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  • Harald Mayer 03/04/2018

    Neue Sensoren - halten die Transformatoren gesund

    Weniger Ausfälle, geringere Wartungskosten: Mit neuen Multi-Gas-Infrarot-Sensoren finden Sie schnell und präzise heraus, wie es Ihrem Trafo geht.

     

    Rund um den Globus altern die Komponenten der Energiesysteme. Und das bei gleichzeitig steigendem Strombedarf. Um den Betrieb zu sichern sowie Risiken und Wartungskosten zu minimieren, wird eine effiziente, zustandsabhängige Wartung etwa der Transformatorenbestände immer wichtiger. Die Lösung: eine Online-Gesundheitsprüfung mit Hilfe der Gas-in-Öl-Analyse (DGA, Dissolved Gas Analysis). Der Siemens-Kundenservice hat dafür neue herausragende DGA-Infrarot-Sensoren für Trafos neu im Programm.

     

    „Früher schickten uns die Kunden häufiger Ölproben ihrer Transformatoren, einige tun das noch immer. Die Entnahme ist nicht ganz ungefährlich. Nach der Ölanalyse wussten wir, wie es den Trafos geht und was sie brauchen“, erklärt Siemens-Produktmanager Fabian Kuder. Sein Spezialgebiet sind Sensoren. Denn auch Transformatoren sind mittlerweile im digitalen Zeitalter angekommen. Ihre schlaue Sensorik kann heute die manuellen Tests teilweise ersetzen und stellt ihnen eine lückenlose kontinuierliche Analyse gegenüber – und zwar online, nahtlos integriert ins System der Kunden.

     

    Kosten sparen: Fehler entdecken, bevor sie auftreten

    Schon länger hat Siemens Sensoren im Programm, die etwa den Wasserstoffanteil im Ölgemisch des Transformators feststellen. Seit Januar 2018 aber umfasst das Portfolio des Kundenservice zwei neue Produkte mit einem echten Alleinstellungsmerkmal: die Multi-Gas-Sensoren SITRAM Multisense 5 und 9. Mittels einer DGA-Methode überwachen und analysieren sie die im Öl des Transformators gelösten Spaltgase. Diese sind Nebenprodukte der chemischen Reaktionen, die durch den Zerfall von Zellulose- oder Ölmolekülen ausgelöst werden. Ihre Zusammensetzung und Veränderung kann auf Defekte oder Materialalterung im Transformator hinweisen. „Diese Veränderungen liegen oft im 1.000stel-Bereich. Unsere präzisen Multi-Gas-Sensoren erkennen sie und können so rund 50 Prozent aller möglichen Fehlerarten im Transformator schneller als bisher entdecken. Mit diesem Wissen sind wir in der Lage, sich entwickelnde Defekte zu beheben, noch bevor der Ausfall des Transformators – ein Totalschaden – droht, oder sogar Personal in Mitleidenschaft gezogen wird“, erklärt Kuder.

     

    Robust und immer genau: die Messzelle

    Das Besondere beider Sensoren, so Kuder, sei die ausgeklügelte nichtdispersive Infrarottechnologie (NDIR), deren Messzelle keine beweglichen Teile enthält und dadurch besonders robust ist. „Erschütterungen oder Lärm machen unseren Sensoren nichts aus“, erklärt Kuder. Aus diesem Grund können die Sensoren einfach direkt am Transformator installiert werden, benötigen keinen separaten Sockel und liefern auch unter rauen Umweltbedingungen, wie sandigen, windigen, heißen, kalten oder feuchten Umgebungen, eine hohe Datenkonsistenz. Kuder: „Es gibt wenige Multi-Gas-Sensoren auf dem Markt mit derselben Technologie, und noch weniger mit einer kompakten Bauweise, die eine Installation direkt am Transformator zulässt.“

     

    Schnell: Analysedaten fast in Echtzeit verfügbar

    Mit Hilfe der Online-Daten, die in nahezu Echtzeit verfügbar sind, kann der Betreiber gemeinsam mit dem Kundenservice Ausfälle seiner Transformatoren zuverlässig vermeiden und Servicemaßnahmen effizienter und nach Bedarf planen. Experten nennen das: präventive Wartung. Der Multisense 5 etwa analysiert die Feuchtigkeit im Ölgemisch sowie vier Gase (C2H2, H2, C2H4, CO). Beim Multisense 9 kommen sogar noch vier weitere Gase hinzu (C2H6, CH4, CO2, O2). Somit ermöglicht der Multisense 9 auch noch eine Frühdiagnostik: „Mit seinen Ergebnissen wissen wir sofort, ob und was eventuell im Transformator falsch läuft“, weiß Thomas Kessler, Leiter Product Lifecycle Management für Transformatoren. Aufgrund ihrer kompakten Maße lassen sich beide schnell und nahtlos ins Kundensystem integrieren und laufen wartungsfrei

     

    Flexibel: digitaler und analoger Service

    „Vom DGA-Sensor bis zu hochentwickelten Anlagen-Management-Systemen haben wir nun für alle Transformatorentypen und Anwendungsfälle die passenden Sensoren im Angebot“, betont Leone Lattanzio, Leiter der Abteilung Siemens Customer Services Transformers. „Wir bieten mittlerweile ein komplettes digitales Monitoring-Portfolio für Transformatoren an.“ Mit einem Lächeln fügt er hinzu: „Wer jedoch weiterhin manuell Ölproben entnehmen möchte, darf uns diese selbstverständlich auch in Zukunft gerne zusenden.“

     

    Kontakt: support.energy@siemens.com

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  • Harald Mayer 03/04/2018

    New sensors - keep your transformer healthy

    Fewer failures, lower maintenance costs: New multi-gas infrared sensors deliver fast and precise information on your transformer’s health.

     

    Components in energy systems around the world are aging, even as power requirements increase. Efficient, condition-based maintenance of equipment like transformers is playing an increasingly important role as a means of safeguarding operation and minimizing risks and maintenance costs. The solution: an online health check using DGA (dissolved gas analysis), and Siemens Customer Services have added new, outstanding DGA infrared sensors for transformers to its portfolio to enable this.

     

    “In the past, customers would frequently send us oil samples from their transformers. Some still do. Extracting the sample is not without risks. After analyzing the oil, we know how the transformers are doing and what they need,” says Siemens Product Manager Fabian Kuder. His specialty is sensors, because now even transformers have entered the digital age. Their smart sensors can partially replace manual testing and perform continuous analyses – online and seamlessly integrated into the customer’s system.

     

    Save money: Detect faults before they occur

    Siemens has long been offering sensors that can, for example, determine the hydrogen content of transformer oil. Since January 2018, however, the Customer Service portfolio has included two new products with genuinely unique selling points: the Sitram Multisense 5 and 9 multi-gas sensors. Using a DGA method, they monitor and analyze the cracked gases dissolved in transformer oil. Cracked gases are byproducts of the chemical reactions triggered by the degradation of cellulose or oil molecules. Their composition and alteration can signal defects or material aging in transformers. “These changes are often in the 0.001 range. Our precision multi-gas sensors detect the changes, which allows them to identify about 50 percent of all potential faults in transformers faster than ever before. With this knowledge, we’re able to correct emerging defects before the transformer fails – which would be a total loss – or personnel are affected,” explains Kuder.

     

    Robust and always precise: the measuring cell

    What makes both sensors so special, according to Kuder, is the ingenious non-dispersive infrared (NDIR) technology with measuring cells that contain no moving parts and are therefore extremely robust. “Our sensors are unaffected by vibration or noise,” says Kuder. That’s why they can be installed directly on the transformer, they need no separate base, and they deliver highly consistent data even under harsh environmental conditions like sand, wind, heat, cold, and moisture. Says Kuder, “There are few multi-gas sensors on the market that use the same technology, and even fewer feature a compact design that allows installation directly on the transformer.”

     

    Fast: analysis data available in near-real time

    Using online data that’s available in near-real time, operators can work with Customer Services to reliably prevent transformer failures and schedule service activities more efficiently and as needed. Experts call this preventive maintenance. The Multisense 5, for example, analyzes the moisture contained in the oil as well as four gases (C2H2, H2, C2H4, and CO). The Multisense 9 analyzes an additional four gases (C2H6, CH4, CO2, and O2), which also enables early diagnostics: “The results immediately tell us whether anything is wrong with the transformer and what it is,” says Thomas Kessler, Head of Product Lifecycle Management for Transformers. Thanks to their compact dimensions, both sensors can be quickly and seamlessly integrated into the customer system and are maintenance-free.

     

    Flexible: digital and analog service

    “From the DGA sensor to highly developed plant management systems, we now carry the right sensors for all transformer types and applications,” says Leone Lattanzio, Head of Siemens Customer Services Transformers. “We now offer a complete digital monitoring portfolio for transformers.” Smiling, he adds, “But, of course, anyone who wants to keep taking manual oil samples is still welcome to send them to us.”

     

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  • Harald Mayer 03/04/2018

    So lassen sich ungeplante Ausfälle vermeiden

    Schaltanlagen sollten unterbrechungsfrei arbeiten. Wie das geht? Mit umfassenden Asset-Management-Lösungen von Siemens. Vor Ort beim Kunden.

     

    Luft- (AIS) und gasisolierte Schaltanlagen (GIS) sind elementare Bestandteile der Übertragungsnetze. Nur, wer ihren aktuellen Zustand kennt, kann entscheiden, wann und wo Wartungsarbeiten sinnvoll und notwendig sind. Das Ziel ist es, eine Störung zu beheben, bevor sie eine Netzunterbrechung verursacht. Mit den neuen, kostengünstigen Lösungen für die Vor-Ort-Zustandsüberwachung schafft Siemens die Voraussetzungen für den reibungslosen Betrieb der Anlagen.

     

    Hochspannungsschaltanlagen sind vielfältigen Belastungen ausgesetzt: steigende Lastanforderungen, hohe Nachfrage durch Abnehmer und Prozesse sowie eine oft begrenzte Backup-Stromversorgung. Gleichzeitig wächst die Zahl der Hochspannungsanlagenteile, die älter als 30 Jahre sind. Die Folge: Störungen treten häufiger auf. Um zu vermeiden, dass infolge der alternden Anlagenteile größere Schäden entstehen, müssen Hochspannungsschaltanlagen regelmäßig überwacht und zustandsgemäß gewartet werden – natürlich bei möglichst kurzen Stillstandszeiten.

     

    Zuverlässige Zukunftsprognosen erstellen

    Das Portfolio von Siemens umfasst ein breites Spektrum an proaktiven Serviceleistungen für alle Phasen eines Lebenszyklus‘ einer GIS oder AIS. Bei Zustandsbewertungen werden Abweichungen gegenüber den spezifizierten Zuständen ermittelt. Durch Wartung und den Einbau von Ersatzteilen werden die Anlagen wieder in optimalen Zustand gebracht. „Siemens Customer Services verfügt über jahrzehntelange Erfahrung mit Übertragungs- und Verteilungssystemen. Uns steht weltweit hochqualifiziertes Fachpersonal zur Verfügung“, sagt Armand Tsague, Field Service Engineer bei Siemens. „Mit unseren Komplettpaketen für die Vor-Ort-Zustandsüberwachung von GIS und AIS sind wir in der Lage, Analysen zur Anlagenhistorie zu erstellen, ihren aktuellen Zustand zu bewerten und Prognosen für die Zukunft abzugeben. Zuverlässigkeit und Verfügbarkeit der Schaltanlagen verbessern sich so signifikant – und zu geringen Kosten.“

     

    Flexibel und präzise dank tragbarer Diagnosegeräte

    Zwar liefern auch einzelne Bewertungsmethoden ein oft solides Ergebnis. Die Siemens-Servicetechniker setzen jedoch auf die Kombination unterschiedlicher Methoden, um ein ganzheitliches Bild vom Zustand einer gas- oder luftisolierten Schaltanlage zu erstellen – und das bei größtmöglicher Präzision. „Auch durch häufige Messungen und Trendanalysen erheben wir aussagekräftige Daten für eine Zustandsprognose einer Anlage“, erläutert Tsague. Mithilfe tragbarer Diagnosegeräte erhalten die Fachleute von Siemens bei Bedarf genauen Einblick in den Zustand der Hochspannungsanlagen.

     

    Die unterschiedlichen Stufen der Zustandsbewertung

    Das Portfolio für die Zustandsbewertung umfasst drei Analysestufen. Die Bewertungen der ersten und der zweiten Stufe werden im laufenden Betrieb, also ohne Unterbrechung, durchgeführt. Die wichtigste Messung ist dabei die Teilentladungsmessung. Bei einer zeitlich begrenzten Überwachung werden dazu bevorzugt Ultrahochfrequenzverfahren (UHF) eingesetzt. Diese Verfahren können die Serviceexperten mit einer akustischen Ortung von Teilentladungen kombinieren, mit einer Sichtprüfung durch das Prüf-Tool SAFE, einer thermografischen Erfassung der gesamten Schaltstation sowie einer Gasanalyse zur Messung von Feuchtegehalt, SF6-Prozentsatz, Taupunkt, Schwefeldioxid- (SO2-)Gehalt und weiteren Werten.

    Die dritte Stufe umfasst zusätzliche elektrische Messungen, die eine Betriebsunterbrechung erfordern. Dazu zählen etwa die dynamische Messung des Kontaktwiderstands (DCRM-Messung) am Unterbrecher, Timing-Tests, Messungen an der Freiluftdurchführung und Messung des Transformatorstroms.

     

    Vorteile für die Betreiber

    „Die Vor-Ort-Teilentladungsüberwachung bietet Betreibern vielfältigen Nutzen, auch bei Schaltanlagen von Drittanbietern“, berichtet Tsague. Zu den Vorteilen gehören eine exakte Fehlervorhersage, Zugang zu Echtzeit-Zustandsdaten mittels fest installierter UHF-Sensoren, frühzeitige Warnung bei Störungen sowie eine möglichst lange störungsfreie Betriebsdauer der Anlage. Dadurch verschieben sich größere Investitionen in neue Anlagenteile. Kosten für Reparaturen aufgrund schwerwiegender Schäden lassen sich ganz vermeiden.

     

    Was bedeutet Teilentladung (TE)?

    Eine TE ist ein teilweiser dielektrischer Durchschlag in einem elektrischen Hochspannungsleitungsisoliersystem. Dadurch kommt es zu einer kontinuierlichen Zustandsverschlechterung des Isoliermaterials, was schließlich zum Stillstand und Komplettausfall der Anlage führen kann. Um diese ungeplanten Ausfälle zu vermeiden, ist es wichtig, Teilentladungen so früh wie möglich zu erkennen. Hauptursachen für TE sind bei gasisolierten Schaltanlagen (GIS) frei bewegliche Partikel, Fehlerstellen im Isolationsmaterial, schwebende Elektroden, defekte Isolatoren sowie Protrusionen oder Koronaentladung.

     

    Sensoren für Ultrahochfrequenzmessung

    Teilentladungen in einer GIS verursachen Stromsignale und akustische Signale. Zudem entstehen dadurch elektromagnetische Wellen im Ultrahochfrequenzbereich (UHF). Diese UHF-Signale können mittels spezieller Sensoren gemessen werden. Wenn die GIS nicht bereits mit integrierten Sensoren ausgestattet ist, lassen sich in der Regel externe Sensoren anbringen. Untersuchungen haben bestätigt, dass Teilentladungssignale bei UHF-Messungen sehr genau erfasst werden. Damit wird die UHF-Messung bei Inbetriebnahmeprüfungen sowie bei der kurzzeitigen und dauerhaften Überwachungen zur zunehmend bevorzugten Messmethode.

     

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  • Harald Mayer 03/04/2018

    On-site condition assessment - How to prevent unplanned outages?

    Siemens offers comprehensive on-site assessment solutions to keep its customer’s switchgear systems up and running.

     

    Air-insulated (AIS) and gas-insulated switchgear (GIS) are extremely important elements in transmission networks. It’s crucial to evaluate and understand their current condition in order to know when and where maintenance activities may be required before a fault causes a disruption in the grid. With its new and economical Onsite Condition Assessment Solutions, Siemens is ensuring the smooth operation of its customer’s assets.

     

    There are many challenges for high-voltage switchgear: increasing load requirements, high demands from customers and processes, and limited backup power. But the number of these high-voltage components over 30 years old is increasing, making defects or failures more likely. In order to prevent major damage due to aging devices, it’s crucial to properly monitor and service high-voltage switchgear regularly with as little downtime as possible.

     

    Analyze the past, assess the present, and predict the future

    Siemens offers a broad range of proactive services for all phases of GIS and AIS lifecycle management. Deviations from the specified conditions are identified by condition assessments, and maintenance and spare-part services bring the asset back to optimal condition. “Siemens’ Customer Services have a strong heritage of expertise across transmission and distribution equipment, with highly skilled technical experts globally available,” says Armand Tsague, Field Service Engineer at Siemens. “With our Onsite Condition Assessment packages for GIS and AIS, we analyze the past, assess the present, and can predict the future of the asset’s condition. This significantly and economically enhances the reliability and availability of the switchgear.”

     

    High flexibility and accuracy with portable equipment

    Siemens’ Service Technicians use a variety of assessment methods. Of course, each method can stand alone, but the company prefers a combination of assessments in order to provide a holistic view of the condition of the GIS or AIS and help increase the accuracy of the diagnostics. “Performing measurements frequently and using trend analyses can also help predict the future condition of the asset,” says Tsague. Using portable measurement equipment, the Siemens experts take an in-depth look at its customer’s high-voltage equipment wherever necessary.

     

    Levels of condition assessment

    The company’s condition assessment portfolio is split into three levels. The first and second levels are performed while the asset is running (no switch-off required). The most important is the partial-discharge measurement. For temporary monitoring, the experts prefer to use ultra-high-frequency (UHF) methods to detect partial discharges in the switchgear (see info boxes on the right for more information). They might combine this method with acoustic partial-discharge detection, a visual inspection that employs the audit tool SAFE, a thermography scanning of the entire substation, and a gas analysis to measure moisture, SF6 percentage, dew point, sulfur dioxide (SO2) content, and other values. The third level comprises additional electrical measurements that can only be performed when the asset is out of operation: for example, dynamic contact resistance measurement (DCRM) of the breaker, timing tests, outdoor bushing measurement, and transformer current measurement.

     

    Benefits to operators

    “Our on-site partial-discharge monitoring offers a number of advantages to operators even if they aren’t using Siemens’ equipment,” Tsague explains. These benefits include precise failure prediction, access to real-time condition data by installing UHF sensors, an early warning of malfunctions, and keeping the asset healthy and in service for as long as possible – which delays the need for major investments in new equipment and avoids the high cost of repairing serious damage.

     

    What is a partial discharge (PD)?

    PD is a partial dielectric breakdown in an electrical insulation system under high voltage. It causes continuous deterioration of the insulating material that could lead to a complete breakdown and outage. Therefore, it’s important to detect PD at an early stage in order to prevent unplanned downtime. The main causes of PD in gas-insulated switchgear (GIS) include moving particles, voids in solid insulation, floating electrodes, defective insulators, and protrusions or corona.

     

    Sensors for ultra-high-frequency (UHF) measurement

    Partial discharges in a GIS generate current and acoustic signals, and they also produce ultra-high-frequency (UHF) electromagnetic waves. These UHF signals can be detected using special sensors. If the GIS isn’t pre-equipped with embedded sensors, external ones can sometimes be installed. Studies have confirmed that UHF measurement is very sensitive to partial discharge signals, and it’s becoming the dominant method for both commissioning tests and temporary and permanent monitoring.

     

    Onsite Condition Assessment can be used as a trigger for condition-based maintenance and asset management

     

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  • Harald Mayer 29/03/2018

    GIS Schaltanlagen - 50 Jahre unter Spannung

    Ein effizienter Service macht’s möglich: die erste von Siemens ausgelieferte gasisolierte Schaltanlage ist noch immer in Betrieb. Damit hatte 1968 noch niemand gerechnet.

     

    Die erste von Siemens ausgelieferte gasisolierte Schaltanlage (GIS) feiert in diesem Jahr ihren 50. Geburtstag in Berlin. Dank eines vorausschauenden Services und lebensverlängernder Maßnahmen kann das Umspannwerk noch weitere Jahrzehnte betrieben werden. „Wir tun alles dafür, unseren Kunden attraktive Service-Modelle zu bieten, um das Leben ihrer Anlagen zu verlängern und so Investitionskosten zu sparen“, sagt Enrico Adler Product Lifecycle Manager bei Siemens-Ingenieur.

     

    Die 1960er Jahre waren nicht nur politisch voller Spannung. An ihrem Ende kamen auch die ersten mit dem Gas SF6 isolierten Schaltanlagen auf den Markt. Weder die Ingenieure noch die Kunden ahnten damals, dass ihre Pionier-Anlagen einmal 50, 60, sogar 70 Jahre alt werden könnten. Für die Innovation gab es keinerlei Erfahrungen, keine Standards. Und doch: Die erste von Siemens ausgelieferte GIS steht noch heute in Berlin und ist seit 1968 in Betrieb. 

     

    30 Prozent der GIS veraltet

    „Dank neuer Schaltfelder, verschiedener Retrofits wie etwa einer komplett neuen Stationsleittechnik und einem modernen Schaltfehlerschutz funktioniert das Umspannwerk auch an seinem 50. Geburtstag noch zur vollen Zufriedenheit des Betreibers“, sagt Enrico Adler, Product Lifecycle Manager bei Siemens Energy Management. Adler rechnet sogar mit weiteren 15 bis 20 Betriebsjahren für das Umspannwerk. Denn das Leben von Anlagen zu verlängern, ist sein Job. Adlers Augenmerk liegt vor allem auf gasisolierten Hochspannungsschaltanlagen und deren Bauteilen. „Rund 30 Prozent dieser Anlagen sind weltweit älter als 20 Jahre und bereit für lebensverlängernde Maßnahmen“, betont der Ingenieur.

     

    Technologiewechsel lukrativ überbrücken

    Die Innovationszyklen für GIS-Anlagen sind verhältnismäßig lang. Da können schon einmal 10 bis 15 Jahre vergehen, bevor eine neue Technologie den Markt erobert. Adler erklärt: „Derzeit vollzieht sich beispielsweise ein langsamer Wechsel vom SF6-Gas hin zur Vakuumtechnologie. Ein Weiterbetrieb ihrer älteren Anlange zu einem wesentlich geringeren Preis, als eine Neuanlage kosten würde, ist für die Kunden denoch sinnvoll und sehr lukrativ.“ Sie können die Zeit überbrücken und im richtigen Moment in die richtige Neutechnologie investieren.

     

    Ein längeres Anlagenleben ist auch gut für die Umwelt

    Der Ingenieur sieht noch einen weiteren Nutzen für die Kunden: ein Bau von Neuanlagen verursache nicht nur Investitionskosten, sondern erfordere auch Energie und wertvolle Rohstoffe wie Aluminium und Stahl. Durch die Produktion entsteht zudem eine Menge CO2. Mit Hilfe eines vorausschauenden Services sowie rechtzeitiger Modernisierung und Retrofits der älteren Anlagen entfalle dieser Aufwand, was sich positiv auf die Umwelt auswirke.

     

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  • Harald Mayer 29/03/2018

    GIS Substation - 50 years of power

    Thanks to efficient service, the first gas-insulated switchgear ever supplied by Siemens is still in operation – something no one could have predicted in 1968.

     

    The first gas-insulated switchgear ever supplied by Siemens is celebrating its 50th birthday in Berlin. Thanks to predictive services and life-extending measures, the substation can continue to operate for decades. “We do everything we can to offer our customers attractive service models that extend the life of their systems and as a result save investment costs,” says Enrico Adler, Product Lifecycle Manager at Siemens Energy Management.

     

    The energized atmosphere of the ‘60s wasn’t all due to politics. The first SF6 gas-insulated switchgear also hit the market toward the close of the decade. At that time, neither the engineers nor the customers could have predicted that their pioneer switchgear would live to be 50, 60, and even 70 years old. There were no experiences or standards to support the innovation. And yet the first GIS ever supplied by Siemens is still in the German capital Berlin and has been in operation since 1968. 

     

    30 percent of GISs are outdated

    “Thanks to new switchgear panels and various retrofits – including a completely new substation automation system and modern switchgear interlocking protection – the substation is still functioning to the operator’s full satisfaction on its 50th birthday,” says Enrico Adler, Product Lifecycle Manager at Siemens Energy Management. Adler even expects the substation to operate for another 15 to 20 years. Extending these plants’ lifespan is his job. He mainly focuses on gas-insulted high-voltage switchgear and their components. “About 30 percent of these switchgear worldwide are more than 20 years old and are ready for life-extending measures,” says the engineer.

     

    Profitably bridging technological change

    The innovation cycles for GIS systems are relatively long. A good 10 to 15 years can pass before a new technology captures the market. Adler explains: “For example, there’s currently a gradual shift from SF6 gas to vacuum technology. Nevertheless, continuing to operate their older switchgear at a lower cost than they would incur with a new switchgear is a practical and very profitable solution for them.” It lets them bridge the gap and invest in the right new technology at the right time.

     

    A longer switchgear lifespan is also good for the environment

    The engineer sees even more benefits for customers: Building new switchgear not only means investment costs, it also requires energy and precious raw materials such as aluminum and steel. The production process itself produces a large quantity of CO2. Predictive services like a timely modernization and retrofit of older switchgear eliminates this effort, which has a positive effect on the environment.

     

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  • Harald Mayer 28/03/2018

    Niederspannungsretrofit - Aus Alt mach Neu

    Mit ein paar Handgriffen und zu geringen Kosten lassen sich in die Jahre gekommene Niederspannungsschaltanlagen wieder flott machen. Mit neuen Austauschschaltern von Siemens.

     

    Die neuen Austauschleistungsschalter für die Niederspannung basieren auf einem in der Mittelspannung bereits bewährten cleveren Konzept: Sie verwenden eine gemeinsame Technologie und können direkt im bestehenden System ausgetauscht werden

     

    Die Siemens Serviceorganisation in den USA präsentiert eine neue Modellreihe von Austauschleistungsschaltern für den Niederspannungsbereich. Brian Wahl, Anwendungstechniker für das neue Produkt, erläutert: „Die Kunden müssen nun nicht mehr in komplett neue Schaltanlagen investieren. Sie können ihre alten Leistungsschalter effizient und kostengünstig durch neue, moderne, flexible und extrem zuverlässige Schalter ersetzen und so die Lebensdauer der Anlage um Jahrzehnte verlängern.“

     

    Viele Kunden werden diese oder ähnliche Situationen kennen: die Niederspannungsprodukte ihrer Anlagen haben schon einige Jahre auf dem Buckel und verfügen nicht über die Betriebs- und Sicherheitseigenschaften moderner Technologien. Eine mögliche Lösung: der komplette und teure Austausch des Systems samt Schaltanlagen. Es gibt aber noch eine weitere, effiziente und budget-freundlichere Option: Die Kunden behalten ihre Schaltanlagen und tauschen nur die veralteten Niederspannungsschalter gegen moderne Austauschleistungsschalter aus („direct-rack“-Lösung). Sie erhöhen so die Leistung sowie Zuverlässigkeit ihrer Anlagen und sparen hohe Investitionskosten.

     

    Die Basis: ein bewährtes Austauschkonzept für Mittelspannung

    Seit rund 40 Jahren bietet Siemens zuverlässige Austauschlösungen für die Mittelspannung an. Jetzt hat das Team für Austauschleistungsschalter innerhalb der U.S.-Kundenserviceorganisation eine Lösung für die Niederspannung vorgelegt. Unter der Leitung von Applikationsingenieur Brian Wahl haben die Experten eine neue Generation von Austauschleistungsschaltern entwickelt, um Altprodukte weiterhin unterstützen zu können. Seit der Markteinführung der ersten Austauschlösungen für die Niederspannung haben Wahl und sein Team viele der neuen Niederspannungsleistungsschalter an verschiedene Kunden in den Vereinigten Staaten verkauft. Zu den Anwendungsbereichen zählen Kraftwerke, Industrieanlagen und Krankenhäuser. Im Prinzip sind Niederspannungs-Leistungsschalter überall dort erforderlich, wo Strom verteilt wird. Ein Krankenhaus benötigt vielleicht nur einige wenige Niederspannungsleistungsschalter. Bei einer Raffinerie oder einem Kraftwerk können es dagegen schon einige Hundert sein.

    „Unsere Austauschlösung für die Niederspannung stützt sich auf unser bewährtes Konzept für den Austausch von Mittelspannungsleistungsschaltern“, erläutert Wahl. „Unsere gesamten Mittelspannungssysteme basieren auf einer gemeinsamen Technologie und ermöglichen den direkten Austausch der Schalter. Dabei stimmen wir den Einschub und die primärseitigen Anschlüsse präzise auf die Anforderungen der verschiedenen Gerätehersteller ab. Das gleiche Konzept wenden wir jetzt bei unseren Austauschleistungsschaltern für die Niederspannung an. Wie die Mittelspannungsleistungsschalter sind auch die neuen Austausch-Schalter so konstruiert, dass die primärseitigen Anschlüsse direkt mit den vorhandenen Sammelschienen verbunden werden.“

     

    U.S.-Lösung als Vorreiter

    Die neuen Schalter ermöglichen zudem den Einsatz des ausgeklügelten Kommunikationssystems, das den Betrieb, die Konfiguration und die Überwachung aus der Ferne ermöglicht.

    Die Austausch-Schalter werden im östlichen Bundesstaat North Carolina montiert.  Wahl und sein Team sind von ihrem Produkt überzeugt und haben schon den globalen Vertrieb vor Augen. Der Ingenieur betont: „Austausch-Schalter für die Niederspannung bieten eine kostengünstige, effektive Lösung, um vorhandene Elektrotechnik zu modernisieren, gleichzeitig die Lebenszeit der Produkte zu erhöhen und die Ausfallzeiten zu minimieren.“ Mehr Produktdetails finden Sie in dieser Broschüre (nur Englisch).

     

    Die folgenden Leistungsschalter sind als vorgefertigte Designs erhältlich.

    • Siemens (RL, SB)
    • ABB/ITE (K Line)
    • Westinghouse (DB, DS)
    • GE (AK)

     

    Kontakt: Debra Tutt (debra.tutt@siemens.com)

    Broschüre für Austauschleistungsschalter für die Niederspannung (Englisch)

    YouTube-Video: Brian Wahl erklärt, wie die neuen Austauscheistungsschalter funktionieren.

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  • Harald Mayer 28/03/2018

    Low Voltage Retrofit - Turning old into new

    Aging low-voltage switchgear can be modernized with new direct-rack replacement circuit breakers from Siemens, providing minimal downtime and significant cost savings over replacing the entire system.

     

    New low-voltage replacement circuit breakers are designed based on proven medium-voltage replacement circuit breaker philosophy, utilizing a Siemens common core operator technology and a smart direct-rack solution.

     

    Siemens’ service organization in the United States has launched a replacement line for low-voltage circuit breakers. Brian Wahl, Low-Voltage Replacement Circuit Breaker Application Engineer notes, “the advantage for customers is, instead of investing in all new switchgear, they can efficiently and economically replace the old circuit breakers with new modern, flexible and extremely reliable replacement circuit breakers, which can extend the life of the gear for decades.”

     

    Many customers can relate to this situation, or a similar one; the low-voltage products in their facility have become outdated, lacking the operational and safety features of modern technologies on the market. One solution is to invest in replacing the entire system and switchgear, using scarce resource capital. But there is another option that provides modernization and reliability and costs approximately half as much. A more efficient solution, customers can make their systems state-of-the-art and boost performance by maintaining their existing switchgear and replacing outdated low-voltage circuit breakers with new Siemens direct-rack replacement circuit breakers.

     

    Based on a proven medium-voltage replacement concept

    Siemens has been offering reliable medium-voltage replacement solutions for nearly 40 years. Now, the low-voltage replacement circuit breaker team, headed by Application Engineer, Brian Wahl in the U.S., has developed the new generation of replacement circuit breakers within the Siemens Customer Services organization, supporting legacy products. Since the first low-voltage replacement solutions were brought to market, Brian Wahl and his team have sold the new low-voltage circuit breakers to different customers in the United States, including power plants, industrial facilities, and hospitals. In principle, low-voltage circuit breakers are needed just about anywhere power is distributed. While a hospital may have only a few low-voltage circuit breakers, an oil refinery or utility may use hundreds. “The low-voltage replacement solution is based on our proven medium-voltage replacement circuit breaker concept,” notes Wahl. “All of our medium-voltage designs are based on a Siemens common core operator technology, and designed as direct replacements where we engineer the truck and primaries to meet the requirements of the different equipment manufacturer’s designs. We use this same concept for our low-voltage replacement circuit breakers as well. And like our medium-voltage circuit breakers, our low-voltage replacements are designed so that the primaries connect directly to the existing bus.”

     

    Pioneering U.S. solution

    Moreover, the new circuit breakers allow for an advanced communication system that also makes it possible to operate, configure and monitor equipment remotely. The replacement circuit breakers are assembled in North Carolina. Wahl and his team have confidence in their product and can see the application used worldwide. The engineer notes, “low-voltage replacement circuit breakers provide an economical and effective solution for modernizing existing electrical systems, while simultaneously extending product life and minimizing down times.” Further product details can be found in this brochure.

    The following circuit breakers are available in pre-engineered designs.

     

    • Siemens (RL, SB)
    • ABB/ITE (K Line)
    • Westinghouse (DB, DS)
    • GE (AK)

     

    Customers who require replacements for other manufacturer’s models should contact their local Siemens representative. For a quotation, go to http://usa.siemens.com/techsupport

     

    Contact: Debra Tutt (debra.tutt@siemens.com)

    LV replacement circuit breakers brochure (PDF)

    YouTube video: Brian Wahl explains how the new replacement circuit-breakers work.

    Additional information about services at www.siemens.com/td-services

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  • Harald Mayer 28/09/2017

    Intelligente Analyse statt Kaffeesatzlesen

    Service-Mitarbeiter sind Experten für die Bewertung von Energiesystemen. Anders als andere nutzen wir eine standardisierte Software, damit Sie am Ende wirklich wissen, wie es Ihren Anlagen geht.

     

    Wenn die Mittel begrenzt sind, ist es wichtig, nur genau an den Stellschrauben zu drehen, an denen es wirklich hakt. Für Netzbetreibern und Stromversorger keine leichte Aufgabe. Denn innerhalb eines komplexen Energiesystems gibt es viele kritische Anlagen: Hochspannungsschaltanlagen, Leistungsschalter, Transformatoren, Mittelspannungskomponenten und und und ... Mit einer speziell entwickelten Software machen Experten von Customer Services sichtbar, wie es der jeweiligen Netzkomponente wirklich geht. Das ist essenziell für nachhaltige Instandhaltungsstrategien.

     

    Wenn die Servicefachleute zu einem standardisierten Audit ausrücken, haben sie auch immer die jahrzehntelange Erfahrung ihrer Siemens-Kollegen aus der Entwicklung mit im Gepäck. Denn ihr gesammeltes, detailliertes Engineering-Wissen ist direkt in die Audit-Software zur Zustandsbewertung eingeflossen. Das macht es unseren Servicekollegen leicht, Schritt für Schritt systematisch genau die Parameter abzufragen, die für die Diagnose entscheidend sind.

     

    Systematische, standardisierte Vorgehensweise

     

    Dazu erfassen die Servicekollegen vor Ort im ersten Schritt alle anlagenspezifischen Daten. Im zweiten Schritt begehen sie die Anlage, evaluieren die Installationsumgebung, analysieren die Anlagenbelastung, begutachten die Sekundärsysteme und führen erste Funktionstests durch. Aber erst die erweiterte Diagnose der Primärsysteme bringt den tatsächlichem Zustand und die Schwachstellen des Energiesystems ans Licht. Dazu gehören etwa die SF6-Gasanalyse und die Messung wichtiger physikalischer Werte, wie der aktuelle Widerstand an den Hauptkontakten.

     

    Erfahren Sie mehr über Siemens Customer Services: www.siemens.de/td-services

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    Kontaktieren Sie uns über support.energy@siemens.com

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  • Harald Mayer 28/09/2017

    Smart analysis instead of reading coffee grounds

    Customer Service employees are experts in evaluating energy systems. Unlike other companies, we use standardized software, so that in the end you know how your equipment is really doing.

     

    When resources are limited, it is important to make adjustments only where they truly need to be made. That’s not such an easy task for grid operators and energy providers. After all, many critical pieces of equipment exist within a complex energy system: high-voltage switchgear, circuit-breakers, transformers, medium-voltage components, and the list goes on... At Customer Services, service engineers use specially developed software to visualize how the particular grid components are actually doing. This approach is essential for sustainable maintenance strategies.

     

    When our service experts go out into the field to perform a standardized audit, they always take along the decades of experience that their Siemens colleagues from development have to offer. The detailed engineering knowledge that they have accumulated is incorporated directly into the audit software used for condition assessment. That makes it easy for our service colleagues to systematically and precisely check, one step at a time, the parameters that are crucial for diagnosis.

     

    A systematic, standardized approach

     

    To do this, the service technicians collect all plant-specific data on site in a first step. In a second step, they enter the plant, evaluate the installation environment, analyze plant load, assess the secondary systems and carry out initial function texts. But it is the extended diagnosis of the primary systems that reveals the energy system’s actual condition and weaknesses. This includes, for example an SF6 gas analysis and measurements of important physical values, such as the resistance which is present at the main contacts.

     

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