UnterYo-Yo-ShiDie Bay-O-Net-Koordinationskurven legen fest, ob eine Sicherung einen Fehler beseitigt, bevor der vorgeschaltete Wiedereinschalter oder Leistungsschalter anspricht – und ob dies mit ausreichender Reserve geschieht, um normale Netzstörungen zu überstehen. Tritt ein Fehler stromabwärts eines Verteiltransformators auf, entscheidet die korrekte Interpretation dieser Koordinationskurven darüber, ob ein Schutzkonzept einen einzelnen Transformator isoliert oder eine gesamte Zuleitung lahmlegt. Eine falsche Interpretation führt entweder dazu, dass Kunden durch unnötige Abschaltungen beeinträchtigt werden oder dass ein Fehler lange genug bestehen bleibt, um die Transformatorwicklungen zu beschädigen.
Eine TCC-Kurve stellt die Zeit, die eine Schutzeinrichtung zum Auslösen benötigt, in Abhängigkeit von der auf sie einwirkenden Stromstärke dar, fast immer in einer logarithmisch-logarithmischen Skalierung. Bei einer Bay-O-Net-Sicherung zeigt die Kurve typischerweise zwei Grenzwerte: die minimale Schmelzzeit und die gesamte Auslösezeit, die durch ein Lichtbogenintervall voneinander getrennt sind. Bei einem Fehlerstrom von etwa 500 A löst ein Sicherungselement mit 15 A Nennstrom üblicherweise im Subsekundenbereich aus, während die Auslösezeit bei 3.000 A–3.500 A – nahe der praktischen Unterbrechungsgrenze für Bay-O-Net-Sicherungselemente vom Auswurftyp – auf wenige Zyklen sinkt. Die Kurve des vorgeschalteten Wiedereinschaltrelais wird auf denselben Achsen unter Verwendung seiner schnellen und langsamen (oder verzögerten) Auslösecharakteristiken dargestellt, die in der Regel aus der programmierten Kurvenfamilie des Relais und nicht aus einem festen Wert im Datenblatt entnommen werden.
In einem typischen Schutzkonzept für freistehende Verteiltransformatoren fungiert das Bay-O-Net als erste Verteidigungslinie gegen sekundärseitige und mittelschwere primärseitige Fehler, während der Netzwiederzuschalter oder der Schalter im Umspannwerk mehrere hundert Meter bis mehrere Kilometer stromaufwärts als Reserve dient. In der Praxis stellen Ingenieure bei der Inbetriebnahme eines neuen Transformatoranschlusses häufig fest, dass die Schnellauslösekurve des Wiedereinschalters pauschal für die Zuleitung eingestellt wurde, anstatt auf die spezifische Sicherungsstärke des jeweiligen Transformators abgestimmt zu sein – eine Diskrepanz, die erst zutage tritt, wenn man die beiden Kurven tatsächlich übereinanderlegt, anstatt lediglich die Nennwerte auf dem Typenschild zu vergleichen. IEEE C37.42 (Abschnitt 7, Anforderungen an Zeit-Strom-Kennlinien) legt die Leistungskriterien für diese Kennlinien fest, wobei die zugrunde liegende Prüfmethodik in IEEE C37.41 definiert ist – daher lohnt sich der zusätzliche Schritt, die zugrunde liegende Prüfkennlinie und nicht nur eine Übersichtstabelle anzufordern, wenn es auf Präzision ankommt.
Die Bay-O-Net-Sicherungsbaugruppe Die in Koordinierungsstudien herangezogene Produktfamilie deckt in der Regel die 15/25-kV-Verteilungsklasse ab, wobei die Nennströme der Verbindungsleitungen je nach kVA-Leistung des Transformators üblicherweise zwischen 2 A und 50 A liegen.
[Experteneinblick]
Die Analyse der Koordinationskurve mag wie eine theoretische Übung erscheinen, bis ein bestimmter Transformator zu ausfallsbedingten Unterbrechungen in der gesamten Zuleitung führt. Bei der Fehlerbehebung vor Ort zeigt sich eine Fehlkoordination zwischen einer Bay-O-Net-Sicherung und einem vorgeschalteten Wiedereinschalter in der Regel in Form von einem von zwei unterschiedlichen Symptomen, und die Behebung hängt davon ab, welches davon auftritt.
Wenn ein Verteilungstransformator unter Spannung gesetzt wird, kann der Einschaltstrom für den Bruchteil einer Sekunde kurzzeitig das 8- bis 12-fache des Nennstroms des Transformators erreichen, bevor er sich auf das normale Lastniveau einpendelt. Liegt die Schnellauslösekurve des Wiedereinschalters bei dieser Stromstärke zu nahe an der Schmelzkurve des Bay-O-Net, kann der Wiedereinschalter eine routinemäßige Einschaltung als Fehler interpretieren und sich sperren, wodurch alle Kunden an der Zuleitung vom Netz getrennt werden, anstatt nur den einzelnen Transformator zu isolieren. Außendienstteams berichten häufig von diesem Muster nach der Wiederinbetriebnahme nach einer geplanten Abschaltung, wenn mehrere Transformatoren nacheinander wieder eingeschaltet werden und die Zuleitung beim zweiten oder dritten Einschaltversuch auslöst – ein Anzeichen für eine Koordinationsreserve, die zwar für den Einschaltstrom eines einzelnen Transformators ausreichend war, nicht jedoch für die kumulative Belastung.
Der gegenteilige Ausfallmodus ist weniger offensichtlich, verursacht jedoch größere Schäden. Wenn die Ausschaltzeit des Bay-O-Net bei einem bestimmten Fehlerstrom – beispielsweise 2.000 A bis 2.500 A – die Betriebszeit der Schnellkurve des Wiedereinschalters überschreitet, öffnet der Wiedereinschalter zuerst, wodurch erneut die gesamte Zuleitung wegen eines Fehlers abgeschaltet wird, der eigentlich auf einen einzelnen Transformator hätte isoliert werden sollen. Schlimmer noch: Ist der Wiedereinschalter auf automatisches Wiedereinschalten eingestellt, wird der Transformator einem zweiten Einschalt- und Fehlerstromereignis ausgesetzt, bevor die Sicherung beim ersten Versuch auslösen kann, was die thermische Belastung des Sicherungselements und in Grenzfällen auch der Transformatorwicklung selbst beschleunigt.
Beide Symptome lassen sich auf dieselbe Ursache zurückführen: Die beiden Kurven wurden nie tatsächlich mit den tatsächlichen Einschalt- und Fehlerstromdaten dieser konkreten Anlage abgeglichen und überprüft, sondern lediglich auf dem Papier anhand der Nennstrom- bzw. Nennspannungsklasse verglichen.
Überlagerung Bay-O-Net-Koordinationskurven Das Abgleichen anhand einer vorgelagerten Wiedereinschaltkurve ist zwar ein mechanischer Vorgang, doch die Reihenfolge spielt eine wichtige Rolle – das Überspringen eines Schritts ist der häufigste Grund dafür, dass Ingenieure eine Sicherheitsmarge falsch einschätzen, die auf dem Papier zwar gut aussieht, in der Praxis jedoch versagt.
Beide Kurven müssen identische Skalen für Strom (x-Achse) und Zeit (y-Achse) aufweisen, typischerweise für Stromwerte von etwa 10 A bis 10.000 A und Zeitwerte von 0,01 s bis 1.000 s. Das Kombinieren einer in einem Softwarepaket erstellten Sicherungskurve eines Herstellers mit einer aus einem anderen Softwarepaket exportierten Relaiskurve ist eine häufige Ursache für visuelle Abweichungen – vergewissern Sie sich daher stets, dass beide Kurven auf dieselben Basis-Strom- und Zeiteinheiten bezogen sind, bevor Sie die Kurvenverläufe vergleichen.
Anstatt die Kurven über ihren gesamten Bereich hinweg zu vergleichen, markieren Sie den für die Anlage relevanten Bereich des tatsächlichen Fehlerstroms – dieser wird in der Regel durch den minimalen Fehlerstrom (häufig am äußersten Ende des Sekundärleiters) und den maximal verfügbaren Fehlerstrom (in der Regel an den Transformatoranschlüssen) begrenzt. Bei einem Verteilungstransformator kann der Fehlerstrombereich etwa 800 A am unteren Ende bis zu 4.000 A an den Anschlüssen betragen, und die Koordination muss nur über diesen Bereich hinweg gewährleistet sein, nicht über die gesamte Länge der Kurve.
Lesen Sie an mehreren Stellen über den gesamten Fehlerstrombereich hinweg den Zeitwert auf beiden Kurven ab und notieren Sie die Differenz. Die Kurve der Gesamtabschaltzeit des Bay-O-Net sollte an jedem Punkt des Bereichs deutlich unterhalb der Schnellkurve des Wiedereinschalters liegen – nicht nur an den Endpunkten, da sich die Kurven in der Mitte kreuzen können, selbst wenn sie an beiden Endpunkten getrennt erscheinen.
In der Praxis kommt es häufig vor, dass Ingenieure, die eine Koordinationsstudie zum ersten Mal prüfen, nach der Überprüfung der allgemeinen Kurvenform aufhören und einen Kreuzungspunkt mit knapper Toleranz übersehen, der mitten im Bereich verborgen ist – aus diesem Grund ist eine Punkt-für-Punkt-Prüfung über den gesamten Bereich hinweg und nicht nur eine Sichtprüfung Standardpraxis bei jedem Projekt, bei dem es um Auswahl von Transformatorzubehör bei denen die Koordinierung des Schutzes ein Ergebnis ist.
Einmal Bay-O-Net-Koordinationskurven sind über den relevanten Fehlerstrombereich hinweg aufgetragen und übereinandergelegt; nun gilt es noch zu entscheiden, welcher zeitliche Abstand als “ausreichend” gilt, und Anpassungen für Bedingungen vorzunehmen, die die Kurven von ihren Katalogpositionen abweichen lassen.
Die Praxis der Schutzkoordination bei Energieversorgungsunternehmen zielt in der Regel auf einen Mindestzeitabstand im Bereich von 0,1 s bis 0,4 s zwischen der Gesamt-Abschaltkurve des Bay-O-Net und der Schnellkurve des Wiedereinschalters an jedem beliebigen Strompunkt ab, wobei dieser Spielraum in der Regel durch die eigenen Schutzkoordinierungsstandards der einzelnen Energieversorgungsunternehmen und nicht durch eine einzige feste IEEE-Anforderung festgelegt wird – das in IEEE Std. 242 (Empfohlene Praxis für den Schutz und die Koordination von industriellen und gewerblichen Stromversorgungssystemen) erwähnte Konzept des Koordinationszeitintervalls bietet zwar einen allgemeinen Rahmen, doch sollte die konkrete numerische Marge stets anhand des Koordinationsleitfadens des jeweiligen lokalen Energieversorgers überprüft werden. Geringere Spielräume als diese können durch normale Fertigungstoleranzen am Sicherungselement selbst zunichte gemacht werden, die typischerweise selbst innerhalb derselben Produktionscharge mehrere Prozent der Schmelzzeit betragen.
Zwei Bedingungen führen regelmäßig dazu, dass der effektive Betriebspunkt von der stationären Kurve abweicht; sie müssen daher gesondert überprüft werden, anstatt davon auszugehen, dass sie innerhalb der Standardtoleranz liegen.
Ein Kaltlastanstieg tritt nach einem längeren Stromausfall auf, wenn sich die angesammelten thermostatgesteuerten Lasten (Heizung, Klimaanlage, Warmwasserbereiter) alle gleichzeitig wieder einschalten und dabei anhaltende Ströme erzeugen, die deutlich über der normalen Last liegen – manchmal das 2- bis 4-Fache des Nennstroms für mehrere zehn Sekunden statt nur Millisekunden. Diese Dauer ist lang genug, um den unteren Bereich beider Kurven zu überschneiden, sodass die Sicherheitsmarge an diesem spezifischen Punkt erneut überprüft werden muss, nicht nur bei kurzzeitigen Fehlerströmen.
Der Einschaltstrom eines Transformators ist dagegen ein kurzes Ereignis mit hoher Stromstärke, typischerweise das 8- bis 12-Fache des Nennstroms, das deutlich weniger als eine Sekunde andauert und schnell abklingt. Da er nur von kurzer Dauer ist, verfügen einige Schnellcharakteristiken von Wiedereinschaltrelais über eine kurze Zeitverzögerung oder eine Einschaltstrombegrenzung, um diesen Vorgang zu überstehen, ohne ihn als Fehler zu behandeln – die Überprüfung, ob diese Einstellung aktiv ist, ist Teil der Überprüfung der Sicherheitsreserve und darf nicht allein aus der auf dem Typenschild des Relais angegebenen Funktion abgeleitet werden.
| Zustand | Typischer Strombereich | Dauer | Fokus auf Margenprüfung |
|---|---|---|---|
| Stationäre Störung | 800 A–4.000 A | Von weniger als einer Sekunde bis zu einigen Sekunden | Standardmäßiger vertikaler Abstand von 0,1–0,4 s |
| Einschaltstrom des Transformators | 8–12× Nennstrom | <1 s, abklingend | Einstellung der Einschaltstrombegrenzung / Einschaltverzögerung des Wiedereinschalters |
| Kaltlast-Anlauf | 2–4× Nennstrom | 10–100 Sekunden | Schnittpunkt der unteren Kurve |
Der Abgleich dieser Spielräume mit den tatsächlichen Relais-Einstellungen – und nicht mit allgemeinen Katalogkurven – macht den Unterschied zwischen einer Koordinationsstudie, die in der Praxis funktioniert, und einer, die nur auf dem Papier funktioniert.
[Experteneinblick]
Eine auf Papier durchgeführte Koordinationsstudie muss noch vor Ort überprüft werden, bevor ein Transformator dauerhaft in Betrieb genommen wird, da die am Relais vorgenommenen Einstellungen oder die aus der generischen Kurve des Herstellers entnommenen Werte nicht immer mit dem übereinstimmen, was tatsächlich vor Ort programmiert und installiert ist.
Die häufigste Diskrepanz zwischen einer theoretischen Studie und der Realität vor Ort besteht darin, dass die Kurvenfamilie, der Multiplikator oder die Zeiteinstellung des Wiedereinschalters nach Abschluss der Koordinationsstudie geändert wurden – manchmal von einem anderen Ingenieurteam als Reaktion auf ein anderes Problem an der Zuleitung. Vor der Inbetriebnahme eines neuen Transformatoranschlusses sollten die aktuellen Einstellungen des Wiedereinschalters direkt am Relais (und nicht anhand der ursprünglichen Konstruktionszeichnung) abgelesen und erneut überprüft werden, ob sie mit der Studie übereinstimmen. Diese fünfminütige Überprüfung deckt einen erheblichen Anteil der Fälle von Fehlkoordinationen in der Praxis auf.
Eine zweite häufig auftretende Abweichung vor Ort ist eine Sicherungsstange, die mit einer anderen Nennleistung als der in der Koordinationsstudie angegebenen installiert wurde – häufig, weil ein Einsatzteam bei einer Notfallreparatur eine verfügbare Stange ausgetauscht hat, ohne die Studie zu aktualisieren. Der Abgleich des Nennstroms der installierten Sicherung – der bei Bay-O-Net-Anwendungen je nach kVA-Leistung des Transformators typischerweise im Bereich von 2 A bis 50 A liegt – mit dem in der Studie angenommenen Nennwert sollte Teil jeder Inbetriebnahme-Checkliste sein und nicht den ursprünglichen Planungsunterlagen überlassen bleiben.
Sobald beide Werte bestätigt sind, bietet die Aufzeichnung der tatsächlich an zwei oder drei repräsentativen Fehlerstrompunkten gemessenen Sicherheitsreserve – und nicht nur die Notiz “Koordination bestätigt” – zukünftigen Ingenieuren eine Vergleichsgrundlage für den Fall, dass sich die Konfiguration der Zuleitung später ändert. Diese Dokumentation des Ist-Zustands dient den Teams vor Ort auch als Referenz bei der Fehlerdiagnose nach einem Vorfall, wobei sie einem strukturierten Workflow zur Ermittlung der Grundursache folgen, anstatt eine Ad-hoc-Fehlerbehebung durchzuführen.
Die meisten Koordinationsprobleme vor Ort lassen sich auf eine kleine Anzahl wiederkehrender Fehler zurückführen, die jeweils leicht zu beheben sind, sobald sie erkannt wurden.
Die Schmelzkurven der Bay-O-Net-Sicherungselemente werden in der Regel bei einer Referenzumgebungstemperatur veröffentlicht, häufig bei 25 °C, doch Verteiltransformatoren arbeiten in einem wesentlich größeren Temperaturbereich – von Temperaturen unter dem Gefrierpunkt bis weit über 40 °C in geschlossenen Gehäusen während der sommerlichen Spitzenlast. Ein Sicherungseinsatz, der bei erhöhter Umgebungstemperatur betrieben wird, schmilzt schneller, als es die veröffentlichte Kurve vermuten lässt, da er bereits näher an seiner thermischen Schwelle liegt, bevor überhaupt ein Fehlerstrom anliegt. Ingenieure, die Kurven ohne Umgebungstemperaturkorrektur vergleichen, stellen manchmal fest, dass eine auf dem Papier ausreichend erscheinende Sicherheitsmarge während eines Fehlerereignisses bei sommerlicher Spitzenlast schwindet oder ganz verschwindet. Die Korrektur erfolgt in der Regel über einen vom Hersteller angegebenen Derating-Faktor und nicht über einen festen Prozentsatz; daher ist es der zuverlässige Ansatz, diesen Faktor dem Datenblatt des jeweiligen Sicherungseinsatzes zu entnehmen – anstatt eine allgemeine Faustregel der Branche anzuwenden.
Ein zweiter häufig auftretender Fehler besteht darin, die gesamte Koordinierungsstudie ausschließlich anhand der vom Hersteller veröffentlichten Sicherungskurve und der generischen Relaiskurve des Wiedereinschalters durchzuführen, ohne jemals den tatsächlich verfügbaren Fehlerstrom am spezifischen Standort des Transformators auf der Zuleitung zu berechnen. Der verfügbare Fehlerstrom variiert je nach Position auf einer Zuleitung erheblich – ein Transformator in der Nähe des Umspannwerks kann Fehlerströme aufweisen, die um ein Vielfaches höher sind als bei einem am Ende eines langen ländlichen Zuleitungsabschnitts – und eine Sicherheitsreserve, die bei einem bestimmten Fehlerstromniveau noch ausreicht, kann bei einem anderen bereits versagen. Die Heranziehung des standortspezifischen Fehlerstroms aus einer Kurzschlussstudie anstelle der Annahme eines durchschnittlichen Wertes für die gesamte Zuleitung ist der entscheidende Unterschied zwischen einer Koordinationsstudie, die unter realen Bedingungen gültig ist, und einer, die nur unter idealisierten Bedingungen gültig ist.
Umstrukturierungen der Zuleitungen, Firmware-Updates für Relais und der Austausch von Sicherungselementen im Rahmen von Notfallreparaturen verschieben die Kurven, ohne dass dies zwangsläufig eine erneute Überprüfung erforderlich macht. Durch die Einbindung eines regelmäßigen Überprüfungsschritts – selbst eines informellen im Rahmen routinemäßiger Wartungsbesuche – in den Wartungszyklus lassen sich Abweichungen erkennen, bevor sie zu einem Ausfall führen, und nicht erst danach.
Um Koordinationskurven korrekt zu erstellen, benötigt man bereits in der Planungsphase genaue, überprüfbare Daten zu den Sicherungselementen – und darf diese nicht erst nach der Installation durch Reverse Engineering ermitteln. ZeeyiElec’s Transformatorenzubehör Das Produktportfolio, einschließlich der Bay-O-Net-Sicherungsbaugruppen für die 15/25-kV-Verteilungsklasse, wird mit Nennströmen von 2 A bis 50 A geliefert, um Transformatorleistungen von etwa 25 kVA bis 500 kVA abzudecken, und es wird eine vollständige Dokumentation der TCC-Kurven bereitgestellt, um Koordinationsstudien bereits vor der Auftragserteilung zu unterstützen, anstatt erst nach dem Auftreten eines Problems vor Ort.
Bei Projekten, bei denen die Bay-O-Net-Koordination zusammen mit einem vorgeschalteten Schutz oder einer reservierten Strombegrenzungssicherung geprüft wird, ermöglicht die Verfügbarkeit sowohl der Schmelz- als auch der Gesamtabschaltkurven – zusammen mit den BIL- und Unterbrechungsleistungsdaten – dem Ingenieurteam, die oben beschriebene Überlagerungsanalyse mit echten Produktdaten statt mit allgemeinen Katalogschätzungen durchzuführen.
Entdecken Sie das gesamte Kabelzubehör Umfang, falls Ihr Projekt auch die Koordination der nachgelagerten Kabelkonfektionierung umfasst, oder sehen Sie sich die Transformatorenzubehör RFQ-Checkliste, in dem die Parameter aufgeführt sind, die für eine genaue Angebotserstellung für Buchsen, Sicherungen und Schaltgeräte in einem einzigen Paket erforderlich sind.
Die Koordinationszeiträume werden in der Regel im Bereich von einigen hundert Millisekunden bis zu mehreren Zehntelsekunden zwischen den Kurven bewertet, wobei der genaue Wert von den spezifischen Einstellungen des Wiedereinschaltrelais und den Koordinationspraktiken des Netzbetreibers abhängt, sodass eine standortspezifische Untersuchung erforderlich ist.
Ja, eine dreistufige Koordination ist bei Schutzkonzepten für Verteilungsnetze üblich, erfordert jedoch, dass alle drei TCC-Kurven gemeinsam dargestellt werden und überprüft wird, ob die Sicherheitsreserven über den gesamten Fehlerstrombereich hinweg eingehalten werden – nicht nur an einem einzigen Punkt.
Dies tritt in der Regel auf, wenn die Einstellung der schnellen Auslösekurve des Wiedereinschalters im Verhältnis zur Auslösezeit der Sicherung bei diesem Stromniveau zu aggressiv ist, was häufig dadurch verschlimmert wird, dass der Fehlerstrom unterschätzt oder die durch die Umgebungstemperatur bedingte Leistungsminderung der Sicherung nicht berücksichtigt wird.
Ja, der Einschaltstrom kann kurzzeitig die Größenordnung eines Fehlerstroms erreichen; daher sollten die Koordinationskurven unter Berücksichtigung der typischen Dauer und Stärke des Einschaltstroms überprüft werden, um unerwünschte Wiedereinschaltvorgänge während der Einschaltung zu vermeiden.
Eine erneute Überprüfung wird generell nach jeder Änderung der Relais-Einstellung im vorgelagerten Bereich, nach jedem Austausch eines Transformators oder nach jedem Austausch einer Sicherungsstufe empfohlen, da jede dieser Maßnahmen die Kennlinien verschiebt und die ursprünglich überprüfte Sicherheitsmarge unbemerkt verringern kann.
Die zugrunde liegende TCC-Methodik ist zwar dieselbe, doch bei ölgefüllten Verteilungstransformatoren, die mit Bay-O-Net-Baugruppen ausgestattet sind, werden in der Regel Fehlerbeseitigungsdaten herangezogen, die speziell auf das Verhalten von untergetauchten Schmelzsicherungen zugeschnitten sind und sich geringfügig von den Schutzdaten für Trockentransformatoren unterscheiden können.
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