Systemvergleich GIS/AIS für Versorgungsnetze in Ballungsräumen

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1 Systemvergleich GIS/AIS für Versorgungsnetze in Ballungsräumen Technik auf der Hoch- und Mittelspannungsebene eines städtischen Stromversorgungsnetzes zu quantifizieren, wird nachfolgend ein bestehendes Netz mit einer Höchstlast von 120 MW betrachtet. Das Mittelspannungsnetz wird für jede HS-Variante (GISund AIS-Technik) für Verteilspannungen von 10 kv und 20 kv optimiert, so daß insgesamt vier verschiedene HS-/MS-Netze bewertet werden. Als Vergleichsparameter dienen die Lifecycle-Kosten der verschiedenen Versorgungskonzepte. Von ABB durchgeführte Untersuchungen belegen, daß für Versorgungsnetze in Ballungsräumen gasisolierte Schaltanlagen (GIS) mit Hochspannungseinspeisung über Kabel deutliche Vorteile gegenüber luftisolierten Schaltanlagen (AIS) mit Hochspannungseinspeisung über Freileitungen aufweisen. Wegen ihrer kompakten Bauweise und Flexibilität lassen sich GIS- Schaltanlagen in unmittelbarer Nähe von Lastschwerpunkten errichten und ermöglichen damit sowohl für das Hochspannungs(HS)-Netz als auch für das Mittelspannungs(MS)-Verteilnetz eine wesentlich effizientere Netzstruktur. Die höheren Kosten für die GIS-Anlagen und Kabel werden durch die bei den Investitions- und Betriebskosten erzielten Einsparungen mehr als ausgeglichen. Weitere Vorteile sind die höhere Betriebssicherheit sowie die Möglichkeit, eine komplette GIS-Schaltanlage in einem bestehenden Gebäude unterzubringen, wenn beispielsweise keine zusätzliche Grundfläche für die Aufstellung zur Verfügung steht. E lektrizitätsversorgungssysteme einerseits für moderne Marktwirtschaften von lebenswichtiger Bedeutung, andererseits wirken sie sich optisch störend auf die Umwelt aus und sind somit gesellschaftlichen Paradigmenwechseln unterworfen. Dies ist mit ein Grund dafür, weshalb Mittelspannungsnetze für die Versorgung von Ballungszentren nahezu ausschließlich als Kabelnetze mit Innenraum-Schaltanlagen ausgeführt werden. Mit modernen GIS-Anlagen und HS-Kabeln lassen sich diese vorteilhaften Konzepte auch im Hochspannungsnetz umsetzen. Neben der geringeren optischen«auffälligkeit» im Alltagsleben bietet die gasisolierte Schaltanlage (GIS) den Betreibern von Hochspannungsnetzen zuverlässige und flexible Lösungen in Bereichen, in denen die Lastdichte sehr hoch ist und die Aufstellungsfläche für Schaltanlagen klein gehalten werden muß. In GIS-Technik und mit Hochspannungskabeln ausgeführte Stromversorgungsnetze für Ballungsräume sind sind wirtschaftlich, sicher, zuverlässig und umweltfreundlich 1. Ein direkter Vergleich der Investitionskosten für die gleiche Schaltanlagenkonfiguration zeigt, daß die GIS-Variante teurer ist als die Lösung mit konventioneller Freilufttechnik (AIS). Allerdings wird dabei nicht berücksichtigt, daß die Aufstellung eines GIS-Umspannwerkes in unmittelbarer Nähe der Lastschwerpunkte sowohl für die Hochspannungs- als auch für die Mittelspannungsebene eine wesentlich effizientere Netzstruktur zuläßt. Dadurch sinken die Investitions- und Betriebskosten. Um die Auswirkungen der AIS- und GIS- Werner Zimmermann André Osterholt Dr. Jürgen Backes ABB Calor Emag Schaltanlagen AG Entwurf der AIS/GIS-Netzvarianten Hochspannungsnetz Die günstigste Lage der HS-Einspeisungen in das Verteilnetz hängt in hohem Maße von der für das HS-Netz gewählten Technik (AIS oder GIS) ab. Grundstücke ausreichender Größe zur Errichtung von AIS-Anlagen stehen selten zur Verfügung, und wenn, dann zu extrem hohen Preisen. Die GIS-Technik bietet sich jedoch nicht nur wegen des geringeren Platzbedarfs als kostengünstigere Alternative an: sie ist auch wirtschaftlicher, wenn es darum geht, bestehende Anlagen zu erweitern oder zu erneuern. Ein im Stadtzentrum liegendes Grundstück, das vorher als Standort für eine AIS-Anlage gedient hat, kann verkauft oder verpachtet werden, und die damit erzielten Einnahmen können zur Finanzierung der neuen Schaltanlage verwendet werden. Aufgrund des kompakten Aufbaus von GIS-Anlagen kann auch ein Umspannwerk vollständig in ein bestehendes Gebäude integriert werden, das vielleicht nur aufgestockt oder mit einem Kellergeschoß versehen werden muß. Neben dem Platzbedarf für die Umspannwerke stellt sich auch die Frage nach den Hochspannungsverbindungen. Freileitungen scheiden in Ballungsräumen praktisch aus. Und selbst wenn Trassen vorhanden sind, können diese anderweitig weitaus wirtschaftlicher genutzt werden. Klagen, die im Zusammenhang mit Freileitungen typischerweise zu hören sind, sind das optisch störende Erscheinungsbild und die von ihnen ausgehenden elektromagnetischen Felder, deren Auswirkungen Gegenstand ständiger und intensiver öffentlicher Diskussionen sind. ABB Technik 2/

2 Durch den Einsatz einer gasisolierten Schaltanlage von ABB war es möglich, das 132-kV-Umspannwerk Barbaña im Zentrum von Orense, Spanien, unterirdisch zu bauen und darüber einen Park anzulegen, der sich harmonisch in die Umgebung einfügt. Das Rauschen des Wasserfalls, der als Wärmetauscher dient, überdeckt das Arbeitsgeräusch der Lüfter. 1 All diese Nachteile bestehen bei HS-Ka- 4.5 km TS1 2.7 km beln nicht. Darüber hinaus bieten sie weitere technische Vorteile, beispielsweise eine erhöhte Zuverlässigkeit. Somit gibt es heute für die Stromversorgung von Innenstädten zu HS-Kabeln keine realistische Alternative. GIS 3.7 km TS3 63 MVA 33.1 MVA TS MVA Die in der Studie betrachtete GIS-Variante 2 besteht aus drei Umspannwerken im Stadtkern. Die Anbindung an das umgebende 110-kV-Netz erfolgt über ein Dreifachkabel vom nächstgelegenen Umspannwerk zur Hauptschaltanlage des HS-Stadtnetzes. Die Hauptschaltanlage ist mit Doppelsammelschiene ausgeführt, damit an einer Sammelschiene Wartungs- und Reparaturarbeiten durchgeführt werden können, ohne daß die gesamte Anlage abgeschaltet werden muß. 4.1 km GIS-Variante des 110-kV-Netzes 2 TS1, 2, 3 Umspannwerke 1, 2, 3 20 ABB Technik 2/1999

3 Bei den anderen am HS-Kabelring angeschlossenen, ebenfalls im Citybereich liegenden Anlagen handelt es sich um Umspannwerke in H-Schaltung mit längsgekuppelter Sammelschiene. Durch die Längskupplung ist es möglich, an der einen Hälfte der Sammelschiene Wartungs- und Reparaturarbeiten im Gasraum durchzuführen, während die andere Hälfte in Betrieb bleibt. TS1 3 km 30.3 MVA 4.2 km AIS Bei der AIS-Variante 3 umgibt ein Freileitungsring das Stadtgebiet, bei dem der rechte Halbring (aus Gründen des Lastflusses) aus einer Doppelleitung besteht. Wie bei der GIS-Variante ist die Hauptschaltanlage mit Doppelsammelschiene ausgeführt; die weiteren Umspannwerke sind in Form einer H-Schaltung aufgebaut. Das Umspannwerk TS2 besitzt eine Doppelstichverbindung zur Doppelleitung, während das Umspannwerk TS3 auf der linken Seite in die Einfachleitung eingeschleift ist. Wegen des größeren Flächenbedarfs liegen alle Umspannwerke in den weniger dicht besiedelten Außenbezirken der Stadt. Für die Verbindung des äußeren Ringes mit den Umspannwerken werden Doppelleitungen eingesetzt, d.h. daß zwei Stromkreise auf demselben Gestänge geführt werden. Diese Lösung ermöglicht zwar eine effizientere Ausnutzung des vorhandenen Platzes, doch beeinträchtigt sie die Zuverlässigkeit der HS-Einspeisung, weil beide Stromkreise aufgrund des gleichen Fehlers gleichzeitig ausfallen können («Common-Mode-Fehler»). Beispiel hierfür ist der rückwärtige Überschlag vom Erdseil auf beide Stromkreise infolge eines Blitzeinschlages in das Erdseil oder eine Berührung mit Bäumen. Mittelspannungsnetz Ein Vergleich der GIS- und AIS-Variante lediglich aufgrund der Unterschiede im Hochspannungsnetz greift zu kurz, weil die Lage der Umspannwerke den Aufbau des Mittelspannungsnetzes maßgeblich mitbestimmt. Ausgangspunkt der Untersuchung ist deshalb die Lastsituation in einem realen städtischen Versorgungsnetz, d.h. die geographische Lage der Unterstationen und ihrer Lasten km TS3 1km SS MVA 11.6 km AIS-Variante des 110-kV-Netzes TS4 Der unvermaschte Betrieb eines Mittelspannungsnetzes ermöglicht zahlreiche Netzkonzepte. Diese unterscheiden sich nicht nur durch den jeweiligen Investitionsbedarf, sondern haben auch großen Einfluß auf den Netzbetrieb. Jedes Stromversorgungsunternehmen formuliert deshalb seine eigenen Planungsgrundsätze, mit denen die Netzstruktur an die Bedürfnisse der Kunden und die geographische Lage der MS-Verbraucher angepaßt wird. Planungsgrundsätze Es gibt einige grundlegende Anforderungen, die an jede Variante gestellt werden. Dazu gehören beispielsweise die Einhaltung des 1.6 km SS2 35 MVA TS1, 2, 3, 4 Umspannwerke 1, 2, 3, 4 SS1, 2 Ausgelagerte Schaltstationen 1, 2 TS2 2 km 33.2 MVA 8.6 km 1 km 3 erlaubten Spannungsbands und der zulässigen Kurzschlußfestigkeit der Anlagen. Darüber hinaus sind spezielle Planungsgrundsätze zu beachten: Verwendung von Standardkomponenten: VPE-Mittelspannungskabel mit einem Al-Leiterquerschnitt von 150 mm 2 (bei Verteilkabeln) bzw. 240 mm 2 (bei Übertragungskabeln) 110-kV/MS-Transformatoren mit einer Bemessungsleistung von 31,5/40 MVA Aufbau des Verteilnetzes als Ringnetz mit offenen Trennstellen. Die Verteilkabel beginnen an der MS-Sammelschiene der HS/MS-Umspannwerke, verlaufen zwischen den Netzstationen und werden ABB Technik 2/

4 1.4 MW 5.5 MW 2.7 MW 4.9 MW zur MS-Sammelschiene des gleichen HS/MS-Umspannwerkes zurückgeführt. Im Normalbetrieb bleibt eines der Kabel in diesem Ringnetz offen, um einen einfachen Schutz zu ermöglichen. Jedes HS/MS-Umspannwerk ist mit einem eigenen Reservetransformator ausgestattet, so daß an einem Transformator Wartungsarbeiten durchgeführt werden können, ohne daß im Mittelspannungsnetz Schalter betätigt werden müssen. Begrenzung der Anzahl der Unterstationen auf maximal 14 pro Ring. Auf diese Weise wird die Anzahl der Kunden beschränkt, die von einem Ausfall eines Mittelspannungsnetzes betroffen wären, da nur der an die Sammelschiene des HS/MS-Umspannwerkes angeschlossene Abgang mit Überstrom-Zeitschutz und einem Leistungsschalter ausgestattet ist. Belastung der Abgangskabel im Normalbetrieb so, daß beim ungünstigsten Fehler (Ausfall einer Abgangsleitung des HS/MS-Umspannwerkes) kein Kabel zu mehr als 120% belastet wird. Die maximale Last von 5,2 MVA pro Kabel bei 10 kv (10,2 MVA bei 20 kv) zu Beginn des Planungszeitraums berücksichtigt die niedrigere Belastbarkeit von Kabeln durch die Kabelhäufung in der gleichen Trasse und einen Sicherheitsfaktor für eine etwaige Erhöhung der Belastung während des Planungszeitraums. Ergebnisse der Planung Dank der Flexibilität der GIS-Schaltanlagen können die Planer die Einspeisepunkte in der Nähe der Lastschwerpunkte realisieren 5. Dies wirkt sich zum einen auf die optimale Anzahl der Lasten pro Umspannwerk und somit auf die dort zu installierende Transformatorleistung aus. Zum anderen wird der Leistungstransport durch das Mittelspannungsnetz reduziert, so daß sich zusätzliche Verteilung und Lasten der Unterstationen als Grundlage für den Vergleich der GIS/AIS-Varianten 6.2 MW 1.9 MW 0.4 MW 0.2 MW 10 MW 11.3 MW 7.4 MW 3.1 MW 0.9 MW 11.3 MW 19.7 MW 7.1 MW 6.7 MW 4.5 MW 1.3 MW 3.6 MW 4.2 MW 7.4 MW 3.9 MW 8.4 MW 1.5 MW 4 Einsparungen ergeben, weil für die Mittelspannungskabel kleinere Querschnitte gewählt werden können. Drittens werden Übertragungsverluste vermieden. Die niedrigeren Betriebskosten, die sich durch diesen Vorteil ergeben, schlagen vor allem bei niedrigen Verteilspannungen zu Buche. Die beschriebenen grundsätzlichen Vorteile schlagen sich auch konkret in den Ergebnissen nieder, die mit den beschriebenen Netzkonzepten erzielt wurden. Das von den GIS-Anlagen gespeiste Mittelspannungsnetz besteht aus strahlenförmig (offen) betriebenen Kabelringen, die alle von den Mittelspannungssammelschienen der Umspannwerke gespeist werden. Dagegen erfordert die periphere Lage der Umspannwerke der AIS-Variante zusätzliche ausgelagerte Schaltstationen 6. Diese Schaltstationen besitzen «verlängerte» Mittelspannungssammelschienen, die jeweils über mehrere parallel geführte und selektiv abgesicherte Übertragungskabel von den Umspannwerken gespeist werden. Ihre Zuverlässigkeit ist mit der der Mittelspannungssammelschiene in den Umspannwerken vergleichbar, aber sie bedeuten zusätzliche Investitionen und Verluste. Die AIS-Variante benötigt für eine Spannung von 10 kv 6 parallele Kabel von der Hochspannungseinspeisung zur Schaltstation, während bei der 20-kV- Variante 4 Kabel genügen. Wie die Mittelspannungssammelschienen der Umspannwerke versorgen auch die Sammelschienen dieser Schaltstationen die Mittelspannungslasten über offene Ringnetze. 1.7 MW 1.5 MW 0.5 MW km 7.7 MW 6.1 MW 2.3 MW 1.1 MW 2.9 MW 1.8 MW 3.5 MW 0.3 MW 0.9 MW 0.8 MW 0.5 MW Kostenvergleich GIS/AIS-Varianten In 7 und 8 sind die Kosten der AISund der GIS-Variante gegenübergestellt (die Preise für die verschiedenen Komponenten und externen Dienstleistungen orientieren sich am deutschen Markt). Für die Berechnung der Barwerte wurden ein kalkulatorischer Zinssatz von 8% und eine Inflationsrate von 3% zugrundegelegt. Die Laststeigerung wurde mit (linear) 1,5% pro Jahr angenommen, und die Barwerte wurden für einen Planungshorizont von 10 Jahren berechnet. Die früher für die Bewertung ver- 22 ABB Technik 2/1999

5 TS1 TS2 TS1 TS2 TS4 TS3 TS3 Topologie der GIS-Variante mit Einspeisepunkten in der Nähe der Lastschwerpunkte (Verteilspannung 20 kv) TS1, 2, 3 Umspannwerke 1, 2, 3 5 Topologie der AIS-Variante mit peripheren Umspannwerken und zusätzlichen ausgelagerten Schaltstationen (Verteilspannung 20 kv) TS1, 2, 3, 4 Umspannwerke 1, 2, 3, 4 6 schiedener Varianten angesetzten Planungszeiträume von 20 und mehr Jahren sind unter den heutigen, sich rasch ändernden Marktbedingungen nicht mehr realistisch. Erster Punkt des Vergleichs sind die Kosten der Hochspannungsschaltanlagen. Diese liegen bei der GIS-Variante deutlich über denen der AIS-Variante. Allerdings ist die Differenz zwischen den Systemkosten geringer als die Differenz zwischen den Kosten der Komponenten (z. B. die Kosten je Schaltfeld). Dies liegt daran, daß das Hochspannungsnetz dank der Flexibilität der GIS- Technik mit HS-Kabeln effizienter aufgebaut werden kann und deshalb eine geringere Zahl von Umspannwerken (3 bei GIS, 4 bei AIS) und auch weniger Schaltfelder pro Umspannwerk erforderlich sind. Ein ähnliches Bild ergibt sich für die Kosten der 110-kV-Verbindungen. Obwohl der Kabelbedarf bei der GIS-Variante erheblich geringer ist als der Freileitungsbedarf bei der AIS-Technik, sind die Investitionskosten für Material und Verlegung bei der GIS-Variante höher. Der Unterschied bei den Kosten für die 110-kV-Transformatoren ergibt sich daraus, daß in den beiden Varianten eine unterschiedliche Anzahl von Transformatoren eingesetzt wird. Bei der GIS-Variante sind in Station TS1 im Normalbetrieb zwei Transformatoren notwendig, so daß nur noch ein zusätzlicher Transformator als Reserve benötigt 45 % CV rel kV- Schaltanlagen 110-kV-Freileitungen / Kabel wird. Demgegenüber ist bei der AIS-Variante in jedem Umspannwerk ein Reservetransformator vorzuhalten. Ein weiterer Faktor, der zugunsten der GIS-Variante spricht, ist der Kostenaufwand für die Mittelspannungsschaltanlagen. Hier Kostenvergleich der GIS/AIS-Varianten (Barwerte über einen Zeitraum von 10 Jahren) CV rel Relativer Barwert Leittechnik Land / Gebäude Verluste AIS ( 20kV ) AIS ( 10kV ) GIS ( 20kV ) GIS ( 10kV ) Instandhaltung / Reparaturen 110-kV-Transformatoren Mittelspannungsschaltanlagen Mittelspannungskabel Unterbrechungskosten 7 ABB Technik 2/

6 CV rel 100 % AIS ( 20kV ) AIS ( 10kV ) GIS ( 20kV ) GIS ( 10kV ) Vergleich der Lifecycle-Kosten der GIS- und AIS-Variante (Barwerte über einen Zeitraum von 10 Jahren) CV rel Relativer Barwert 110-kV-Schaltanlagen Mittelspannungs- Land/Gebäude schaltanlage 110-kV-Freileitungen/ Mittelspannungs- Verluste Kabel kabel 110-kV-Transforma- Sekundärtechnik Instandhaltung/ toren Reparaturen fallen die zusätzlichen Schaltfelder ins Gewicht, die bei der AIS-Technik für die ausgelagerten Schaltstationen gebraucht werden. Die Kosten der Mittelspannungskabel sind bei beiden Varianten sehr hoch (rund 40% der Lebensdauerkosten/Barwert). Ihre absolute Höhe wie auch die Differenz zwischen AIS/GIS zeigt, wie wichtig es ist, nicht nur die Hochspannungsanlagen, sondern vielmehr Gesamtkonzepte zu vergleichen, um eine belastbare und realistische Bewertung zu erhalten: die Hochspannungseinspeisung in der Nähe der Lastschwerpunkte ermöglicht eine erhebliche Senkung der Kosten des Mittelspannungsnetzes. Durch die geringere Anzahl von Umspannwerken, das Fehlen fernbedienbarer MS-Schaltstationen und die geringere Anzahl von Hochspannungsverbindungen bei der GIS-Variante sinken auch die Aufwendungen für die Sekundärtechnik (z.b. für Schutz-, Leit- und Meßeinrichtungen). Darüber hinaus sind bei der GIS-Variante 8 die Grundstücks-, Fundament- und Gebäudekosten günstiger. Dies erklärt sich aus dem geringeren Flächenbedarf, durch den sogar die höheren Grundstückskosten im Stadtzentrum ausgeglichen werden. Außerdem kann die GIS-Anlage in ein bestehendes Gebäude integriert werden, wodurch das erforderliche Bauvolumen ohne Mehrbedarf an Grundfläche geschaffen wird. Da jedoch diese Lösung in Deutschland noch nicht üblich ist, wurde sie im Vergleich nicht berücksichtigt. In Südostasien und anderen Regionen hingegen machen die Energieversorger bei der Errichtung von Hochspannungsschaltanlagen in Ballungszentren von dieser Möglichkeit zunehmend Gebrauch. Der Unterschied in den Verlustkosten quantifiziert den zusätzlichen Übertragungsaufwand durch das Mittelspannungsnetz. Bei der GIS-Variante sind Einsparungen von etwa 25% möglich. Gerade diese Kosten unterstreichen, wie stark die Ergebnisse von den Grundannahmen des Vergleichs abhängig sind, beispielsweise Zinssatz und Planungshorizont. Der bei diesem Vergleich gewählte relativ kurze Planungshorizont führt bei den Verlusten dazu, daß die mit der GIS- Variante erzielten Einsparungen tendenziell zu gering gewichtet werden. Beim Einsatz moderner AIS- und GIS- Komponenten sind die Wartungs- und Inspektionskosten sehr gering. Wie aus dem Kostenvergleich hervorgeht, haben die Wartungskosten keinen Einfluß auf die Einstufung der Varianten. Die GIS-Variante zeichnet sich durch niedrigere Kosten aus, weil der Inspektionsaufwand pro Schaltfeld geringer ist und auch weniger Schaltfelder vorhande sind (das Inspektionsintervall beträgt bei der GIS-Variante 8 Jahre, bei der AIS-Variante 5 Jahre). Der letzte Faktor im Vergleich bezieht sich auf die Unterbrechungskosten, d.h. die Kosten, die den Kunden durch Versorgungsunterbrechungen entstehen. Zwar müssen für diese Kosten die Kunden aufkommen, aber sie machen es möglich, die Nicht-Zuverlässigkeit eines Versorgungsnetzes in Mark und Pfennig auszudrücken. Deutliche Unterschiede bestehen auch zwischen der 10-kV- und der 20-kV-Versorgung. Ein 20-kV-Netz kann mit dem gleichen Querschnitt in etwa die doppelte Leistung eines 10-kV-Netzes übertragen. Dies verringert entweder die Investitionen für die Primärtechnik (wegen der geringeren Anzah von Mittelspannungskabeln) oder führt bei gleichem Kabelquerschnitt zu geringeren Verlusten. Dieser grundsätzliche Effekt wird bei der praktischen Planung relativiert. So wird die Anzahl derunterstationen, die in Gebieten mit hoher Lastdichte vom gleichen Kabel gespeist werden, nicht nur durch die Strombelastbarkeit der Speisekabel beschränkt, sondern auch durch die Notwendigkeit, die Zahl der von einem einzigen Fehler betroffenen Kunden so niedrig wie möglich zu halten. Eine weitere Einschränkung wird durch die offene Topologie bestimmt: die Unterstationen müssen zwei Halbringen zugeordnet werden, die beide an der Sammelschiene des Umspannwerkes beginnen und sich über eine Trennstelle im Netz miteinander verbinden lassen müssen. 24 ABB Technik 2/1999

7 Beim Kostenvergleich der GIS-Variante und AIS-Variante für das 20-kV-Netz erge ben sich zwar geringere Unterschiede bei den Verlusten und beim Investitionsaufwand für Mittelspannungskabel, doch liegen die Kosten der AIS-Variante immer noch deutlich höher (ungefähr 4%). Beim direkten Vergleich der 20-kV- und der 10-kV-Variante ergeben sich bei gleicher Hochspannungstechnik Vorteile für die 20-kV-Technik. Dieses Ergebnis ist einleuchtend und stimmt mit den Erfahrungen aus der Planungspraxis überein. IF GIS AIS Zuverlässigkeit der AIS/GIS-Varianten Die Zuverlässigkeit der Stromversorgung ist in städtischen Netzen mit hohen Lastdichten und mit Kunden, die auf Versorgungsunterbrechungen empfindlich reagieren, besonders wichtig. Im Bereich des Ausfall- und Wiederversorgunsgeschehens unterscheidet sich die GIS/Kabel-Lösung grundsätzlich von der Lösung mit AIS/Freileitung. Fehler in den 110-kV-Kabeln kommen selten vor und sind in den meisten Fällen auf Beschädigung im Zuge von Bauarbeiten zurückzuführen. Da Hochspannungskabel tiefer verlegt werden als Mittelspannungskabel, werden sie von diesen darüberliegenden Kabeln bis zu einem gewissen Grad «geschützt". Wenn das Hochspannungskabel selbst nicht ausreichend robust ausgeführt ist (beispielsweise durch ein umgebendes Stahlrohr bei Gas-Außendruckkabeln), können sie mit Betonabdeckungen bewehrt werden. Auf diese Weise wird die Ausfallhäufigkeit selbst in Versorgungsgebieten mit hoher Bautätigkeit auf ein Mindestmaß begrenzt. Neben den hohen Kosten ist als schwerwiegendster Nachteil von Hochspannungskabeln die lange Reparaturzeit anzusehen, weil Reparaturarbeiten im allgemeinen nur von Mitarbeitern des Kabelherstellers durchgeführt werden können. Bei Freileitungen sind die Verhältnisse grundlegend anders. Freileitungen weisen zwar hohe Ausfallhäufigkeit, aber eine kurze Ausfalldauer auf. Außerdem ist bei Freileitungsnetzen eine zusätzliche Fehlerart von Bedeutung. Um Leitungstrassen kompakt zu TS1 SS1 TS2 SS2 TS3 TS4 Unterbrechungshäufigkeit (IF), gemessen an der Mittelspannungssammelschiene der Umspannwerke TS1, 2, 3, 4 Umspannwerke 1, 2, 3, 4 SS1, 2 Ausgelagerte Schaltstationen 1, 2 halten, werden nämlich parallele Stromkreise auf dem gleichen Gestänge verlegt. Wie bereits erwähnt, kann deshalb eine einzige Ursache zu Common-Mode-Fehlern führen, durch die mehrere Stromkreise unterbrochen werden. Dieser Gesichtspunkt ist sehr wichtig und muß bei jedem Zuverlässigkeitsvergleich berücksichtigt werden. Tabelle 1 enthält die Werte, die den Zuverlässigkeitsberechnungen für die Hochspannungsleitungen bzw. -kabel zugrunde gelegt wurden. Die hohe Zahl für die Ausfallhäufigkeit ist eine pessimistische Schätzung, die von der Annahme ausgeht, daß die Mehrzahl der Fehler auf Beschädigung von außen zurückzuführen sind. Um die Unterschiede zwischen den 10-kV-Varianten des GIS-/AIS- Konzeptes zu ermitteln, wurde eine Zuverlässigkeitsberechnung durchgeführt. Die Berechnung simuliert die relevanten Ausfallarten und bewertet und quantifiziert deren Auswirkungen für die Kunden. Das Verhalten der Komponenten wird aus Statistiken über Ausfälle in der Vergangenheit abgeleitet. Tabelle 1: Zuverlässigkeitsdaten von Kabeln und Freileitungen (110 kv) Ausfallhäufigkeit 1) pro Jahr und 100 km HS-Freileitung kurz 0,21 1 (1 Stromkreis) lang 0,04 20,5 HS-Freileitung 0,15 2,7 (Common-Mode-Fehler) HS-Kabel kurz 0,35 3,4 lang 0, ) Unabhängige, stochastische Ausfälle Dauer der Reparatur (h) 9 ABB Technik 2/

8 140 GIS 120 AIS n IF Verteilung der Unterbrechungshäufigkeit aus der Sicht der Kunden 10 n Anzahl der Mittelspannungsknoten IF Bereich der Unterbrechungshäufigkeit (pro Jahr, oberer Wert) 9 Die Ergebnisse der Berechnung sind in dargestellt. Hieraus ist deutlich zu erkennen, nen weder durch einen Einfach- noch durch einen Mehrfachkabelausfall beeinträchtigt daß die Unterbrechungshäufigkeit bei der GIS/Kabel-Variante trotz Annahme einer wird, solange der Schutz ordnungsgemäß funktioniert. vergleichsweise hohen Ausfallhäufigkeit der Wie 10 zeigt, bestehen innerhalb des Kabel wesentlich niedriger ist. Die Auswirkungen auf die Versorgungszuverlässigkeit treten an den Mittelspannungssammelschienen der Umspannwerke in Erscheinung. Die Werte für GIS-Anlagen liegen in der Größenordnung von 0,01 pro Jahr, d.h. eine Unterbrechung in 100 Jahren. Die Unterbrechungshäufigkeit bei den AIS-Anlagen TS1 und TS4 liegt in der gleichen Größenordnung, während TS3 und speziell TS2 häufiger betroffen sind (um den Faktor 3 bis 4). Der Grund hierfür ist die in beiden Fällen angenommene Einschleifung über eine Doppelleitung und zusätzlich bei TS2 die Doppelstich-Verbindung zum umgebenden Ring (ebenfalls als Doppelleitung ausgeführt). Die Werte für die von TS1 und TS2 versorgten Mittelspannungsnetzes keine wesentlichen Unterschiede zwischen der AIS-Variante und der GIS-Variante. Der Grund hierfür liegt darin, daß das Mittelspannungsnetz unvermascht betrieben wird. Deshalb führt jeder Fehler zur Auslösung des angeschlossenen Abgangs und zur Unterbrechung der Versorgung aller Kunden im gleichen Halbring. Diese Unterbrechung in der Versorgung wird normalerweise durch eine (manuelle oder fernbediente) Umschaltung beendet. Die im Vergleich zum 110-kV-Netz große Anzahl von Ereignissen im Mittelspannungsnetz bestimmt das Unterbrechungsverhalten und sorgt an allen Kundenknoten für vergleichbare Zuverlässigkeit. Dieser Effekt wird durch die vergleichbaren Unterbrechungskosten für die AIS- und GIS-Variante unter- ausgelagerten Schaltstationen sind strichen 7. die gleichen wie für die Mittelspannungssammelschienen der Umspannwerke. Dies ist einleuchtend, weil die parallelen Übertragungskabel zwischen den Umspannwerken und den Schaltstationen selektiv geschützt sind und die Versorgung dieser Schaltstatio- In den Fällen, in denen ein Sondertarifkunde über parallele Kabel direkt mit dem Umspannwerk verbunden ist, profitiert der Kunde von der Zuverlässigkeit des Umspannwerkes und damit auch von der GIS- Variante. Zusammenfassung Obwohl die GIS-Technik auf den ersten Blick teuerer zu sein scheint, kann dank ihrer Flexibilität der Standort der Umspannwerke optimal gewählt werden. Die Zahl der Einspeisungen vom Hochspannungsnetz kann optimiert und damit das Mittelspannungsnetz von Aufgaben der Leistungsübertragung entlastet werden. Dies führt sowohl bei den Investitionen als auch bei den Betriebskosten zu Einsparungen, die die Mehrkosten der GIS-Technik und der Hochspannungskabel mehr als kompensieren. Ein weiterer Vorteil der GIS-/Kabel-Variante gegenüber der AIS-/Freileitungs-Variante ist die höhere Zuverlässigkeit. Davon profitieren vor allem Großkunden, die über parallele Mittelspannungskabel an das Umspannwerk angeschlossen sind, im täglichen Betrieb. Und weil dieser zusätzliche Vorteil der GIS-/Kabel-Variante quasi inhärent ist, kostet er den Netzbetreiber praktisch nichts. Darüber hinaus bietet die GIS-Technik weitere Vorteile, die zwar schwerer zu quantifizieren sind, aber für die Realisierung eines Projektes von entscheidender Bedeutung sein können. Ein Beispiel ist die Möglichkeit, eine GIS-Schaltanlage in ein bestehendes Gebäude komplett zu integrieren, wenn keine zusätzliche Grundfläche zur Verfügung steht. Gerade in Gebieten hoher Lastdichte bietet sich die GIS-Technik somit als wirtschaftliche, flexible und zuverlässige Lösung an. Adresse der Autoren Werner Zimmermann André Osterholt Dr. Jürgen Backes ABB Calor Emag Schaltanlagen AG Käfertaler Str. 250 D Mannheim Deutschland werner.zimmermann@deace.mail.abb.de andre.osterholt@deace.mail.abb.de juergen.backes@deace.mail.abb.de 26 ABB Technik 2/1999