Digitalisieren von Stufenschaltern Leistungstransformatoren effektiv modernisieren

Erneuerbare Energien und somit dezentrales Einspeisen spiegeln das Zeitalter der Energiewende wider. Dabei rückt das Smart Grid mit einer optimalen Lastverteilung in greifbare Nähe. Was aber passiert mit den bestehenden Unterstationen in den Verteilnetzen. Halten diese, nebst den stark aufkommenden Netzqualitätsthemen, den Anforderungen stand? Was geschieht mit den weniger modernen Anlagen, die heute noch manuell oder semi-manuell arbeiten? Was ist mit den Verteilnetzen und deren Leistungstransformatoren, die auf verschiedenen Technologien aufgebaut wurden?

Bild: Schematischer Aufbau eines Stufenschalters

Der Stufenschalter für Leistungstransformatoren

Der Leistungsstufenschalter wird in zwei Varianten unterteilt. Dabei unterscheidet man im Wesentlichen die Version, die ohne Last schaltet (NLTC – „No Load Tap Changer“) und jene Ausführung, die unterbrechungsfrei, und somit unter Last zwischen verschiedenen Übersetzungsverhältnissen des Transformators hin und her schaltet. Hierbei werden am Transformator in der Regel verschiedene Anzapfungen an den Stufenschalter geführt, die nach den zu bewältigenden Betriebsströmen zu- oder weggeschalten werden. Die mechanische Verbindung der Anzapfungen zum Stufenschalter erfolgt als Beispiel durch einen Drehantrieb. Dieser wird entweder manuell, semi-manuell oder über elektrische Signale aktiviert. Dabei werden 1- oder 3-phasige Stufenschalter eingesetzt, die zumeist nach Lastgrösse oder Schaltfunktion (Stern oder Dreieck) selektiert und eingebaut werden.

Bild: Lösungsansatz zur Digitalisierung und Automatisierung mit einer Positionsüberwachung des Leistungsstufenschalters über eine ohmsche

Die Anforderung

In bestehenden Unterstationen können verschiedenste Technologien, Anbieter als auch Baujahre des eingesetzten Equipments miteinander vereint sein. Die Netze sind mit den Jahren expandiert, teilweise aber nicht mit den Expansionen modernisiert worden. Dies oftmals aus Kosten- und Ressourcengründen. Somit kann der initiale Bedarf entstehen, in Abhängigkeit der übergeordneten, automatisierten Spannungskontrolle des Hochspannungsnetzes, den Stufenschalter entsprechend zu automatisieren. Solche Anforderungen können beispielhaft wie folgt aussehen:

•   In Quasi-Echtzeit Daten über die Position des Stufenschalters präzise an ein SCADA-System zu übermitteln
•   Ein automatisiertes Ansteuern des bestehenden Stufenschalters via Remote-Steuerung
• Ein manuelles Ansteuern des bestehenden Stufenschalters via Remote-Steuerung
• Trotz des automatisierten Remote-Zugangs ein manueller und lokaler Zugriff im Falle von Wartung und Störungsbehebung vor Ort

Die Problembeschreibung

Aufgrund der häufigen Lastwechsel und der relativ hohen mechanischen als auch elektrischen Belastung der Komponenten eines Stufenschalters, ist der Betrieb durch den Verschleiss störanfällig und wartungsaufwendig. Zudem kommt hinzu, dass in bestehenden Anlagen oftmals die Stufenschalter noch nicht voll automatisiert bzw. systemintegriert sind, d. h. nicht über ein SCADA direkt vernetzt sind. Lastspitzen können den Stufenschalter veranlassen, umgehend Stufen zu schalten, obwohl dies nicht notwendig ist. Dies wiederum führt zu erhöhtem Verschleiss und beeinflusst die Störanfälligkeit technisch als auch kostenseitig negativ. Darum ist eine effiziente Steuerung des Stufenschalters essenziell, um eine lange Lebensdauer zu gewährleisten.

Ein weiterer möglicher Aspekt des Problems mangelnder vernetzter Automatisierung kann darin bestehen, dass in den jeweiligen Unterstationen unterschiedliche Herstellermodelle installiert sind. Bauartbedingt führt dies dazu, dass unterschiedliche Sensortechnologien genutzt werden müssen, um die eindeutige Position des Stufenschalters an das SCADA rückmelden zu können. Somit kann die Automatisierungslösung einer jeden Unterstation im gleichen Netz möglicherweise nicht mit den identischen Komponenten aufgebaut werden. Zudem ist in vielen Fällen die technische Kompetenz im Sinne der gewünschten Energieautomatisierung vor Ort nicht ausreichend, um ein solches Projekt ohne Unterstützung umzusetzen.

Ein letzter Aspekt der Problembeschreibung kann darin gesehen werden, dass Unterstationen oftmals nicht an das digitale Kommunikationsnetz angebunden sind. Deshalb ist zu empfehlen, die Vernetzung und somit die Digitalisierung der Daten in Umsetzungsschritte zu unterteilen. Als Vorschlag können folgende drei Schritte dienlich sein:

(1) Local Automation: Speicherung der Daten via Datenlogger in der Unterstation. Das Abfragen der Daten erfolgt dann vor Ort und bei Bedarf
(2) Remote Monitoring: Eine gezielte, auf wenige spezifische Daten reduzierte Übermittlung via Powerline, EDGE, GPRS, usw.
(3) Remote Control: Fernüberwachung und deren Steuerung basierend auf breitbandiger Übertragung via LTE, Glasfaser, usw.

Die mögliche Technologie zur Modernisierung

Um unter den möglichen Aspekten der Anforderung als auch der Problembeschreibung eine Automatisierung und Digitalisierung des Stufenschalters umzusetzen, wird ein hochpräzises Messgerät der Genauigkeitsklasse 0.2 mit einer Soft-SPS gekoppelt. Diese Koppelung bzw. Integration wird in diesem Falle mit dem 2-IN-1 Gerät CENTRAX CU3000 oder CENTRAX CU5000 der Camille Bauer realisiert und bildet die Basis dieser Energieautomatisierung. Im Messgerät werden die elektrischen Grundgrössen der Spannung und der Stromaufnahme gemessen. Zudem werden weitere Werte und Daten aus dem Messgerät produziert, um auch die Qualität der elektrischen Grössen zu bewerten, wie z. B. Harmonische, Unsymmetrien, Leistungsfaktoren usw. Auch werden Energiewerte direkt sichtbar gemacht. Die Messwerte werden entweder vor Ort gespeichert (Local Automation) oder direkt an das Datenbank-, bzw. SCADA-System via Powerline (Remote Monitoring) oder Modbus (Remote Control) übermittelt. Im Falle des Remote Monitor und der Remote Control Anwendung kennt das System somit jederzeit und quasi aktuell die Spannungs- und Stromwerte.

Um den Reglereingriff, wie in der Anforderung beschrieben umzusetzen, wird der Stufenschalter von der integrierten Soft-SPS des CENTRAX CU3000 oder CENTRAX CU5000 angesteuert. Der Impuls dazu wird entweder manuell oder vom SCADA-System aufgrund der elektrischen, rückgeführten Messwerte des Messgerätes CENTRAX CU3000/5000 ausgelöst. Dabei wird der Stufenschalter so aktiviert, dass die Spannung entweder erhöht oder reduziert wird. Dabei muss die Position des Stufenschalters immer mit dem Messwert in einen Kontext gebracht werden, um Störungen oder Fehlschaltungen auszuschliessen. Diese Plausibilisierung (Regelkreis) wird über die Abfrage der mechanischen Position des Stufenschalters umgesetzt. Aufgrund der bauartbedingten Unterschiede der Stufenschalter werden entweder axiale Signale, Widerstandswerte, BCD codierte Signale oder das Verhältnis zwischen der Primärspannung Up und der Sekundärspannung Us abgefragt, die anschliessend mit den Werten der Stufenschaltertabelle verglichen werden.

Kosten und Nutzen

Durch den 2-IN-1 Ansatz liegt der Vorteil in der Kosten-Nutzen-Betrachtung auf der Hand. Durch die Integration von einem hochpräzisen Messgerät mit einer Soft-SPS reduziert sich alleine der Komponentenaufwand um 50%. Dabei werden beschaffungs- und logistikintensive Prozesse optimiert und gleichsam nicht unmittelbar kompatible Bauteile eliminiert. Hinzu kommt, dass sich der Planungs- und Umsetzungsaufwand durch den funktionalen Zusammenschluss sofort zeitlich als auch monetär positiv auswirkt. Dabei spielen auch Langlebigkeit und Reproduzierbarkeit aller eingesetzten Komponenten dauerhaft positiv in die Bilanz. Durch die lokale Ansteuerung des Stufenschalters wird auch dem jeweiligen Status der Kommunikationsnetze Rechnung getragen, wobei zusätzlich jede Schaltung mit einem Zeitstempel gespeichert wird. Dies erzeugt Zuverlässigkeit der Daten als auch Nachhaltigkeit für eine präventive als auch kostenoptimierte Wartung.

Technisches Konzept:

Innerhalb der Messaufgabe misst ein präzises Messgerät der Genauigkeitsklasse 0.2 die 3-phasige Sekundärlast des Transformators einer Mittelspannungsstation. Die Messwerte werden mittels Wandler an das Messgerät übertragen und algorithmisch verarbeitet, angezeigt und optional an ein Leitsystem (SCADA) übermittelt.

Parallel zur Messaufgabe werden die Positionen eines Stufenschalters direkt von der integrierten speicherprogrammierbaren Steuerung (SPS) nach IEC 61131 erfasst. Durch Befehle des übergeordneten Leitsystems werden Ausgänge der integrierten SPS aktiv und steuern die Erhöhung oder Reduktion der Sekundärspannung des Transformators. Der Motor des Stufenschalters beginnt zu drehen und verändert dadurch die Spannungsstufe, die wiederum durch die Positions- als auch die direkte Lastdetektion überwacht wird.

Das 2-In-1 Konzept, ein hochpräzises Messgerät mit integrierter SPS, reduziert dabei Aufwand & Kosten, da eine energetische Automatisierungsaufgabe nachträglich optimal umgesetzt werden kann

 

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