Ausgabe 1 2022 Magazin Entdecken Sie DAS OMICRON Customer Care Center
OMICRON electronics GmbH, Oberes Ried 1, 6833 Klaus (AT) OMICRON electronics GmbH up! consulting, Ruggell (FL) OMICRON electronics GmbH, PG&E (S. 4, 22–25), Kraftdiagnos (S. 14–16), Polskie Sieci Elektroenergetyczne (S. 17), iStock.com (S. 30–33), IEEE Smart Village (S. 26), Qirion (S. 27–29), LEAG (S. 30), Vattenfall (S. 30), Siemens Energy (S. 34–35), Tech West Power (S. 36) magazine@omicronenergy.com Herausgeber Verantwortlich für den Inhalt Redaktion und Umsetzung Bildnachweis E-mail an die Redaktion Liebe Leser:innen, OMICRON hat es sich schon vor Jahren auf die Fahne geschrieben, das Bewusstsein für Themen wie Geschlechtervielfalt und Inklusion zu schärfen. Wir möchten dies auf ganz vielen Gebieten tun. Eines davon, und eines mit einer großen Auswirkung auf uns alle, ist die Verwendung in unserer Sprache. Wir laden Sie ein, mit uns zusammen den Weg hin zu einer geschlechtersensiblen Sprache zu gehen. Dies ist die erste Ausgabe des OMICRON Magazins in geschlechter-sensibler und -inklusiver Sprache – und viele weitere werden folgen. Da wir gerade beim Thema Diversität sind: In der Rubrik „Standpunkt“ berichten zwei Frauen über ihre berufliche und deren berufliche Entwicklung in der Elektrotechnik. Auf Seite 26 lesen Sie, was ihre Leidenschaft für ihren Beruf ausmacht und wie sie Ingenieur:in geworden sind. Getrieben von unserer Leidenschaft für Energietechnik haben wir uns einen Traum erfüllt. Wir nehmen Sie mit in unser neues OMICRON Customer Care Center (OCC) in Klaus (Österreich) wo wir einen „Spielplatz für Energietechniker:innen“ geschaffen haben. Unser Showroom bietet zahlreiche Möglichkeiten für die physische und online Demonstration von Produkten, für Schulungen, für Firmenbesichtigungen und für Veranstaltungen – ein einzigartiges Erlebnis für unsere Kund:innen weltweit. (Seite 6) Auf Seite 22 können Sie mit uns zu einem Gespräch mit Justin Henson nach Kalifornien, USA reisen. Er erklärt, wie seine Firma PG&E in Prüfausrüstung investiert und Mitarbeiter:innen im Umgang mit Prüfequipment und Betriebsmitteln schult um so Waldbrände vermeiden zu können. Außerdem spricht Justin über seine Tätigkeit und seine Aufgaben als Verteilnetztechnik-Spezialist. Des Weiteren dürfen wir vorstellen: UHF 800 – unsere neueste, tragbare Lösung für die Offline- und Online- Messung von Teilentladungen im ultrahohen Frequenzbereich von 100 bis 2000MHz an gasisolierten Schaltanlagen und Leitungen, ölgefüllten Leistungstransformatoren und Endverschlüssen von Hochspannungskabeln. (Seite 12) Das Warten hat sich gelohnt. In dieser Ausgabe finden Sie Teil 2 des Artikels „Hochfahrnetze als Alternative zum schnellen Netzwiederaufbau“. Auf Seite 30 erfahren Sie mehr über die Durchführung des Versuchs und die Erkenntnisse, die aus ihm gewonnen wurden. Wenn Sie Feedback zu dieser Ausgabe geben möchten, lassen Sie es mich gerne wissen – ich freue mich darauf, von Ihnen zu hören. Viel Spaß beim Lesen! Lia Thum OMICRON Magazine Project Lead 2
Magazin | Ausgabe 1 2022 carpe diem-Magazin – Ausgabe 01/22 »Machen ist wie Wollen – nur besser.« 3
Wie kam es, dass Sie Ingenieur:in geworden sind? Wiedereinschaltvorrichtungen zur Verringerung der Waldbrandgefahr 26 22 UHF-Messungen als sensible Methode für die TE-Prüfung Ein Spielplatz für Energietechniker:innen 6 12 Inhalt 4
Magazin | Ausgabe 1 2022 NEUIGKEITEN 20 TESTRANO 600: Was gibt es Neues? Hören Sie auf ihren Laststufenschalter REGIONAL 34 Rückblick Marko Ruotsalainen über seine Zeit als OMICRON Sales Partner in Finnland Hintergrund 6 Ein Spielplatz für Energietechniker:innen Entdecken Sie unser OMICRON Customer Care Center (OCC) in Klaus, Österreich 26 Standpunkte Wie kam es, dass Sie Ingenieur:in geworden sind, und was liegt Ihnen bei Ihrer täglichen Arbeit ganz besonders am Herzen? Produkte und Technologie 10 IEC 61850 – Geschichte und neueste Entwicklungen Im Dienste der praktischen Anwendung von Sampled Values 12 UHF-Messungen als sensible Methode für die TE-Prüfung Unser neues System UHF 800 bietet einen optimalen Signal-Störabstand für zuverlässige UHF-Teilentladungsprüfungen Kundenberichte 14 CPC 100 + CP CU1: zum Schutz von Mensch und Betriebsmittel Gustav Lundqvist von Kraftdiagnos erzählt, wie er mit seinem Team Berührungsspannungen an Stromleitungen misst 17 RelaySimTest vereinfacht entscheidende Aspekte bei der Schutzprüfung Was bei Vor-Ort-Prüfungen wirklich wichtig ist 22 Wiedereinschaltvorrichtungen zur Verringerung der Waldbrandgefahr Dennoch geht es um mehr als Investitionen in Prüfmittel 27 100 Jahre Erfahrung bei der Prüfung von Leistungsschaltern Qirion ist Power-User von CIBANO 500 30 Fit für den Ernstfall Hochfahrnetze als Alternative zum schnellen Netzwiederaufbau 36 SAA2 – Kleines Zubehör mit großer Wirkung Warum Sicherheitsausrüstung beim Prüfen so wichtig ist Veranstaltungen 40 Wir bleiben in Kontakt 5
Transformatoren, Mittel- und Hochspannungsschaltfelder, Kabeltrommeln, Messwandler, Schutzschränke uvm. – Betriebsmittel, soweit das Auge reicht. Die Halle wirkt ein wenig wie ein Indoor-Spielplatz: „Ein Spielplatz für alle Enthusiast:innen der elektrischen Energietechnik“ sagt Friedrich Almer, Project Lead und Application Engineer bei OMICRON, und lacht. Er steht im Showroom, dem Herzstück des neuen OMICRON Customer Care Centers in Klaus. In den vergangenen Monaten hat Friedrich mit einem breit aufgestellten Projektteam dafür gesorgt, dass hier auf 750m2 alles geboten wird, was das Energietechniker:innenherz höherschlagen lässt: Rotierende Maschinen und Transformatoren, Schutz- und Leittechnik inkl. IEC 61850. Auch intelligente Ortsnetzstationen und komplette Mittel- und Hochspannungsschaltfelder sind im Showroom zu finden – dazu unser gesamtes Angebot an Prüf- und Diagnoselösungen in Kombination mit jeder Menge Expert:innenwissen. Nur einen Steinwurf vom OMICRON Development Center (ODC) entfernt konnten wir im Frühjahr 2020 ein leerstehendes Firmengebäude übernehmen. Mit einigen Adaptierungen ist daraus nun das OMICRON Customer Care Center entstanden. Die Vision: Einen Ort zu schaffen, der den Wissensaustausch und die Kommunikation mit unseren Kund:innen bestmöglich fördert und einfache und effiziente Möglichkeiten für optimalen Support schafft. Der Showroom bietet zahlreiche neue Wege für Produktdemonstrationen, Trainings, Firmenführungen und Events und damit ein ganz besonderes Online- und VorOrt-Erlebnis für für unsere Kund:innen auf der ganzen Welt. „Alle Teilnehmer:innen stehen in der ersten Reihe“ Im Oktober 2020 hat die erste virtuelle Live-Demonstration im Showroom stattgefunden. Ein Kunde aus den USA hatte ein Startup-Training für eine 70 kV Serienresonanzquelle für Kabel- und Schaltanlagenprüfung angefragt. „Zu diesem Zeitpunkt war Reisen nicht möglich, also mussten wir das virtuell lösen. Ich war erst nicht sicher, ob das tatsächlich klappt”, sagt Bernhard EIN SPIELPLATZ FÜR ENERGIETECHNIKER:INNEN Entdecken Sie unser OMICRON Customer Care Center (OCC) in Klaus, Österreich 6
Magazin | Ausgabe 1 2022 »Alle Teilnehmer:innen stehen in der ersten Reihe.« Bernhard Engstler, Application Engineer, OMICRON »Unsere Kund:innen arbeiten an realen Betriebmitteln.« Julia Steinhauser, Event Marketing Specialist, OMICRON 7
Engstler, Application Engineer bei OMICRON. Es hat geklappt – viel besser als erwartet. „Nach zahlreichen Demos, Trainings und Eventsessions kann ich mittlerweile sagen: Wir nehmen hier eine absolute Vorreiterrolle ein.“ Bei Bernhards erster Live-Demonstration war noch Unterstützung beim Umschalten der Kameraeinstellungen gefragt, um das Startup-Training optimal zu übertragen. Das ist mittlerweile Geschichte: Friedrich hat mit den Kolleg:innen aus der IT ein ausgeklügeltes Videosystem zusammengestellt, das bei virtuellen Trainings und Demos alle Teilnehmer:innen in die erste Reihe holt. Zwei Kameras ermöglichen unterschiedliche Blickwinkel und genaue Detailansichten – sogar die Messwerte auf den Displays der Geräte lassen sich dabei ablesen. „Mit der ‚Side-by-Side‘- Ansicht können wir außerdem in einem Fenster den physischen Testvorgang zeigen, im anderen die Software dazuschalten“, erklärt Bernhard. „Bei einem realen Training ist es viel schwieriger, 10 Leute gleichzeitig einen Blick auf den Laptop werfen zu lassen.“ Training an realen Betriebsmitteln Die meisten virtuellen Trainings, Demonstrationen und Webinare werden auch aufgezeichnet und die Aufnahmen den Teilnehmer:innen zur Verfügung gestellt. Sie können sich die Inhalte nochmals in Ruhe anschauen und die Trainingsinhalte nachstellen – viele Fragen tauchen erst auf, wenn sie die Geräte selbst benutzen. Natürlich ist der Showroom auch für Trainings vor Ort konzipiert: Für den Theorieteil stehen eigene Trainingsräume zur Verfügung, für die Praxis geht es ab „ins Feld“ in eine der zahlreichen Applikationsinseln. „Der Showroom bietet uns verschiedenste Trainingsmöglichkeiten in nur einem Raum“, sagt Julia Steinhauser, Event Marketing Specialist bei OMICRON. Sie betreut unter anderem Trainings am Standort Klaus. „Unsere Kund:innen arbeiten dabei nicht an Simulatoren, sondern an realen Betriebsmitteln. Das trägt viel zur Qualität der Trainings bei. Außerdem profitieren unsere Kund:innen von den Synergieeffekten zwischen der breiten Produktpalette und allen Betriebsmitteln, die sie hier vorfinden”, ist Julia überzeugt. Kund:innensupport in Echtzeit „Alle technischen Supportteams werden künftig im OCC arbeiten“, sagt Verena Rein, Regional Marketing Communications Manager bei OMICRON. „Unsere Application Engineers und unser Technical Support können sich hier innerhalb weniger Minuten direkt auf die unterschiedlichen Betriebsmittel zuschalten.“ Damit schaffen wir nicht nur bei Supportanfragen einen echten Nutzen für unsere Kund:innen, sondern auch bei Produktdemonstrationen. „Unser Vertriebsteam kann Kund:innen vor Ort besuchen und sich mit ihnen direkt in den Showroom zu den entsprechenden Betriebsmitteln und Expert:innen verbinden. Der Vorteil für unsere Kund:innen: Sie müssen für Demonstrationen ihre Anlagen nicht abschalten, sondern können sich alles über einen Bildschirm live aus dem Showroom ansehen“, erklärt Verena. Verena ist unter anderem für das Produktmarketing in der CEU-Region verantwortlich, sie organisiert mit ihrem Team auch zahlreiche Veranstaltungen wie etwa das OMICRON Diagnoseforum. „Einige unserer Kund:innen konnten den Showroom dabei bereits virtuell erleben: Rund 400 deutschsprachige und 300 englischsprachige Teilnehmer:innen aus der ganzen Welt haben sich dieses Jahr zu den Sessions über Trends und Herausforderungen in der Welt der Diagnostik zugeschalten, die Resonanz war riesig. Einen Teil dieser Sessions haben wir aus dem Showroom übertragen. Unser Ziel ist es, ihn künftig auch für physische Großevents zu nutzen.“ Zeit und Möglichkeiten fürs Experimentieren „Hier im Showroom können wir experimentieren und eine Vielzahl an Dingen ausprobieren. Wir haben die Möglichkeit, Erfahrungen zu sammeln, die unsere Kund:innen nicht so einfach machen können. Das sind riesige Vorteile“, sagt Bernhard. „Aber es ist natürlich auch wichtig, dass wir weiterhin draußen bei unseren Kund:innen sind“, fügt er hinzu. „Nur so können wir unsere Vor-Ort-Erfahrungen in den Showroom im OCC einbringen.“ Wir hoffen, dass wir Sie in Kürze virtuell oder persönlich in unserem Showroom begrüßen dürfen. 8
Magazin | Ausgabe 1 2022 »Alle technischen Supportteams werden künftig im OCC arbeiten.« Verena Rein, Regional Marketing Communications Manager, OMICRON »Ein Spielplatz für alle Enthusiast:innen der elektrischen Energietechnik.« Friedrich Almer, Project Lead und Application Engineer, OMICRON 9
Kannst du uns etwas über die Anfänge des Sampled-Values-Protokolls erzählen? Fred: Die Geschichte von Sampled Values reicht mehr als 20 Jahre zurück. ABB hat schon vor dem Jahr 2000 Hochspannungsschaltanlagen für Powerlink Queensland, Australien mit eigener Sampled-Values-Technologie gebaut. Vor etwa zehn Jahren wurden diese Systeme mit IEC-61850-Technologie aufgerüstet. Wie kam es dazu, dass OMICRON in die Entwicklung von Sampled Values einbezogen wurde? 2001 trafen sich Arbeitsgruppen der Technischen Komitees der International Electrotechnical Commission (IEC) im damals neu eröffneten OMICRON Development Center in Klaus, Österreich. Dabei wurden die Entwürfe für IEC 61850-9-1 und IEC 61850-9-2 erörtert und es wurde über das Thema GOOSE-Meldungen gesprochen. Uns war sofort klar, wie wichtig diese Protokolle zukünftig für Schutzanwendungen sein werden. Hinzu kam, dass die meisten unserer Kund:innen zu dieser Zeit im Bereich Schutz tätig waren und wir an diesem Thema dranbleiben wollten. Ich bin dann Mitglied in dieser Arbeitsgruppe geworden, um Möglichkeiten zu finden, wie wir diese Protokolle unterstützen können. Wann fanden die ersten Implementierungen statt? Die ersten Sampled-Values-Prototypen wurden 2004 während der CIGRE-Messe in Frankreich am Stand der UCA International User Group präsentiert. Auf der CIGRE-Tagung 2006 gab es eine Demonstration der Interoperabilität von Sampled Values mit Produkten von vier Anbietern, mit der gezeigt wurde, dass Sampled Values auch in Systemen mit Komponenten verschiedener Anbieter funktionieren. Diese frühen Prototypen und Implementierungen haben viele Erkenntnisse erbracht. Eine wesentliche Folge davon war die Freigabe der SampledValues-Funktionen für CMC-Prüfgeräte im Jahr 2008. Dennoch geriet das ganze Thema irgendwie ins Stocken. Was war passiert? Es gab Hindernisse, die noch nicht beseitigt worden waren. So war beispielsweise die 2003 gewählte Methode zur Zeitsynchronisation recht umständlich, und es fehlten noch geeignete Mechanismen für die Netzwerkredundanz. Diese Lücke wurde in der Zwischenzeit durch die Zeitsynchronisation über PTP (IEEE 1588) und die Entwicklung von Redundanzarchitekturen wie PRP und HSR (IEC 62439-3) geschlossen. Heute verfügen wir über alles, was für eine vollständige Implementierung digitaler Schaltanlagen erforderlich ist. Im Dienste der praktischen Anwendung von Sampled Values IEC 61850 – Geschichte und neueste Entwicklungen Das IEC-61850-Protokoll „Sampled Values“ findet zwar immer breitere Anwendung, aber es gibt doch immer noch den einen oder anderen Punkt, der viele Anwender:innen zögern lässt. Wer sich heute mit Schutztechnik beschäftigt, braucht inzwischen keine Kristallkugel mehr, um zu wissen, dass zukünftig niemand mehr an diesem Thema vorbeikommt. Fred Steinhauser, unser Fachmann für IEC 61850 und digitale Schaltanlagen, war an einigen Meilensteine des Protokolls beteiligt und ist überzeugt davon, dass alles dafür spricht, diesem Thema mit Zuversicht und Neugier zu begegnen. 10
Magazin | Ausgabe 1 2022 Wie wurden diese Erkenntnisse in praktische Prüfwerkzeuge umgesetzt? Schutztechniker:innen waren zwar die ersten, die Unterstützung bei Schutzprüfungen verlangten, dennoch hatten sie selbst keine Erfahrungen mit den neuen Protokollen und konnten uns daher nicht sagen, was sie brauchten. Wir mussten die Anwendungsfälle vorhersehen und uns dazu in unsere Kund:innen hineinversetzen. Im Ergebnis waren die CMC-Prüfgeräte und Test Universe die ersten Produkte, die Sampled Values unterstützen. Inzwischen arbeitet auch RelaySimTest, unsere Software für systembasierte Prüfungen, mit Sampled Values. Und das Messsystem DANEO 400 wurde zu einem, in fast jeder digitalen Schaltanlage eingesetzen, Kommunikations- und Prozessbus-Signalanalysator. Was sind die neuesten Ergänzungen im Bereich Sampled Values? Unterm Strich gibt es nichts, das komplett neu ist. Größtenteils werden jetzt bereits in der Norm IEC 61850 beschriebene Optionen angewendet, die bisher ungenutzt geblieben waren. Die Implementierungsrichtlinie „9-2LE“ hat uns einige solide Definitionen an die Hand gegeben, die der Benutzungsfreundlichkeit und Interoperabilität zugutekommen. In ihr wurde für das Dataset ein festes Layout festgelegt, und dass nur definierte optionale Felder verwendet werden dürfen. Das war für die Implementierungen in der Vergangenheit sehr hilfreich, auch wenn noch nicht alle den Wert dieser Festlegung erkannten. Bei den kommenden konfigurierbaren Varianten in Test Universe und RelaySimTest müssen die Anwender:innen selbst konfigurieren und überprüfen, was bisher implizit vorgegeben war. Was hat diese neuen Entwicklungen ausgelöst? Erstens gab es ein Potential die Dinge zu straffen, indem Konfigurationen anwendungsspezifisch gemacht werden. Zweitens gab es einige zusätzliche Details, um die wir uns kümmern mussten, wie z. B. eine vernünftige Zeitsynchronisation. IEC 61869-9 schlägt vor, konfigurierbare Datasets zu verwenden. Eine weitere Änderung ist die Definition und praktische Anwendung zusätzlicher optionaler Felder in den Editionen 2.0 und 2.1 von IEC 61850-9-2. Diese neuen Optionen werden jetzt von RelaySimTest 4.00 und Test Universe 4.30 unterstützt und können damit bereits heute verwendet werden. Vielen Dank für das Gespräch. »Wir mussten die Anwendungsfälle vorhersehen und uns dazu in unsere Kund:innen hineinversetzen.« Fred Steinhauser, Digital Substation Evangelist, OMICRON 11
Teilentladungsprüfungen sind ein hochwirksames Mittel, um den Zustand der Isolierung von Mittel- und Hochspannungsgeräten bestimmen und kritische Mängel erkennen zu können. Konventionelle Vor-Ort-Messungen der Teilentladung (TE), z. B. in der, von der Norm IEC 60270 vorgeschriebenen Form, werden häufig durch Umgebungsrauschen beeinträchtigt. Messalternative für Umgebungen mit starkem Rauschen Eine zuverlässige Alternative zu den konventionellen Messungen sind sensible TE-Messungen im UHF-Bereich, also im Bereich ultrahoher Frequenzen von 100 bis 2 000MHz. Diese Messungen eignen sich besonders für die TE-Prüfung von gasisolierten Schaltanlagen und Leitungen, ölgefüllten Leistungstransformatoren und Endverschlüssen von Hochspannungskabeln. Der Grund: Zahlreiche Rauschquellen, wie z. B. Mobilfunk, Radarsignale und Koronaentladungen, senden überwiegend in niedrigeren oder schmalen Frequenzbereichen. Messungen, die im UHF-Bereich durchgeführt werden, führen dagegen zu einem sehr hohen Verhältnis zwischen Nutz- und Rauschsignal, auch Signal-Störabstand genannt. Das sorgt für eine optimale Empfindlichkeit der TE-Messung bei geringer oder ganz ausbleibender Störung durch externes Rauschen. Zuverlässige UHF-TE-Prüfung mit UHF 800 Das tragbare TE-Messsystem UHF 800 ist unsere neueste Lösung für Offline- und Online-UHF-TE-Messungen im Bereich von 100 bis 2000MHz an gasisolierten Schaltanlagen und Leitungen, ölgefüllten Leistungstransformatoren und Endverschlüssen von Hochspannungskabeln. Justierbare Bandbreitenfilter sorgen für einen optimalen Signal-Störabstand und für eine zuverlässige Analyse, selbst in stark verrauschten Prüfumgebungen. Die Tragbarkeit des Systems und sein flexibler modularer Aufbau ermöglichen eine schnelle und einfache Einrichtung für Typ- und Routineprüfungen in Hochspannungslaboren oder Prüffeldern, bei der Inbetriebnahme vor Ort und bei der Fehlersuche im Feld. Ein- oder mehrkanalige Prüfung Zur Erkennung von TE-Aktivität im UHF-Bereich jedes einzelnen Messkanals kommt jeweils ein UHF 800-Messgerät zum Einsatz. Für eine gleichzeitige mehrkanalige TE-Messung und Analyse können bis zu 12 Messgeräte mit Glasfaserkabeln angeschlossen und durchgeschleift werden. Jedem UHF 800-Messgerät liegt der externe Akku RPB1 bei, der kontinuierliches Prüfen über viele Stunden ermöglicht. Leistungsstarke Software für die TE-Messung und -Analyse UHF 800 wird zusammen mit unserer MPD-Suite-Software verwendet und verfügt über die neuesten zeitsparenden Funktionen für die TE-Messung und -Analyse. Dazu gehören Funktionen zum Aufzeichnen und Abspielen von TE-Messungen, Prüfprofile, die von den Anwender:innen selbst definiert werden können, und individuell anpassbare Berichte. Mit oder ohne MPD 800 – beides ist möglich UHF 800 kann als eigenständiges UHF-TE-Mess- und -Analysesystem verwendet werden, aber auch problemlos in Kombination mit unserem universellen TE-Mess- und -Analysesystem MPD 800 zum Einsatz kommen. Bei Verwendung von UHF 800 im selben Prüfaufbau können somit konventionelle TE-Messungen mit MPD 800 und UHF-TE-Messungen kombiniert werden. Für die gleichzeitige mehrkanalige TE-Messung und -Analyse mit der MPD-Suite-Software können insgesamt bis zu 12 TEMessgeräte der Typen UHF 800 und MPD 800 mit Glasfaserkabeln angeschlossen und durchgeschleift werden. UHF-MESSUNGEN ALS Sensible METHODE FÜR DIE TE-PRÜFUNG Unser neues System UHF 800 bietet einen optimalen Signal- Störabstand für zuverlässige UHF-Teilentladungsprüfungen 12
Magazin | Ausgabe 1 2022 UHF 800 im Überblick › › Hochempfindliche UHF-TE-Messungen im Bereich von 100 bis 2 000MHz. › › Einkanalige oder synchrone mehrkanalige Offline- und OnlineMessungen. › › Robust und flexibel für den Einsatz in Laboren, auf Prüfständen und im Feld. › › Anpassbare Filter für einen optimalen Signal-Störabstand in Umgebungen mit starkem Rauschen. › › Unterstützt die Vorgaben gemäß Technischer CIGRE-Broschüre 654, „Application Guide for Sensitivity Verification“. › › Konfigurierbare Benutzeroberfläche für individuell angepasste TE-Prüfungen und Berichte. omicronenergy.com/uhf800 Der Podcast zum Thema Sie finden das Thema interessant? Dann hören Sie sich die Folge unseres Podcasts „Energy Talks“ an, in der es um die UHF-TEPrüfung mit unserem UHF 800 geht. Scannen Sie den QR-Code oder besuchen Sie: omicronenergy.com/uhf-pd-testing 13
CPC 100 + CP CU1: ZUM SCHUTZ VON MENSCH UND BETRIEBSMITTEL Gustav Lundqvist von Kraftdiagnos erzählt, wie er mit seinem Team Berührungsspannungen an Stromleitungen misst und so zum Ausbau des Stromnetzes in Schweden beiträgt Die Elektrizitätsbranche in Schweden hat im vergangenen Jahr den Bau von 130- und 400-kV-Leitungen auf das bis zu Vierfache des bisherigen Tempos beschleunigt. Dies ist notwendig, weil die Stromerzeugung und der Stromverbrauch in Schweden bis 2045 voraussichtlich um 120 Prozent steigen werden. Bevor eine neue Stromleitung mit einer Systemspannung von mehr als 100kV in Betrieb genommen werden kann, muss sie auf Berührungsspannungen im benachbarten Niederspannungsnetz geprüft werden, um potenzielle Erdschlüsse (Erdungsfehler) zu erkennen. Wenn die Berührungsspannung über demWert von 600V bei einem Widerstand von 3kΩ liegt, darf die Stromleitung nicht unter Spannung gesetzt werden. Die Prüfung erfolgt, wenn die Stromleitung fertig installiert ist, also wenn beispielsweise ein Windpark vor der Inbetriebnahme steht. Das bedeutet, dass jede Stunde, in der die Stromleitung nicht in Betrieb ist, den Netzbetreiber und den Eigentümer des Windparks mehrere tausend Euro kosten kann. Die Prüfung kann auch an bestehenden Stromleitungen erfolgen, die zur Vermeidung von Netzstörungen nur für wenige Stunden im Jahr außer Betrieb genommen werden können. Das bedeutet, dass für eine Messung nicht viel Zeit zur Verfügung steht. Zugleich sind diese höchst gefährlich. Das ist auch der Grund dafür, warum es nur sehr wenige gibt, die sich das Messen von Schritt- und Berührungsspannungen zutrauen. Ich habe mir 2019 mein erstes Mehrzweck-Prüfgerät CPC 100 zugelegt. Im Frühjahr 2020 bin ich dann mit meinem Start-up den nächsten Schritt gegangen und habe weitere OMICRON-Geräte angeschafft und zehn Leute eingestellt. 2021 haben wir 21 Hochspannungsleitungen mit CPC 100 und der multifunktionalen Koppeleinheit CP CU1 geprüft. Durch diese Entwicklung hat sich auch mein Aufgabenfeld verändert: Ich mache jetzt keine Messungen mehr, sondern widme mich der Schulung und Anleitung der Nachwuchstalente vor Ort. Durchführung der Messung Für die Prüfung werden Schaltgeräte an beiden Enden der Stromleitung ausgeschaltet. Wir verwenden ein spezielles Erdungsgerät, das JK51, das ich an der Stromleitung befestige. Die Messung ist so speziell, dass wir viele der Komponenten selbst entwickeln und bauen müssen, und alle müssen den Sicherheitsvorschriften entsprechen. Bei der Prüfung einer Stromleitung werden Masten in einem Abstand von 1km zueinander geprüft. Durchschnittlich müssen also auf zehn Kilometern bis zu zehn Masten geprüft werden. Beim Prüfen simulieren wir einen Erdschluss im 150-kV-Netz und messen die Berührungsspannung im umgebenden Niederspannungsnetz. In den letzten Jahren ist die Kurzschlussleistung im Netz, je nach Messort, auf etwa 10 bis 39kA gestiegen. Das bedeutet, dass Gebäude, die einst als sicher galten, heute durch Elektrobrände oder gefährliche Berührungsspannungswerte gefährdet sein können. Um die Berührungsspannung genau berechnen zu können, muss der von CPC 100 und CP CU1 gepulste 30-Hz- und 70-Hz-Strom im zu prüfenden Mast gemessen werden. Dies geschieht mit 14
Magazin | Ausgabe 1 2022 dem Handgerät für Erdungsprüfungen HGT1 und einer Rogowski-Spule. Aber nicht nur neue Stromleitungen müssen geprüft werden. Prüfungen sind auch erforderlich, wenn ältere Stromleitungen ausgetauscht werden. So haben wir in einem Fall in einer 130-kVStromleitung 40 Fälle von zu hoher Berührungsspannungen gefunden. Mit HGT1 konnten wir in einem Kindergarten Berührungsspannungen in Höhe von 7kV ermitteln, die durch einen Erdschluss im Netz verursacht wurden. Solche Messungen sind mit vielen Risiken verbunden. Wenn ein Erdungsgerät an eine stromführende Leitung angelegt wird, kommt es zu einem großen elektrischen Lichtbogen. Daher ist es zwingend erforderlich, vorab die Dokumentation und die Beschilderung der Masten zu prüfen. Ein weiteres Risiko ist die Induktion und der Einfluss von Parallelleitungen. Vorteile der Prüfausrüstung Im Vergleich zu einem rotierenden Generatorprüfsystem hat CPC 100 viele Vorteile: Wenn ein Generator an parallelen Stromleitungen betrieben Mitglieder des KraftdiagnosTeams bei der Vorbereitung von Messungen mit CPC 100 und CP CU1. Messung in der schwedischen Wildnis. »Für das Prüfen von Berührungsspannungen steht nicht viel Zeit zur Verfügung. Zugleich sind solche Messungen höchst gefährlich.« Gustav Lundqvist, Founder, Kraftdiagnos 15
wird, passiert es oft, dass er zu schwingen anfängt. Nicht so bei CPC 100. CP CU1 hat eine 10-A-Einstellung, was bedeutet, dass ein Verhältnis von 1:2 verwendet wird, wodurch die an CPC 100 gesendete induzierte Spannung niedriger ist. Auch wenn CP CU1 ein fantastisches, umfassendes System ist, haben wir uns einen schwereren 40kg wiegenden Einphasentransformator mit einem festen Verhältnis von 1:2 gebaut. Mit dem Verhältnis von 1:2 ist CPC 100 in der Lage, 15A zu liefern, was 50% mehr Leistung für die Messungen bedeutet! Mehr Leistung dank CPCSync Die Isolierung dieses Spezialsystems ist auf 3000V ausgelegt. Wir beabsichtigen, künftig CPCSync zu verwenden und so davon zu profitieren, dass bis zu drei CPC 100-Prüfsysteme synchronisiert werden können. Bei diesem Anwendungsfall werden wir CPCSync mit nur zwei CPC 100-Geräten und einem 1:6-Transformator einsetzen, um die Aufgabe erledigen und mit bis zu 3000V Induktion umgehen zu können. Pro Phase kann ein CPC 100-Gerät verwendet werden. Das erste CPC 100- Gerät pulst vier Sekunden, und nach zwei Sekunden starten wir das nächste CPC 100-Gerät, das dann seinerseits vier Sekunden pulst. Für beide CPC 100-Geräte kann dieselbe Ruhezeit eingestellt werden, z. B. 24 Sekunden. Die beiden Systeme arbeiten zusammen, ohne sich gegenseitig zu stören. Zeit- und Kostenersparnis Dieser Prüfaufbau hat einen großen Vorteil für uns: Im Vergleich zur Verwendung eines einzelnen CPC 100-Systems kann die Stromleitung in einem Drittel der Zeit geprüft werden. Das spart dem Netzbetreiber, der kostspielige Betriebsunterbrechungen vermeiden möchte, viel Geld. Kraftdiagnos führt als Dienstleister Diagnosemessungen an Mittel- und Hochspannungsbetriebsmitteln für Energieversorger in ganz Schweden durch. kraftdiagnos.se Hören Sie sich Folge 21 unseres Podcasts „Energy Talks“ an. Darin spricht Gustav Lundqvist über die Induktionsprüfung an Stromleitungen. Scannen Sie den QR-Code oder besuchen Sie: omicronenergy.com/power-line-testing Der Podcast zum Thema Sie finden das Thema interessant? Wissenswertes Gustav Lundqvist gründete Kraftdiagnos 2019, um an den entlegensten Orten in Schweden Stromleitungen zu prüfen. Häufig sind diese Orte nur zu Fuß zu erreichen, sodass Lundqvist all seine Messausrüstung im Rucksack transportieren musste. Dabei wurde er von seinem Hund Nisse begleitet. Seine Prüfaufgaben bestanden in erster Linie in Erdungsmessungen, für die er unsere Systeme CPC 100 und COMPANO 100 verwendete. Inzwischen ist das Unternehmen deutlich gewachsen und bietet seinen Kunden jetzt auch andere Arten der Messung an. In Folge 3 unseres Podcasts „Energy Talks“ berichtet Gustav Lundqvist von seinen Messabenteuern zu Fuß an entlegenen Orten in Schweden und erzählt, warum er glaubt, dass OMICRON nicht nur ein Unternehmen, sondern ein Lebensstil ist. 16
Magazin | Ausgabe 1 2022 AdamWójcik ist Elektrotechniker bei Polskie Sieci Elektroenergetyczne, einem polnischen Übertragungsnetzbetreiber. Er arbeitet seit zwei Jahren mit RelaySimTest und berichtet hier über seine Erfahrungen. Adam Wójcik: Ich prüfe tagtäglich Schutz- und Automatisierungssysteme. RelaySimTest wurde im Laufe der Zeit immer weiter verbessert und macht mir meine Arbeit einfacher und effizienter. Durch die ständige Weiterentwicklung von Schutzsystemen wird es immer schwieriger, sie auf die klassische Weise zu prüfen. Das gilt insbesondere für die einphasige automatische Wiedereinschaltung (AWE). Beim Prüfen mit stationären Prüfsignalen reagieren einige Schutzrelaisalgorithmen mit Unter- oder Überfunktion. Die Vorbereitung einer Prüfung dieser Art kostet viel Zeit. Ein anderes Problem ist die Simulation realistischer zweiter und fünfter Harmonischer in Transformatorschutzsystemen. An dieser Stelle kommt RelaySimTest ins Spiel. Durch die Funktion von RelaySimTest, Kurzschlüsse realistisch zu simulieren, lösen sich diese Probleme in Luft auf. Ein weiterer wichtiger Aspekt dieses Softwaretools ist die Benutzungsfreundlichkeit: Es lässt sich einfach und intuitiv bedienen. Bei einer einfachen Schaltung dauert die Einrichtung des Prüfaufbaus lediglich 15 Minuten. Sehr hilfreich ist auch, dass für ein und dieselbe Konfiguration viele automatisierte Szenarien simuliert werden können. Bei Bedarf lassen sich die Szenarien schnell umkonfigurieren. Mein Fazit: Mit RelaySimTest erledige ich meine Arbeit deutlich schneller als zuvor. RelaySimTest vereinfacht entscheidende Aspekte bei der Schutzprüfung Was bei Vor-Ort-Prüfungen wirklich wichtig ist Adam Wójcik, Electrical Engineer, Polskie Sieci Elektroenergetyczne 17
Melden Sie sich jetzt an my.omicronenergy.com 18
Magazin | Ausgabe 1 2022 VORTEILE Unseres KUND:innENPORTALS BLEIBEN SIE AUF DEM LAUFENDEN Im Portal finden Sie die aktuellen Softwareupdates und Produktneuigkeiten ERWEITERN SIE IHREN HORIZONT Nutzen Sie unsere umfangreiche Wissensdatenbank mit über 4 300 Dokumenten und lesen sie die neusten Application Notes SETZEN SIE PRIORITÄTEN Passen Sie das Dashboard so an, dass Ihnen die Informationen angezeigt werden, welche für Sie am wichtigsten sind WÄHLEN SIE SELBST Abonnieren Sie relevante Newsletter und aktualisieren Sie Ihre persönlichen Angaben 19
Der Laststufenschalter (On-Load Tap Changer, OLTC) eines Leistungstransformators spielt bei der Aufrechterhaltung einer stabilen Spannung im Stromnetz eine wichtige Rolle. Es handelt sich dabei um ein mechanisches Schaltgerät, das durch Anpassen der Transformatorübersetzung die Systemspannung reguliert. Aufgrund der thermischen und mechanischen Belastungen, die beim Umschalten des Laststroms entstehen, können einige der Komponenten des OLTC, z. B. die Kontakte, im Laufe der Zeit verschleißen. Für die zuverlässige Beurteilung des OLTC-Zustands wurden und werden immer modernere Diagnoseinstrumente entwickelt. In der Regel findet eine Messung des statischen Widerstands statt, um zu prüfen, ob die Kontaktwiderstände erhöht sind. Außerdem erfolgt eine Messung des dynamischen Widerstands (Dynamic Resistance Measurement, DRM). Auf diese Weise kann die Stromänderung während des Schaltvorgangs ermittelt werden, die Aufschluss über das OLTC-Timing und mögliche Stromunterbrechungen gibt. Zusätzlich zu diesen elektrischen Bewertungen der Schaltkennlinien kann auch eine mechanische Analyse des OLTC-Betriebs stattfinden. Das neue TESTRANO 600-Zubehör VAM1 misst mithilfe von Beschleunigungssensoren Vibrationen, die während des Schaltvorgangs erzeugt werden. Mit dieser vibroakustischen Messung (VAM) können wertvolle Informationen zum Zustand des OLTC gesammelt werden, ohne dazu den Transformator außer Betrieb nehmen zu müssen. Das Aufzeichnen eines detaillierten Vibrationsmusters und der anschließende Vergleich dieses Musters mit Referenzdaten ermöglicht das Erkennen und Verfolgen von Veränderungen in der mechanischen Integrität des OLTC. TESTRANO 600: Was gibt es Neues? Hören Sie auf ihren Laststufenschalter 20
Magazin | Ausgabe 1 2022 Da die VAM ohne Betriebsunterbrechung auskommt, lässt sie sich in Routineinspektionen integrieren und so auch zwischen den geplanten Wartungsarbeiten durchführen. Solche regelmäßigen Prüfungen liefern Informationen zum aktuellen Zustand des OLTC, die für die Festlegung von Wartungsprioritäten von unschätzbarem Wert sind. Wird die VAM-Methode an einem spannungsfreien Transformator durchgeführt, können gleichzeitig auch DRM-Kurven aufgezeichnet werden. Die Kombination aus VAM und DRM liefert zusätzliche Erkenntnisse über die Schaltfolge. Die VAM- und DRM-Messungen an einem OLTC stellen mechanische und elektrische Zeitabläufe dar und bieten die Möglichkeit einer kombinierten Bewertung auf der Grundlage sich ergänzender Daten. Die vibroakustische Messung ermöglicht es, alle OLTC-Komponenten, die ausreichend Schwingungen erzeugen, in die Gesamtbewertung einzubeziehen, vom Starten des Motors bis zum Abschalten. Andererseits spiegelt sich jeder Vorgang, der eine Stromänderung verursacht, in der DRM wider. Durch Kombinieren der beiden Ansätze werden die blinden Flecken der einzelnen Methoden kompensiert und es wird eine eingehende Bewertung des gesamten OLTC-Schaltvorgangs erreicht. Der Podcast zum Thema Sie möchten mehr hören? Hören Sie sich unseren Podcast mit dem VAM-Experten der Maschinenfabrik Reinhausen an, um mehr über die Messung und ihre Vorteile zu erfahren. Scannen Sie den QR-Code oder besuchen Sie: omicronenergy.com/ vibro-acoustic-measurements 21
PG&E SETZT ZUR VERRINGERUNG DER WALDBRANDGEFAHR auf WIEDEREINSCHALTVORRICHTUNGEN Dennoch geht es um mehr als Investitionen in Prüfmittel 22
Magazin | Ausgabe 1 2022 Justin Henson arbeitet seit 20 Jahren bei Pacific Gas & Electric (PG&E) 4 Jahre davon als Distribution Line Technician (DLT) Specialist. Er hat mit uns darüber gesprochen, wie PG&E in Prüfmittel investiert und ihre Mitarbeiter:innen weiterbildet, um zukünftige Waldbrände zu vermeiden. Und er hat uns etwas über seine Tätigkeit und Aufgaben als Verteilnetztechnik-Spezialist erzählt. PG&E ist ein privater Energieversorger, welcher 1905 im kalifornischen San Francisco gegründet wurde und heute zu den größten Erdgas- und Stromversorgern in den USA gehört. PG&E beliefert rund 15 Millionen Menschen in einem 181 300 km² großen Versorgungsgebiet im Norden und der Mitte Kaliforniens mit Energie. Das Unternehmen verfügt über mehr als 227300 km Stromleitungen, die rund 5,3 Millionen Kund:innen versorgen – von der kleinen Farm irgendwo in der Prärie bis hin zu einigen der größten Technologieunternehmen der Welt. Justin, was gehört zu Ihren Aufgaben als Distribution Line Technician (DLT) Specialist? Justin Henson: Als Verteilnetztechniker bin ich für die Wartung aller an Masten, in Stationen und unterirdisch montierten Steuergeräten von Betriebsmitteln verantwortlich. Dazu gehören Wiedereinschaltvorrichtungen (Line-Recloser), Schalter, Lasttrenner, Kondensatoren und Spannungsregler. Ich nenne sie die „Fantastischen Fünf“. Als Verteilnetztechnik-Spezialist kümmere ich mich um die Schulungen, Prozesse, Prüfungen und das technische Arbeitsmanagement für die Verteilnetztechniker:innen in Bezug auf die erwähnten Steuerungen. Zu den Dingen, auf die ich besonders stolz bin, gehört die Erstellung von Plänen für die Vor-Inbetriebnahmeprüfung der für den Feldeinsatz vorgesehenen Schutz- und Steuerungsgeräten bei PG&E. Wenn wir ein sicheres, zuverlässiges und effizientes Verteilnetz betreiben wollen, sind diese Prüfpläne nicht nur ein Mittel zur Umsetzung dieses Ziels, sondern in einigen Fällen auch unsere letzte Verteidigungslinie. Können Sie uns mehr über die Recloser-Implementierung von PG&E verraten? Wir können bei der Installation aller Arten von elektrischen Schutz- und Steuergeräten in unserem Verteilnetz auf eine lange Geschichte zurückblicken. Aktuell haben wir etwa 10500 Leitungsrecloser (LRs) in unserem System. Angefangen haben wir damit bereits Mitte der 1960er-Jahre. Damals waren es aber nur ein paar wenige LRs pro Jahr. Heute kommen wir jedes Jahr auf rund 500 Neuinstallationen. Diese Geräte decken eine Vielzahl von Anwendungen ab, z. B. bei der Erweiterung unserer Stromnetze, unsere Wartungs- und Aufrüstungsprogramme, Einbindung von erneuerbaren Energiequellen unserer Kund:innen und natürlich unsere fokussierten Projekte zur Vermeidung von Waldbränden. PG&E geriet vor ein paar Jahren im Zusammenhang mit Waldbränden in Kalifornien in die Schlagzeilen. Wie kann die Installation von LRs dabei helfen, Waldbrände zu verringern? Gute Frage. Das ist etwas, das uns sehr am Herzen liegt. Seit 2017, als die Serie von Waldbränden mit einer bis dato ungekannten Zerstörungskraft in Kalifornien begann, hat sich PG&E den Kund:innen und der zuständigen kalifornischen Aufsichtsbehörde CPUC gegenüber verpflichtet, alles in ihrer »PG&E hat sich den Kund:innen und der zuständigen kalifornischen Aufsichtsbehörde CPUC gegenüber verpflichtet, alles in ihrer Macht Stehende zu tun, bei der Verhinderung von Waldbränden mitzuwirken.« Justin Henson, Distribution Line Technician (DLT) Specialist, Pacific Gas & Electric (PG&E) pge.com 23
Macht stehende zu tun, bei der Verhinderung von Waldbränden mitzuwirken. Als Teil dieser Selbstverpflichtung hunderten zusätzlichen, an die Leittechnik angebundenen, Lasttrennschalter pro Jahr, im Rahmen unseres „Public Safety Power Shutoff (PSPS)“- Programms vorangetrieben. Alle bei PG&E verwendeten LRs sind Multifunktionsgeräte, die als Recloser, Unterbrecher, Schalter und Lasttrenner verwendet werden können. Durch diese Vielseitigkeit können wir unser System abstimmen, schützen und koordinieren. Seit 2018 sind auf diese Weise etwa 1 000 Geräte hinzugekommen. Zusammen mit den 1 300 Wetterstationen, die PG&E seither errichtet hat, können wir nun Unwettergefahren besser überwachen und vorhersagen, was uns bei unseren betrieblichen Entscheidungen hilft. So können wir die Energieversorgung unterbrechen, bevor es zu einer Katastrophe kommt. Je mehr an die Leittechnik angebundene LRs und andere Lasttrennschalter wir im Netz haben, »Als Techniker:innen halten wir es für absolut notwendig, die tatsächlich verwendeten Parameter zu prüfen. Auf diese Weise lassen sich die Mikroprozessorrelais zusammen mit den standortspezifischen Einstellungen prüfen.« 24
Magazin | Ausgabe 1 2022 desto kleiner wird der Teil, der von der Abschaltung Betroffenen. Das klingt, als lege PG&E großen Wert auf die Verfügbarkeit des Netzes und die Sicherheit von Kund:innen. Wie gewährleisten Sie, dass Ihre Systeme ordnungsgemäß funktionieren? Schon kurz nach der Bildung der Verteilnetztechniker:innen-Gruppe habe ich zusammen mit unserem Normierungsteam ein formales Arbeitsverfahren für das Installieren neuer Betriebsmittel ausgearbeitet. Dieses haben wir in drei Prozesse unterteilt: Vor-Inbetriebnahme, Inbetriebnahme und Datenverwaltung. Die Vor-Inbetriebnahme von LRs beinhaltet das Durchführen aller Diagnose- und Funktionsprüfungen an den LR-Geräten. Wichtiger noch: Das LR-Steuergerät wird einer umfangreichen Prüfung unterzogen, bei der die tatsächlich zum Einsatz kommenden Schutzparameter verwendet werden. Als Techniker:innen halten wir es für absolut notwendig, nicht nur eine allgemeine Vorlage für die Validierung des Steuergeräts, sondern die tatsächlich verwendeten Parameter zu prüfen. Auf diese Weise lassen sich die Mikroprozessorrelais zusammen mit den standortspezifischen Einstellungen prüfen. Schließlich sind selbst Techniker:innen und Ingenieur:innen nur Menschen, also nicht unfehlbar. Und menschliches Versagen kann dazu führen, dass Prüfungen mit dem ARCO 400 fehlschlagen. Nachdem das Leitungsteam den LR im Feld installiert und temporär überbrückt hat, können unsere Verteilnetztechniker:innen im Rahmen der Inbetriebnahme alle LeittechnikPunkte validieren. Wenn sie damit fertig sind, nehmen sie den LR in Betrieb. Die Datenverwaltung ist der dritte Schritt in unserem Prozess und einer, der kontinuierlich läuft. Bei Bedarf können unsere Techniker:innen den LR aufsuchen, um ihn zu parametrieren, zu inspizieren und gegebenenfalls zu prüfen. Bei Ausfällen oder anderen Ereignissen im Netz ist es wichtig, Ereignisprotokolle vom LR abzurufen. Manchmal wird das Steuergerät geprüft, indem Ereignisse reproduziert werden, um zu sehen, ob sich das Relais erwartungsgemäß verhält. Dank des Plug-and-Play-Designs des ARCO 400 und mithilfe von Hebebühnen können unsere Techniker:innen auch in 9m Höhe einfach und bequem Prüfungen wie in der Werkshalle durchführen. Die Vielseitigkeit des Produkts erlaubt es Anwender:innen, verschiedenste Fehlerzustände im Netz schnell nachzustellen, um sich zu vergewissern, dass die LR-Steuerungen voll einsatzfähig ist. Was vor Jahren als reines Werkstattwerkzeug für die Vor-Inbetriebnahme begann, hat sich schnell zu einem echten Partner entwickelt, der uns auch im Außeneinsatz begleitet und wertvolle Dienste leistet. Wie können Sie die Zuverlässigkeit des Verteilnetzes verbessern? Als Familienvater erwarte ich mir natürlich, dass in meinem Zuhause im Wohnzimmer Licht brennt, in der Küche gekocht werden kann und an heißen Sommertagen die Klimaanlage läuft. Ich weiß aber auch, dass diese Dinge, so wichtig sie auch sein mögen, in unserer heutigen Zeit nicht immer gewährleistet sind. Ich sage das als jemand, der die durch einen einzelnen Funken verursachten Waldbrände und damit die Zerstörung von vielen Kommunen Kaliforniens mit eigenen Augen gesehen hat. Kein Licht in einem Haus, kein Steak auf einem Grill und keine kühle Brise einer Klimaanlage ist eines der Leben wert, die hätten gerettet werden können, wäre es nie zu diesem einen Funken gekommen, der damals den Wald in Brand gesetzt hat. Als Verteilnetz-Spezialist bei PG&E kann ich Ihnen sagen: Es gibt es eine Null-Toleranz-Politik für Funkenflug, der durch umgestürzte elektrische Betriebsmittel verursacht wird und potenzielle Waldbrände verursacht. Wir nehmen dieses Thema sehr ernst. Ebenso wichtig wie die Sicherheit, mit der wir unser Netz betreiben, ist aber auch die Zuverlässigkeit eines sich selbst heilenden Netzes. Je mehr LRs und andere Lasttrenner wir in unserem Netz haben, desto besser schaffen wir es, dass das Licht bei unseren Kund:innen nicht ausgeht. Aber wenn eine Abschaltung nötig wird, erfolgt diese so sicher, so schnell und mit so wenig Unterbrechung wie nur irgend möglich. Das gelingt uns durch Investitionen in intelligente Technologie und den Einsatz von Hilfsmitteln und Werkzeugen wie dem ARCO 400. Vielen Dank für das Gespräch. 25
„Meine Technikbegeisterung hat ihre Ursprünge in den Zukunftsvisionen, die in meiner Lieblingsfilmreihe ‚Star Wars‘ gezeigt wurden. Was damals als Zukunft vorausgesehen wurde, ist die Welt, in der wir heute leben. Ich habe somit naturwissenschaftliche Kurse belegt und war richtig gut darin. Um meinen Traum leben zu können, studierte ich Elektrotechnik und Elektronik. Ich wollte etwas für die Entwicklung der Gemeinschaft tun und dazu beitragen, bestehende Ungleichheiten abzubauen. Momentan arbeite ich bei der Organisation IEEE Smart Village, die Gemeinden ohne Anschluss an das Stromnetz mit sauberer Energie, Bildung und Wirtschaftsförderung unterstützt. Ich finde es toll, miterleben zu können, wie innovative Energielösungen zur Bekämpfung der Energiearmut dazu beitragen, die Lebensumstände von Menschen zu verändern. Wo Elektrizität produktiv genutzt wird, ergeben sich für die Dorfbewohner:innen unternehmerische Chancen, und das gibt ihnen die Möglichkeit, dort, wo Ressourcen im Überfluss vorhanden sind, Werte zu schaffen. Ich engagiere mich für das SDG-Ziel Nr. 7. Bei diesem Ziel geht es darum, Zugang zu bezahlbarer, verlässlicher, nachhaltiger und moderner Energie für alle zu sichern, wobei auch auf die Rolle von Frauen in der Energie-Wertschöpfungskette eingegangen wird.“ „Als ich 14 oder 15 war, haben mir Fächer wie Mathematik und Naturwissenschaften viel Spaß gemacht. Ich hatte keine männlichen oder weiblichen Vorbilder, die Ingenieur:innen waren, aber eine meiner Lehrkräfte erklärte mir, dass das Ingenieurwesen Mathematik und wissenschaftliche Prinzipien miteinander kombiniert, um Dinge wie Infrastruktur oder Maschinen zu bauen. Das fand ich faszinierend und so entschied ich mich dafür, Ingenieurwesen zu studieren. Auch heute reizt es mich noch zu lernen, wie Geräte funktionieren und warum sie ausfallen. Dieses Interesse hat mich zu OMICRON Prüflösungen gebracht und heute gehört es zu meiner täglichen Arbeit, Kund:innen dabei zu helfen, mit diesen Produkten umzugehen. Meine Hauptaufgabe besteht darin, Anwender:innen von OMICRON Prüflösungen zu unterstützen: Ich schule sie in der Verwendung neuer Geräte, beantworte ihre Fragen zur Durchführung neuer Prüfungen und finde heraus, ob beim Auftreten von Problemen eine Gerätereparatur erforderlich ist. Am glücklichsten macht es mich, zu sehen, dass das, was wir unseren Kund:innen über unsere Prüfgeräte beibringen, dazu beiträgt, dass das Energienetz zuverlässig funktioniert.“ Ana García, Technical Support, OMICRON Mercy Chelangat K, Business and Fund Development Director, IEEE Smart Village Standpunkte Wie kam es, dass Sie Ingenieur:in geworden sind, und was liegt Ihnen bei Ihrer täglichen Arbeit ganz besonders am Herzen? Magazin | Ausgabe 1 2022 26
100 Jahre Erfahrung bei der Prüfung von Leistungsschaltern Qirion aus den Niederlanden ist Power-User von CIBANO 500 2021 gab es für OMICRON etwas Besonderes zu feiern: den Verkauf des 1000. CIBANO 500-Geräts weltweit. Wir haben mit einem Dienstleister gesprochen, der auf 100 Jahre Erfahrung mit der Prüfung von Leistungsschaltern zurückblicken kann. Mick Huisert, Component Engineer, und Rick Tiemessen, Component and Maintenance Engineer bei Qirion, beantworten unsere Fragen. Herzlichen Dank, dass Sie sich die Zeit für die Beantwortung meiner Fragen nehmen. Könnten Sie sich kurz vorstellen? Mick Huisert: Ich bin Component Engineer in der Leistungsschalterabteilung von Qirion und habe vor allem mit luftisolierten Schaltanlagen zu tun. So kümmere ich mich unter anderem um die komplette Überholung von 50-kV- und 150-kV-Leistungsschaltern an unserem Standort in Duiven. Rick Tiemessen: Ich arbeite ebenfalls in der Leistungsschalterabteilung von Qirion und bin dort als Component and Maintenance Engineer tätig. Ich habe mich auf Mittelspannungs-Schaltanlagen zwischen 6kV und 27,5kV spezialisiert und bin für die Kunden von Qirion Ansprechpartner für allgemeine Fragen zur Wartung. Wie hat sich Qirion zum Experten für Leistungsschalter in den Niederlanden entwickelt? Mick: Qirion und unsere Rechtsvorgänger kümmern sich seit rund 100 Jahren um das Stromnetz. Unser Team von Expert:innen verfügt daher über ein sehr umfangreiches Wissen zu allen Arten von Leistungsschaltern. Wir haben mit Liander und TenneT zwei große Netzbetreiber als Hauptkunden, führen aber auch Inbetriebnahme- und Wartungsarbeiten für andere Kraftwerks- und Bahnbetreiber sowie für Offshore-Anlagen durch. Dadurch haben wir Umgang mit allen möglichen Leistungsschaltern unterschiedlicher Hersteller, Bautypen und Generationen. Für wie wichtig halten Sie Leistungsschalterprüfungen für ein stabiles Stromnetz? Rick: Leistungsschalter gehören zu den wichtigsten Anlagenelementen im Netz, da sie das System bei Kurzschlüssen abschalten können. Ihre Aufgabe ist es, Katastrophen und Schäden an Komponenten zu verhindern. Ohne
Leistungsschalter würden die meisten Störungen und Fehler zu weitläufigen und lang anhaltenden Ausfällen führen, ganz zu schweigen von den damit verbundenen Schäden und Reparaturkosten. Mick: Die Prüfungen helfen uns, zum richtigen Zeitpunkt die richtigen Wartungsentscheidungen zu treffen. Wir hatten vor Kurzem einen älteren Leistungsschalter von Brown, Boveri & Company (BBC) mit einem Ölleck. Eine Bewegungsmessung ergab, dass die Bewegung während des Schließvorgangs erst anstieg und dann abrupt stoppte. Daraus schlossen wir, dass die Dämpfung nicht funktionierte. Als wir den Dämpfer öffneten, sahen wir, dass er im Inneren völlig kaputt war und kein Hydrauliköl mehr vorhanden war. Wir haben ihn repariert und anschließend durch eine entsprechende Messung festgestellt, dass die Dämpfung wieder funktionierte. Messungen helfen also, genau solche Probleme zu identifizieren – das finden wir natürlich gut. »Wenn wir auf die Prüfzyklen Einfluss nehmen können, wählen wir einen hybriden Ansatz zwischen zeitlich orientierten und zustandsabhängigen Wartungen. Im Allgemeinen prüfen wir Mittelspannungsschalter mindestens alle vier Jahre.« Rick Tiemessen, Component and Maintenance Engineer, Qirion 28
Magazin | Ausgabe 1 2022 Wie oft prüfen Sie die Leistungsschalter Ihrer Kund:innen? Rick: Das hängt von vielen Faktoren ab, etwa von der Umgebung, in der die Leistungsschalter verwendet werden, oder wie oft sie schalten. Einige Kund:innen haben feste Zyklen. In den Fällen, in denen wir auf diese Zyklen Einfluss nehmen können, wählen wir einen hybriden Ansatz zwischen zeitlich orientierten und zustandsabhängigen Wartungen. Im Allgemeinen prüfen wir Mittelspannungsschalter mindestens alle vier Jahre. Mick: Bei Hochspannungsschaltern führen wir mindestens alle drei Jahre eine Funktionsprüfung durch, und alle sechs Jahre kommen noch Messungen hinzu. Sie sind vor ein paar Jahren von einem anderen LS-Prüfgerät auf CIBANO 500 umgestiegen. Was waren die Gründe dafür? Rick: Unser vorheriges Prüfsystem wurde in den 1990ern entwickelt. Das ist lange her. Heute gibt es ganz andere, breiter gefächerte und höhere Anwendungsanforderungen. Wir wollten eine digitalere Variante haben und aus Arbeitsschutzgründen Prüfungen mit Erdungen an beiden Seiten durchführen können. Aber den letzten Ausschlag hat für uns die IT-Unterstützung gegeben. Gab es ein besonderes Auswahlverfahren? Rick: Ja, als Erstes haben wir jene Kolleg:innen, die mit den Geräten arbeiten, gefragt, was sie sich von einem neuen Gerät wünschen. Dabei kam heraus, dass das Gerät benutzungsfreundlich und kompakt sein sollte. Außerdem sollten alle Messungen mit nur einem System durchgeführt werden können. Wichtig waren auch der Preis und die Existenz eines guten Kundendienstes. Ein weiterer Aspekt waren Trainings vor Ort, damit alle das Gerät so schnell und effizient wie möglich einsetzen können. Wir haben dann drei Geräte vorausgewählt und diese eine Woche lang in einem Workshop an verschiedenen Leistungsschaltern ausprobiert: an 20-kV-Vakuumleistungsschaltern, an gasisolierten 150-kV-Leistungsschaltern und an luftisolierten 380-kV-Leistungsschaltern. Die zwei besten Geräte wurden dann vor Ort an Leistungsschaltern getestet, die besonders schwer zu prüfen sind. Die Ergebnisse der beiden Testreihen haben wir zusammengefasst und ausgewertet. Am Ende kam CIBANO 500 klar auf Platz 1 und damit war die Wahl einfach. Was ist der wichtigste Vorteil von CIBANO 500 für Sie? Rick: Das Gerät ist benutzungsfreundlich und verglichen mit anderen Prüfgeräten müssen weniger Geräte montiert werden, um eine vollständige Messung durchzuführen. Mit der richtigen Vorlage lassen sich schnelle Messungen durchführen, es können mehrere Leistungsschalter nacheinander gemessen werden und wir sparen viel Zeit. Welchen Rat würden Sie Netzbetreibern mit weniger Erfahrung mit dem Prüfen von Leistungsschaltern geben? Mick: Abgesehen von den Problemen, die ein defekter Leistungsschalter mit sich bringt, ist es wichtig, die Ursache des Ausfalls zu verstehen, da dieses Verständnis Ihr Wissen erweitert. Wer also so viel wie möglich selbst repariert, sammelt wertvolles Wissen. Vielen Dank für dieses Gespräch. »Abgesehen von den Problemen, die ein defekter Leistungsschalter mit sich bringt, ist es wichtig, die Ursache des Ausfalls zu verstehen, da dieses Verständnis Ihr Wissen erweitert.« Mick Huisert, Component Engineer, Qirion 29
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