Predictive Maintenance wird einfacher

Der Trafo muss funktionieren!

21. Juni 2016, 12:48 Uhr | Daniel Stieneke
Phoenix Contact
Das modulare Echtzeit-I/O-System »Axioline« von Phoenix Contact zeichnet sich unter anderem durch eine robuste Bauform aus.
© Phoenix Contact

In Energienetzen spielen Leistungstransformatoren eine wichtige Rolle – wenn sie ausfallen, drohen Versorgungsausfälle sowie Personen- und Sachschäden. Damit die Netzbetreiber dies vermeiden können, hat Phoenix Contact ein Überwachungssystem auf Basis des Übertragungsprotokolls IEC 61850 entwickelt.

Leistungstransformatoren fungieren als zentrale Knotenpunkte in der elektrischen Energieverteilung und -übertragung. Ihr Zustand entscheidet daher über einen störungsfreien Betrieb. Denn ein Ausfall kann erhebliche Folgen haben: Er führt zur Überlastung von Netzabschnitten und damit unter Umständen zu weitreichenden Versorgungs- und Produktionsausfällen. Versagt die Isolation komplett, könnten  Personen- und hohe Sachschäden entstehen.

Eine unterbrechungsfreie Energieversorgung ist nur gegeben, wenn die entsprechenden Leistungstransformatoren zuverlässig funktionieren. Weil die Trafos jedoch meist jahrzehntelang zum Einsatz kommen, sind sie unvermeidlichen Alterungs- und Verschleißprozessen ausgesetzt. Ein vorsorglicher Austausch nach einer bestimmten Betriebszeit ist oft keine wirtschaftliche Lösung, weil dadurch hohe Kosten entstehen können. Zudem hängt die Alterung stark von der Betriebsweise und den Umgebungsbedingungen der Trafos ab. Um die zustandsabhängige Instandhaltung zu vereinfachen, hat Phoenix Contact eine wirtschaftliche Gesamtlösung für Leistungstrafos entwickelt.

Leistungstransformatoren werden in Deutschland meist in den drei Spannungsebenen 110 kV, 220 kV und 380 kV genutzt. Während Verteilnetz-Transformatoren mit einer Spannungsebene von 110 kV normalerweise nur wenige Sensoren haben und folglich nicht viele Messwerte liefern, sind vor allem Transformatoren auf der 380-kV-Transportnetzebene mit einer Vielzahl von Mess- und Überwachungseinrichtungen ausgestattet. Die umfangreiche Sensorik ist in einer modernen Kraftwerks-Leittechnik für das detaillierte Monitoring der Transformatoren zuständig.

Ölisolierte Transformatoren bergen die Gefahr, dass Öl ausläuft und in die Umwelt gelangt. Damit dies nicht passiert, werden die Transformatoren auf so genannte Transformatortassen gebaut, die im Schadensfall das entweichende Öl sammeln. Doch die Trafotassen sind ebenfalls der Witterung ausgesetzt, nehmen also beispielsweise Regenwasser auf, das bei Bedarf abgepumpt werden muss. Das zu entleerende Wasser darf aber nicht durch Transformatoröl verunreinigt werden. Um die Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (VAwS) zu erfüllen, müsste der Füllstand der Trafotassen kontinuierlich überwacht werden, so dass im Havariefall kein Isolieröl in die Umwelt austreten kann. Das Niederschlagswasser wird dann nach einer Ölprüfung abgepumpt.

Anforderungen an Überwachungs­systeme auf IEC-61850-Basis

Im Transportnetz werden häufig autarke Überwachungssysteme genutzt, die dank des Übertragungsprotokolls IEC 61850 künftig wesentlich kostengünstiger in der Stations- und Leittechnik realisiert werden können. Der internationale Standard stellt jedoch besondere Anforderungen an die verwendeten I/O-Systeme: Je nach Einsatzort müssen sie zeitkritische Signale weiterleiten, hohen Umweltanforderungen genügen und die von der Norm geforderte Interoperabilität unterstützen. Um Signalkontakte an einem Hochspannungs-Schaltgerät mit einer Signalspannung bis 220 V DC zu erfassen, ist beispielsweise eine erhöhte Stoßspannungsfestigkeit von 5 kV nötig. In Verbindung mit speziellen Lichtwellenleiter-Komponenten sowie auf die spezifischen Rahmenbedingungen abgestimmten Stromversorgungen und DC/DC-Wandlern erfüllt das Echtzeit-I/O-System »Axioline« von Phoenix Contact die Anforderungen der IEC 61850. Die nötigen Ethernet-Netzwerke lassen sich wahlweise in Kupfer- oder Lichtwellenleiter-Technik aufbauen.

Zur zuverlässigen Kontrolle von Transformatoren sind zahlreiche Signale aufzunehmen, etwa die Temperatur der Wicklungen und des Isolieröls, die Position des Stufenschalters, der Zustand des Buchholzrelais oder der Füllstand der Trafotasse. Diese Signale werden auf die Datenobjekte eines bereits in die Lösung integrierten Datenmodells gemappt und über MMS-Reports (Multi Messaging) des IEC-61850-Protokolls an die übergeordnete Leittechnik kommuniziert. Das Datenmodell ermöglicht eine schnelle Inbetriebnahme des Überwachungssystems mit der Leittechnik, indem die .scd-Datei in die Leittechnik eingespielt wird.

Gemäß IEC 61850 ist die Steuerung ein Intelligent Electronic Device (IED). Das IED enthält einen Access Point mit einem Logical Device (LD). Im LD sind vier standardisierte Logical Nodes (LN) sowie ein generischer Knoten (GGIO) definiert. Das Datenmodell des Überwachungssystems sieht eine GOOSE-Kommunikation (Generic Object Oriented Substation Events) nicht vor. Individuelle Veränderungen oder Erweiterungen des Datenmodells sind ohne Weiteres möglich. Mit der Kleinsteuerung »AXC 1050« von Phoenix Contact lässt sich die von der IEC 61850 geforderte Interoperabilität sicherstellen. Die Zeitsynchronisierung erfolgt über einen SNTP-Server (Simple Network Time Protocol) im Netzwerk. Die entsprechende Adresse ist über die Web-Oberfläche einstellbar.


  1. Der Trafo muss funktionieren!
  2. Einbindung in vorhandene Applikationen

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