wurde ausgemessen, dass die

Laufzeitverzögerung über die PLC-Streckenca. 110 ms betrug. Mit den weiteren 220 ms Ver-zögerung, die über die Satellitenstrecke entstehen,addiert sich die Verzögerungszeit in eine Richtungauf ca. 440 ms, wenn man eine Satellitenstreckeund zwei PLC-Strecken in Reihe hat. Bedingtdurch den Aufbau des seriellen DIGSI-Protokolls,das eine siemensspezifische Erweiterung desIEC 61850-5-103-Protokolls ist, ist ein quittiertesDatenpaket zwischen Lima und den entferntenAnlagen ca. 1 Sekunde unterwegs. Diese Verzöge-rung und Lücken zwischen den Daten, die kon-zeptionell nicht in den Geräten und DIGSI imProtokoll und Timing vorgesehen sind, ermög-lichten keine stabile und zuverlässige Verbindung.Daher musste ein anderes Konzept entwickelt undrealisiert werden, das auf der bereits installiertenInfrastruktur basiert, um zusätzliche Investitionenzu vermeiden.

Die Softwarelösung fand sich im Automatisie-rungsbereich bei A&D von Siemens mit der Re-mote-Control Software ´PC-Anywhere´. Dieseerlaubt eine komplette Fernsteuerung entfernterPC’s. Die Idee war also, den bereits in den Anla-gen installierten zentralen PC von einem PC inLima aus fernzusteuern. Durch Einwahl in denAnlagen-PC hat der Betreiber in Lima das Gesche-hen vor Ort auf seinem PC-Bildschirm und kannvon diesem aus das lokal installierte DIGSI starten.

Details siehe Bild 3



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Bild 3 Kommunikationsanlage in Pucallpa

�Die besonderen VorteileDer Betreiber nahm nun selbst die ersten Testsvon Lima aus vor, nachdem in den Anlagen je-weils der zentrale PC administriert war und die lo-kale Verbindung zu den Schutzgeräten funktio-nierte. Folgende Anwendung wurde verifiziert, diespäter zum Einsatz kommen sollte:

� Verbindungsaufbau über PC-Anywhere vomPC in Lima zum PC der Anlage über die ge-wählte Standleitungsverbindung. Die Daten lau-fen über die Satellitenstrecke und die PLC-Strecke.

� Starten von DIGSI 4 auf dem zentralen PC inder Anlage, der nun von Lima aus komplettferngesteuert wird.

� Aufbau einer Verbindung zum einenSIPROTEC Schutzgerät mit DIGSI 4. Da DIGSIvor Ort installiert ist, treten keine Verzögerun-gen auf. Die Übertragung der Schutzdaten er-folgt über die seriellen Verbindungen in derAnlage.

� Auswahl eines Störschriebs und anschließendesSpeichern im COMTRADE-Format. Alternativ:Abspeichern aller Schutzdaten eines Gerätes ineinem komprimierten Dex-File. Auch die Datender gesamten Anlage können in einem kompri-mierten File gespeichert werden. DIGSI unter-stützt diesen File-Export, der zur weltweitenAnalyse von Schutzdaten genutzt werden kann.

� File-Transfer der Dateien nach Lima mit demProgramm PC-Anywhere, mit dem Daten zwi-schen den PCs ausgetauscht werden können.

� Importieren und Betrachten der Datenfiles inDIGSI und SIGRA mit DIGSI 4, das auf dem PCin Lima installiert ist. Die Schutzdaten könnenzentral verwaltet und ausgewertet werden.


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�Aus der PraxisDer Testaufbau im Labor ermöglichte eine minu-tiöse Planung der Installation vor Ort. Dies hatdem Techniker-Team von PTD PA 13, PTD EMPersonal, dem Betreiber und Siemens Kolumbiendie Arbeit erheblich erleichtert. Angesichts derschwierigen Wegeverhältnisse zwischen den Anla-gen, der Installation in 4400 m Höhe in Carhua-mayo bei dünner Luft und eisiger Kälte und dentropischen Temperaturen im Regenwald in Pu-callpa war die perfekte Vorbereitung von Deutsch-land aus ein wichtiger Faktor, um Kosten zuvermeiden und Improvisationen einzuschränken.

� FazitAufgrund der hohen Zufriedenheit des Auftrag-gebers wurden danach weitere Anlagen mit die-ser Lösung ausgestattet und eine durchgängigeFernbedienung von Schutzgeräten verschiede-ner Generationen über die Kommunikations-strecken hinweg realisiert. Der Betreiber kannnun seine Anlagen aus der Ferne bedienen undschutz- und leittechnische Funktionen zentralsteuern.

Das Ergebnis dieser Lösung kann für langsameModemverbindungen mit hohen Verzöge-rungszeiten, wie z.B. GSM-Verbindungen, ver-wendet werden und ermöglicht prinzipiell dieweltweite Fernsteuerung von DIGSI über unter-schiedlichste Kommunikationswege, die vonder Remote-Control Software unterstützt wer-den. Mit der Datenübertragung über PLC kanndie Kommunikation über weite Entfernungenüber die Hochspannungsleitung erfolgen, dieohnehin in die Schaltanlage führt. Damit kön-nen auch digitale Schutzgeräte in weit abgelege-nen Anlagen zentral bedient werden. Weitereschutz- und leittechnische Aufgaben sind in dasKonzept integrierbar und werden über die ge-meinsame Datenverbindung gemultiplext(s. Bild 3).


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Umschaltautomatik für Einspeisungen

�Das UnternehmenDer Kunde ist ein Unternehmen der petrochemi-schen Industrie. Die kritischen Steuerungsprozes-se des Unternehmens sind durch einen hohenEnergieverbrauch und hohe Anforderungen andie Betriebssicherheit gekennzeichnet.

�Die AusgangssituationIm Rahmen des Projekts sollte die Umschaltungvon Lasten zwischen Sammelschiene A und B ineiner Schaltanlage realisiert werden. Der Kundewünschte eine automatische Umschaltung ohneUnterbrechung, die folgende Merkmale aufweisensollte:

� Im Fall einer Unterspannung in SammelschieneA wird der Leistungsschalter CB-QA ausgelöstund trennt dabei automatisch den Sammel-schienen-Längstrenner CB-QC ab. Dadurchwird nach einer finiten Unterbrechungszeit dieStromversorgung von Sammelschiene Awiederhergestellt.

� Bei einer Unterspannung in Sammelschiene Bfindet eine automatische Lastumschaltung wieoben beschrieben statt.

� Wenn die Stromversorgung der ausgelöstenEinspeisung wiederhergestellt ist, muss der zu-gehörige Leistungsschalter (z. B. -QA) manuellgeschlossen werden. Dies ist nur mittels desSynchronisierrelais möglich. Anschließend wirdder Leistungsschalter (-QC) des Sammelschie-nen-Längstrenners automatisch ausgelöst, vor-ausgesetzt der Wahlschalter -S100 befindet sichin Position -QC.

Die Anforderungen des Kunden sahen außerdemeine manuelle Umschaltung ohne Unterbrechungin den folgenden Fällen vor:

� Im Ausgangszustand sind die Einspeisungen A(-QA) und B (-QB) geschlossen, der Sammel-schienen-Längstrenner (-QC) ist offen.

� An einer der beiden Einspeisungen wird eineUnterspannung festgestellt. Der Sammelschie-nen-Längstrenner kann nur geschlossen wer-den, wenn ein Freigabebefehl des zugehörigenSynchronisierrelais vorliegt.

Einrichtung einerautomatischenLastumschaltung

� Nach dem der Sammelschienen-Längstrennerüber einen bestimmten Zeitraum geschlossenwar, öffnet einer der Leistungsschalter automa-tisch, und zwar abhängig von der Position desWahlschalters.

�Das KonzeptDie Lösung beinhaltete die Steuerung jedesLeistungsschalters mit einem SIPROTEC 4-Relais,wobei die Unterspannungserkennung als Funkti-on innerhalb der Einspeiserelais implementiertwurde. Der Signalaustausch zwischen den Relaisist über Ein- und Ausgänge der jeweiligen Relaisfest verdrahtet. Die Informationen des Wahl-schalters -S100 werden an das Relais des Sammel-schienen-Längstrenners weitergeleitet.

Jedes Relais wurde so programmiert, dass es denjeweils angeschlossenen Leistungsschalter steuertund Befehlssignale an die anderen beidenSIPROTEC 4-Relais ausgibt. Das automatisierteSystem akzeptiert auch manuelle Befehle undkann mit einem separaten Synchronisierrelais be-trieben werden.

� FazitDiese Lösung wurde 2002 installiert und arbei-tet seitdem ordnungsgemäß. Dieselbe Lösungwurde auch für 33-kV-, 6,6-kV- und 400-V-Schaltanlagen mit SIPROTEC 7SJ63- und7SJ62-Relais realisiert.

Bild 1

Einspeisung A Einspeisung B



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Bild 28DB Gasisolierte Schaltanlage 33 kV, mit 7SJ63geschützte und gesteuerte Leistungsschalter

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Bild 38BK Luftisolierte Schaltanlage 6,6 kV, mit 7SJ63geschützte und gesteuerte Leistungsschalter

Bild 4SIVACON 400 V, mit 7SJ62 geschützte undgesteuerte Leistungsschalter

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Kraftwerk-Systemlösung mit dynamischen Lastab-wurf auf Malta

�Das UnternehmenEnemalta ist das staatliche Energieversorgungsun-ternehmen von Malta und nimmt eine Monopol-stellung auf der Mittelmeerinsel ein. Das Versor-gungsgebiet erstreckt sich über die gesamte320 km2 kleine Insel, die 90 km südlich vonSizilien, 290 km nördlich von Afrika und ziemlichgenau zwischen Gibraltar und Alexandria im Zen-trum der Mittelmeeranrainerstaaten liegt.

Nach der wechselvollen Geschichte erlangte Malta1964 die formelle und 1979 mit dem Abzug derletzten britischen Truppen die endgültige Unab-hängigkeit.In einem Referendum haben sich die Malteserentschieden im Mai 2004 der Europäischen Unionbeizutreten.

Die Insel Malta bereitet sich mit zahlreichen In-vestitionen auf seine neue Rolle in der Europäi-schen Union vor – unter anderem als Brücken-pfeiler nach Nordafrika.

�Die AusgangssituationDa Malta zurzeit noch über keine Festlandverbin-dung verfügt und nur von zwei Kraftwerken ein-gespeist wird, kann man im wahrsten Sinne desWortes von einem klassischen Inselnetz sprechen.

Aufgrund eines außergewöhnlich heißen Som-mers 2003 konnte Enemalta die Stromversorgungnicht immer sicherstellen. Das bedeutet für dasEVU zum einen die Kapazitäten zu erweitern undzum anderen die Betriebssicherheit und Verfüg-barkeit des Kraftwerkes Marsa zu verbessern.

Bedingt dadurch, dass Malta sich auf felsigemGrund befindet und über wenig natürlicheGrundwasser-Ressourcen verfügt, die die geringenNiederschläge auffangen könnten, kann der stei-gende Trinkwasserbedarf zum überwiegenden Teilnur durch Meerwasserentsalzungsanlagen gedecktwerden. Diese lebenswichtigen Anlagen macheneinen wesentlichen Teil des Energiebedarfes aus.Weitere Schwerpunktlasten sind Klimaanlagender Tourismusbranche sowie der maltesischenHaushalte. Einige Schiffswerften und Häfen sowieFischverarbeitungsfabriken stellen weitere Groß-verbraucher dar.

Energie für die Insel

Weil Malta energietechnisch gesehen mit den bei-den Kraftwerken Delimara und Marsa nur aufzwei Beinen steht, ist das Inselnetz störanfällig.Der Ausfall eines Generators in Spitzenlastzeitenkann zu erheblichen Netzstörungen führen.

�Das KonzeptIm Rahmen der notwendigen Investitionen desKunden Enemalta sollen im Kraftwerk Marsa imersten Schritt sowohl der Generatorschutz mitSynchronisierung, als auch die damit verbunde-nen zwei Mittelspannungsschaltanlagen für dieEnergieverteilung mit entsprechendem Netz-schutz und Sammelschieneschutz erneuert wer-den.

Enemalta legt im Kraftwerk großen Wert auf dieVerfügbarkeit der energietechnischen Anlagentei-le. Neben einem sicheren Schutzkonzept, einemredundanten Stations-Kommunikations-Bus sol-len auch redundante Master-Units vorgesehenwerden. Beim Ausfall eines Generators muss diefehlende Energie durch einen zuvor priorisiertenLastabwurf dynamisch ausgeglichen werden, umdie Netzstabilität sicherzustellen.

Siemens konnte sich mit seiner technisch überzeu-genden Gesamtlösung erfolgreich gegen den Mit-bewerb durchsetzen.

Bild 1 Auch traditionelle Fortbewegungsmittel sind in Malta anzutreffen,aber mehr für die Touristen.

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Netzschutz


�Die besonderen VorteileEs gab gleich mehrere Gründe für die Auftragsver-gabe an Siemens. Dazu gehören die Erfüllung derSpezifikation, das günstige Preis-Leistungsverhält-nis sowie der partnerschaftliche Umgang mit demKunden. Ganz wichtig aber auch die Integrationaller Schutzkomponenten für die Generatoren,Sammelschienen, Leitungen und Transformato-ren sowie des Netzes in ein Gesamtsystem. Her-vorzuheben ist auch die gute Teamarbeit mit denKollegen der Mittelspannung von der Angebotser-stellung bis zur Vergabe. Die Siemens-Lösung in-tegriert die Komponenten Mittelspannungs-schaltanlage, Generatorschutz (7UM62), Sammel-schienenschutz (7SS52), Netzschutz (7SJ63 und7UT612/13) sowie den dynamischen Lastabwurfzu einem Gesamtsystem

Neuartiges dynamisches Lastabwurf-KonzeptMit entscheidend für den Zuschlag war, dass PTDPA erstmalig ein neuartiges dynamisches Lastab-wurf-Konzept in einem Kraftwerk realisierenwird. Die Kombination der verteilten Logik in denSIPROTEC 4-Schutz- und Mastergeräten sowiedas neuartige Kalkulationsverfahren vor demeventuellem Störfall ermöglichen Reaktionszeitenfür den dynamischen Lastabwurf im Bereich klei-ner 50 ms.

Partnerschaftlich zum ProjekterfolgWährend des Projektstart-Meetings im März 2004wurden die Gegebenheiten des Kraftwerkes derneu und zu erweiternden Anlagenteile aufgenom-men.Gemeinsam mit dem Kunden sowie dem Projekt-management von Siemens wurden offene Punktebesprochen und vor Ort im gegenseitigem Einver-nehmen geklärt.

Das Startgespräch beinhaltete ebenfalls ein Pro-jektorganisationsdiagramm mit Verantwortlich-keiten und Ansprechpartnern sowie einengemeinsam abgestimmten Terminplan mit festdefinierten Meilensteinen für Siemens und denKunden. Damit wurde der Grundstein für eine er-folgreiche Projektrealisierung gelegt.Die Inbetriebsetzung erfolgte Anfang 2005.

� FazitMit der Modernisierung des Kraftwerkes Marsaleistet Siemens einen wichtigen Beitrag zur Ver-besserung der energietechnischen Infrastrukturdes neuen EU-Mitgliedstaates Malta, das aufdem bestem Wege ist, sich zum Nabel des Mit-telmeerraumes zu entwickeln.

Bild 2 Konzept des dynamischen Lastabwurfes



Maschinenschutz

Sicherer Betrieb des Wasserkraftwerkes„Drei Schluchten" durch SIPROTEC 4.

�Das Projekt1992 beschloss der chinesische nationale Volksratden Bau des Staudammprojekts „Drei Schluchten“am größten asiatischen Fluss Jangtsekiang (Yangt-se). Fünf Jahre später wurde in der Provinz Hubaiin der Nähe der Städte Sandouping und Yichang,unmittelbar vor den drei Schluchten mit der Er-richtung des Dammes und des Wasserkraftwerkesbegonnen.

Der Staudamm hat im Endausbau eine Höhe von185 m und eine Breite von 2305 m. Der aufgestau-te See wird sich über eine Strecke von ca. 660 kmausdehnen und das größte gestaute Wasserreser-voir der Welt sein. Die erste Teilflutung des Dam-mes begann im Juni 2003 und die endgültigeFertigstellung dieses gigantischen Bauwerkes istfür 2009 geplant.

Mit dem Projekt verfolgt China drei Ziele:

� Gewinnung von Elektrizität

� Bessere Schiffbarkeit des Yangtse (bisher nurauf einer Länge von 2800 km befahrbar)

� Hochwasserschutz für die gesamte Region

Das weltgrößte WasserkraftwerkIm Endausbau ist geplant, dass das Drei-Schluch-ten-Kraftwerk ungefähr 9 % des gesamten Strom-bedarfs von China deckt. 26 Turbinen und Gene-ratoren mit einer Leistung von 18 200 MWspeisen dann Energie ins Stromnetz ein. Jede derTurbinen ist für eine Leistung von 700 MW ausge-legt. Mit der Fertigstellung des ersten Teilab-schnittes Ende 2004 wurden 14 Generatoren andas Netz angeschlossen.

Zahlreiche primärtechnische Komponenten wer-den von Siemens PTD geliefert. So wurden vonPTD Transformers 14 Maschinentransformatorenmit einer Nennleistung von 840 MVA und Ober-spannung von 550 kV gefertigt. PTD High Voltagesorgt mit 550-kV-HGÜ-Systemen für den zuver-lässigen Weitertransport der Elektroenergie.

�Die AusgangssituationDie Errichtung eines Wasserkraftwerks ist immerwieder eine technische und logistische Herausfor-derung, da viele Variable eingeplant werden müs-sen. Die immensen Dimensionen und freisetz-baren Kräfte des Wasserkraftwerkes verlangten –

Sicherheit in einer neuenDimension

Bild 1 Drei Schluchten

Bild 2 Ausbaustufe des Staudamms

gerade bei den Sicherungsmaßnahmen –maßgeschneiderte Lösungen. Die Francis-Turbinehat einen Wasserdurchsatz von 996 m3/s und ei-nen Turbinendurchmesser von 9,4 m. Im Ständerdes Generators (Innendurchmesser 18,5 m) könn-te ein ganzes Orchester Platz finden (siehe Bilder 3bis 5).

Auf der anderen Seite erfordern auch begrenztePlatzverhältnisse – beispielsweise von den Maschi-nentransformatoren – eine extrem kompakte Bau-weise. Für den Drei-Schluchten-Staudammwurden sie in Nürnberg gefertigt und per Schiffzur Baustelle transportiert.

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Immense Energiereserven

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Maschinenschutz

Turbinenwelle

Das KonzeptMit SIPROTEC 4 kam die modernste Schutztech-nik zum Einsatz. Diese schützt sowohl den Gene-rator als auch den Maschinentransformator ein-schließlich der Netzeinspeisung. In gewohnterForm lieferte Power Automation die Schutz-schränke, eine umfangreiche Dokumentation undden Schutzeinstellbericht. Der erste Lieferumfangfür 6 Generatoren betrug 12 Schutzschränke.

Durch die leistungsfähigen SIPROTEC-Schutzge-räte von Siemens konnte mit wenigen Geräten(2 x 7UM622, 5 x 7UT612 und 2 x 7SJ611) eindurchgängiges Redundanzkonzept realisiert unddas n-1-Prinzip erfüllt werden. Bild 6 zeigt dasschutztechnische Grundkonzept. Die beiden7UM622 schützen den Generator und sind derReserveschutz für den Maschinentransformatorbzw. das Netz (Impedanzschutz bzw. oberspan-nungsseitiger Überstromschutz). Vom Funktions-

Bild 5 Absenken des Generatorständers

umfang wurde die Maximalfunktionalität ausge-wählt und der überwiegende Teil der Funktionenaktiviert. Somit werden Ständererdschlüsse (90%und 100 % mit dem 20-Hz-Prinzip), Läufererd-schlüsse (1-3 Hz-Messprinzip), Kurzschlüsse (Dif-ferential-, Impedanz- und Überstromschutz),unzulässige Belastungen (Überlast- und Schief-lastschutz) und Fehler in der Erregung bzw. beider Regelung (Untererregungs-, Überspannungs-und Frequenzschutz) sicher durch die Geräte er-fasst. Um Schäden am Kraftwerksblock durchWirkleistungspendlungen zu vermeiden, istzusätzlich der Außertrittfallschutz aktiv.

Zwei 7UT612 bilden den Hauptschutz für denMaschinentransformator und je ein 7UT612 denHauptschutz für den 15-MVA-Eigenbedarfstrans-formator sowie für den 6,6-MVA-Erregertransfor-mator. In den Geräten für den Maschinentrans-formator ist neben dem Differentialschutz nochder Überstromschutz am Transformator- stern-punkt zur Erfassung von hochspannungsseitigenErdkurzschlüssen aktiviert.Der fünfte 7UT612 wurde zusätzlich als Querdif-ferentialschutz am Generator eingesetzt, um Win-dungsschlüsse zu erfassen. Dieses Schutzprinzipist eine Besonderheit bei Wasserkraftgeneratoren.Um die großen Nennströme (ca. 24 000 A) zu be-wältigen, ist die Ständerwicklung pro Phase aufmehrere Stränge aufgeteilt. Damit liegen pro Pha-se mehrere Stäbe in einer Nut. Isolationsfehlerzwischen den Stäben bedeuten einen Windungs-schluss, der zu hohen Kreisströmen innerhalb ei-ner Wicklung und zu enormen Schäden amGenerator führt. Hier bietet der Querdifferential-schutz die entsprechende Empfindlichkeit,Schnelligkeit und Stabilität.

Eine alternative, vereinfachte Lösung ist die Erfas-sung des Ausgleichstromes zwischen den beidenSternpunkten der aufgeteilten Ständerwicklung.Hierzu wird die empfindliche Erdstromfunktionim 7UM62 genutzt. Sie ist damit das redundantePrinzip zum Querdifferentialschutz.

Eine weitere Besonderheit des Blockschutzes istdie Verarbeitung nichtlichtelektrischer Signale,wie z.B. vom Buchholzschutz, der Öldrucküber-wachung, der SF6-Drucküberwachung an denDurchführungen und sonstiger maschinentechni-scher Signale. Hierzu wurden in den 7UM’s diedirekten Einkopplungen genutzt.

Bild 4 Turbinenrad

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Maschinenschutz

Mit der integrierten Logikfunktionalität (CFC)konnten notwendige Verriegelungen und logischeVerknüpfungen realisiert werden. Dies führte zueiner Reduktion des Verdrahtungsaufwandes undder Einsparung externer Hilfsrelais.

In Abhängigkeit von den Fehlerbedingungen sinddie unterschiedlichen Schalter zu betätigen. Dielogische Zuordnung und die erforderlichen Ab-schaltprogramme wurden über die programmier-bare Softwarematrix realisiert. Damit können dieSchalter von den Binärausgängen direkt angesteu-ert werden.

Im Bild nicht dargestellt ist die Kommunikation.Die Schutzeinstellung und das Auslesen der Datenim Störungsfall erfolgt vom Schutzexperten mit-tels DIGSI direkt an den Geräten. Die für das Be-triebspersonal relevanten Meldungen und Mess-werte werden über PROFIBUS DP zur Kraft-werksleittechnik übertragen und dort visualisiert.

�Die besonderen VorteileSystemgeschäft ist TeamarbeitSystemgeschäft heißt Komplettanlagen termin-und qualitätsgerecht dem Kunden zu übergeben.Dabei gilt es oft auch firmenübergreifend die un-terschiedlichsten Gewerke und Personen zu koor-dinieren. Innerhalb von Siemens ist die Wert-schöpfung auf folgende Säulen verteilt:

VertriebEntsprechend der Kundenausschreibung wird dasSchutzkonzept festgelegt, die erforderlichenSchutzgeräte ausgewählt und das Gesamtangeboterstellt. Die Besonderheit bei Wasserkraftwerkenund insbesondere bei dem Drei-Schluchten-Pro-jekt ist die lange Realisierungsdauer.

In die Projektlaufdauer muss deshalb auch die Ge-räteentwicklung einberechnet werden, um tech-nisch immer up to date zu sein. Zu Beginn desDrei-Schluchten-Staudamm Projekts waren bei-spielsweise die SIPROTEC 4-Schutzgeräte geradeeingeführt worden, die Vorzüge der neuen Tech-nologie waren in Fachkreisen noch nicht ausrei-chend bekannt. Der Einhaltung von Entwick-lungsterminen und der Produktqualität kam des-halb entscheidende Bedeutung zu.

EngineeringNach der Auftragserteilung beginnen die Detailar-beiten. Die Klärungen und Auslegungen von denzu liefernden Teilkomponenten sowie die Erstel-lung des Schaltbuches sind hier elementar. Im Falldes Drei-Schluchten-Staudammes musste dieStromwandlerauslegung bestätigt werden. Die Be-sonderheit des Projekts war, ein Optimum zwi-schen Wirtschaftlichkeit, dem begrenzten Platz fürdie Stromwandler und die zu erfüllenden dynami-schen Eigenschaften (sättigungsfreie Zeit) zu fin-den. Beispielsweise hat der abgangsseitigeStromwandler ein Übersetzungsverhältnis von30 000 A auf 1 A.

Bild 6 Schutzkonzept, Single-Line-Diagramm


Maschinenschutz


30 000 Windungen und das bei mehreren Kernenmüssen dabei untergebracht werden, ohne dieÜbertragungseigenschaften zu beeinträchtigen.Gelöst wurde diese Herausforderung durch dieKonstruktion von zwei Linearkernen TPY nebeneinem eisengeschlossen Kern 5P100 10 VA. DieFestlegung der Einstellwerte war ein weitererwichtiger Bestandteil des Engineeringprojekts. Ineinem Einstellbericht müssen alle Einstellparame-ter nachvollziehbar dokumentiert werden. Durchdie Besonderheiten bei den Wasserkraftwerkenund die Grenzdimensionierung der Primäranlage(z.B. Maschinentransformator) war Erfahrung ge-fragt, damit alle Betriebs- und Gefährdungszu-stände richtig erfasst werden. Zusätzlich sind dieerforderlichen CFC-Logiken zu erarbeiten undnatürlich zu prüfen. Die Arbeiten enden mit demerstellten Parametersatz in DIGSI. Gemäß demSchaltbuch sind auch die erforderlichen Rangie-rungen (BE, BA, LED, CFC sowie seriellenSchnittstellen) durchzuführen.

ProjektabwicklungHier stehen die Koordination der Gesamtarbeitensowie die Klärungen offener Fragen im Mittel-punkt. Im Detail sind das die Gerätebestellungund die Abstimmung der Liefertermine mit demWerk, die Koordination der Schrankfertigung, dieSchnittstellenklärung und das gesamte Controlingsowie die Auftraggeberbetreuung (z.B. währendder Schrankabnahme). Außerdem gilt es projekt-spezifisch Schulungen für die späteren Betreiberdurchzuführen, um den reibungslosen Ablauf derInbetriebnahme zu unterstützen.

Da die Kraftwerksleittechnik und die Kommuni-kationslösungen der Schutzgeräte von unter-schiedlichen Herstellern geliefert wurden, fandenIntegrationstests mit Mustergeräten statt. Fernerwurde in der Werkstadt Fürth ein Kompletttestdes Schutzsystems durchgeführt (Bild 8). Damitlief auf der Baustelle die Einbindung der Einzel-komponenten in die Gesamtanlage problemlos ab.

�Aus der PraxisWährend des Probebetriebes kam es zum Erstau-nen aller Beteiligten zu einer ersten Schutzauslö-sung durch den 100 %-Ständererdschlussschutz.Was war passiert? Bei laufender Maschine war einweiteres Gerät aktiv, welches unter Betriebsbedin-gungen den Isolationswiderstand des Ständersüberwachen sollte. Dieses Gerät verursachte einenErdschluss, der sicher durch den 100 %-Schutznach dem 20-Hz-Messprinzip erfasst und abge-schaltet wurde.

Nach der Schutzauslösung konnte einerseits demKunden gezeigt werden, wie leistungsfähig derSchutz von Siemens ist und anderseits welcheVorzüge die Digitaltechnik bietet. So lies sich mitden im Schutz gespeicherten Informationen ein-fach und unkompliziert der Fehler analysieren. ImStörfallpuffer wird millisekundengenau jede Reak-tion der Schutzfunktionen mitprotokolliert undim Störschrieb werden die Momentanwerte deranalogen Eingangsgrößen sowie zugeordnete Bi-närspuren geschrieben. Die Auswertung des Stör-schriebs erfolgt mit dem leistungsfähigen ToolSIGRA. Bild 7 zeigt den aufbereiteten Störschrieb.Deutlich zu erkennen ist die zweimalige kurzzeiti-ge Erhöhung in der Verlagerungsspannung undim Erdstrom sowie ein Phasenwinkelsprung inden Leiter-Erde-Spannungen. Die binären Spurenzeigen die Reaktion der Schutzfunktion. Man siehtdie Geräteanregung und die Auslösung durch denSchutz.

Bild 7SIGRA-Aufzeichnungvon der Schutzauslösung

� FazitTrotz der immensen Dimensionen des Projektesund den Herausforderungen der Integrationvon Komponenten unterschiedlichster Herstel-ler kam es zu keiner Verzögerung in der Bau-oder Inbetriebnahmephase. Ein Grund war si-cherlich die einzigartige Flexibilität der SiemensTechnologie für den elektrischen Blockschutz,ein anderer das gute Teamwork aller Beteiligten,wie Vertrieb, Engineering, Projektabwicklung,Produktion sowie Entwicklung und die sehrgute Zusammenarbeit mit der Baustelle.

Bild 8 Prüfung der Generatorschutzschränke

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Maschinenschutz

Schutz- und Leittechnik als Gesamtsystem fürWasserkraftwerke der Energie AG Oberösterreich

�Das UnternehmenDie Energie AG ist der führende Infrastruktur-konzern für den Wirtschaftsraum Oberösterreich.Kerngeschäft des Unternehmens ist die preisge-rechte und umweltschonende Erzeugung vonelektrischer Energie. Die Schaffung von Kunden-zufriedenheit durch entsprechende Preis-, Service-und Dienstleistungsangebote steht dabei im Vor-dergrund des Handelns. Neben dem Kerngeschäftzählen Energiedienstleistung, Wärme, Gas, Tele-kommunikation, Entsorgung sowie Wasser/Ab-wasser zu den Geschäftsfeldern.

�Die AusgangssituationDas Kraftwerk Großarl der Energie AG Oberöster-reich wurde 1917 errichtet. Es befindet sich imSalzburger Großarltal und nutzt das Wasser derGroßarler Ache. Im Krafthaus, das 1966 umge-baut wurde, sind zwei Francis-Turbinensätze in-stalliert. Die beiden Synchrongeneratoren speisenin Blockschaltung in die 30-kV-Schaltanlage ein.

Hohe Anlagenverfügbar-keit und -sicherheit

Von dort wird die Energie über zwei 30-kV-Lei-tungsabzweige ins Netz geliefert. In Bild 1 und Ta-belle 1 sind die Anlagenübersicht und die Kraft-werksdaten dargestellt.

Bild 1 Anlagenübersicht

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Maschinenschutz

Das alte Schutz- und Steuerungskonzept bestandaus vielen Einzelkomponenten, wie Relais, Be-dienelemente, Anzeigeinstrumente sowie Mess-umformern (Bild 2), die über eine große Anzahlvon Kupferleitungen und Kabelverbindungen zu-sammengeschaltet waren.

Maschine 1(2)

Turbine Francis

Nennleistung 3,18 MW

Drehzahl 750 m-1

Generator Drehstrom-Synchron

Nennleistung 3,80 MVA

Nennspannung 6,30 kV

Nennstrom 348 A

Tabelle 1: Kraftwerksdaten

Im Jahr 2002 wurden wesentliche Kraftwerkskom-ponenten erneuert. Dazu gehören der elektrischeund der mechanische Schutz, die Maschinenauto-matik, die Wartensteuerung und die Erregerein-richtung. Im Zuge der Erneuerung sollte auch einmodernes und zukunftsweisendes Schutz- undLeittechnikkonzept realisiert werden.

�Das KonzeptDer elektrische Schutz von Kraftwerken stellthohe Anforderungen an die Flexibilität und Funk-tionalität der Schutzgeräte. Aufbauend auf den Er-fahrungen der V3-Geräte wurde mit SIPROTEC 4ein innovatives Schutzsystem geschaffen, das voll-kommen neue Möglichkeiten der Integration vonSchutz- und Automatisierungsfunktionen bietet.Durch die Kommunikation mit PROFIBUS DP isteine problemlose Anbindung an Kraftwerksleit-systeme möglich.

Schutz bis ins DetailDer komplette Blockschutz wird von einem Ma-schinenschutzbaustein SIPROTEC 7UM62 über-nommen, als Reserveschutz ist ein wandler-stromversorgter Überstromzeitschutz (UMZ) mitKondensatorauslösegerät eingebaut (Bild 3).

Für den Statorerdschlussschutz wird der vorhan-dene Bütowtrafo weiterverwendet, wobei dieSteuerung der Belastungswiderstände über dieCFC-Funktion im 7UM62 realisiert wurde. Mitdem Bütowtrafo wird bereits im erdschlussfreienBetrieb eine Verlagerungsspannung erzeugt, sodass ohne zusätzliche Geräte ein 100-%- Stator-erdschlussschutz möglich ist.

Bild 2 Bestehende Schalttafeln

Bild 3Generatorschutzkonzept

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Maschinenschutz

Fernbedienung möglichDie 30-kV-Leitungen werden mit DistanzschutzSIPROTEC 7SA611 geschützt. Alle Schutzgerätesind über die RS 485-Serviceschnittstelle mit ei-nem Modem verbunden (Bild 4). Damit ist dievolle DIGSI-Funktionalität, wie zum Beispiel Än-derung von Parametern, Auslesen von Betriebs-und Störfallmeldungen, Anzeige von Betriebs-messwerten, etc. auch aus der Ferne möglich.Fernwartung und schnelle Störungsaufklärungwerden dadurch wesentlich erleichtert.

Sichere Basis: SIMATIC S7Die Leittechnik (Bild 4) wurde auf Basis SIMATICS7 realisiert. Die Leittechnikaufgaben des Kraft-werks Großarl sind auf drei Steuereinheiten, diemit MPI-Bus untereinander verbunden sind, auf-geteilt. Für jeden Maschinensatz sowie für den all-gemeinen Teil ist eine eigene Steuereinheit vor-handen. Je Maschine übernimmt eine speicher-programmierbare Steuerung (SPS) die Funktio-nen Maschinenautomatik, mechanischer Schutzund Ankopplung des Generatorschutz überPROFIBUS DP zur Übertragung von Meldungenund Messwerten.

Eine SPS für den allgemeinen Teil steuert die30-kV-Leitungsabzweige, übernimmt die An-kopplung der Leitungsschutzgeräte überPROFIBUS DP und bearbeitet die Schnittstelle zurKraftwerksleitstelle über Fernsteuerung.

Redundantes SystemDie Bedienung, Messwertanzeige und Überwa-chung (Alarm- und Ereignislisten) erfolgt überzwei Touch-Panels, wobei bei jedem Touch-Panelbeide Maschinensätze sowie die 30-kV-Leitungs-abzweige gesteuert werden können. So ist Redun-danz bei Ausfall eines Touch-Panels gegeben.

�Die besonderen VorteileFlexibel durch Touch-PanelsMit SIMATIC S7 wurde ein standardisiertes Pro-dukt für die Kraftwerksleittechnik eingesetzt. DieBedienung über Touch-Panels bietet mehr Flexi-bilität bei Änderungen und erspart den Einbauvieler Bedien- und Anzeigegeräte.

Weniger Aufwand bei Engineering und Inbetrieb-setzungDurch die Anbindung der SIPROTEC 4-Schutzge-räte an die SIMATIC S7 mit PROFIBUS könnenextern aufgebaute Messumformer sowie Analog-und Digitaleingänge in der SPS eingespart werden.Zusätzlich bringt der Wegfall dieser Hardware-komponenten auch eine Reduzierung des Engi-neering- und Inbetriebsetzungsaufwandes.

Die Umbauphase konnte durch den geringenMontage- und Verkabelungsaufwand sehr kurzgehalten werden.

ild Anbindung der Schutzgeräte an die Kraftwerksleittechnik



Maschinenschutz

Einheitliche GerätebedienungDas durchgängige Schutzkonzept mit SIPROTEC4-Geräten bietet Vorteile durch die einheitlicheGerätebedienung für Generator- und Leitungs-schutz und die Möglichkeit der Fernwartung.

Hohe AnlagenverfügbarkeitMit der weitgehenden Selbstüberwachung der ein-gesetzten Komponenten wird die Verfügbarkeitund Anlagensicherheit wesentlich verbessert.

�Das Fazit:Im Kraftwerk Großarl der Energie AG Ober-österreich wurde im Zuge der Erneuerung ein-zelner Kraftwerkskomponenten ein zukunfts-weisendes und kostenoptimiertes Schutz- undLeittechnikkonzept realisiert. Dabei waren dieeinfache Integration in die Kraftwerksleittech-nik sowie die kompakte Bauweise derSIPROTEC-Multifunktions-Schutzgeräte vongroßen Vorteil.



Power Quality

Störschreibung in den Blindleistungskompensa-tionsanlagen SVC

�Das UnternehmenAnteilseigener der 1991 gegründeten Baltic CableAB sind der norwegische Stromversorger Stat-kraft, der E.ON Energiekonzern sowie die schwe-dische Sydkraft.

�Die AusgangssituationDas Baltic Cable ermöglicht seit 1994 über eine250 Kilometer lange Gleichstromverbindung denStromaustausch zwischen Deutschland undSchweden. Dabei handelt es sich um eine 450-kV-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ)mit je einer Konverterstation in Kruseberg undHerrenwyk. Die HGÜ wurde mit einer Übertra-gungskapazität von ± 600 MW errichtet. Diese ist,wegen Veränderungen im europäischen Energie-markt, entgegen ursprünglicher Planungen an das110-kV-Netz angebunden. Um auch bei der er-heblich geringeren Kurzschlussleistung in dieserSpannungsebene den dynamischen Betrieb dieserÜbertragungsleitung zu gewährleisten, werdennach einer Netzstudie durch E.ON verschiedeneErweiterungen vorgenommen.

Das entsprechende 400-kV-Umspannwerk in derunmittelbaren Nähe zur HGÜ-Konverterstationwird über ein 10 km langes Kabel an das 220-kV-Umspannwerk in Lübeck angebunden. Dazu wur-de von E.ON bei Siemens ein für die Anlage Siemserforderlicher 380/220-kV-Transformator mit ei-ner Leistung von 350 MVA bestellt.

�Das KonzeptUm die Spannungsqualität zu gewährleisten, wirdzusätzlich eine Blindstromkompensationsanlageinstalliert. Da die HGÜ-Konverterstation ein ho-hes dynamisches Verhalten aufweist, sollte dieKompensationsanlage zumindest über die selbeDynamik verfügen. Denn diese muss im Falle ei-ner Änderung, der über das Hochspannungs-gleichstromkabel übertragenen Leistung, einäquivalentes Maß an induktiver (Spannungsab-senkung) oder kapazitiver Blindleistung (Span-nungserhöhung) zur Stabilisierung der Netz-spannung zur Verfügung stellen. Um dieseschnellen Regelvorgängen realisieren zu können,ist die Blindleistungskompensationsanlage aufschnelle Leistungselektronik aufgebaut.

Gute Verbindungzwischen Schweden undDeutschland

Bild 1 Störschreibung in der SVC-Anlage

Die Static Var Compensator (SVC)-Anlage wirdnach Fertigstellung im wesentlichen aus einemdreiphasigen Transformator 400/18 kV zur An-bindung an das Übertragungsnetz im Umspann-werk Siems sowie aus vier Teilkomponenten, dieim 18-kV-Bereich installiert werden, bestehen.

�Die besonderen VorteileDie vier „Teilkomponenten“ der SVC-Anlage sindso ausgelegt, dass für die in der Spezifikation be-schriebenen Spannungen und Zeiten ein Regelbe-reich von +200 bis -100 MVar realisiert werdenkann.

Drossel – stufenlos regelbarEine der vier Mittelspannungskomponenten isteine Drossel mit Leistungsthyristoren zur Rege-lung. Diese dient zur Erzeugung eines induktivenStromes. Da die Drossel in Verbindung mit derLeistungselektronik die einzige stufenlos regelbareEinheit ist, ist sie so ausgelegt, dass der gesamteRegelbereich der SVC-Anlage von +200 bis-100 MVar abgedeckt werden kann.

SIMEAS R



Power Quality

Kondensatoreinheit zur Generierung der Blindleis-tungDie zweite Komponente ist eine Kondensatorein-heit. Über die damit verbundene Leistungselektro-nik kann der Anlagenteil zu- und abgeschaltetwerden, um wahlweise kapazitive Blindleistung zugenerieren.

Blindleistungserzeuger in doppelter FunktionZwei weitere Einheiten sind kapazitive Blindleis-tungserzeuger. Sie sind gleichzeitig als Filter aus-gelegt, um eventuelle harmonische Netzrück-wirkungen des SVC zu vermeiden und deshalb festzugeschaltet.Sowohl die Leistungselektronik als auch die fürden Betrieb der Anlage erforderliche Steuerungs-und Schutzeinrichtung werden in einem Betriebs-gebäude untergebracht.

SIMEAS R – Sichere SpannungsqualitätUm die ordnungsgemäße Funktion der SVC-An-lage bei den entsprechenden Netzanforderungenzu protokollieren und um im eventuellen Stö-rungsfall die Ursache zu ermitteln, ist im Konzeptder Schutz- und Steuerungstechnik auch einSIMEAS R vorgesehen. Dies ist umso wichtiger,als die Verfügbarkeit der SVC-Anlage Bestandteildes kommerziellen Vertrages ist und ein entspre-chender Nachweis erbracht werden muss. Gleich-zeitig ist eine hohe Genauigkeit in der Aufzeich-nung wichtig, da die Steuerung des SVC so ausge-legt ist, dass sie mit einer Genauigkeit von besserals 0,5 % arbeitet. Anders wäre die Sicherstellungder Spannungsqualität nicht zu realisieren.

Der im SVC Siems vorgesehene Störschreiber re-gistriert die Primärspannung und -ströme auf der400-kV-Seite. Außerdem werden mit Hilfe derSchreiberfunktion die Blindleistung sowie die har-monischen Spannungen auf der Primärseite regis-triert. Weitere Signale, die registriert werden, sinddie Spannung auf der Sekundärseite des Transfor-mators und die Ströme der einzelnen Mittelspan-nungskomponenten sowie diverse Signale ausSchutz und Steuerung.

Datenauswertung und -archivierungDie Auswertung und Archivierung der Daten er-folgt über die an den SIMEAS R angeschlosseneAuswertestation. Diese besteht aus einem PC, ei-nem Drucker und der auf dem PC installiertenOSCOP P-Software.

� FazitMit der Störschreibung in der SVC wird dieSpannungsqualität dokumentiert. Damit wirddie einwandfreie Funktion der Blindleistungs-kompensationsanlagen protokolliert, um beieinen evtl. Störfall die Ursache schnell zu ermit-teln. Die Datenbasis des SIMEAS R ist Grundla-ge für den kommerziellen Vertrag und dient alsNachweis für die Verfügbarkeit der Anlage.

Bild 2Beispiel einer Störwertauf-zeichnung LS

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Power Quality

Störschreibung bei HGÜ-Anlagen

�Das UnternehmenZwei Energieversorgungsunternehmen haben sichzusammengetan, um eine Brücke zwischen Nord-irland und Schottland zu schlagen – mit derGleichstromübertragung Moyle Interconnector.Der steigende Energiebedarf machte den Ausbaudes nordirischen 275-kV-Drehstromnetzes durchden Energieversorger “Northern Electricity(NIE)“ erforderlich. Für die Anbindung an dasschottische Drehstromnetz sorgt “Scottish Po-wer“– das staatliche EVU in Schottland.

�Die AusgangssituationFür die Beschaffung der benötigten Energie stelltesich der Austausch mit Schottland als wirtschaft-lichste, sicherste und umweltfreundlichste Lösungdar. Das Moyle Übertragungsprojekt wird dieVersorgungssicherheit für die grüne Insel erhöhenund gleichzeitig die Wettbewerbsfähigkeit desEnergieversorgers NIE verbessern.

Die “Moyle Interconnector“ genannte HGÜ-Ver-bindung besteht aus zwei Monopolen, wobei jederPol für 250 MW Leistung und eine Energieüber-tragung in beide Richtungen ausgelegt ist. Die bei-den verbindenden Seekabel überbrücken eine Dis-tanz von 64 km im Kanal zwischen Schottlandund Irland.

Die Nennleistung der Stromrichterstationen be-trägt je 250 MW bei einer Spannung vonDC 250 kV. Die HGÜ-Thyristorventile werdenmit direkt lichtgezündeten Thyristoren mit inte-griertem Überspannungsschutz ausgerüstet.

�Das KonzeptSiemens Power Transmission and Distributionlieferte für dieses Projekt die elektronische Aus-rüstung, darunter auch mehrere StörschreiberSIMEAS R für die beiden StromrichterstationenAuchencrosh in Ayrshire (Schottland) und Bally-cronan More in der Country Antrim (Nordir-land).

Moyle Interconnector -Brücke zwischen Großbri-tannien und Irland

Bild 1 HGÜ-Anlage in Irland

Bild 2 Geografische Lage der „Moyle Interconnection"

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Power Quality

�Die besonderen VorteileSchnelle Analyse vor OrtIn jeder Station befinden sich mehrere SIMEAS RZE32/64 mit unterschiedlichen Erfassungsmodu-len (DAUs). Die SIMEAS R sind über die Ether-netschnittstelle an die lokale Auswertestationangeschlossen. Die jeweilige lokale Auswertestati-on besteht aus einem PC, einem lokalen Druckerund einem Modem. Somit kann eine schnelleAnalyse vor Ort durchgeführt werden. Gleichzei-tig ist es möglich, die Daten über die Telefonlei-tung automatisch zu einem übergeordnetenAuswerteplatz zu übertragen. Im Fehlerfall wer-den die SIMEAS R über den Netzwerktrigger ge-startet. Es werden alle analogen und binärenEingänge aufgezeichnet.

Auswertung und Archivierung der DatenFür die Auswertung, Analyse und Archivierungder Störschriebe stehen die Auswertestation undder Server PC zur Verfügung. Auf den einzelnenPCs ist das Systemprogramm OSCOP P installiert.OSCOP P dient zur automatischen Fernübertra-gung, Archivierung, Diagnose-Ausgabe von denMesswertdateien. Die Parametrierung derSIMEAS R erfolgt ebenfalls über die OSCOP P-Software. Darüber hinaus verfügt OSCOP P überumfangreiche Rechen-, Filter- und Statistikfunk-tionen.

Das Abholen und Abspeichern der Daten von deneinzelnen SIMEAS R-Störschreibern erfolgt überdie einzelnen PCs. Diese werden im Automatik-betrieb mit OSCOP P betrieben, das heißt dieStörschriebe der einzelnen SIMEAS R werden au-tomatisch abgeholt und automatisch in der Da-tenbank von OSCOP P gespeichert.

Ein Gerät – viele FunktionenSIMEAS R erfasst und dokumentiert alle Gleich-und Wechselstromwerte beim Auftreten von Feh-lern. Darüber hinaus registriert das Gerät einzelneBinärwerte wie zum Beispiel Trips, HS-Schalter-stellungen, kritische Alarme. Tests werden regi-striert und dokumentiert. SIMEAS R kann abernoch mehr. So stellt es IBS-Hilfsmittel zur opti-malen Einstellung von Schutz und Regelungbereit. Außerdem werden Fehlerprotokolle zurUrsachenforschung bei Anlagenausfall erstellt undgegebenenfalls vorbeugende Maßnahmen ergrif-fen.

Bild 3 Konfiguration der Störschreibersysteme



Power Quality

�Aus der PraxisAufzeichnungen der SIMEAS R

Bild 4 Beispiel einer Störwertaufzeichnung


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Power Quality

� Fazit:Der Moyle Interconnector verknüpft die Ver-sorgungsnetze Schottland und Nordirlands mit-tels einer HGÜ-Verbindung. Damit wird dieStabilität der Stromversorgung im Norden Ir-lands verbessert. Mit dabei: Der digitale Stör-schreiber SIMEAS R. Dank seiner zahlreichenFunktionen können Schwachstellen mit nur ei-nem Gerät sicher und schnell identifiziert wer-den.


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Störschreibersystem bei CERN im Einsatz

�Das UnternehmenCERN („Centre Européenne de RechercheNucléaire“) ist die bedeutendste europäische Or-ganisation für nukleare Forschung und wird von20 Mitgliedsstaaten finanziert.

Wichtige Entdeckungen im Mikrokosmos derKleinstteilchen wurden bei CERN gemacht. Umsolche Forschungen zu ermöglichen, betreibtCERN mehrere Teilchenbeschleuniger, die einensehr hohen Energiebedarf haben.

�Die AusgangssituationDie Einspeisung der elektrischen Energie erfolgtauf der französischen Seite aus dem Netz der EdF– RTE (400 kV) und auf der schweizerischen Seiteaus dem Netz der EOS. Zusätzlich sind eine Not-einspeisung aus dem 16-kV-Netz von SI Genf undinterne Notstromaggregate vorgesehen. Intern er-folgt die Energieverteilung über die StationPrévessin mittels eines 16-kV-Rings. CERN be-treibt nach eigenen Angaben ca. 7000 Mittel-spannungszellen.

Die Qualität der Energiezufuhr ist extrem wichtig,da jede Schwankung oder Störung die For-schungsergebnisse verfälschen und Forschungs-projekte um Monate verzögern können.

Einbindung in das Telefonnetz nicht möglichCERN hat in der Vergangenheit verstärkt aufStörschreibersysteme an den jeweiligen Einspeis-epunkten gesetzt, um im Störfall entsprechendeNachweise erbringen zu können. Dazu setzteCERN Störschreiber verschiedener Hersteller ein,bei 5 Einspeisestationen OSCILLOSTORE-Syste-me von Siemens, die autonom betrieben wurden.Vorgesehen war eine Einbindung in das kundenei-gene Telefonnetz. Dieses erwies sich jedoch alsveraltet und konnte zur sicheren Übertragung derStördaten nicht benutzt werden.

Zeitintensive AuswertungBisher musste ein Techniker zu einer Station fah-ren, um nach einem Störfall an die Daten zugelangen und mit der Analyse beginnen zu kön-nen. Diese historisch gewachsene Auswertung warzeitintensiv und wenig effektiv. Bedingt durch denEinsatz von Störschreibern mehrerer Herstellerwar eine Zusammenführung in eine Systemsoft-ware nicht möglich.

Sichere Forschung

Bild 1 CERN, Mitgliedsstaaten

Anforderung von CERN: Alle Daten zentral bün-deln und zentral analysieren zu können.

�Das KonzeptEin entsprechendes Konzept wurde von SiemensPower Automation erarbeitet. Es ermöglicht einezentrale Auswertung – ohne die vorhandenen Ge-räte austauschen zu müssen. Weiterer Vorteil: Dievorgeschlagene Lösung erlaubt zukünftige Sys-temerweiterungen.

Daten zentralDie Lösung sieht vor, die Daten in der Kunden-zentrale zu konzentrieren. Besondere Ansprüchewurden hierbei an das Kommunikationskonzeptgestellt. Ausdrückliche Kundenforderung: Keinezusätzlichen elektronischen Komponenten in denTeilchenbeschleuniger zu installieren, da es da-durch zu einer möglichen Verfälschung der For-schungsergebnisse kommen kann.

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Power Quality

Die jeweiligen Störschreiberaltsysteme wurdenden neuen Kommunikationsmöglichkeiten ange-passt. Dazu war ein teilweiser Austausch der Firm-ware sowie eine Umparametrierung erforderlich.

�Die besonderen Vorteile:Einfache ErweiterbarkeitDas Konzept von Siemens sieht vor, mögliche Er-weiterungen kostengünstig und benutzerfreund-lich einbinden zu können. Zusätzlich ermöglichtder eingesetzte DAKON 98, die erfassten und ge-speicherten Daten an übergeordneter Stelle zurVerfügung zu stellen.

CERN sieht in dem zukunftsweisenden Konzeptdie ideale Lösung, forcierte die Umsetzung undersetzte zusätzlich die Fremdstörschreiber durchSIMEAS R.

Flexibilität beim DatenabgleichAn DAKON 98 wurde eine Auswertestation ange-schlossen, die räumlich getrennt aufgestellt wer-den kann. Dort kann entweder manuell oderautomatisiert ein Abgleich der Daten erfolgen undweitergehende Fehleranalysen mit der Systemsoft-ware OSCOP P durchgeführt werden.

Zukunftssicheres SystemCERN plant das aktuelle Störwerterfassungssys-tem in Richtung Netzqualitätsanalyse mitSICARO PQ auszubauen. Zusätzlich sollen dieDaten weiteren Anwendern für die Analyse zurVerfügung gestellt werden. Dies erfordert einenUmbau auf eine Client-Server Systemarchitektur,die mit der Systemsoftware OSCOP P bereits heu-te problemlos umgesetzt werden kann.

Bild 2 CERN, Schematischer Aufbau

Verbindung über SchnittstellenDas entfernteste Gerät ist ca. 14 km von der Zen-trale installiert. So konnte die Anforderung an dieKommunikationsstrecken ausschließlich mit Mo-nomode Lichtwellenleiter (1320 nm) erfüllt wer-den. Die sich im Einsatz befindlichen Störschrei-bergeräte älterer Bauart waren nicht bus- undnetzfähig. Es musste also für jedes Gerät einePunkt-zu-Punkt-Verbindung mit sternförmigemAufbau gewählt werden und somit im Zentrumder Datensammlung entsprechend viele serielleSchnittstellen zur Verfügung gestellt werden.

Die realisierte Lösung beinhaltet in der Zentraledes Kunden einen Datensammler DAKON 98 mitentsprechender Anzahl an seriellen Schnittstellen.Mittels Umsetzern auf 1320 nm Lichtwellenleiterkonnten alle vorhandenen Störschreiber vonSiemens in ein Gesamtkonzept eingebunden wer-den. Details zur Kommunikationsstrecke könnenBild 5 entnommen werden.

� FazitBei CERN wurde ein Störschreibesystem instal-liert, das es ermöglicht, alle Daten zentral zubündeln und zu analysieren. So kann im Störfallschnell und effektiv eingegriffen werden. EinVorteil, der bei CERN extrem wichtig ist. Dennnur durch eine hohe Netzqualität kann die For-schungsarbeit sicher fortgeführt werden. Darü-ber hinaus sind zukünftige Systemerweite-rungen möglich und einfach zu realisieren.

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Bild 4 Prinzipieller Aufbau des Störwerterfassungsystems bei CERN

Bild 3 Technischer Ausbau vor der Modernisierung

Bild 5 Schematische Darstellung einer Kommunikationsstrecke

1) Kommunikationsstrecke siehe Bild 5



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Fehleranalyse mit Hilfe der Störschreiber undSchutzgeräte in Zürich

�Das UnternehmenProduktion, Transport und Verteilung von Ener-gie – die Elektrizitätswerke Zürich (ewz) vereini-gen als eines von wenigen Schweizer Elektrizitäts-werken alle drei Aufgaben in einer Hand. Die ewzist der Energielieferant und Dienstleister für alledamit zusammenhängenden Services nicht nur fürZürich, sondern auch für rund ein Drittel desKantons Graubünden; insgesamt versorgt das Un-ternehmen ca. 240 000 Kundinnen und Kundenmit Energie und zählt damit zu den 10 größtenElektrizitätswerken der Schweiz.

Produziert wird die Energie von ewz mehrheitlichin Wasserkraftwerken in Graubünden und an derLimmat. Mit einem Netz von mehr als 700 Kilo-metern Höchstspannungs-Freileitungen wird dieEnergie über verschiedene Knotenpunkte vonGraubünden in die vier Kuppelunterwerke amZürcher Stadtrand geführt und von dort über ein4000 Kilometer langes Kabelsystem zu den 17 Un-terwerken in den Stadtteilen weitergeleitet. DieseUnterwerke sind mit 670 Trafostationen verbun-den, die sämtliche Privat- und Geschäftshäuser so-wie öffentliche Anlagen und die Straßenbeleuch-tung mit Strom versorgen.

Minimierte Ausfallzeitenfür maximalen Erfolg

�Die AusgangssituationJede Störung im Energieversorgungsnetz einerGroßstadt mit hoher Bevölkerungsdichte unddementsprechend hohem Energiebedarf stellt dieStadtwerke vor eine Herausforderung: Alle Betei-ligten möchten schnellstmöglich wissen, wannund unter welchen Bedingungen die Energiever-sorgung wieder aufgenommen werden darf.

Eine zuverlässige Aussage wird dadurch erschwert,dass heute in den meisten Schaltanlagen vielerElektroversorgungsunternehmen (EVU´s) Schutz-geräte und Störschreiber unterschiedlicher Her-steller installiert sind. Hinzu kommt, dass oftmalsauch verschiedene Technologien (z.B. elektrome-chanische und digitale Schutzgeräte) verbaut wur-den, die in vielen Fällen zu unterschiedlichenGenerationen gehören (z.B. SIPROTEC 3 undSIPROTEC 4-Geräte).

Die Folge: Ein einziger Netzfehler reicht aus, umgleich mehrere Schutzgeräte anzuregen und aus-zulösen. Zur Klärung des Netzfehlers muss dannunter Umständen die Bediensoftware unterschied-licher Hersteller (z.B. DIGSI) gestartet, die Datenvon den IED´s (Intelligent Electronic Device) ge-holt und komplett analysiert werden.

Bild 1 Struktur der Server PCs und die Anzahl der angeschlossenen Geräte



Power Quality

�Das KonzeptIn Zürich war eine Lösung gefragt, die die Aus-wertung der Störfallprotokolle so schnell und ein-fach wie möglich macht. Im vorliegenden Fallhaben die ewz durch die Installation des „Netz-qualitätsanalyse Systems (NQS - System)“ ein äu-ßerst intelligentes und effektives Ergebnis erreicht,mit der die Störungsklärungszeit auf weniger als30 Minuten, in der Regel auf 15 Minuten reduziertwerden kann.

Das Gesamtsystem überwacht den Großraum Zü-rich und beinhaltet 8 leistungsfähige Server, 400Störschreiber (SIMEAS R und P531), 250 digitaleSchutzgeräte und 50 Netzqualitäts-Registriergerä-te SIMEAS Q. Hinzu kommen 50 weitere Geräte(40 P531 und 10 SIMEAS Q), die anderen EVU´sgehören, deren Datenanalyse jedoch von der ewzdurchgeführt wird.

� Funktion des NQS SystemsIn jeder Schaltanlage der ewz befindet sich minde-stens ein DAKON, an dem einige oder alle IED´sdieser Schaltanlage angeschlossen sind. EinDAKON ist ein Industrie-PC, der mit Hilfe desSoftwareprogramms OSCOP P die von den IED´sregistrierten Stördaten automatisch holt und in ei-ner eigenen Datenbank speichert.

Alle DAKON´s der ewz sind über zwei unabhängi-ge Kommunikationskanäle (Ethernet und Tele-fon, redundantes System) an die zentralen Serverin Bild 1 angeschlossen. Damit wird gewährleistet,dass alle 750 Geräte der ewz indirekt mit der Zen-trale verbunden sind. Auf den Server PCs in Bild 1läuft ebenfalls das Softwareprogramm OSCOP P,mit dem alle Daten auf den angeschlossenen

DAKON´s automatisch geholt und in der eigenenDatenbank gespeichert werden.

Mit Hilfe weiterer OSCOP P-Module werden dieDaten analysiert, so dass der Betriebsingenieurschon mit dem fertigen Bericht informiert wird.Die Server sind in der Lage, diese Berichte überInternet oder Intranet in HTML-Format zur Ver-fügung zu stellen. Genauso können die Berichte jenach Parametrierung an einzelne Personen perFax oder E-Mail weitergeleitet werden. Bei beson-deren Vorfällen können die Verantwortlichen so-gar blitzschnell per SMS benachrichtigt werden.

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Bild 2 Verteilnetz der ewz



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�Die besonderen Vorteile:Eine besondere und weltweit einmalige Eigen-schaft des NQS-Systems ist die so genannte„Komplex Analyse“. Das OSCOP P-Software Sys-tem sortiert hierbei alle Aufzeichnungen in einemZeitfenster und führt Fehlerortberechnungennach unterschiedlichen Verfahren durch. Nachmehreren Iterationen wird zum Schluss der Ortdes ersten Fehlers festgestellt, und alle anderenFolgeerscheinungen identifiziert. Damit muss derBetriebsingenieur diese Analyse nicht mehr ma-nuell durchführen und spart dadurch sehr vielZeit. Ein Vorteil der direkten Identifizierung desursprünglichen Fehlers ist die sofortige Inbetrieb-nahme der nicht betroffenen Leistungsabschnitte,die prophylaktisch durch die Schutzgeräte abge-schaltet wurden. Ein weiterer Vorteil ist die be-schleunigte Fehlerbehebung, so dass beispielsweiseAusfallzeiten der Produktion einer Industrieanla-ge minimiert werden können.

�Aus der PraxisDas NQS-System wertet alle Daten der ange-schlossenen IED´s aus, wie im Bild 3 dargestellt ist.So kann z.B. eine Produktionsstörung in einemIndustriekomplex lokalisiert werden, die aus-schließlich von einem Spannungseinbruch verur-sacht wird, deren Ursache jedoch ein Netzkurz-schluss in einem anderen Netzabschnitt ist.

� FazitDieses Projekt ist weltweit das erste Störungs-analysesystem mit automatischer Datensamm-lung, Datenauswertung und Berichtverteilung.Von den Vorteilen dieser Innovationen profi-tiert nicht nur der Elektrizitätsversorger, dieewz, sondern die ganze Region. Die schnellereFehlerbehebung spart dem Betreiber Kosten,der angesiedelten Industrie verringert sie erheb-lich die Ausfallzeiten.

Bild 3 Datenfluss für die Störungsklärung



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Stör- und Netzqualitätsregistrierung bei der Pfalz-werke AG

�Das UnternehmenWas am 17. Dezember 1912 als kleines Elektrizi-tätsunternehmen begann, ist heute die NummerEins unter den Energieanbietern in der Pfalz undim Saar-Pfalz-Kreis. Die Pfalzwerke AG versorgtmittlerweile rund 280 000 Privat- und 1 500 Ge-schäftskunden flächendeckend mit Energie. Dabeiumfasst das Gebiet 6 000 Quadratkilometer mitüber 8 000 Kilometern Stromleitungen und rund4 000 Umspannwerke.

Um den stetig wachsenden Anforderungen an dieEnergieversorgung, die strengen Umweltauflagensowie den steigenden Energiekosten gerecht zuwerden, sind neue Wege und Technologien ge-fragt. Die Pfalzwerke AG hat die Zeichen der Zeiterkannt und investiert zunehmend in neue Tech-nologien und Lösungen, um eine zeitgemäßeEnergieversorgung zur Verfügung stellen zu kön-nen. Unter anderem werden regenerative Energie-quellen wie Windkraft und Photovoltaik verstärktzur Energiegewinnung eingesetzt. Der Einsatz die-ser Technologien und die Dezentralisierung hataber ganz besondere Anforderungen an die ge-samte Energieversorgung. Durch den Einsatz einerflächendeckenden Überwachung der Energiever-sorgung können Probleme und deren Ursache er-mittelt und entsprechende Maßnahmen zurBeseitigung eingeleitet werden. Dabei spielt unteranderem eine kontinuierliche Registrierung undBewertung der Netzqualität nach EN 50160 einebesondere Rolle.

�Die AusgangssituationUm für die Zukunft gewappnet zu sein, wurdeeine gemeinsame Lösung für eine flächendeckendeÜberwachung der Netzqualität erarbeitet. Ziel desProjektes war es, das Störschreibersystem so in dasKommunikationsnetzwerk der Pfalzerke AG zuintegrieren, dass der Datentransfer ausschließlichüber das Firmen-WAN stattfindet. Die Beson-derheit dieses Wide Area Network: Jeglicher Da-tentransfer soll parallel laufen, wie zum BeispielInter-, Intranet, MS-Office Anwendungen, Voiceover IP (Telefonieren über TCP/IP), Daten-übermittlung der Störschreiber oder PQ-Überwa-chung. Für Messpunkte, die nicht an das WANangeschlossen werden können, ist die Daten-übertragung vorwiegend über GSM-Modemsrealisiert.

Durchgängige Netzquali-tätsregistrierung überWide Area Network (WAN)

�Das KonzeptAufgrund der Menge an Daten (Störschriebe undMittelwerte) wurde ein besonderes Realisierungs-konzept erarbeitet. Es ist so in das Kommunika-tionsnetzwerk eingebunden, dass einerseits diezeitkritischen Störschriebe mit maximaler Ge-schwindigkeit übertragen und analysiert werdenkönnen, andererseits alle anderen Dienste, dieüber das WAN laufen, davon nicht beeinflusstwerden.

Bild 1 Webseite der Pfalzwerke

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Bild 2 Netzgebiet der Pfalzwerke AG

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� Tests vor OrtUm die Performance der erarbeiteten Lösung zugewährleisten, wurden gemeinsam mit den Exper-ten der Pfalzwerke AG Betriebsszenarien definiertund anschließend auf der Kundenanlage getestet.Unter anderem wurde dabei die Übertragungsge-schwindigkeit von Störschrieben bei gleichzeitigerEinschränkung der Kommunikationsbandbreitegetestet.

�Zeitoptimale AnalyseMit dem System SIMEAS und OSCOP P wird eineflächendeckende Überwachung der Netzqualitätrealisiert. Durch die Einbindung der Netzquali-tätsschreiber in das unternehmensweite WAN-Netz können Störungen in der Energieversorgungzeitoptimal analysiert und Gegenmaßnahmen zurBeseitigung getroffen werden.

�Übertragung der StörschriebeDas SIMEAS R-Störschreiber- und PQ-Überwa-chungssystem ist so aufgebaut, dass in jedem Un-terwerk ein SIMEAS R 16/32 mit maximalemAusbau (4 VCDAU) installiert und an das WANangebunden ist.Jeder SIMEAS R wird über die interne Netzwerk-karte an das Kommunikationsnetzwerk ange-schlossen. Die SIMEAS R sind im Rückrufbetriebparametriert. Das bedeutet, dass nach dem Auf-zeichnen einer Störung der entsprechende Serverangerufen und der Störschrieb übertragen wird.

�Die besonderen Vorteile:Datensammlung und Serverbetrieb – zentral orga-nisiert, dezentral ausgeführtDie Datensammlung, also das Abholen und Ab-speichern der Daten von den einzelnen Störschrei-bern SIMEAS R, wird zentral organisiert. Dazuwerden in einer Station 8 Server zum Abholen derDaten installiert und an das WAN angebunden.Um höchstmögliche Betriebssicherheit zu gewähr-leisten, ist die Hardwarebasis der Server auf dieaktuell verfügbare Technologie ausgerichtet. Dasbedeutet hohe Rechnerleistung, großer Arbeits-speicher und vor allem ein redundantes Speicher-system mit BackUp-Funktionen.

Arbeitsteilung durch acht ServerUm die Übertragung von einem registrierten undaufgezeichneten Störschrieb von einem SIMEAS Rim Feld möglichst schnell an den entsprechendenServer in der Station zu transferieren, wird dasAbholen der Störschriebe und der Mittelwert-schriebe separat und getrennt auf verschiedeneServer aufgeteilt. Konkret bedeutet das, dass 4 Ser-ver ausschließlich zum Abholen und Speichernder Störschriebe und 4 Server ausschließlich zumAbholen der Mittelwertschriebe eingesetzt wer-

den. Dadurch wird gewährleistet, dass das Abho-len der Störschriebe nicht durch ein gleichzeitigesAbholen von Mittelwertschrieben blockiert wird.Außerdem steht genügend Speicherplatz in derOSCOP P-Datenbank für die aufgezeichnetenWerte auf den einzelnen Servern zur Verfügung.

Automatische Datenabholung und -speicherungDie einzelnen Server werden im so genannten Au-tomatikbetrieb mit OSCOP P betrieben. Dasheißt, die Server holen die Stör- und Mittelwerteder einzelnen SIMEAS R automatisch ab und spei-chern diese auch automatisch in ihrer Datenbankab.

Datensammlung der Mittelwerte – ganz einfachüber PC realisiertDie Datensammlung der Mittelwerte der einzel-nen Mittelwertschreiber SIMEAS Q wird über PCrealisiert, die mit OSCOP P im DAKON-Moduslaufen. Die einzelnen SIMEAS Q werden dazuüber Modem abgefragt. Auf der Gegenseite(SIMEAS Q-Seite) werden GSM-Modems einge-setzt.

Auswertung – wo und wann Sie wollenFür die Auswertung der Störschriebe werden Aus-werte-PCs eingesetzt, die mit dem Serversystemüber LAN verbunden sind. Diese PCs können aneiner beliebigen Stelle im Kommunikationsnetzangebunden werden und garantieren dadurchauch eine Parametrierung der SIMEAS R von je-dem Punkt im Netz aus. Die Auswerte-PCs greifenim Bedarfsfall auf die einzelnen Server zu und ho-len sich die Störschriebe zwecks Analyse.Zusätzlich können im Kommunikationsnetz be-liebig viele, so genannte OSCOP P-Clientsinstalliert werden. Diese haben ausschließlich le-senden Zugriff auf die in den Servern abgespei-cherten Stördaten. Eine Parametrierung derAnlage und Geräte von einem Client aus ist nichtmöglich. Das hat den Vorteil, dass jedem Benutzerdie von ihm benötigten Daten zur Verfügunggestellt werden können.



Power Quality

� Systemübersicht� In jedem Unterwerk ist ein SIMEAS R instal-

liert, der über das WAN seine Störschriebe undMittelwerte an einen zentralen Server überträgt.Im Endausbau werden bis zu 60 SIMEAS R andas System angebunden – zur Überwachung der110-kV- und der 20-kV-Ebene.

� Für das Entsorgen der Störschriebe derSIMEAS R wurden 4 Server (Stör) und für dasAbholen der Mittelwerte der Geräte SIMEAS Rund SIMEAS Q 4 weitere Server installiert.

� Die SIMEAS Q sind vorwiegend über GSM-Mo-dems an einen DAKON-PC angebunden. Dieserüberträgt seine Mittelwerte an die zentralenMittelwert-Server. Im Endausbau werden bis zu30 SIMEAS Q an das System angebunden.

� Zur Analyse der Stör- und Mittewertschriebesind im WAN mehrere Auswerte-PCs installiert.

� Für die Analyse der Power Quality wirdSICARO PQ im Automatikbetrieb eingesetzt.



Power Quality

� FazitDie kompetente Betreuung und Beratung derPfalzwerke – von der Konzeptphase bis hin zurRealisierung – durch die Mitarbeiter von Sie-mens Power Transmission and Distribution ga-rantierten eine optimale, auf die Bedürfnisse desKunden zugeschnittene Lösung. Die besondereHerausforderung in diesem Projekt bestand inder Integration der Störschreiber in ein beste-hendes WAN-Netz. Dabei stand vor allem dieZeit vom Auftreten der Störung, Registrierung,Übermittlung bis hin zur Darstellung des Stör-schriebes am Bildschirm der Auswertestationim Vordergrund. Mit den durchgeführten Testsauf der Kundenanlage wurde die sichere Daten-übertragung mit der gewünschten Performanceunter Beweis gestellt.

Mit dem Störschreibersystem SIMEAS R undOSCOP P verfügt die Pfalzwerke AG über eindurchgängiges System zur Überwachung undAnalyse der Netzqualität. Aufgrund des modu-laren Aufbaus lässt es auch in Zukunft hinsicht-lich der Erweiterbarkeit keine Wünsche offen.



Power Quality

Überwachung des Rechenzentrums der DEVK Ver-sicherung Köln

�Das UnternehmenDie DEVK gehört zu den größten Versicherungs-unternehmen in Deutschland und bietet neben al-len Arten von Versicherungs-Policen auch Leis-tungen im Grundbesitz- und Wertpapierinvest-ment. Über drei Millionen Kunden in Deutsch-land erbringen Beitragseinnahmen in Höhe von1,7 Milliarden Euro.

�Die AusgangssituationIm Rechenzentrum in Köln laufen alle Geschäfts-daten des Unternehmens zusammen. SämtlicheInformationen werden hier gespeichert und aus-gewertet. Die DEVK hat Siemens PTD Power Au-tomation beauftragt, Server und Backup Systemedes Unternehmens durch besondere Maßnahmenvor Ausfall der elektrischen Energieversorgung zuschützen.

�Das KonzeptPTD Power Automation hat mit SIMEAS R einSystem entwickelt, das die dauerhafte Stromver-sorgung sicherstellt. Bei einem Ausfall der städti-schen Energieversorgung übernimmt zunächsteine unterbrechungsfreie Stromversorgung mitmehreren Batteriebänken die Energieversorgungder Server. Parallel dazu wird ein Dieselgeneratorgestartet, der in der Regel innerhalb einer Minutedie volle Last übernimmt.

Der Ladezustand der Batterien des USV-Systemswird von einer speziellen Vorrichtung überwacht.Probleme der Batterien können deshalb frühzeitigerkannt und Gegenmaßnahmen schnell eingeleitetwerden. Zur Dokumentation aller im Betrieb auf-getretenen Probleme mit der Energieversorgungist die Installation eines digitalen SIMEAS R-Stör-schreiber-Systems ideal. So kann der Verlauf derSpannungen und Ströme kontinuierlich auf derMittelspannungsebene (10 kV) und auch auf derNiederspannungsebene am Ausgang des USV-Systems gemessen und registriert werden. Zudemlassen sich die Auswirkungen externer Kurz-schlüsse in der Nähe exakt festhalten und der Ein-fluss der dadurch entstehenden Spannungsein-brüche auf das USV-System analysieren. Desweiteren wird das USV-System optimal über-wacht, ob beispielsweise jede Umschaltung vomLandesnetz auf das USV-System absolut ohneUnterbrechung erfolgt.

Optimale Datensicherheitdank intelligenter Technik

Bild 1 Das Prinzipschaltbild der heute installierten unterbrechungsfreienStromversorgung (USV) und des Notstromgenerators.

Bild 2 Dieselgenerator der DEVK

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Power Quality

�Die besonderen VorteileAufteilung der Aufgaben nach Kompetenzen

Der reibungslosen Betrieb der Datenserver undder Backup-Systeme gehört zu den Aufgaben derTechniker der DEVK. Auf die Qualität der Ener-gieversorgung durch die Stadtwerke haben sie je-doch keinen Einfluss. Zudem liegt das USV-System nicht in ihrem Kompetenzbereich. DieAnalyse der SIMEAS R- Daten erfordert außer-dem viel Erfahrung, über die die DEVK nochnicht verfügt und sie aus Kostengründen auchnicht aufbauen möchte.

Deshalb wurde vereinbart, dass die ewz die Analy-se der SIMEAS R-Daten übernimmt. Die von derewz an die DEVK angebotene Dienstleistung führtzu einer wahren „WIN – WIN“ Situation, da jederPartner sich auf die eigenen Stärken konzentrierenkann. Nach der gemeinsam ausgearbeiteten Lö-sung holt die ewz die SIMEAS R-Daten über eineModemverbindung, während die DEVK die glei-chen Daten weiterhin über die Ethernet- Schnitt-

stelle holt und im eigenen PC speichert. Damitkonzentrieren sich die DEVK-Techniker auf dieschnellen Störungsklärungen, während die ewz diegenaue Ursachenanalyse durchführt. Die von derewz erstellten Berichte werden dann umgehendden DEVK Technikern zur Verfügung gestellt.Nach Aussage aller Beteiligten hat nur das Stör-schreibersystem „SIMEAS R + OSCOP P“ die not-wendigen technischen Voraussetzungen erfüllt.

� FazitMit SIMEAS R ist es gelungen, die permanenteElektrizitätsversorgung zu sichern. Damit istauch die Funktion des „Gehirns“ der DEVK,also der Datenbanken und des Rechenzentrums,gewährleistet und geschützt. Die Möglichkeitder Aufteilung der Aufgabengebiete nach Kom-petenzen bewirkte nicht nur eine schnelle undreibungslose Inbetriebnahme des Systems, son-dern verschafft der DEVK einen spürbarenKostenvorteil.

Bild 3Rechenzentrum der DEVK

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Power Quality

Flächendeckende Störwerterfassung mit moderns-ter Technik

�Das UnternehmenAls Energieversorger für den Großraum Nürnbergversorgt N-ERGIE als größter Energieversorgerder Region rund 650 000 Kunden mit elektrischerEnergie. Pro Jahr werden durchschnittlich 7 300Millionen kWh Strom in das über 7 500 km2 gro-ße Netzgebiet eingespeist.

�AusgangssituationFür eine sichere Netzführung brauchte N-ERGIEals Betreiber ihres Netzgebietes eine moderne undzugleich kostengünstige Erfassung der Störfälle.Da die bisher eingesetzten Papierschreiber nichtnur extrem wartungsintensiv waren, sondern aucheinen hohen Personaleinsatz erforderlich mach-ten, suchte N-ERGIE nach einem zukunftsweisen-den Störwerterfassungssystem. Dabei vertrautedas Unternehmen auf das Know-how und dieTechnologie von Siemens PTD Power Automati-on.

�Das KonzeptNur eine automatisierte Überwachung von Netz-betriebsmitteln kann Wartungsaufwand und Be-triebskosten effizient reduzieren. Um die Über-wachung der Spannungsqualität des gesamtenNetzgebietes zuverlässig sicherzustellen, setztN-ERGIE deshalb 48 digitale SIMEAS R-Stör-schreiber und 35 bisher im Einsatz befindlicheOSCILLOSTORE P531 Störschreiber im Mittel-und Hochspannungsnetz ein. Die moderne Re-gistriertechnik unterstützt zudem die Ursachen-forschung bei Störungen und Netzausfällen imEnergieversorgungsnetz.

�Die besonderen VorteileErkennung von NetzanomalienMit Hilfe der detaillierten Störfallaufzeichnungenkönnen jetzt auch bei komplizierten Fehlerbildernzusätzliche, wichtige Erkenntnisse über den Stör-verlauf gezogen werden. Dies ermöglicht eine ex-akte Ursachenforschung und damit die Grundlagefür eine effiziente Prävention.

Mit Sicherheit in die Zukunft

Bild 1 Netzgebiet der N-ERGIE

Unterstützung bei EntstörungInformationen aus dem Registriersystem unter-stützen die Experten für die Netzentstörung ge-zielt bei der Suche nach der Störstelle. Die schnelleLokalisation des Ortes und der Ursache trägt ent-scheidend dazu bei, Folgekosten zu senken.

LastprognosenDer Mittelwertschreiber wird genutzt, um Tages-,Wochen- und sogar Jahreslastkurven zu erstellen.Mit den daraus gewonnen Werten, lässt sich einedeutlich exaktere Prognose für die Zukunft erstel-len – und die ist bares Geld beim Stromeinkaufwert.



Power Quality

SchutzüberwachungGerade in älteren Umspannanlagen finden sichnoch Schutzrelais, die keine Störfallaufzeichnun-gen bieten oder nicht fernübertragbar sind. Infor-mationen über Ursache und Verlauf der Störunggehen hier völlig verloren. In diesem Fall könnendie Aufzeichnungen des SIMEAS R gleichzeitig ge-nutzt werden, um die einwandfreie Funktion derSchutzrelais zu überprüfen. Es kann festgestelltwerden, ob das Anregeverhalten der Schutzrelaisrichtig war und ob die geforderte Auslösezeit ein-gehalten wurde.

Die Auslagerung von Störschrieben insCOMTRADE-Format eröffnet zusätzliche Vorzü-ge: Mit diesem allgemeinen Standard können z.B.über eine Omicron Prüfeinrichtung weitere Un-tersuchungen durchgeführt werden. Die Analysenaus den Störschrieben liefern außerdem wichtigeErkenntnisse bei der Optimierung der Betriebs-mittel.

Die vier integrierten Schreiberfunktionen sowiedie dezentrale Datenhaltung beschleunigen imFehlerfall den Zugriff auf alle wesentlichen Daten.Nur der SIMEAS R bewältigt dabei so hohe Da-tenmengen durch sein Datenkompressionsverfah-ren. Dank der exzellenten Systemintegrität werdendie hohen Umgebungsanforderungen der Energie-versorgung stets berücksichtigt.

�Aus der PraxisIm Folgenden wird der Verlauf und die exakteFehlererkennung eines komplexen Störfalles dar-gestellt, der mit einem OSCILLOSTORE P531aufgezeichnet wurde. Ein 1-poliger Erdschluss aufL3 ging in einen 2-poligen Fehler zwischen L2 undL3 mit Erdberührung über:

Bild 2 Aufzeichnung eines komplexen Störfalls

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Power Quality


Vorgangsbeschreibung1. Vorgeschichte: 1-poliger Erdschluss auf L3, U3E

ist fast ganz zusammengebrochen, U1E und U2E

haben sich um das Wurzel-3fache auf ca.21,3 kV erhöht. Die Verlagerungsspannung UNE

ist auf 12,5 kV angestiegen.

2. Ein 2-poliger-Kurzschluss zwischen L2 und L3mit Erdberührung kommt dazu (ZeitpunktTriggerlinie Tr), Kurzschlussstrom ca. 4,7 kA.Sowohl der elektromechanische Distanzschutz(Überstromanregung) in dem betroffenen Ab-zweig im Feld 12, als auch der übergeordnete di-gitale Distanzschutz (Impedanzanregung) inder Trafoeinspeisung, Feld 10 regen an, sieheBinärspuren.Der Abzweigschutz löst in Schnellzeit aus (ca.140 ms) und macht eine Kurzunterbrechung(Dauer ca. 460 ms). Während dieser Zeit ist derKurzschlussstrom abgeschaltet und es fließt nurnoch der Betriebsstrom der restlichen Anlage(ca. 400 A).

3. Nach der Kurzunterbrechung (KU) wird auto-matisch zugeschaltet. Der Fehler steht aber nachwie vor an. Sowohl der Abzweigschutz als auchder übergeordnete Trafodistanzschutz regenwieder an (siehe Binärspuren).Dann wird in Schnellzeit (ca. 120 ms) definitivder Abzweig abgeschaltet (erfolglose KU), sieheBinärspur Schutz AUS der Ringleitung (RL).

Mit dieser Störfallaufzeichnung kann somit be-stens die Funktion des elektromechanischenSchutzes überprüft werden.

� Fazit:Die blitzschnelle Erkennung und Behebung vonStörfällen hat nicht nur die Zufriedenheit derEndverbraucher mit ihrem Stromversorger er-höht, sondern N-ERGIE auch Kosten gespart.Einzigartige Produktmerkmale wie die automa-tische Datenübertragung und Anlagenverwal-tung, die Vorteile einer hohen Abtastung undAuflösung sowie die bedienerfreundliche Soft-ware in hoher Qualität für Störschriebe habenihren Teil dazu beigetragen, den SIEMEAS R zueinem vollen Erfolg werden zu lassen. Das de-taillierte Know-how der Projektverantwortli-chen von Siemens hat die hohe Kundenzu-friedenheit abgerundet.

Bild 3 Beispiel eines Störschriebs

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Power Quality



Power Quality

Das Stör- und Netzqualitätsregistrierungssystembei der CFE

�Das UnternehmenDie Comisión Federal de Electricidad (CFE) istein staatliches Energieversorgungsunternehmen inMexiko. Es ist verantwortlich für die Erzeugung,Übertragung und Verteilung von elektrischerEnergie für über 21 Millionen Kunden. Darüberhinaus vergibt die CFE Energie an regionale Ener-gieverteilungsunternehmen, wie zum Beispiel dieLuz y Fuerza in Mexiko D.F.

Aufgrund von undefinierten Netzstörungen undGrenzwertverletzungen, betreibt die CFE ein um-fangreiches Netzqualitätssystem. Dieses erstrecktsich von der nördlichen Region „Baja California“bis zur südlichen Region „Peninsular“.

�Die AusgangssituationDie CFE verfügt aktuell über einen Gerätepoolvon 173 Störschreibern (SIMEAS R), 40 Stör-schreibersystemen (OSCILLOSTORE P531) und4 Datensammler (DAKON). Bisher wurden dieeingebauten Störschreiber im „Inselbetrieb“ be-trieben.

Diese Betriebsart setzt voraus, dass jeder CFE-Agent ein Notebook mit einer OSCOP P-Lizenzbesitzen muss. Das bedeutet viele Einzelplatzlizen-zen und damit hohe Kosten. Der Datentransfer er-folgt manuell und eine Datenfernübertragung istnicht gegeben.

Qualität im Netz

Bild 2 Überblick Regionen CFE mit installierter SIMEAS R - StörschreibernBild 3 Störschreiber im Inselbetrieb

Bild 1 Webseite der CFE Mexico

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OSCOP P



Power Quality

�Das KonzeptIn Zusammenarbeit mit der CFE und der SiemensRegionalgesellschaft in Mexiko wurde ein Konzepterarbeitet, mit dem die folgenden Kundenanfor-derungen erfüllt werden können:

� Schnellstmögliche Fehleranalyse

� Zentrale Datenverwaltung

� Zentrale Parametrierung

� Einbindung in die vorhandene Kommunika-tionsinfrastruktur

Die Forderung lautet, 16 analoge Kanäle (8U/8I)in einer Zentraleinheit zu installieren – eine durchden amerikanischen Wettbewerb geprägte Beson-derheit.

Automatische Sammlung und Weiterverarbeitungder DatenDie Störschriebe der analogen und binären Kanälewerden von den Störschreibern (SIMEAS R) inden einzelnen Anlagen aufgezeichnet und auto-matisch in einem Datenkonzentrator (DAKON)gesammelt und weiterverarbeitet.

Flexibel im ZugriffDer DAKON ist ein Industrie-PC, an dem mehre-re SIMEAS R und digitale Schutzgeräte ange-schlossen werden können. Die Verbindungzwischen den Störschreibern und dem DAKONerfolgt wahlweise über LWL oder LAN. Über denDAKON besteht außerdem die Möglichkeit, Re-mote-Zugriffe (regionale Auswertestationen) zuermöglichen.

Dieser Zugriff erfolgt in der Regel über die vomKunden zur Verfügung gestellte Kommunika-tionsinfrastruktur, in den meisten Fällen über einanaloges Telefonnetz (siehe Bild 4).

Zeitsynchronisierung über GPSMit dem DAKON wird über die Parametrierung(Software OSCOP P) definiert, welche Informa-tionen aus dem Störschreibergerät automatischübertragen werden sollen. Um die Daten, die vonverschiedenen Punkten erfasst wurden, eindeutigdem Störfall zuweisen zu können, ist eine Zeitsyn-chronisation notwendig. Die CFE hat sich ent-schlossen, eine Synchronisierung mittels GPS-Empfänger (Global Positioning System) zuinstallieren. Durch die hochgenaue Zeitsynchroni-sierung können die Aufzeichnungen der ange-schlossenen Störschreiber und Schutzgeräte vonunterschiedlichen Orten miteinander verglichenwerden.

Bild 4 Systemkonzept


Power Quality


�Die besonderen VorteileImmer flexibelDer SIMEAS R ist ein Multifunktionsschreiber mitden folgenden Grundfunktionalitäten:

� Störschreiber

� Leistungs-/Frequenzschreiber

� kontinuierlicher (digitaler oder Mittelwert)Schreiber

� Meldedrucker

� VDIP-Schreiber

Von diesen 5 Funktionalitäten benutzt die CFEhauptsächlich den Störschreiber.

Optionales ZusatzpaketAußerdem verfügt die CFE über ein optionales Zu-satzpaket für OSCOP P. Dieses Softwaremodul(DIAGNOSE) ermöglicht eine automatische Be-rechnung und Berichterstellung des Fehlerortes aufeiner Leitung.

� FazitDas Entscheidungskriterium der CFE war eindurchgängiges Störschreiberkonzept sowie diegute Erfahrungen mit Siemens Power Trans-mission and Distribution.

Bild 5 Beispiel eines Systemaufbaus für die Stationen Rio Bravo und Anáhuac



Power Quality



Geschäftsprozesse

Entwicklung von eProcurement – die elektronischeBeschaffung

�Das UnternehmenE.ON ist der weltweit größte private Energie-dienstleister mit einem Umsatz von mehr als46 Mrd EUR und rund 66 000 Mitarbeitern. DasUnternehmen hat sich klar auf seine Kernge-schäftsfelder Strom und Gas fokussiert. E.ONEnergie ist eines der größten Energiedienstlei-stungsunternehmen Europas, das in neun euro-päischen Ländern aktiv ist. 16 Mio. Kundenwerden jeden Tag von E.ON Energie unter ande-rem in den Niederlanden, Ungarn, der Slowakei,Tschechien, der Schweiz, Italien und Polen mitStrom und Gas versorgt.

�Die AusgangssituationDie Deregulierung – und verbunden damit die„Unbundling“-Aktivitäten – in der Energiewirt-schaft haben zu Verschiebungen in den Einkaufs-prozessen geführt (kleinere Einheiten, Netztren-nungen, usw.). Damit werden immer höhere An-forderungen an die Verfügbarkeit der elektrischenAnlagen gestellt (bei gleichzeitiger Verminderungdes Personals und des Lagerbestandes), d.h. dieschnelle Versorgung mit Ersatzteilen muss ge-währleistet werden.

�Das KonzeptAufgrund dieser Entwicklung ist die Optimierungder Beschaffungsprozesse in der Energiewirtschaftunabdingbar. Die konsequente Weiterentwick-lung der Internettechnologie und die kostengün-stige Vernetzung unterschiedlichster IT-Systemeund ERP-Firmenstandards (Enterprise ResourcePlanning) schaffen dafür die Voraussetzungen.Herkömmliche Beschaffungswege für Waren undDienstleistungen können so drastisch verkürztund Bestellkosten eingespart werden.

Bei diesen integrierten B-2-B (Business to Busi-ness) Lösungen steht die Optimierung der Bestell-abwicklung sowohl für den Besteller als auch fürden Lieferanten im Vordergrund. Der gesamteEinkaufsprozess erfolgt von der Planung über dieBeschaffung und die Bestellfreigabe bis hin zurAbrechnung automatisch über das Internet/Intranet.

Effizienz im Workflow –von Anfang an

Der Einsatz von internetbasierten Beschaffungslö-sungen wird vorwiegend durch die Bestellprozess-kosten, die Bestellfrequenz und die Zahl derangebundenen Lieferanten bestimmt. E.ON hatteden elektronischen Beschaffungsablauf für C-Arti-kel bereits in das SAP-System integriert und er-folgreich zur elektronischen Bestellung eingesetzt.Damit ließen sich der hohe Verwaltungsaufwandund die Einkaufskosten, die den eigentlichenWarenwert häufig übersteigen, deutlich mini-mieren.

Dieser Ansatz ist natürlich nicht nur auf klassischeC-Artikel beschränkt. Es lag also nahe, diesen Lö-sungsansatz auch auf weitere Bereiche auszudeh-nen, um eine Bedienungserleichterung für den„Endanwender“ im Einkauf und im Dienstleis-tungsbereich zu schaffen.

Die Voraussetzung zur Erweiterung dieses Lö-sungsansatzes ist die Bereitstellung und Integrati-on von elektronischen Produktkatalogen. DieHerausforderung zur elektronischen Integrationliegt hier im Detail. Denn gerade in der Energie-wirtschaft handelt es sich meist um komplexe Pro-dukte, die auf die jeweiligen Anforderungenabgestimmt und von einem Techniker für die un-terschiedlichen Einsatzbereiche spezifiziert bzw.konfiguriert werden. Bisher wurden die benötig-ten Produkte von der Technikabteilung aus demKatalog ausgewählt und in eigens erstellten Excel-Listen vermerkt. Erst dann erfolgte die Weitergabean den zuständigen Einkauf.

Die Geschäftsprozesse zwischen dem Unternehmen und seinen Lieferanten, Mitarbeitern und

Kunden sind effizient und zuverlässig zu unterstützen.

E-Business Lösungen basieren hauptsächlich auf der Optimierung dieses Beziehungsgeflechts.

Anbieter KundenManagement der Wertekette

E-Einkauf

("Buyside")

E-Commerce

("Sellside")

Beschaffung Logistik Entwicklung /

Produktion

Marketing /

Vertrieb

Service /

Kundenbetreuung

Unternehmensplanung und Prozesse

Bild 1 Beschaffungsprozesskette

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Geschäftsprozesse

Durch die Bereitstellung eines konfigurierbarenelektronischen Produktkataloges von SiemensPTD PA wurde die Voraussetzung geschaffen, diebereits erfolgreich eingesetzte elektronische Lö-sung für C-Artikel auch auf diese komplexen Pro-dukte auszuweiten. Die Zielsetzung von E.ON beider Produktkatalogintegration im SAP-Systemwar, alle Prozessschritte der Bestellung in das eige-ne E.ON SAP-System elektronisch zu integrierenund sowohl Medienbrüche (Produktkatalog, No-tizzettel, Excel-Listen, usw.) des Bestellvorgangsals auch manuelle Interaktionen auszuschließen.

�Die besonderen VorteileE-Collaboration: Besteller (Buy side) und Liefe-rant (Sell side) arbeiten durchgehend elektronischzusammen.

E.ON ist es nun in Zusammenarbeit mit SiemensPTD gelungen, ein E-Collaboration-System zwi-schen den Partnern zu etablieren. Dafür wurdenzwei Teams (Buy- and Sell side) gebildet, die engzusammenarbeiteten, um die Anforderungen desBestellers festzulegen und umzusetzen. Die Ver-bindung zwischen beiden Systemen wurde in kur-

zer Zeit realisiert und die Umsetzung der Lösungmit einem 4-wöchigen Testbetrieb im Januar 2004abgeschlossen.

Durch die Integration des Produktkataloges vonSiemens PTD werden die Beteiligten auf beidenSeiten entlastet und die Durchlaufzeiten bei Be-stellungen wesentlich verkürzt. Alle Prozesse rundum die Beschaffung werden nun elektronisch er-fasst. Die E.ON Mitarbeiter haben die Möglich-keit, die benötigten Artikel direkt von ihremSchreibtisch aus zu konfigurieren und einzukau-fen – ohne das interne SAP-System zu verlassen!

Den E.ON-Technikern stehen zudem sämtlicheInformationen für das gesamte Power Automati-on Produktportfolio elektronisch zur Verfügung.So können sie schon online die kundenspezifischeProduktzusammenstellung und Bestellung erledi-gen. Die notwendigen Genehmigungs- und Frei-gabefunktionen sind im System integriert underfolgen online um die notwendige Transparenzder Bestellvorgänge zu gewährleisten. LangwierigeAnmeldeprozeduren bei anderen Systemen undApplikationswechsel sind nicht notwendig. Eineverschlüsselte Verbindung sorgt für höchsteDatensicherheit.

Das besondere bei dieser Lösung ist der Austauschaktueller Informationen direkt über eine kosten-günstige Internet-Verbindung zwischen den beiPTD PA hinterlegten Produktstammdaten unddem installierten SAP Enterprise Buyer System.E.ON, als „Buyer“ in diesem System, hat über seinEinkaufssystem direkten Zugang zu den aktuellenPA-Produktinformationen, den Konfiguratoren,Zeichnungen, technischen Beschreibungen, denkundenspezifischen Preisen und den festgelegtenkaufmännischen Bedingungen. Alle relevanten In-formationen stehen dem Besteller somit rund umdie Uhr zur Verfügung.

Aufgrund der elektronischen Internetschnittstellezwischen dem SAP-System bei E.ON und der zer-tifizierten SAP-Schnittstelle im Siemens Systemerfolgt auch hier der Bestelleingang in elektroni-scher Form direkt im SAP-System und kann so-fort weiterverarbeitet werden. Ein weitererVorteil, der nicht nur zur Kostensenkung beiträgt,sondern auch Eingabefehler bei der Bestellüber-nahme minimiert und so den Bestellablauf zeitlichoptimiert.

Die gesamte Bestellprozesskette wird so schnitt-stellenfrei und elektronisch abgewickelt. Dadurchwird gleichzeitig die Komplexität der Produktaus-wahl und der zeitliche Aufwand stark minimiert.

Bild 3Integrierter BestellprozessBeschreibung, B2B Lösung

Bild 2SAP Einkaufsportal

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1. Öffnen des EBP

2. Suchen der Ware

3. Übergabe des erstellten

Einkaufskorbes an EBP

4. Bestellung des

Einkaufskorbes im EBP;

simultane Erfassung im SAP

5. Übertragung der

Bestelldaten

zum Lieferanten;

Übergabe dieser Daten

auch zurück an das EBP

6. Lieferung der Ware

7. Bestätigung des

Warenempfangs im EBP;


8. Abrechnung

Anforderer

Siemens PTD PA

Katalogserver(Concert)

Siemens

SAP-System(Lieferant)

LieferantAuftragseingang

Auslagerung

Lieferung

EBP*

SAP

Intranet

Internet

XML

Anmelden

Artikelsuche

Einkaufskorb

WE Bestätigen

BestellungWE Bestätigen

Belastung

Projekt

Bestellabwicklung

Abrechnung

Warenlieferung

1

2 3

8

5

7 47

6

* Enterprise Buyer Professional

E.ON

SAP-System1. Öffnen des EBP

2. Suchen der Ware

3. Übergabe des erstellten

Einkaufskorbes an EBP

4. Bestellung des

Einkaufskorbes im EBP;


5. Übertragung der

Bestelldaten

zum Lieferanten;

Übergabe dieser Daten

auch zurück an das EBP

6. Lieferung der Ware

7. Bestätigung des

Warenempfangs im EBP;


8. Abrechnung

Anforderer

Siemens PTD PA

Katalogserver(Concert)

Siemens

SAP-System(Lieferant)

LieferantAuftragseingang

Auslagerung

Lieferung

EBP*

SAP

Intranet

Internet

XML

Anmelden

Artikelsuche

Einkaufskorb

WE Bestätigen

BestellungWE Bestätigen

Belastung

Projekt

Bestellabwicklung

Abrechnung

Warenlieferung

1

2 3

8

5

7 47

6

* Enterprise Buyer Professional

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Geschäftsprozesse

�Gutschriftverfahren statt RechnungsverfahrenDas gleiche Ziel der Aufwandsminimierung ver-folgt E.ON mit der Abwicklung der B-2-B-Bestel-lungen im Gutschriftverfahren. Hierbei wird einbestimmtes Budget als Rahmen für die von Auf-traggeberseite zu tätigenden Bestellungen mit demLieferanten festgelegt. Das Besondere dabei ist,dass nicht der Kunde, sondern Siemens den Bud-getrahmen überwacht und E.ON informiert, wenndas festgelegte Budget erreicht wurde. Die Budget-überwachung liegt somit beim Lieferanten. FürSiemens wird der zu erwartende Bestellumfang,bezogen auf einen bestimmten Zeitraum, transpa-rent.

� FazitEntscheidendes Argument für die Integrationdes PTD Produktkataloges war die Möglichkeit,nicht nur statische Produktangaben zu integrie-ren, sondern durch aktive Interaktion die ge-wünschten Produkte auf die spezifischenAnforderungen zu konfigurieren. Dem Bestellerwird die getroffene Auswahl mit den vereinbar-ten Preisen unmittelbar im SAP-System ange-zeigt und direkt online weiterverarbeitet. Damiterhält der Projektverantwortliche bereits zumZeitpunkt der Produktauswahl eine genaueÜbersicht des benötigen Budgets. Ein entschei-dender Vorteil wenn es gilt, nicht nur die Ver-fügbarkeit der elektrischen Anlagen, sondernauch eine Übersicht des Budgets zu gewährleis-ten.

Dank des Systems ist E.ON nun in der Lage diebenötigten SIPROTEC-Schutzgeräte online ausdem eigenen SAP-System mit den jeweils aktu-ellen Daten zu bestellen. Das Unternehmenrechnet mit signifikanten Einsparungen durchden vereinfachten Bestellprozess. In der Einfüh-rungsphase hat E.ON die interne Freigabegren-ze im SAP-System noch auf einen Bestellwertvon 10 000,- EURO fixiert. Diese Grenze ist in-dividuell einstellbar und wird in Kürze erwei-tert. Das Ziel ist es, alle E.ON-Bestellungen anSiemens Power Automation elektronisch abzu-wickeln.

Da hier noch keine Erfahrungswerte vorliegen,ist das Einsparungspotential nur durch andereB-2-B Prozesse zu belegen. Hier liegen die Ein-sparungen bei den durchzuführenden Transak-tionen bei einer Größenordnung von 15 % -20 %.

Die Vorteile auf Kunden- wie Lieferantenseiteliegen in der optimierten Bestellprozessabwick-lung. Insbesondere durch:

PTD PA Produktinformation

� Bewertbare Prozessverbesserungen

� Aktualität der Informationen

� Pflege auf Lieferantenseite

� Keine Wartezeiten bei Produktinformation,-auswahl und Preisen

� Darstellung des kompletten Angebotsspek-trums

Damit erhält E.ON alle Informationen, um diebenötigten Produkte im Einkaufssystem, ohnedies zu verlassen oder in andere Applikationenzu wechseln nach den jeweiligen Wünschen zukonfigurieren und die komplette Bestellung di-rekt im SAP-System mit den vereinbarten Be-dingungen online abzusetzen.

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Bild 5 SAP Einkaufsportal, WarenkorbfunktionLS

P254

3.ti

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92

Europe

AustriaSiemens AG ÖsterreichSiemensstr. 90 - 921211 WienPhone: +43-5-1707-23252Fax: +43-5-1707-53075

BelgiumSiemens N. V.Demeurslaan 132B-1654 HuizigenPhone: +32-2-536-7789Fax: +32-2-536-6900

Czech RepublicSiemens s. r. o.Evropska 33aCZ-160 00 PrahaPhone: +420-2-3303 2132Fax: +420-2-3303 2190

DenmarkSiemens A / SBorupvang 3DK-2750 BallerupPhone: +45-4477 4820Fax: +45-4477 4034

FinlandSiemens OsakeyhtiöMajurinkatu 6FIN-02600 EspooPhone: +358-10-511 3094Fax: +358-10-511 3770

FranceSiemens S. A.. S.9, rue du Docteur FinotF 93527 Saint Denis, Cedex 2Phone: +33-1-4922 3972Fax: +33-1-4922 3090

GreeceSiemens A. E.Artemidos 8GR-151 10 Amaroussio/AthenPhone: +30-210-6864 717Fax: +30-210-6864 536

Siemens A.E. NorthGeorgikis Scholis 89GR-54110 ThessalonikiPhone: +30-2310-479 217Fax: +30-2310-479 265

ItalySiemens S.p. A.Via Vipiteno 4I-20 128 MilanoPhone: +39-02-6676 2391Fax: +39-02-6676 2213

IrelandSiemens Ltd.Leeson CloseDublin 2Phone: +353-1-216 2425Fax: +353-1-216 2458

NetherlandsSiemens Nederland N.V.Prinses Beatrixlaan 262595 AL Den HaagPhone: +31-70-333 3126Fax: +31-70-333 3225

NorwaySiemens A / SOstre Aker vei 90N-0518 OsloPhone: +47-22-633 375Fax: +47-22-633 796

PolandSiemens Sp.z.o.o. Northul. Zupnicza 11PL-03-821 WarszawaPhone: +48-22-870 9127Fax: +48-22-870 8627

Siemens Sp.z.o.o. Southul. Gawronow 22PL-40-533 KatowicePhone: +48-32-2084153Fax: +48-32-2084259

PortugalSiemens S. A..Rua Irmaos Siemens, 1- AlfagideP-2720 093 AmadoraPhone: +351-21-417 8361Fax: +351-21-417 8071

SloveniaBranch office: Siemens Austria

SpainSiemens S.A.Ronda de Europa 5E 28 760 Tres Cantos (Madrid)Phone: +34-91-514 7561Fax: +34-91-514 4730

SwitzerlandSiemens-Schweiz AGFreilagerstr. 28CH-8047 ZürichPhone: +41-1-585-586645Fax: +41-1-585-544755

TurkeySiemens Sanayi ve Ticaret ASYakacik Yolu No: 111, Kartal34870 Istanbul-TurkeyPhone: +90-216-459 2721Fax: +90-216-459 2682

HungarySiemens Rt.Gizella út 51-57H-1143 BudapestPhone: +36-1-471 1686Fax: +36-1-471 1622

United KingdomSiemens plcSir William Siemens HousePrincess RoadManchester M20 2URPhone: +44-161-446 5119Fax: +44-161-446 6476

Africa

EgyptSiemens Ltd.Cairo, P.O.Box 775 / 1151155 El Nakhil andEl-Aenab St.El-Mohandessin, GizaPhone: +20-2-333 3644,Fax: +20-2-333 3608

MoroccoSiemens S. A.Km 1, Route de RabatAin-Sebâa20250 CasablancaPhone: +212-22-351 025Fax: +212-22-340 151

NigeriaSiemens Ltd.,98/100, Oshodi /Apapa ExpresswayLagosPhone: +234-1-4500 137Fax: +234-9-523 6133

South AfricaSiemens Ltd.,300 Janadel AvenuePrivate Bag X71Halfway House 1685Phone: +27-11-652 2287Fax: +27-11-652 2497

Australia

Siemens Ltd., PT & DMelbourn Head Office885 Mountain HighwayBayswater VIC 3153Phone: +61-3-9721 2819Fax: +61-3-9721 7328

North America

USASiemens PT&D, Inc.7000 Siemens Rd.Wendell , NC 27591-8309Phone: +1 800 347 6657

+1-919-365 2196Fax: +1-919-365 2552Internet: www.siemenstd.com

Central America

Costa RicaSiemens S.A.,P.O.Box 10022-1000La Uruca200 Este de la PlazaSan JoséPhone: +506-287 5120Fax: +506-233 5244

MexicoSiemens S.A. DE C.V.Poniente 116 No. 590Col. Ind. VallejoDelegación Azcapotzalco02300 Mexico D.F.Phone: +52-5-328 5336Fax: +52-5-328 5324

South America

ArgentinaSiemens S.A.Julio A. Roca 516Capital FederalC1067ABN Buenos AiresPhone: +54-11-4738 7194Fax: +54-11-4738 7319

BrazilSiemens Ltda.Av. Mutinga, 380005110-901 São Paulo -SPPhone: +55-11-39083 911Fax: +55-11-39083 988

ColumbiaSiemens S.A., GDHSantafe de Bogota,D.C.Carrera 65 No. 11-83Apartado 8 01 50ConmutaSantafé de Bogotá 6Phone: +57-1-294 2272Fax: +57-1-294 2500

VenezuelaSiemens S.A.,Avenida Don Diego Cisneros/Urbanización Los RuicesCaracas 1071Phone: +58-212-203 8755Fax: +58-212-203 8613

Asia

ChinaSiemens Ltd., PT & DNo. 7, Wangjing ZhonghuanNanlu, Chaoyang DistrictBeijing, 100015Phone: +86-10-6472 1888

ext. 3149Fax: +86-10-6472 1464

Hong KongSiemens Ltd., PTD58/F Central Plaza18 Harbour RoadWanchai, Hong KongPhone: +852-25 83 3362Fax: + 852-28 02 9908

IndiaSiemens Ltd., PTD6A Maruti Industrial AreaSector-18Haryana 122 015 / GurgaonPhone: +91-124-634 9359

ext. 2100Fax: +91-124-634 6431

IndonesiaP.T. Siemens IndonesiaJl. Jend. A. Yani Kav. B 67-68Pulo MasJakarta 13210Phone: +62-21-472 9153Fax: +62-21-472 15055,

472 9 201

KoreaSiemens Ltd6th Floor Asia Tower Bldg726, Yeoksam-dong,Kangnam-guSeoul 135-719, KoreaPhone: +82-2-52 77 805Fax: +82 2 52 77 889

MalaysiaSiemensElectrical Engineering Sdn Bhd13th Floor, CP Tower11 Section 16/11, JalanDamansara46350 Petaling JayaSelangor Darul EhsanPhone: +60-3-7952 5324

(direct)Phone: +60-3-7952 5555

(switchb.)Fax: +60-3-7957 0380

PakistanSiemens Pakistan EngineeringCo.Ltd PT&DB-72, Estate Avenue,S.I.T.E.LKarachi 75700, PakistanPhone: +92-21-2566 213Fax: +92-21-2566 215

PhilippinesSiemens Inc., PT & D14 F Centerpoint Bldg.Julia Vargas AvenueOrtigas, Pasig City 1605Phone.: +63-2-637 0900Fax.: +63-2-633 5592

SingaporePower Automation28 Ayer Rajah Crecent05-02/03Singapore 139959Phone.: +65-6872 2688Fax: +65-6872 3692

TaiwanSiemens Ltd., PT & D Dept.13, Yuan Qu StreetNan Gang District, 8F-1115 Taipei, Taiwan R.O.C.Phone.: +886-2-2376 1829Fax: +886-2-2378 6430

ThailandSiemens Limited, PTDCharn Issara Tower II, 25ndFloor2922/283 New Petchburi RoadBangkapi, Huay KwangBangkok 10310Phone.: +66-2-715-4771Fax: +66-2-715-4701

VietnamSiemens AGRepresentationThe Landmark Building, 2ndFloor5B Ton Duc Thang Str.District 1Ho Chi Minh CityPhone.: +84-8-825 1900Fax: +84-8-825 1580

Middle East

IranSiemens Sherkate Sahami(Khass) (SSSK)Siemens HouseAvenue Ayatollah Taleghani 32Teheran 15Phone: +98-21-614 1Fax: +98-21-614 2294

KuwaitNational & German Electrical &Electronic Services CompanyGulf Investment Corporation(GIC) BuildingAl-Mubarak St., Block – 41st & 2nd Floor32041 SharqPhone: +965-241-8888Fax: +965-246 3222

United Arab EmiratesSiemens Resident EngineersAl Moosa Tower, 21st FloorSheikh Zayed RoadDubaiPhone: +971-4-331 9578Fax: +971-4-331 9547

Siemens Resident EngineersHamdan StreetP.O. Box 732Abu DhabiPhone: +971 2 626 2800Fax: +971 2 626 9871

Saudi ArabiaSiemens Ltd PT&DJeddah Head OfficeP.O. Box 462121412 JeddahPhone: +966-2-665 8420Fax: +966-2-665 8490

+966-2-663 0894

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