Isola­tions­koordi­nation in Hoch­span­nungs­netzen

Die Norm DIN EN 60071-1 definiert Isola­tions­koordi­nation als die «Auswahl der dielektrischen Festigkeit von Betriebs­mitteln, die für ein bestimmtes Netz vorgesehen sind, in Abhängigkeit von Spannungen, die in diesem Netz unter Berück­sichtigung der betrieblichen Umge­bungs­bedingungen und der Eigenschaften der verfügbaren Über­span­nungs-Schutz­einrich­tungen auftreten können» [1]. Das heisst, die dielektrische Festigkeit der Betriebsmittel wird den zu erwartenden Spannungs­bean­spru­chungen aus dem Netz gegen­über­gestellt. Ziel und Ergebnis der Isola­tions­koordi­nation ist die Auswahl einer Kombination von in der dielektrischen Typprüfung anzuwendenden Bemes­sungs­spannungen, die die Betriebsmittel abhängig von deren U_m («höchste Spannung für Betriebsmittel») charakteri­sieren und die aus dielektrischer Sicht deren sicheren Betrieb im Netz gewährleisten.

Die Norm DIN EN 60071-1 ist als horizontale Norm mit einem Umfang von weniger als 40 Seiten recht knapp gehalten. Nur vorder­gründig erscheint die Vorgehens­weise bei der Isola­tions­koordi­nation einfach, im Detail ist sie dagegen sehr komplex. Das drückt sich u.a. in der zugehörigen Anwen­dungs­richt­linie DIN EN 60071-2 [2] mit einem Umfang von gut 150 Seiten aus, und auch diese ist ohne weiterführende Literatur nicht immer einfach zu interpretieren. Leider existiert nur wenig Literatur zu den Grundlagen der Isola­tions­koordi­nation in Hoch­span­nungs­netzen, wie sie heute praktiziert wird. Das dazu heute vermutlich einzige und zum Nachlesen unbedingt empfehlens­werte Buch [3] hat einen Umfang von fast 800 Seiten.

Die Normen der Reihe 60’071 waren lange auf Betriebsmittel in Drehstrom­systemen mit U_m >  1 kV beschränkt. Sie berücksichtigen ausschliesslich dielektrische und explizit keine Sicherheits­aspekte, was zum Beispiel die Auslegung von Mindest­schlag­weiten betrifft. Zur Isola­tions­koordi­nation in Bahnsystemen, z.B. mit einer Nenn­spannung der Oberleitung von 15 kV und einer Frequenz von 16,7 Hz, sowie in Nieder­spannungs­anwen­dungen gelten jeweils andere, eigene Normen, wie beispielsweise [4–6]. Auch IEEE hat eine eigene Normung der Isola­tions­koordi­nation, die der von IEC zwar sehr ähnlich, jedoch nicht exakt gleich ist. In [3] werden die vorhandenen Unterschiede ausführlich dargestellt.

Die IEC-Normen der Reihe 60071 werden derzeit in schneller Abfolge angepasst und erweitert, um aktuellen Entwicklungen z.B. auf dem Gebiet der Netz­modellie­rung, der Simu­lations­verfahren oder in HGÜ-Systemen Rechnung zu tragen. Nach [7] soll die Reihe künftig folgende Dokumente umfassen:

• IEC 60071-1 Insulation co-ordination – Part 1: Definitions, principles and rules. Veröffentlicht (Edition 9.0, 2019-08).
• IEC 60071-2 Insulation co-ordination – Part 2: Application guidelines. Veröffentlicht (Edition 4.0, 2018-03).
• IEC 60071-11 Insulation co-ordination – Part 11: Definitions, principles and rules for HVDC system. Veröffentlicht (Edition 1.0, 2022-11).
• IEC 60071-12 Insulation co-ordination – Part 12: Application guidelines for LCC HVDC converter stations. Veröffentlicht (Edition 1.0, 2022-10).
• IEC 60071-13 Insulation co-ordination – Part 13: Application guidelines for VSC HVDC converter stations. In Arbeit.

Begriffsbestimmungen

Für Hoch­span­nungs­netze sind verschie­dene Spannungs­defini­tionen relevant. Dabei sind U_n die «Nenn­spannung» und U_s die «höchste System­spannung» eines Netzes. Sie charakterisieren damit das System. Die Betriebsmittel dagegen sind über die «höchste Spannung für Betriebsmittel», U_m, dielektrisch definiert. Auch wenn das oft durcheinandergebracht wird, ist zwischen U_s und U_m sorgfältig zu unterscheiden. Im Regelfall werden in einem Netz Betriebsmittel mit U_m = U_s eingesetzt, gelegentlich aber auch – bei erhöhten Anforderungen an die Spannungs­festigkeit – mit U_m > U_s. Auf keinen Fall ist jedoch eine Wahl von U_m < U_s zulässig.

«Über­span­nungen» können im Netzbetrieb praktisch unendlich viele verschiedene Amplituden und Zeitverläufe aufweisen und ausserdem unter unterschiedlichen Umwelt­bedingungen wie Temperatur, Luftdruck oder Feuchte auftreten. Gemessen werden sie in der Isola­tions­koordi­nation in der bezogenen Einheit p.u., wobei gilt: 1 p.u. entspricht √2U_s/√3. Es handelt sich also dabei um den Scheitelwert der höchsten dauernd auftretenden Leiter-Erd-Spannung. Der Nachweis der dielektrischen Festigkeit der Isolation kann unmöglich individuell für diese unendlich vielen möglichen Spannungen erbracht werden. Es ist der unschätzbare Nutzen der Isolations­koordi­nation, dass als deren Ergebnis dieser Nachweis durch Typprüfungen im Labor mit Hilfe nur weniger genormter Prüf­spannungen definierter Amplitude und Form, in definierten Prüf­anord­nungen und unter definierten Klima­bedingungen erfolgen kann. Dabei sind in einem Drehstromsystem im Grundsatz neun verschiedene Isolations­strecken zu betrachten: drei Leiter-Erd-Isolationen, drei Leiter-Leiter-Isolationen und drei Längsisolationen (z.B. zwischen den Kontakten eines offenen Trennschalters).

Ein wichtiges Konzept der Isolations­koordination ist die Unterteilung der Spannungen bzw. Über­span­nungen in Klassen: «höchste dauernd anliegende Betriebsspannung» (per Definition keine Über­span­nung und dementsprechend mit einer Amplitude von 1 p.u.), «zeitweilige Über­span­nungen» (TOV; temporary overvoltage), «langsam ansteigende Über­span­nungen» (SFO; slow front overvoltage), «schnell ansteigende Über­span­nungen» (FFO, fast front overvoltage) sowie «sehr schnell ansteigende Über­span­nungen» (VFFO; very fast front overvoltage). Häufig werden im allgemeinen Sprachgebrauch die Begriffe «SchaltÜber­span­nung» und «Blitzüber­span­nung» verwendet, die aber nur spezielle Ausprägungen langsam und schnell ansteigender Über­span­nungen sind.

Definiert werden die Über­span­nungs­klassen über die in ihnen enthaltenen Frequenzen oder Anstiegszeiten und die Dauer ihres Auftretens (Bild 1). Die normative Behandlung der sehr schnell ansteigenden Über­span­nungen ist derzeit in Diskussion. Jede der Über­span­nungs­klassen wird durch eine genormte Prüf­spannungsart repräsentiert. Diese spielt in der Isola­tions­koordi­nation eine entscheidende Rolle, da letztlich alle im Netz auftretenden Spannungen einer dieser Spannungsarten zuzuordnen sind und mit diesen auch die dielektrischen Typprüfungen im Labor durchgefürt werden. Das reduziert den erforderlichen Prüf­aufwand auf ein absolutes Minimum, und da die Anforderungen an die Prüf­spannungsformen und die Durchführung der Prüfungen in einer Prüfnorm [8] eindeutig definiert sind, sind an allen Orten der Welt unter verschiedensten klimatischen Bedingungen durchgeführte Prüfungen problemlos miteinander vergleichbar.

Prinzip und Ziel der Isola­tions­koordi­nation

Eine stark vereinfachte, schematisierte Darstellung zeigt auf grafischem Weg das der Isola­tions­koordi­nation zugrunde liegende Prinzip (Bild 2).

Für die verschiedenen Über­span­nungs­klassen lassen sich zunächst allgemein Amplituden­bereiche angeben, mit denen sie typischerweise im Netz auftreten können. Diese Bereiche hängen von den jeweiligen Betriebs­bedingungen ab, im Falle der zeitweiligen Über­span­nungen z.B. von der Art der Stern­punkt­behandlung (mit den beiden Extremen «isoliert» oder «starr geerdet») oder bei den langsam ansteigenden Über­span­nungen (vereinfacht: Schalt­über­span­nungen) von diversen Einfluss­grössen, auf die später kurz eingegangen wird. Die in Bild 2 in Orange dargestellte Kurve stellt die im Betrieb auftretenden Spannungs­bean­spru­chungen dar. Hier wurden typische Verhältnisse eines starr geerdeten Hoch­span­nungs­netzes der unteren Übertra­gungs­spannungs­ebenen gewählt. Den Spannungs­bean­spru­chungen wird mit der grünen Kurve die dielektrische Festigkeit der Betriebsmittel gegenübergestellt. Diese sollte in jedem erdenklichen Fall oberhalb der orangefarbenen Beanspru­chungs­kurve liegen. Man erkennt, dass das im Bereich der dauernd anliegenden Spannung sowie der zeitweiligen Über­span­nung offenbar einfach zu erreichen ist, jedoch nicht immer im Bereich der langsam ansteigenden und schon gar nicht im Bereich der schnell ansteigenden Spannungen, die praktisch beliebig hohe Werte annehmen können.

Hier muss kurz auf eine Besonderheit der dielektrischen Festigkeit eingegangen werden. Die Isola­tions­koordi­nation unterscheidet dazu nach Betriebsmitteln im «Bereich I» (U_m ≤ 245 kV) und solchen im «Bereich II» (U_m > 245 kV), siehe Kurven «I» und «II» in Bild 2. An den Isolationsstrecken im «Bereich I» treten nur sogenannte Streamer-Entladungen auf, geprägt durch reine Stoss­ionisations­prozesse, an denen im «Bereich II» jedoch im Falle der Beanspruchung mit Schalt­stoss­spannungen auch Leader- Entladungen, geprägt durch Thermo­ionisation. Aufgrund der Besonderheiten des Leaderwachstums führt dies dazu, dass Isolationsstrecken im «Bereich II» bei Schaltstoss­spannungs­bean­spru­chung ein ausgeprägtes Minimum der dielektrischen Festigkeit aufweisen. Das hat zur Folge, dass Betriebsmittel im «Bereich I» durch eine Prüfung nur mit Wechsel- und Blitzstosspannung ausreichend dielektrisch charakterisiert bzw. qualifiziert werden können, für Betriebsmittel im «Bereich II» jedoch zwingend Prüfungen mit Schaltstossspannung erforderlich sind, um die dort vorliegende minimale dielektrische Festigkeit zu erfassen. Da es die Philosophie der Isola­tions­koordi­nation ist, mit nur zwei unterschiedlichen Spannungsformen zu prüfen (für «Bereich I» sind das Wechsel- und Blitzstossspannung, für «Bereich II» Schalt- und Blitzstossspannung), bietet die Anwendungsrichtlinie [2] Hilfestellung, wie die unterschiedlichen Spannungs­bean­spru­chungen durch «Prüf-Umrechnungs­faktoren» ineinander überführt werden können.

Um die Betriebsmittel vor den zu hohen Über­span­nungs­bean­spru­chungen zu schützen, werden Über­span­nungsableiter eingesetzt. Diese begrenzen die Über­span­nungen typischerweise auf die in Blau (dunkel- und hellblau) eingezeichnete Kennlinie. Dabei ist zu beachten, dass im Bereich der langsam und schnell ansteigenden Über­span­nungen, in denen in die Ableiter transiente Ströme eingeprägt werden oder in ihnen transient Energie umgesetzt wird, die Ableiter die Über­span­nungen entsprechend ihrem sogenannten Schutzpegel begrenzen (und dabei überschüssige Ladung nach Erde abführen und Energie aufnehmen), dargestellt durch die dunkelblaue Kurve. Im Bereich der dauernd anliegenden Spannung und der zeitweiligen Über­span­nungen werden den Ableitern jedoch Spannungen dauerhaft eingeprägt. Sie können diese nicht begrenzen, müssen ihnen aber widerstehen können. In diesem Bereich ist die Ableiter­kennlinie daher als eine Steh­span­nungs­kennlinie zu verstehen und aus diesem Grund in hellblau eingezeichnet. Diese muss zwingend oberhalb der orange­farbenen Beanspru­chungs­kurve liegen. Als Ergebnis des Ableiter­einsatzes zeigt die rot-gestrichelte Kurve nun die resultierende Beanspru­chung aus dem Netz bei Einsatz von Ableitern. Sie verläuft ausnahmslos unterhalb der grünen Steh­spannungs­kurve der Betriebsmittel, womit das Schutzziel erreicht ist.

Vorgehensweise bei der Isola­tions­koordi­nation

Bild 3 zeigt schematisiert das prinzipielle Vorgehen bei der Isola­tions­koordi­nation, wie es ähnlich auch in [1] dargestellt ist. Hier wurde zusätzlich eine farbliche Unterscheidung eingeführt: Rote Kästen bezeichnen Eingabe­grössen, grüne auszuführende Aktionen, blaue das jeweilige Resultat und orangefarbene die Rechenvorschrift zur Ermittlung der jeweiligen Spannungen mithilfe der ermittelten Faktoren. Die Vorgehens­weise kann hier nur in groben Zügen dargestellt werden.

Schritt für Schritt werden im Rahmen der Isola­tions­koordi­nation zunächst durch intensive numerische transiente Netzanalysen die auftretenden Über­span­nungen aller Über­span­nungs­klassen jeweils mit und ohne Ableitereinsatz ermittelt. Dies ist mit Abstand die aufwendigste Phase der Isola­tions­koordi­nation, die grosses Wissen über das Netz und viel Erfahrung erfordert. Für jede Über­span­nungs­klasse ergeben sich repräsentative Über­span­nungen U_rp («representative overvoltage»), deren Form derjenigen der zugehörigen genormten Prüf­spannungen (Bild 1) entspricht und deren Höhe entweder Amplituden oder Wahr­schein­lich­keits­vertei­lungen des Auftretens bestimmter Amplituden sind. Grundsätzlich ist Isola­tions­koordi­nation ein statistisches Verfahren, in dem praktisch ausschliesslich mit Wahrscheinlichkeiten, Wahr­schein­lich­keits­vertei­lungen, Fehlerrisiken und -raten etc. gearbeitet wird.

Das zeigt sich auch im zweiten Schritt, in dem man sich auf eine akzeptierte Fehlerrate, das sogenannte Ausfallkriterium, festlegt (z.B. ein erlaubter Fehler in tausend Jahren, entsprechend einer Rate von 1·10^-3 a^-1) und durch Multiplikation mit einem Koordinations-Faktor K_c («coordination factor»), der statistisches Verhalten und Ungenauigkeiten der Eingabegrössen berücksichtigt, die Koordinationsstehspannung U_cw («coordination withstand voltage») berechnet. Dazu ist eine genaue Kenntnis der Isolations­charakteristik (also der dielektrischen Festigkeit für alle Über­span­nungs­klassen) der einzelnen Betriebsmittel erforderlich, die hier den auftretenden Beanspru­chungen gegen­übergestellt wird.

Im dritten Schritt wird ein Höhenkorrekturfaktor K_a («altitude correction factor») angewendet, der der Abhängigkeit der dielektrischen Festigkeit von der Aufstel­lungs­höhe und damit dem Umge­bungs­druck Rechnung trägt. Da die dielektrische Festigkeit ebenfalls von Temperatur und Feuchte abhängt, kann hier alternativ auch ein atmos­phärischer Korrektur­faktor K_t («atmospheric correction factor») zur Anwendung kommen. In einem Anhang von [2] wird jedoch dargelegt, dass sich in der Regel die Einflüsse von Temperatur und Feuchte auf die dielektrische Festigkeit gegenseitig aufheben, sodass eine Korrektur allein mit der Aufstel­lungs­höhe empfohlen wird und auch allgemein üblich ist. Die korrekte Durchführung der Höhenkorrektur sorgt jedoch oft für Verwir­rung bei den Anwendern. Es lohnt sich, in [2] den ganzen Anhang H dazu durchzulesen! Ein weiterer Faktor, der Sicherheits­faktor K_s («safety factor»), berücksichtigt diverse Unwäg­barkeiten und insbesondere die Alterung der Betriebsmittel über ihre gesamte Lebensdauer. Denn ein Gerät, das im fabrikneuen Zustand mit den in der Isola­tions­koordi­nation bestimmten Spannungs­amplituden typgeprüft wird, soll den Beanspru­chungen aus dem Netz ja auch noch nach z.B. dreissig Jahren dielektrisch standhalten können. Durch Multiplikation von U_cw mit diesen beiden Faktoren ergibt sich die erforderliche Stehspannung U_rw («required withstand voltage»).

Da es vier Über­span­nungs­klassen gibt, jedoch nur mit zwei unter­schied­lichen Spannungs­formen geprüft werden soll, werden im vierten Schritt noch Prüf-Umrechnungs­faktoren K_tc («test conversion factor») eingeführt, sodass für jede Über­span­nungs­klasse ein Wert für die jeweilige in der Typprüfung abzuprüfende Bemes­sungs­spannung U_w («withstand voltage») vorliegt. Die Kombination der verschiedenen Bemes­sungs­spannungen für Kurzzeit-Wechsel-, Blitz- und Schalt­stoss­spannung resultiert schliesslich im Bemes­sungs­isolations­pegel für jeden der genormten Werte von U_m. Die Prüf­anforde­rungen werden, wie bereits weiter oben ausgeführt, nach «Bereich I» und «Bereich II» differenziert. Geräte des «Bereich I» werden durch eine Prüfung nur der Leiter-Erde-Isolation jeweils mit Kurzzeit- Wechsel- und mit Blitzstoss­spannung, also durch nur zwei Spannungsprüfungen, für den Netzbetrieb dielektrisch qualifiziert. Das zeigt eindrucksvoll die Effektivität des Prinzips der Isola­tions­koordi­nation! Die Prüfanforde­rungen im «Bereich II» sind etwas aufwendiger, weil bei der Prüfung mit Schalt­stoss­spannung alle drei Isola­tions­strecken (Leiter-Erde-, Leiter-Leiter- sowie Längsisolation) zu prüfen sind.

Das grundsätzliche Vorgehen bei der Isola­tions­koordi­nation ist damit umrissen, und die nächsten Abschnitte widmen sich den typischer­weise auftre­tenden Ampli­tuden der zeitweiligen, der langsam und der schnell ansteigenden Über­span­nungen.

Typische Amplituden von Über­span­nungen

Wie bereits ausgeführt, sind die repräsen­tativen Über­span­nungen für jede Über­span­nungs­klasse in transienten Netz­analysen von Fall zu Fall indivi­duell zu ermitteln. Trotzdem lassen sich aus der Betriebs­erfahrung und als Ergebnis vieler einschlägiger durchgeführter Unter­suchungen und Berech­nungen auch ganz allgemein typische Bereiche und Richtwerte von Über­span­nungs­ampli­tuden angeben.

Zeitweilige Über­span­nungen entstehen bei Erdfehlern, durch Lastabwurf oder durch Resonanz­effekte, um nur die wichtigsten Ursachen zu nennen. Die Höhe der Über­span­nung wird entscheidend durch die Stern­punkt­behandlung des Netzes (isolierter Sternpunkt, direkte bzw. starre Sternpunkt­erdung, Impedanz-Sternpunkt­erdung, Erdung mit Erdschluss­kompensation; Definitionen dazu in [1]) und den Fehlerort beeinflusst. Beides drückt sich im Erdfehlerfaktor k aus. Definiert ist dieser als «für eine bestimmte Stelle eines Drehstrom­netzes und für eine bestimmte Netzkonfiguration das Verhältnis des Effektivwerts der höchsten betriebs­frequenten Spannung Aussenleiter-Erde eines nicht fehler­behafteten Aussen­leiters während eines Fehlers mit Erdberührung, der einen oder mehrere Aussenleiter an beliebigen Stellen des Netzes beeinflusst, zum Effektivwert der betriebsfrequenten Aussen­leiter-Erde-Spannung an der betrachteten Stelle, die dort ohne Fehler vorhanden wäre» [1]. Das heisst, dass der Erdfehler­faktor an jeder Stelle des Netzes und je nach aktueller Netzkonfiguration ein anderer sein kann. Als grober Anhaltspunkt (und natürlich mit Ausnahmen) werden z.B. im deutschen Strom­versor­gungsnetz die Netze der Verteil- und unteren Über­tragungs­spannungs­ebenen (U_s ≤ 123 kV) isoliert oder kompensiert betrieben, die der Hoch- und Höchst­spannungs­ebenen (U_s > 123 kV) direkt geerdet. Die höchsten zeitweiligen Über­span­nungen ergeben sich bei isoliertem Sternpunkt mit k = √3 bis 2, die geringsten bei direkter Sternpunkt­erdung mit einem resultierenden Erdfehler­faktor von typischerweise k ≤ 1,4. Besondere Beachtung verdient die Dauer des Auftretens von zeitweiligen Über­span­nungen, die in Netzen mit kompensiertem oder isoliertem Sternpunkt durchaus bei mehreren Stunden liegen kann. In [1] wird aber eine Zeit von 3600 Sekunden als maximale Dauer zeitweiliger Über­span­nungen definiert (Bild 1), was bedeutet, dass bei mehrstündigem Auftreten die Über­span­nung als dauernd anliegende Spannung zu betrachten ist. Dies wirkt sich auf die Dimensionierung der Über­spannungs­ableiter aus, deren Dauerspannung in diesem Fall zwingend oberhalb dieser Spannung liegen muss (Bild 2).

Langsam ansteigende Über­span­nungen treten bei praktisch jeder – gewollten oder ungewollten – transienten Änderung des elektrischen Netzzustandes auf, da die geladenen Kapazitäten und Indukti­vitäten im Netz grundsätzlich zu Ausgleichs­vorgängen mit im Allgemeinen schwingenden Verläufen führen. Die repräsentative Spannungs­form ist die genormte Schalt­stoss­spannung 250/2500, während die auftretenden Amplituden in der Regel durch Wahr­schein­lich­keits­vertei­lungen als Ergebnis von transienten Netz­analysen abgebildet werden. Einen groben Anhalt über wichtige Einfluss­parameter und resultierende Über­span­nungs­amplituden bietet die Anwendungs­richtlinie [2]. Hier werden z.B. die Einflussgrössen «Einschaltung/dreiphasige Wieder­einschaltung», «Vorhandensein/Nicht-Vorhandensein von Einschaltwiderständen an den Leistungsschaltern», «Charakteristik des Netzes (komplex/induktiv)» sowie der «Grad der Parallel­kompen­sation (>50%/<50%)» bewertet. Der Bereich möglicher langsam ansteigender Über­span­nungen erstreckt sich danach etwa von 1,2 p.u. bis 3,6 p.u. Grundsätzlich ist es am wichtigsten in den Höchst­span­nungs­netzen, durch geeignete Mass­nahmen diese Werte möglichst niedrig zu halten (siehe auch Bild 2), da die absoluten Spannungs­amplituden dort beträchtlich hohe Werte annehmen. Beispielsweise entspricht ein typischer Wert von 2,6 p.u. in den europäischen 420-kV-Netzen bereits einer Über­span­nung von 892 kV und stellt damit einen Wert dar, der im Betrieb nicht merklich überschritten werden darf (Tabelle 1). Im 24-kV-Netz führt der gleiche p.u.-Wert dagegen auf eine absolute Spannungs­höhe von 51 kV, was für die dortigen Betriebsmittel unkritisch ist.

Hauptursache für schnell ansteigende Über­span­nungen sind Blitz­einwirkungen. In diesem Fall spricht man auch von Blitzüber­span­nungen. Einer der kritischsten Fälle, auf den hier beispielhaft eingegangen wird, ist ein direkter Blitzeinschlag in ein Leiterseil einer Freileitung. Die Blitzstrom­amplituden weisen im Allgemeinen eine enorme Bandbreite auf. Die heute noch verwendeten Daten beruhen auf Veröffent­lichungen von Berger, Anderson, Eriksson und Kroninger aus den Jahren 1975 und 1980 und wurden später in einer Technischen Broschüre von Cigre aktualisiert, zusammen­gefasst und übersichtlich dargestellt [9].

Blitzüber­span­nungen müssen grundsätzlich sowohl bezüglich ihrer Amplituden als auch ihrer Anstiegs­steilheiten bewertet werden, wobei die höchsten Amplituden beim Erstblitz auftreten, die höchsten Steilheiten jedoch bei den in der Regel immer auftretenden Folgeblitzen. Transiente Netzanalysen im Zuge der Isolations­koordination müssen beides berücksichtigen.

Es muss ferner entschieden werden, welche Wahr­schein­lichkeit des Auftretens betrachtet wird. In der Regel ist das die 5%-Auftritts­wahr­schein­lichkeit, die allerdings auf extreme Werte der Amplituden und Steilheiten führt. Wichtig für die Isola­tions­koordi­nation der Schaltanlagen ist aber auch die Ausführung der ange­schlos­senen Freileitungen. Wird ein Erdseil mitgeführt, was im Hoch- und Höchst­spannungs­netz praktisch immer der Fall ist, hat man es durch dessen geo­metrische Anordnung auf den Masten in der Hand, welche maximalen Blitz­strom­amplituden bei einem direkten Leiter­seil­einschlag in der Schalt­anlage auftreten können [3]. Ein typischer Wert für die in Deutschland häufig eingesetzten 420-kV-«Donau­masten» ist ein maximal zu erwartender Blitzstrom von î_max = 36 kA. Ein «stärkerer» Blitz würde nicht mehr direkt ins Leiterseil, sondern ins Erdseil einschlagen. Dieser durch den Einschlag eingeprägte Strom teilt sich auf in zwei Strom-Wanderwellen, die sich, ausgehend vom Einschlagsort, in beide Richtungen ausbreiten. Damit lässt sich typischer­weise ein maximaler Wert von 18 kA für die über die Leitung laufenden Strom-Wanderwellen annehmen. Dieser Wert, multipliziert mit dem Wellen­widerstand von typischer­weise Z = 350 Ω einer 420-kV-Freileitung, führt auf eine Amplitude der Über­span­nungs­wellen von 6,3 MV. Bei dieser Spannungshöhe schlagen aber die Isolatoren über. Als maximal mögliche Amplitude der weiter­laufenden Spannungs­wellen kann man die 100%-Überschlag­spannung U₁₀₀,_neg der Isolatoren bei negativer Polarität annehmen (bei negativer Polarität ergeben sich die höchsten Über­schlag­span­nungen, und 90% aller Blitzströme weisen ohnehin negative Polarität auf). Die Anwen­dungs­richt­linie [2] nennt Richtwerte für die spezifischen Überschlag­span­nungen verschiedenster Anordnungen.

In dem hier betrachteten Fall eines Isolators mit 3,5 m Schlagweite ergibt sich mit einer spezifischen 100%-Überschlagspannung von 770 kV/m ein Wert von U_100,neg= 2,7 MV, entsprechend 7,9 p.u. Das führt immer noch zu völlig inakzep­tablen Amplituden der schnell ansteigenden Über­span­nungen, was aber auch bereits bei langsam ansteigenden Über­span­nungen von 3 p.u. schon der Fall ist. Bei den Betrachtungen in Tabelle 1 ist es wichtig zu beachten, dass im Netzbetrieb nicht die Bemessungs­steh­span­nungs­werte U_w der Typprüfungen auftreten dürfen, sondern nur die um den Sicherheits­faktor K_s reduzierten Werte, also die Koordinationsstehspannungen U_cw.

Es zeigt sich, dass der Einsatz von Standard-Über­span­nungsableitern (typischer Schaltstossschutzpegel SIPL =  650 kV, typischer Blitzschutzpegel LIPL = 790 kV [10]) im gewählten Beispiel die langsam ansteigenden Über­span­nungen auf einen Wert von 650 kV (1,9 p.u.) und die schnell ansteigenden auf einen Wert von 790 kV begrenzt. Diese Werte liegen mit einer grossen Sicherheitsmarge unterhalb der Koordi­nations­steh­span­nungen, wobei die besonders grosse Marge von 1239 kV/790 kV = 1,57 bei den schnell ansteigenden Spannungen insbesondere durch zwischen Ableiter und zu schützendem Betriebsmittel auftretende Wander­wellen­effekte schnell aufgebraucht wird, und zwar umso mehr, je grösser der Abstand zwischen beiden ist. Ableiter haben daher nur einen begrenzten räumlichen Schutzbereich und sollten so nah wie möglich an den zu schützenden Betriebs­mitteln installiert sein.

Zusammen­fassung

Dieser kurze Beitrag kann nur einen groben Überblick über die Grundlagen der Isola­tions­koordi­nation geben. Detailliertere Betrachtungen sind hier nicht möglich. Isola­tions­koordi­nation bedeutet die Gegen­überstellung von Spannungs­bean­spru­chungen im Netz einerseits und der dielektrischen Festigkeit der Betriebsmittel andererseits. Ziel der Isola­tions­koordi­nation ist die Definition von Prüf­spannungen und -bedingungen, die die Verhältnisse im Netz repräsentieren und damit die Betriebsmittel durch die im Labor durchgeführten Typprüfungen für einen sicheren, fehlerfreien Betrieb im Netz über ihre gesamte erwartete Lebensdauer dielektrisch qualifizieren. Dabei wird nach verschiedenen Über­span­nungs­klassen unterschieden: dauernd anliegende Spannung, zeitweilige Über­span­nungen und langsam sowie schnell ansteigende Über­span­nungen. Die prinzipielle Vorgehensweise der Isola­tions­koordi­nation ist ein Prozess in vier Schritten, in denen zunächst die repräsentativen Über­span­nungen U_rp ermittelt werden, dann durch Anwendung von entsprechenden Faktoren die Koordi­nations­steh­span­nung U_cw, die erforderliche Steh­spannung U_rw und schliesslich die Bemes­sungs­spannungen U_w, die gemeinsam für jeden Wert der höchsten Spannung für Betriebsmittel, U_m, den Bemessungs­isolations­pegel der Betriebs­mittel ergeben.

Die im Netz auftretenden Über­span­nungs­bean­spru­chungen müssen für jeden indivi­duellen Fall durch aufwendige transiente Netzanalysen ermittelt werden. Es lassen sich jedoch für alle Über­span­nungs­klassen typische Ursachen und typische Amplituden benennen, was in diesem Beitrag stark vereinfacht dargestellt wurde. Es zeigt sich dabei, dass ohne Einsatz von Über­span­nungs­ableitern die auftretenden Über­span­nungen oft schon bei den langsam ansteigenden, auf jeden Fall aber bei den schnell ansteigenden Über­span­nungen in der Regel zu hoch für die installierten Betriebsmittel sind. Damit sind Über­span­nungs­ableiter unverzichtbare Betriebsmittel zur Sicherstellung einer korrekten Isola­tions­koordi­nation in den Netzen.

Referenzen

[1] DIN EN 60071-1: Isola­tions­koordi­nation – Teil 1: Begriffe, Grundsätze und Anforderungen. (IEC 60071-1:2006 + A1:2010); Deutsche Fassung EN 60071-1:2006 + A1:2010, 2010–09.

[2] DIN EN IEC 60071-2: Isola­tions­koordi­nation – Teil 2: Anwendungsrichtlinie (IEC 60071-2:2018); Deutsche Fassung EN IEC 60071-2:2018, 2021–07.

[3] A. R. Hileman, Insulation Coordination for Power Systems, Marcel Dekker, 1999.

[4] DIN EN 50124-1: Bahnanwendungen – Isola­tions­koordi­nation – Teil 1: Grundlegende Anforderungen – Kriech- und Luftstrecken für alle elektrischen und elektronischen Betriebsmittel; Deutsche Fassung EN 50124-1:2017, 2017–12.

[5] DIN EN 50124-2: Bahnanwendungen – Isola­tions­koordi­nation – Teil 2: Über­span­nungen und zugeordnete Schutzmassnahmen; Deutsche Fassung EN 50124-2:2017, 2017–12.

[6] DIN EN 60664-1: Isola­tions­koordi­nation für elektrische Betriebsmittel in Niederspannungsanlagen – Teil 1: Grundsätze, Anforderungen und Prüfungen, 2008–01.

[7] IEC-Dokument SMB/7782/QP: ACTAD recommendation to assign a horizontal function to TC 99, Insulation co-ordination and system engineering of high voltage electrical power installations above 1,0 kV AC and 1,5 kV DC. 2022–12–09.

[8] IEC 60060-1: High-voltage test techniques – Part 1: General definitions and test requirements. 2010–09.

[9] Cigre Working Group C4.407: TB 549 – Lightning Parameters for Engineering Applications. August 2013.

[10] Siemens Energy, High-Voltage Surge Arresters – Product Guide, 2021. Download. Daraus: Typ 3EL2 336-2P.3.-….