Schlussbericht. Januar Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v.

Transkript

1 AiF/IGF-Vorhaben 16391N: Entwicklung typspezifischer Prognosemodelle zur Beschreibung der Zuverlässigkeit von Betriebsmitteln im Rahmen des Asset Managements in elektrischen Verteilungsnetzen Schlussbericht Januar 213 Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v.

2

3 Inhalt AiF-Vorhaben-Nr N Inhaltsverzeichnis 1 Zusammenfassung Forschungsstellen und Projektpartner Forschungsinhalt Wissenschaftlich-technische und wirtschaftliche Problemstellung Ausgangssituation Stand der Forschung Forschungsziele Angestrebte Forschungsergebnisse Innovativer Beitrag der angestrebten Forschungsergebnisse Aufbau der Schadensstatistik Komponentenabgrenzung und erwartete Schadenszahlen Definition wichtiger Begriffe Struktur und Vorgehensweise beim Erfassungsschema Erfassung der Schäden mit Excel-Schnittstelle Erfassung der Schäden mit INTERASS Ergebnisse der Befragung zur Instandhaltung der einzelnen Teilsysteme/Betriebsmittel Plausibilitätsprüfung Mengengerüste Analyse der Schadensdaten Gesamtbetrachtung der überlieferten Schadensdaten Datenbestand Altersabhängige Darstellung mit Typunterscheidung Analyse der Schadensursache mit dem Parameter Anlass der Schadensmeldung Analyse der Maßnahmenkosten Altersabhängige Schadens- und Störungsraten Modellierung von Schadens- und Störungsraten Schäden mit Störungen Freileitungen Kabel Netzstationen Umspannwerk... 61

4 Inhalt AiF-Vorhaben-Nr N 6.3 Schäden ohne Störungen Freileitungen Kabel Netzstationen Umspannwerk Modellierung des Einflusses eines Maßnahmenverzuges auf die Störungsraten Abbildung eines Maßnahmenverzuges Vorhandene Eingangs- und Ausgangsdaten Generierung von Zusatzstörungsraten durch eine mögliche Schadens-zu- Störungsentwicklung Ergebnisse Freileitungen Holzmasten Netzstationen Umspannwerk Sensitivitätsanalyse und Modellerweiterungen Variation des zeitlichen Entwicklungsverhaltens von Schäden zu Störungen Ergebnisse Zuverlässigkeitsberechnungen Prinzipielles Vorgehen zur Ableitung der Eingangsdaten Beschreibung der verwendeten Modellnetze Ergebnisse für das Stadtnetz Erneuerung der Betriebsmittel nach 3 Jahren Erneuerung der Betriebsmittel nach 4 Jahren Erneuerung der Betriebsmittel nach 5 Jahren Ergebnisse für das Landnetz Erneuerung der Betriebsmittel nach 3 Jahren Erneuerung der Betriebsmittel nach 4 Jahren Erneuerung der Betriebsmittel nach 5 Jahren Ausblick Wissenstransfer in die Wirtschaft Literaturverzeichnis Anhang... 89

5 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bilderverzeichnis Bild 1: Prinzip des Asset Managements (AM) in Verteilungsnetzen [6]... 5 Bild 2: Leistungsschalter altersabhängige Schadensrate und Anzahl der Ereignisse, insgesamt 56 Schäden mit Störung ausgewertet [11]... 7 Bild 3: Abgrenzung der untersuchten Komponenten...12 Bild 4: Struktur der Schadenserfassung...18 Bild 5: Angaben der Netzdaten...19 Bild 6: Angaben zur Identifikation des Schadens...2 Bild 7: Angaben zur Anlage...2 Bild 8: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil I...21 Bild 9: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil II...22 Bild 1: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil III...22 Bild 11: Bild 12: Angaben zur schadensbetroffene n Komponente am Beispiel Leistungsschalter im Teilsystem Umspannwerk / Schaltstation...23 Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung mit einer Störung auftrat...24 Bild 13: Erfassung eines neuen Schadens...25 Bild 14: Auswahl Schadenort für die detaillierte Beschreibung des Schadens...25 Bild 15: Detaillierte Identifikation des Schadens mit den verschiedenen Auswahlfeldern (hier am Beispiel des Auswahlfeldes Schaden, s. Pfeil)...26 Bild 16: Beschreibung des Schadens mit Störung...26 Bild 17: Bild 18: Bild 19: Gesamtansicht einer Schadensmaske (Prüfbericht mit rotem Punkt/Hinweis bedeutet eine Fehlermeldung)...27 Angaben zu Punkt 2 aus dem Maßnahmenkatalog ( Angaben zu den Inhalten der Instandhaltungsmaßnahmen )...28 Frage 1 Maßnahmen der Instandhaltung (von oben: ölarme Leistungsschalter, Vakuum Leistungsschalter und HS/MS-Transformatoren)...29 Bild 2: Frage 2 Tätigkeiten der IH-Maßnahmen...3 Bild 21: Entwicklung der Erneuerungsstrategien; Kriterien zur Entscheidung über Instandsetzung oder Austausch gealterter Anlagen...31 Bild 22: Plausibilitätsprüfung mit INTERASS...33 Bild 23: Prüfregeln am Beispiel einiger nicht bereinigter Einträge...33

6 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 24: Mengengerüst Kabel insgesamt...34 Bild 25: Schadensortdarstellung mit 3154 Meldungen (mit Störung 94 Meldungen)...37 Bild 26: Schadensortdarstellung mit 2428 Meldungen (mit Störung 21 Meldungen)...37 Bild 27: Schadensortdarstellung mit 1345 Meldungen (mit Störung 11 Meldungen)...38 Bild 28: Schadensortdarstellung mit 1332 Meldungen (mit Störungen 259 Meldungen)...38 Bild 29: Mast-Typdifferenzierung mit 7395 Schäden...39 Bild 3: Kabel-Typdifferenzierung mit 1776 Schäden...4 Bild 31: Muffe-Typdifferenzierung mit 287 Schäden...4 Bild 32: Gebäude/Gehäuse- Typdifferenzierung mit 994 Schäden...41 Bild 33: Leistungsschalter-Typdifferenzierung mit 576 Schäden...41 Bild 34: Lastschalter mit 135 Schäden...42 Bild 35: Isolator mit 838 Schäden...43 Bild 36: Leiterseil mit 7213 Schäden...43 Bild 37: Kabel mit 1634 Schäden...44 Bild 38: Leistungsschalter mit 576 Schäden...44 Bild 39: Trennschalter mit 282 Schäden...45 Bild 4: Lastschalter Gesamtbetrachtung mit 88 Schäden...46 Bild 41: Lastschalter 18 Schäden mit Störung...46 Bild 42: Lastschalter 7 Schäden ohne Störung...47 Bild 43: Lineare Regression...5 Bild 44: Grundsätzliche Methode zur Analyse des Fehlerverhaltens [18]...53 Bild 45: Bild 46: Bild 47: Bild 48: Bild 49: Einfluss der Gewichtung: Ausgleichskurve der Störungsraten von Freileitungen mit Gewichtung (oben) und ohne Gewichtung (Mitte), zugehöriges Mengengerüst (unten)...55 Trennschalter diskrete Schäden mit Störung (a), Mengengerüst (b), ermittelte Ausgleichsgerade (c) sowie zugehörige Teilfunktionen (d)...57 Modellierung der Schaden zu Störung-Entwicklung ohne Verteilungsfunktion (Worst Case-Szenario)...68 Gesamtstörungsrate der Freileitungen Holzmasten bei Ist-Instandhaltung (links), Zusatzstörungen bei Verzug der Folgemaßnahme um 5a (rechts)...69 Störungsrate Freileitungen Holzmasten bei Ist-Instandhaltung (Mitte), Gesamtstörungsrate bei Verzug der IH-Zyklen um 2a (unten)...71

7 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 5: Alterungsfaktoren für Schadensbefunde einer Betriebsmittelklasse...74 Bild 51: Bild 52: Bild 53: Bild 54: Bild 55: Bild 56: Bild 57: Bild 58: Bild 59: Bild 6: Bild 61: Bild 62: Bild 63: Bild 64: Gesamtstörungsraten bei 5a (oben) und 1a (unten) maximaler Entwicklungsdauer und Verzögerung der Maßnahmen...75 Einfluss der Annahmen auf die Gesamtstörungsrate am Beispiel der HS/MS- Transformatoren bei 5a Maßnahmenverzug...76 Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 3 Jahren...79 Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 3 Jahren...79 Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 4 Jahren...8 Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 4 Jahren...8 Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 5 Jahren...81 Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 5 Jahren...81 Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 3 Jahren...82 Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 3 Jahren...82 Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 4 Jahren...83 Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 4 Jahren...83 Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 5 Jahren...84 Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 5 Jahren...84 Bild 65: Mast mit 7395 Schäden (davon sind ca. 2,6 % Schätzwerte) Bild 66: Kabel mit 1776 Schäden (davon sind ca. 13,7 % Schätzwerte) Bild 67: Muffen mit 287 Schäden (davon sind ca. 1,1 % Schätzwerte) Bild 68: Trennschalter mit 282 Schäden Bild 69: Lastschalter 15 Schäden Bild 7: MS/NS-Transformator mit 4 Schäden Bild 71: HS/MS- und MS/MS-Transformator

8 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 72: Fundament mit 939 Schäden Bild 73: Mast mit 5979 Schäden Bild 74: Erdungsanlage mit 446 Schäden Bild 75: Beschilderung mit 73 Schäden Bild 76: Mastschalter mit 93 Schäden Bild 77: Traverse/Querträger mit 329 Schäden Bild 78: Überspannungsableiter mit 79 Schäden Bild 79: Vogelschutzeinrichtung mit 6 Schäden Bild 8: MS/NS-Transformator mit 141 Schäden Bild 81: Gebäude/Gehäuse mit 926 Schäden Bild 82: Sammelschiene NST mit 15 Schäden Bild 83: MS/MS-Transformator mit 33 Schäden Bild 84: Sammelschiene UW/SST mit 11 Schäden Bild 85: Ölarme Leistungsschalter mit 49 Schäden Bild 86: Vakuum Leistungsschalter mit 48 Schäden Bild 87: SF6 Leistungsschalter mit 15 Schäden Bild 88: HS/MS-Transformator mit 41 Schäden Bild 89: Muffe mit 273 Schäden Bild 9: Endverschluss mit 38 Schäden Bild 91: Leistungsschalter Gesamtbetrachtung mit 57 Schäden Bild 92: Leistungsschalter mit 57 Schäden mit Störung Bild 93: Leistungsschalter mit 45 Schäden ohne Störung Bild 94: HS/MS-Transformator Gesamtbetrachtung mit 356 Schäden Bild 95: HS/MS-Transformator mit 91 Schäden mit Störung Bild 96: HS/MS-Transformator mit 264 Schäden ohne Störung Bild 97: MS/MS-Transformator Gesamtbetrachtung mit 29 Schäden Bild 98: MS/MS-Transformator mit 19 Schäden ohne Störung Bild 99: Trennschalter Gesamtbetrachtung mit 277 Schäden Bild 1: Trennschalter mit 192 Schäden ohne Störung

9 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 11: MS/NS-Trafo Gesamtbetrachtung mit 121 Schäden Bild 12: MS/NS-Transformator 79 Schäden mit Störung Bild 13: MS/NS-Transformator mit 38 Schäden ohne Störung Bild 14: Gebäude/Gehäuse Gesamtbetrachtung mit 321 Schäden Bild 15: Beschilderung mit 59 Schäden ohne Störung Bild 16: Erdungsanlage mit 18 Schäden ohne Störung Bild 17: Fundament mit 828 Schäden ohne Störung Bild 18: Mastschalter mit 18 Schäden ohne Störung Bild 19: Traverse/Querträger mit 4 Schäden ohne Störung Bild 11: Leiterseil mit 56 Schäden ohne Störung Bild 111: Endverschluss Gesamtbetrachtung mit 7 Schäden Bild 112: Isolator mit 334 Schäden ohne Störung Bild 113: Mast mit 169 Schäden ohne Störung Bild 114: Muffe 139 Schäden mit Störung Bild 115: Kabel Gesamtbetrachtung mit 81 Schäden Bild 116: Muffe Gesamtbetrachtung mit 142 Schäden Bild 117: Freileitungen alle Masttypen, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 52 Schäden mit Störung (unten) Bild 118: Freileitungen alle Masttypen ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 27 Schäden mit Störung (unten) Bild 119: Freileitungen alle Masttypen nur Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 25 Schäden mit Störung (unten) Bild 12: Freileitungen Betonmasten, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 12 Schäden mit Störung (unten) Bild 121: Freileitungen Betonmasten ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 8 Schäden mit Störung (unten) Bild 122: Freileitungen Betonmasten nur Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 4 Schäden mit Störung (unten)

10 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 123: Freileitungen Holzmasten, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 8581 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 27 Schäden mit Störung (unten) Bild 124: Freileitungen Holzmasten ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 12 Schäden mit Störung (unten) Bild 125: Freileitungen Holzmasten nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 15 Schäden mit Störung (unten) Bild 126: Freileitungen Stahlmasten, altersabhängige Störungsrate, 4 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 1221 km (unten), Bild 127: Kabel VPE, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 214 Schäden mit Störung (unten) Bild 128: Kabel VPE ohne Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 1 Schäden mit Störung (unten) Bild 129: Kabel VPE nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 114 Schäden mit Störung (unten) Bild 13: Kabel PE, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 478 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 249 Schäden mit Störung (unten) Bild 131: Kabel PE ohne Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 248 Schäden mit Störung (unten) Bild 132: Kabel Papiermasse, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 917 Schäden mit Störung (unten) Bild 133: Kabel Papiermasse ohne Fremdwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 685 Schäden mit Störung (unten) Bild 134: Kabel Papiermasse nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 232 Schäden mit Störung (unten) Bild 135: Netzstationen Gebäude, altersabhängige Störungsrate, 3 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst Stück (unten) Bild 136: Netzstationen Lastschalter, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 15 Schäden mit Störung (unten) Bild 137: Netzstationen MS/NS-Transformatoren, altersabhängige Störungsrate 7 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 6681 Stück, (unten) Bild 138: Umspannwerk ölarme Leistungsschalter, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 45 Schäden mit Störung (unten)

11 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 139: Umspannwerk Vakuumleistungsschalter, altersabhängige Störungsrate, 8 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 6278 Stück (unten) Bild 14: Umspannwerk Trennschalter alle Technologien, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 86 Schäden mit Störung (unten) Bild 141: Umspannwerk Trennschalter Druckluft, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 1981 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 43 Schäden mit Störung (unten) Bild 142: Umspannwerk Trennschalter Handantrieb, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 38 Schäden mit Störung (unten) Bild 143: Umspannwerk Trennschalter Motorantrieb, altersabhängige Störungsrate, 8 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 988 Stück (unten) Bild 144: Umspannwerk HS/MS-Transformatoren, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 283 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 93 Schäden mit Störung (unten) Bild 145: Freileitungen alle Masttypen, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, Schäden ohne Störung (unten) Bild 146: Freileitungen Betonmasten, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, Schäden ohne Störung (unten) Bild 147: Freileitungen Holzmasten, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 8581 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 4433 Schäden ohne Störung (unten) Bild 148: Freileitungen Stahlmasten, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 1221 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 6945 Schäden ohne Störung (unten) Bild 149: Kabel VPE, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 17 Schäden ohne Störung (unten) Bild 15: Kabel PE, altersabhängige Schadensrate, 7 Schäden ohne Störung (oben), Mengengerüst 478 km (unten) Bild 151: Kabel Papiermasse, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 21 Schäden ohne Störung (unten) Bild 152: Netzstationen Gebäude, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 63 Schäden ohne Störung (unten) Bild 153: Netzstationen Lastschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 83 Schäden ohne Störung (unten)

12 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 154: Netzstationen MS/NS-Transformatoren, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 6681 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 14 Schäden ohne Störung (unten) Bild 155: Umspannwerk ölarme Leistungsschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 43 Schäden ohne Störung (unten) Bild 156: Umspannwerk Vakuumleistungsschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 6278 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 14 Schäden ohne Störung (unten) Bild 157: Umspannwerk Trennschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 196 Schäden ohne Störung (unten) Bild 158: Umspannwerk HS/MS-Transformatoren, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 283 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 257 Schäden ohne Störung (unten) Bild 159: Freileitungen Holzmasten Bild 16: Netzstationen Gebäude Bild 161: Netzstationen Lastschalter Bild 162: Umspannwerk ölarme Leistungsschalter Bild 163: Umspannwerk HS/MS-Transformatoren Bild 164: Umspannwerk Trennschalter Druckluft Bild 165: Freileitungen alle Masttypen, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 166: Kabel Papiermasse, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 167: Kabel PE, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 168: Kabel VPE ohne Altersunterscheidung, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 169: Kabel VPE alt, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 17: Kabel VPE neu, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 171: Netzstationen Lastschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 172: Netzstationen Transformatoren, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung... 19

13 Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Bild 173: UWSST HS/MS-Transformatoren, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 174: UWSST Alle Leistungsschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung Bild 175: UWSST Trennschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung

14 Tabellenverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr N Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Zusammenstellung der erwarteten Betriebsschäden der teilnehmenden Netzbetreiber in der Mittelspannungsebene...13 Tabelle 2: Kosten für Komponentenschäden mit und ohne Störung...48 Tabelle 3: Anzahl Schäden ohne / mit Störung...58 Tabelle 4: Zeitintervalle der Schaden zu Störung-Entwicklung...66 Tabelle 5: Entwickelbare Schäden ohne Störung...67 Tabelle 6: Schaden zu Störung-Entwicklung im Worst-Case Fall...68 Tabelle 7: Ölarme Leistungsschalter Tabelle 8: Vakuum Leistungsschalter Tabelle 9: HS/MS-Transformator Tabelle 1: Ölarme Leistungsschalter Tabelle 11: Vakuum Leistungsschalter Tabelle 12: HS/MS-Transformator Tabelle 13: Verwendete Aus-Dauern in h

15 Abkürzungen AiF-Vorhaben-Nr N Verzeichnis verwendeter Abkürzungen Abkürzungen AM...Asset Management EAS...Einfachausfall mit Schutzauslösung EnWG...Energiewirtschaftsgesetz EVU...Elektrizitätsversorgungsunternehmen FGH...Forschungsgemeinschaft für elektrische Anlagen und Stromwirtschaft FL...Freileitung HS...Hochspannung h S...altersabhängige Schadensrate N S...Anzahl der Ereignisse h S...mittlere Schadensrate ID...Identifikationsnummer IH...Instandhaltung INTERASS...Interaktive Erfassung und Auswertung von Störungen und Versorgungsunterbrechungen basierend auf den aktuellen Erfassungsschema der FNN- Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik bzw. dem Erfassungsschema der VEÖ Ausfall- und Störstatistik KA...Kabel KB...Kabel KBA...Kabelanlage LAS...Lastschalter LS...Leistungsschalter MS...Mittelspannung NS...Niederspannung NST...Netzstation PE...Polyethylen PM...Papiermasse PVC...Polyvinylchlorid SLS...Stufenlastschalter SS...Sammelschiene STZ...Stützer THM...HS/MS-Transformator TMN...MS/NS-Transformator TR...Trennschalter UHA...Unverzögerte Handausschaltung UW/SST...Umspannwerk/Schaltstation VHA...Verzögerte Handausschaltung VPE...Vernetztes Polyethylen

16

17 Zusammenfassung AiF-Vorhaben-Nr N Zusammenfassung Den Mittelspannungs-Verteilungsnetzen kommt eine besondere Bedeutung zu, da sie sowohl auf die Qualität als auch auf die Kosten der Energieversorgung maßgeblichen Einfluss haben [1]. Die Energiewirtschaft ist daher im Rahmen ihrer Asset Management Strategien intensiv bemüht, Kostensenkungspotenziale in den Verteilungsnetzen, deren Wiederbeschaffungswert in Deutschland auf einige zehn Milliarden Euro geschätzt wird, zu erschließen. Wesentliche, kurzfristig realisierbare Einsparpotenziale werden u. a. in den durch Instandhaltung und Erneuerung verursachten Kosten gesehen [2]. Da gleichzeitig die Versorgungsqualität durch die Kunden sowie die Regulierungsbehörde beobachtet wird und im Rahmen einer Anreizregulierung selbst direkter Bestandteil des Regulierungssystems ist, dürfen nicht nur einseitig die Kosten betrachtet, sondern muss zudem die Versorgungszuverlässigkeit berücksichtigt werden. Um diesen komplexen Aufgaben gerecht zu werden ist es notwendig Prognosemodelle zu entwickeln, welche auf einer quantitativ und qualitativ belastbaren Datenbasis beruhen. Die Erfassung der Daten basiert auf Excel-Schnittstellen sowie dem Erfassungsschema der FGH Software INTERASS. Die somit erfassten Mengengerüste und Schadensdaten wurden nach einer intensiven Konsistenzprüfung in einer SQL-Datenbank gespeichert. Dieser Ansatz ermöglicht eine Bearbeitung der Daten mittels typischer mathematischer Tools wie Matlab. Somit konnte im Rahmen dieses Projektes, auf Basis des aktuellen Schadens- und Störungsaufkommens und durch den Einsatz einer Regressionsanalyse, die Möglichkeit geschaffen werden Prognosen bzgl. des altersabhängigen Ausfallverhaltens der erfassten Betriebsmittel zu ermöglichen. Das Modell wurde dabei im Vergleich zum Vorgänger Projekt weitreichend erweitert. Im Folgenden sind die wichtigsten Ergebnisse und Erkenntnisse aufgeführt: Im Rahmen des Projekts konnte eine Modifikation der Erfassungsstruktur durch die Weiterentwicklung der Schadensstatistik unter Rücksprache beteiligter Experten vorgenommen werden. Dies beinhaltete u.a. die Erweiterung der Schadensstatistik im Hinblick auf die Abbildung des Instandhaltungseinflusses. Des Weiteren wurde eine umfangreiche Befragung der beteiligten Netzbetreiber im Hinblick auf die Harmonisierung von Begriffen und der einheitlichen Bewertung der Instandhaltungsmaßnahmen durchgeführt. Im Vergleich zu dem Vorgängerprojekt konnten deutlich mehr Schadensdaten gesammelt und ausgewertet werden. Die Schadensdaten wurden mit der von der FGH entwickelten Software INTERASS, welche um ein Schadensmodul erweitert wurde, auf Ihre Plausibilität geprüft. Dadurch wurde eine hinreichende Qualität der Daten gewährleistet. Zusätzliche Auswerteverfahren liefern erste Ergebnisse über die Wirksamkeit der Instandhaltungsmaßnahmen sowie die Altersverteilung der überlieferten Schadensdaten, welche nach bestimmten Technologien differenziert werden kann. Durch die Umstellung der Auswertungszyklen von Fünfjahres Intervallen hin zu einer jährlichen Betrachtungsweise konnte der Detaillierungsgrad für eine mögliche Asset Simulation deutlich erhöht werden. Auf Basis des überarbeiten Erfassungsschemas konnte das Ausfallverhalten einer Vielzahl der erfassten Betriebsmittel (z.b. Trenn- oder Leistungsschalter) detaillierter nach der Technologie (z.b. Druck-, Hand- oder Motorantrieb) untersucht werden. Bei dem hier verwendeten Ansatz, werden bei der Regressionsrechnung und Prognose des Ausfallverhaltens mehrere Teilkurven kombiniert. Innerhalb der Modellierung

18 Zusammenfassung AiF-Vorhaben-Nr N werden die zeitlichen Verläufe an den Betriebsmitteln nach Inbetriebnahme, Verschleiß, Betriebsbedingt, Alterung und Zufall unterschieden. Diese Einteilung erlaubt Rückschlüsse auf die zu praktizierende Instandhaltungsstrategie. Um die Aussagekraft der ermittelten altersabhängigen Schadens- und Störungsraten bewerten zu können, werden Konfidenzintervalle eingeführt, welche eine Aussage darüber liefern sollen, wie sicher der geschätzte Funktionsverlauf dem tatsächlichen entspricht. Im Rahmen der hier verwendeten Regressionsanalyse werden ebenfalls die Stützstellen der ermittelten Modellfunktion mit der Wurzel des zugehörigen Mengengerüsts gewichtet. Diese Art der Gewichtung erlaubt es, Schadens- und Störungsraten in Abhängigkeit der Quantität des vorhandenen Mengengerüstes, stärker oder schwächer zu berücksichtigen und somit den grundsätzlichen Gedanken, dass eine große Datenbasis eine verlässlichere Aussage bzgl. der Allgemeinheit erlaubt, abzubilden. Das Erfassungsschema erlaubt es grundsätzlich dem Anwender zu jedem Schaden ohne Störung zusätzliche Informationen über das Schadensverhalten mit einzutragen. Dabei kann durch den Anwender eingeschätzt werden in welcher Zeit sich der erfasste Schaden ohne Störung zu einem Schaden mit Störungen entwickeln würde, wenn dieser nicht behoben wird. Des Weiteren stehen Informationen über den Zeitpunkt und den Typ der nächsten geplanten Maßnahme sowie das Schadenspotential (z.b. Beeinflussung der Betriebssicherheit oder Versorgungszuverlässigkeit) zur Verfügung. Die zwei letztgenannten Informationen ermöglichen eine Aussage darüber wie viele Schäden ohne Störung in Abhängigkeit des Zeitpunktes der nächsten Maßnahme das Potenzial besitzen sich zu einem Schaden mit Störung zu entwickeln. Diese Daten werden grundlegend dafür verwendet das Potential eines erhöhten Störungsaufkommens durch den Verzug einer folgenden Instandhaltungsmaßnahme abzuschätzen [24]. Dabei zeigt sich, dass auf Grund der jährlichen Auswertung der Schadensdaten eine Anpassung der vorgegeben Zeitintervalle sinnvoll erscheint. Es wurde eine Zuverlässigkeitsberechnung durchgeführt. Diese basierte auf den Eingangsdaten, welche mittels der neuen Prognosemodelle erstellt wurden. Dabei erfolgte die Anwendung auf zwei Referenznetze mit ausgewählten Erneuerungsstrategien. Es zeigt sich, dass die Verlängerung der Erneuerungsintervalle einen erheblichen negativen Einfluss auf die kundenbezogenen Ausfallhäufigkeit und Nichtverfügbarkeit haben kann. Das Ziel des Forschungsvorhabens wurde erreicht.

19 Forschungsstellen / Projektpartner AiF-Vorhaben-Nr N Das IGF-Vorhaben N der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. wurde über die AiF im Rahmen des Programms zur Förderung der Industriellen Gemeinschaftsforschung (IGF) vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages gefördert. 2 Forschungsstellen und Projektpartner Folgende Partner haben am Projekt mitgearbeitet: CONSENTEC GmbH, E.ON Mitte AG, E.ON Bayern AG, E.ON Thüringer Energie AG, Enercity Netzgesellschaft mbh, EWE Netz GmbH, Fritz Driescher KG, Elektrotechnische Werke Fritz Driescher & Söhne GmbH, LEW Netzservice GmbH, LEW Verteilnetz GmbH, FNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE, N-ERGIE Netz GmbH, Rheinische Netzgesellschaft mbh, Westnetz GmbH, SAG GmbH, Stadtwerke Düsseldorf Netz GmbH, Stadtwerke Ratingen GmbH, Siemens AG Energy Sector, Syna Netz GmbH, Vattenfall Europe Distribution Hamburg GmbH, VNB Rhein-Main-Neckar GmbH & Co. KG, WEMAG Netz GmbH, Netrion GmbH und BET GmbH Neben den Netzbetreibern, die für das Projekt umfangreiche Schadensdaten übermittelt haben, haben auch Hersteller von Betriebsmitteln und Anlagen sowie Beratungsunternehmen mit Ihren Erfahrungen bzgl. des Betriebsmittel- und Anlagenverhalten zum Projekt beigetragen. Forschungsstellen: Forschungsgemeinschaft für elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. (FGH e.v.) und Institut für Hochspannungstechnik der RWTH Aachen

20 Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr N Forschungsinhalt 3.1 Wissenschaftlich-technische und wirtschaftliche Problemstellung Ausgangssituation Netzbetreiber und Hersteller von Betriebsmitteln der elektrischen Energieversorgung stehen vor der Aufgabe, eine wirtschaftlich-technisch hohe Versorgungsqualität der Endkunden durch einen optimierten Einsatz hoch-effizienter Anlagen und entsprechende Strategien für Erneuerung, Ausbau und Instandhaltung sicherzustellen. Darüber hinaus sind die Netzbetreiber nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zu einer sicheren und zuverlässigen Energieversorgung verpflichtet [3]. Um dieser komplexen Aufgabenstellung gerecht zu werden, werden im strategischen Asset Management Zielsetzungen für die Optimierung und Bewirtschaftung der Anlagen elektrischer Versorgungsnetze unter technischen, wirtschaftlichen und strategischen Gesichtspunkten entwickelt und operationalisiert. Aufgrund der hohen Bedeutung des Störungs- und Ausfallverhaltens der Komponenten für die Zuverlässigkeit der Stromversorgung, ist die Kenntnis bzw. Modellierung der Komponentenverfügbarkeit und deren Prognostizierbarkeit (zumindest für einige Jahre) eine wichtige Voraussetzung für ein erfolgreiches Asset Management. Eine gesicherte Erschließung von Optimierungspotenzialen kann nur gelingen, wenn die Auswirkungen unterschiedlicher Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien auf die Versorgungsqualität quantitativ bewertbar sind. Dies setzt u. a. Prognosemodelle voraus, die das Schadens- und Störungsgeschehen der Betriebsmittel (Assets) bei zunehmendem Betriebsmittelalter bzw. bei variierter Instandhaltung beschreiben. Diese Modelle fließen als maßgebliche Parameter in das Asset Management ein, um eine technologisch valide und wirtschaftlich effiziente Bewirtschaftung der elektrischen Anlagen und Betriebsmittel zu gewährleisten. Zusätzliche Bedeutung erhalten derartige Modelle unter Berücksichtigung der typischen Altersstrukturen der Verteilungsnetze in Deutschland: ein Großteil der vorhandenen Netze wurde in den 196er und 7er Jahren errichtet bzw. ausgebaut und die eingesetzten Betriebsmittel erreichen somit in naher Zukunft das Ende ihrer ursprünglich vorgesehenen Lebensdauer.

21 Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr N Fokus des Forschungsvorhabens Component reliability prognosis Component reliability data Network data Component data e.g. age, maintenance history AM strategies Inspections Servicing Reinvestment Fault elimination Reliability calculation Risk analysis Cost calculation Supply reliability Stochastic costs Fault elimination Repair/replacement Penalties/compensations Deterministic costs Inspections Servicing Re-investments Other fixed costs Analysis Assessment AM strategy synthesis Bild 1: Prinzip des Asset Managements (AM) in Verteilungsnetzen [6] Seit längerem werden von der Fachwelt Verfahren eines risikoorientierten Asset Managements diskutiert und zunehmend als Dienstleistung führender Beratungsunternehmen der Energiewirtschaft angeboten [4]. Das Prinzip des Asset Managements (AM) in Verteilungsnetzen ist im Bild 1 schematisch dargestellt. Grundlegende Voraussetzung für die erfolgreiche Umsetzung des Asset Managements ist hierbei die abgesicherte Kenntnis über den aktuellen und eine daraus abgeleitete Beurteilung des zukünftigen Zustandes der Netzkomponenten. Daher fokussiert das Vorhaben auf die typspezifische Prognose des Zustandes und des Ausfallverhaltens der Komponenten anhand entsprechender Zuverlässigkeitskenndaten im Rahmen von Asset Simulationen [5,6] (siehe Bild 1) Stand der Forschung Die Modelle zur Prognose der Komponentenzuverlässigkeit in Abhängigkeit relevanter Parameter wie Typ und Alter sowie der angewandten Instandhaltungsstrategie nehmen eine Schlüsselposition innerhalb des Optimierungsprozesses im Asset Management ein [7]. Im Fokus steht dabei insbesondere die Spezifizierung und Validierung der verfügbaren Prognosemodelle, wie sie von der wissenschaftlichen und betrieblichen Fachwelt wiederholt auf einschlägigen Veranstaltungen gefordert werden und beispielsweise auf der FGH- Fachtagung zum Thema Asset-Management in Verteilungsnetzen mehrfach von den Referenten betont wurde (z.b. [8,9,1]). Der in der Ausgangssituation beschriebene Zusammenhang wurde grundlegend im Rahmen des AiF-Forschungsvorhabens Nr N Asset-Management von Verteilungsnetzen Komponentenverhalten und Analyse des Kostenrisikos [11] untersucht, dessen Bearbeitung in der Zeit vom bis erfolgte. Das Forschungsprojekt umfasst im Wesentlichen nachfolgende Ergebnisse:

22 Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr N Entwicklung und Auswertung einer Komponentenklassen basierten Schadensstatistik, die grundlegende, allgemeine Prognosemodelle zur Beschreibung des Alterungsverhaltens verschiedener Komponentenklassen bereitstellt (nicht typspezifisch) Ableitung rudimentärer Eingangsdaten für Zuverlässigkeitsberechnungen Informationen zu den Schadensursachen und Anlässen der Schadensmeldungen Elementare Angaben zu den durch Komponentenschäden verursachten Kosten Die Auswirkungen einer veränderten Fehlerwahrscheinlichkeit im Betrieb infolge veränderter, zustandsbasierter Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien konnten mit Hilfe exemplarischer Anwendungen in einem ersten Schritt jedoch nur grundlegend quantifiziert und monetär bewertet werden. Es hat sich sowohl in dem o.g. Vorhaben wie auch in allen anderen Forschungsprojekten gezeigt, dass weder der Detaillierungsgrad der zur Verfügung stehenden Daten noch der Komponenten spezifische Umfang ausreicht, um Entscheidung unterstützende Aussagen für ein risikobasiertes Asset Management zu erreichen. In dem AiF-Forschungsvorhaben Nr N konnte gezeigt werden, dass die Erfassung bzw. Ableitung von Eingangsdaten für das Asset Management und speziell für die Asset Simulation in Verteilungsnetzen eine statistische Auswertung von Komponenten spezifischen Schäden und die hieraus abgeleitete Verallgemeinerung von Annahmen zum Ausfallverhalten des jeweiligen Komponententyps erfordert. Während den Betreibern von Hoch- und Höchstspannungsnetzen durch den Einsatz von Überwachungssystemen und geeigneter Diagnoseverfahren teilweise Informationen über den Zustand der Komponenten ihrer Netze zugänglich sind, erschweren neben einer grundsätzlich geringeren Systembeobachtbarkeit die hohe Anzahl der Betriebsmittel, deren Typenvielfalt und der vergleichsweise niedrige Anschaffungswert der einzelnen Komponenten die wirtschaftliche Anwendung von Methoden zur individuellen Zustandsbewertung in der Mittelspannungsebene. Zudem wirken sich der geringere Umfang sowie längere Zyklen von Inspektionen und Wartungen innerhalb der Verteilungsnetze gegenüber den Übertragungsnetzen nachteilig auf das Erreichen einer zufrieden stellenden Datenverfügbarkeit aus. Für einige Betriebsmittelklassen konnten im Rahmen bisheriger Forschungstätigkeiten bereits besonders ausgeprägte Altersabhängigkeiten des Ausfallverhaltens ermittelt werden. Als typisches Beispiel zeigt Bild 2 die altersabhängige Schadensrate h S für Leistungsschalter in MS-Schaltanlagen, die sich aus insgesamt 56 Schäden mit Störung ergibt. Zusätzlich sind die Anzahl der ausgewerteten Ereignisse N S, die altersunabhängige Schadensrate h S sowie die untersuchten Schaltertypen dargestellt. h N S S mit M s als Mengengerüst des Betrachtungszeitraums T B (3.1) M S TB

23 Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr N /a Ereignisse Häufigkeiten Ölarme Schalter Vakuum- und SF 6 -Schalter 12 h S.3 9 N S.2.1 h S = Bild 2: a 55 Alter Leistungsschalter altersabhängige Schadensrate und Anzahl der Ereignisse, insgesamt 56 Schäden mit Störung ausgewertet [11] Obwohl sich eine signifikante Zunahme der Schadenshäufigkeiten mit ansteigendem Alter abzeichnet, verdeutlicht die gezeigte Darstellung zwei grundlegende Problemstellen der auf Komponentenklassen basierten Schadensstatistik, wie sie sich in aktuellen Forschungen darstellen: Kleine Grundgesamtheiten besonders in den kritischen Bereichen niedrigen und hohen Alters. Innerhalb der ersten Betriebsjahre sind die Betriebsmittel vor allem durch Schäden aufgrund von Fehlern bei der Inbetriebnahme bzw. Montage oder aufgrund konstruktiver bzw. materieller Mängel gefährdet. Von weitaus größerem Interesse dürfte jedoch die gesicherte Quantifizierung der ansteigenden Schadenshäufigkeit mit fortschreitender Betriebszeit sein, die durch verschiedene Alterungsprozesse hervorgerufen wird. Heterogenität der Grundgesamtheiten, da Schäden an unterschiedlichen Komponententypen auftreten. Eine solche Kurve, die das Verhalten aller Komponenten eines realen, gemischten Mengengerüstes widerspiegelt, eignet sich insbesondere zur Ableitung der Eingangsdaten für eine ganzheitliche Betrachtung eines Systems. In der Praxis muss jedoch über konkrete Einzelfälle entschieden werden, so dass Modelle repräsentativer Komponententypen erforderlich sind. Neben den genannten Aspekten sind folgende Themen zu beachten: Sehr geringe Häufigkeit der relevanten Ereignisse hinreichende Belastbarkeit statistischer Ergebnisse momentan nicht gewährleistet Anlagenbetreiber übergreifende Auswertung als Voraussetzung für ausreichende Grundgesamtheit der betrachteten Komponenten nötige Vielfalt bei den zu untersuchenden Einflussfaktoren, korrekte Erfassung und Interpretation systembedingter Charakteristika

24 Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr N Bewertung von Schäden, die nicht zur Störung des Netzbetriebes führen unzureichende Verfügbarkeit der Daten aufgrund mangelnder Dokumentation notwendige Einstufung des Schadenspotenzials zur Abbildung des Einflusses veränderter Instandhaltungsstrategien in den Prognosemodellen Detailgetreue inhaltliche Beschreibung der angewandten Instandhaltungsstrategien sowie des Umfangs durchgeführter Maßnahmen erhebliche Unterschiede zwischen den einzelnen Unternehmen trotz bestehender Absprachen und Dokumentation exakte Beschreibung und Harmonisierung der verwendeten Begrifflichkeiten als Grundlage zukünftige Auswertungen Die Aktualität der im Rahmen des AiF-Forschungsvorhabens N von der Forschungsstelle 1 publizierten Ergebnisse und der aufgezeigten fortbestehenden Probleme wird durch weitere Forschungsaktivitäten sowohl auf nationaler als auf internationaler Ebene bestätigt. Als kritische Informationslücken im Asset Management Prozess werden auch hier neben den durch Komponentenschäden verursachten stochastischen Kosten [12] vor allem die statistische Bewertung der Komponenten in Abhängigkeit von Alter und Instandhaltung [13,14] genannt. Diese Aspekte werden sowohl im Bereich der Verteilungsnetze als auch der Übertragungsnetze untersucht. Während die Vorgehensweisen im Ablauf des Asset Managements für beide Netzebenen generelle Unterschiede aufweisen können, sind die Zielsetzungen prinzipiell identisch. Obwohl die statistische Erfassung zu Betriebsmitteln der Hoch- und Höchstspannung bereits seit mehreren Jahren im internationalen Fokus durch Arbeitsgruppen der CIGRE voran getrieben wird [15], ist die Datenlage auch hier z. T. nicht befriedigend. Die Erfahrungen der Forschungsstelle 2, welche sich maßgeblich mit Betriebsmitteln der Hochspannungstechnik und deren Einsatz in Übertragungsnetzen auseinandersetzt, haben gezeigt, dass der Kern der Probleme ähnlich wie in den Verteilungsnetzen vielfach auf eine mangelhafte Dokumentation und damit verbundener hoher Unsicherheit der Datenbasis zurückzuführen ist [16]. Es besteht demnach weiterhin auf beiden Netzebenen ein erhöhter Aufklärungs- und Beratungsbedarf beim Aufbau effektiv nutzbarer Betriebsmittelbewertungssysteme. 3.2 Forschungsziele Angestrebte Forschungsergebnisse Ziel des Forschungsvorhabens ist, die Qualität von Prognosemodellen zur Beschreibung des Ausfallverhaltens und der Zuverlässigkeit von Komponenten in elektrischen Verteilungsnetzen deutlich zu verbessern und damit deren Einsatz in Entscheidung unterstützenden Asset Management Systemen zu ermöglichen und zu optimieren. Die Spezifizierung der Alterungsmodelle umfasst die Abbildung des Einflusses unterschiedlicher Technologiegruppen der zu untersuchenden Komponenten, verschiedener Netzeigenschaften sowie veränderter Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien. Die angestrebten Erkenntnisse sollen die Qualität und Verfügbarkeit valider Prognosemodelle gewährleisten, die sowohl von den Netzbetreibern als auch den Beratungsunternehmen der Energiewirtschaft dringend gefordert werden. Zudem sollen sie mittelfristig zur Produktverbesserungen bei den Anlagenherstellern beitragen und letztendlich den effizienten Betrieb von Verteilungsnetzen unter den gegebenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sichern.

25 Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr N Der Einfluss der angewandten Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien auf die Komponentenzuverlässigkeit ist somit genauer zu quantifizieren und zu qualifizieren. Dazu müssen die bisher abgeleiteten unzureichenden Abhängigkeiten und die damit verbundenen Annahmen konkretisiert und verifiziert werden. Die Frage, wann bzw. wodurch sich aus einem Schaden, der während einer Instandhaltungsmaßnahme entdeckt wurde, eine Störung des Netzbetriebes welcher Art entwickelt hätte, ist dabei von besonderem Interesse. In diesem Zusammenhang soll die Komponenten spezifische, zustandsabhängige Abschätzung eines Zeitfensters erfolgen, innerhalb dessen eine erneute Bewertung einer Komponente bzw. eine Zustand verbessernde Maßnahme erforderlich wird, ohne den Schaden behoben zu haben. Hierbei soll die Relevanz der Schäden bezüglich der Betriebssicherheit und/oder der Versorgungszuverlässigkeit bewertet werden. Zur Erfassung der fehlenden Daten wird aufbauend auf den Erfahrungen des Vorprojektes eine Anpassung des Erfassungsschemas der Statistik erfolgen, um existierende Informationslücken gezielt zu schließen. Die Streuungen der Ausfallraten, die die Qualität der Simulationsergebnisse maßgeblich beeinflussen, werden auf ein akzeptables Maß reduziert, indem der verfügbare Datenbestand innerhalb der Projektlaufzeit mindestens verdreifacht wird. Grundlage hierfür bilden die erhöhte Anzahl teilnehmender Netzbetreiber für die Datenbereitstellung sowie die konsequente Aufklärung bezüglich der Schadensdokumentation durch die Forschungsstellen. Neben der Modellierung des Ausfallverhaltens werden im Vorhaben die durch Komponentenschäden verursachten Kosten, die bisher nur rudimentär Bestandteil der erstellten Schadensstatistik sind, detaillierter analysiert und in erweiterte Kostenmodelle zur Asset Simulation einfließen. Die Modelle sollen Entscheidungsprozesse unter Unsicherheiten unterstützen, welche durch die verbleibenden Streuungen immanent sind. Fundierte Kostenangaben sind zur Bewertung des mit variierten Erneuerungs- und Instandhaltungsstrategien einhergehenden finanziellen Risikos unbedingt erforderlich. Als Ergebnis werden nach Technologiegruppen spezifizierte Prognosemodelle für die untersuchten Komponententypen erwartet, die den Einfluss veränderter Erneuerungs- und Instandhaltungsstrategien auf das Störungs- und Ausfallverhalten wiedergeben. Die entwickelten Modelle sollen schließlich anhand beispielhafter Anwendungen auf Referenznetze verifiziert werden Innovativer Beitrag der angestrebten Forschungsergebnisse Erstes Innovationsziel ist die genaue Nachbildung des Einflusses einer längeren Betriebszeit und einer angepassten Instandhaltung auf den Zustand einzelner Komponenten differenziert nach speziellen Technologiegruppen auf Basis moderner mathematisch-statistischer Methoden. Diese Modellierung ist eine bisher nahezu ungelöste Kernfrage für die Optimierung von Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien. Da eine Streuung der zu ermittelnden Eingangsdaten des Asset Managements aufgrund ihres statistischen Charakters bestehen bleiben wird, sind sowohl technische als auch wirtschaftliche Risikoabschätzungen auf Basis verifizierter Prognosemodelle anzuwenden, um eine Unterstützung der Entscheidungsprozesse unter den verbleibenden Unsicherheiten bereitzustellen. Die darauf basierenden Ergebnisse werden als Eingangsgrößen für unterstützende Asset Management Systeme verwendet und an repräsentativen Verteilungsnetzen unterschiedlicher Struktur (z.b. Variation der Lastdichte) und Asset-Zusammensetzung (Technologien, Altersstruktur) angewendet und optimiert (zweites wesentliches Innovationsziel). Diese

26 Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr N Modelle und Verfahren ermöglichen damit sowohl Netzbetreibern, Herstellern und Dienstleistern, ein risikobasiertes und prognoseorientiertes Asset Management in ihren Geschäftsprozessen einzusetzen und den Wissenstransfer zwischen den beteiligten Unternehmensgruppen zu verbessern.

27 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Aufbau der Schadensstatistik 4.1 Komponentenabgrenzung und erwartete Schadenszahlen Die Bereitstellung der Information über den Zustand der Komponenten in einem bestimmten Netz hat für eine erfolgreiche Anwendung eines Asset-Management- Verfahrens große Priorität [18]. Aufgrund der Vielzahl an Netzkomponenten in den Verteilungsnetzen ist eine Zustandsbestimmung für jedes einzelne Betriebsmittel mit großem Aufwand verbunden. Dagegen lassen sich mit Hilfe eines statistischen Ansatzes unter Bildung von Komponentenklassen essentielle Aussagen zum Alterungsverhalten bezüglich der Optimierung der Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien effektiv ableiten [19]. Die notwendigen Informationen werden durch die Erfassung und Auswertung der betrieblichen Schäden durch die Betreiber der Verteilungsnetze zur Verfügung gestellt. Für die erfolgreiche Durchführung des Vorhabens war u.a. die Festlegung einheitlicher Definitionen und Begriffe auf Basis der DIN VDE V19-1 notwendig. Zur Einordnung der von den teilnehmenden Netzbetreibern praktizierten Instandhaltungsmaßnahmen und -strategien sowie zur Harmonisierung von Begriffen und der einheitlichen Bewertung wurde eine umfassende Befragung der Netzbetreiber vorgenommen. Dabei wurden die Inhalte und die zeitliche Planung ihrer Strategien beschrieben. Diese Daten wurden in einem Maßnahmenkatalog festgehalten, welcher durch die FGH erstellt und im Anhang A.2 dargestellt ist. Im Kapitel sind Beispiele aus dem Maßnahmenkatalog dargestellt. Die Ergebnisse wurden zum einen in die betreffenden Auswahllisten des Erfassungsschemas übernommen. Des Weiteren dienten sie zur Bewertung unterschiedlicher Instandhaltungsstrategien im weiteren Verlauf des Vorhabens. Aus Datenschutzgründen werden die Ergebnisse im Einzelnen nicht dargestellt, sondern fließen als Gesamtes in die entsprechenden Auswertungen ein. Die Abgrenzung der betrachteten Komponenten ist in Bild 3 wiedergegeben, welches den prinzipiellen Aufbau eines MS-Netzes veranschaulicht. In der Tabelle 1 ist in der Spalte Komponenten die entsprechende Eingrenzung der Betriebsmittel dargestellt. Zu Beginn des Projektes wurden die zu erwartenden Schadenszahlen abgeschätzt. Tabelle 1 stellt das genannte Mengengerüst und die erwartete Anzahl der Schäden zusammen. Die Summe der erwarteten Schadenszahlen, die aus der Schätzung üblicher Schadensraten ermittelt wurde, beträgt 5975.

28 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Schaltfeld (Trafo-/Leitung-) MS- Schaltanlage HS MS Schwerpunktstation MS-Netz (FL,KB) HS/MS- Transformator Schaltfeld Netzstation Trennschalter Leistungsschalter Trennschalter MS Lastschalter Ortsnetztransformator NS- Verteilung NS-Ltg. (FL,KB) Bild 3: Abgrenzung der untersuchten Komponenten NS-Netz Die geschaffene Infrastruktur, welche einer qualitativen Datenerfassung dienen sollte, konnte nicht von allen Netzbetreibern in Anspruch genommen werden. Einzelnen Netzbetreibern war es möglich größere Datenmengen zu liefern (vgl. Teilsystem Freileitung mit ca. 3. Datensätzen), aber die Daten lagen nicht in allen Fällen im vollständigen Detaillierungsgrad vor. Diese Daten wurden dennoch, mit entsprechenden durch die FGH entwickelten Programmen, in die richtige Struktur des Erfassungsschemas überführt um eine Plausibilitätsprüfung der Daten mit der Erfassungs-Software INTERASS starten zu können. Des Weiteren werden danach aus der angegliederten Datenbank die bearbeiteten Daten für die Weiterverarbeitung genutzt. Es werden je nach Datenlage der einzelnen Netzbetreiber sowohl historische als auch aktuelle Schadensereignisse in die Erfassung aufgenommen.

29 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Tabelle 1: Zusammenstellung der erwarteten Betriebsschäden der teilnehmenden Netzbetreiber in der Mittelspannungsebene Teil systeme Komponenten Anzahl in Stück Länge in km Prognostizierte Schadenszahl Summe Schäden HS/MS- Transformatoren Umspannwerke / Schaltstationen Leistungsschalter Trennschalter Sammelschienen MS/NS- Transformatoren ohne FL Netz-stationen Lastschalter Sammelschienen Gebäude / Gehäuse Kabelanlagen Freileitungen m. Stör. 4.2 Definition wichtiger Begriffe Die richtige Eingabe der Schadensereignisse in das Erfassungsschema erfordert Erläuterungen zu den verwendeten Begriffen und Datenfeldern. Von wesentlicher Bedeutung für die Erfassung der Daten ist die genaue Trennung und Beschreibung der Begriffe "Schaden" und "Störung". Dazu wurden folgende Definitionen festgelegt: Schaden: Als Schaden wird eine bleibende nachteilige Veränderung eines Betriebsmittels als Folge einer besonderen Einwirkung oder Ursache bezeichnet, die sogleich oder im Laufe der Zeit repariert bzw. behoben werden muss. Schäden können während des Betriebs (z.b. 'Elektrischer Fehler') oder bei Nichtbetrieb (z.b. 'Revision') festgestellt werden.

30 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Grundsätzlich ist zu beachten, dass Betriebsmittel, die wegen normaler Alterung gewartet bzw. ausgetauscht werden, nicht als beschädigte Betriebsmittel einzuordnen sind. Maßnahmen bzw. Erneuerungen, die durch eine planmäßige Revision gefordert werden, gelten nicht als Schaden und werden somit nicht in der Statistik erfasst. Werden dagegen während einer planmäßigen Revision zusätzliche Maßnahmen erforderlich, sind diese für die Statistik relevant. Störung: Als Störung wird eine ungewollte Änderung des normalen Betriebszustandes bezeichnet. Der normale Betriebszustand ist gekennzeichnet durch: eine ausreichende Spannung einen intakten Isolationszustand einen von der Betriebsführung gewollten Schaltzustand intakte Betriebsmittel. Ein Schaden an einem Betriebsmittel, der während des Betriebes festgestellt wird und eine sofortige Ausschaltung des Betriebsmittels erzwingt, bewirkt eine ungewollte Änderung des Schaltzustandes und gilt somit als Störung. Wird ein Schaden während einer Revision festgestellt, der die planmäßige Dauer der Revision verlängert und somit die geplante Wiederherstellung des Normalschaltzustandes verzögert, so gilt dies ebenfalls als Störung. Störungen, die nicht zu Schäden führen, werden in der Statistik nicht erfasst. Sie können den Ergebnissen der FNN-Statistik entnommen werden [25]. Die Kosten, die durch einen Komponentenschaden verursacht werden, werden unterschieden in Maßnahmenkosten und Folgekosten. Maßnahmenkosten: Kosten, die ausschließlich zur Instandsetzung der schadensbetroffenen Komponente aufgebracht werden müssen. Sie beziehen sich auf die im konkreten Schadensfall getroffene Maßnahme (Reparatur / Ersatz / Außerbetriebnahme). Folgekosten: Werden weitere Komponenten aufgrund einer elektrischen oder mechanischen Überbeanspruchung, die durch die schadensbetroffene Komponente verursacht wurde (z.b. Lichtbogen), beschädigt, so stellen die Kosten zur Instandsetzung dieser Komponenten Folgekosten dar. Liegen die Beanspruchungen dagegen im Rahmen der Betriebsbedingungen und es treten trotzdem weitere Schadensorte auf (z.b. Doppelerdschluss aufgrund der Spannungsanhebung), so handelt es sich hierbei um Folgeereignisse. Diese werden gesondert erfasst und sind nicht als Folgekosten des ursprünglichen Schadensortes anzusehen. Zur Beschreibung der praktizierten Instandhaltungsstrategie zum Zeitpunkt des Schadens werden die Begriffe Inspektion und Revision verwendet und wie folgt deklariert: Inspektion: Planmäßige Instandhaltungsmaßnahme zur Feststellung und Beurteilung des Ist-Zustandes. Revision: Planmäßige Instandhaltungsmaßnahme zur Bewahrung bzw. Wiederherstellung des Soll- Zustandes.

31 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Netz: Ein Netz ist die Gesamtheit der galvanisch miteinander verbundenen Leitungen und Stationen gleicher Nennspannung zur Übertragung oder Verteilung elektrischer Energie, soweit sie demselben Netzbetreiber nach Definition des Energiewirtschaftsgesetzes zuzuordnen sind. Umspannwerk/Schaltstation UW/SST Umspannwerk: Stationen mit Transformatoren zur Verbindung zweier oder mehrerer Netze unterschiedlicher Spannung und die keine Ortsnetz-, Letztverbraucher- oder gemischte Station sind. Schaltstation: Station ohne Umspannungseinrichtungen, in der Leitungen und andere Betriebsmittel gleicher Nennspannung miteinander verbunden oder voneinander getrennt werden können. MS-Stationen mit NS-Trafos, die nicht ausschließlich der Versorgung von NS-Letztverbrauchern dienen, sind ebenfalls als Schaltstationen zu betrachten. Schaltanlage (einer Station): Station oder Teil einer Station, in der Leitungen und andere Betriebsmittel gleicher Nennspannung miteinander verbunden oder voneinander getrennt werden können. Anmerkung: Kleine Schaltanlagen in Mittelspannungsnetzen werden auch als Schaltschränke bezeichnet. Größere Schaltanlagen in Mittelspannungsnetzen können auch Felder für Transformatoren zur Versorgung von Niederspannungsnetzen beinhalten. Diese Felder zählen nicht als separate Ortsnetzstation. Freiluft-Schaltanlage Schaltanlage, deren Betriebsmittel den Witterungseinflüssen ausgesetzt sind. Innenraum-Schaltanlage Schaltanlage, deren Betriebsmittel innerhalb eines Gebäudes installiert sind. Innenraum-Schaltanlage in offener Bauweise Schaltanlage, bei der die Isolation zwischen den Außenleitern und zwischen Außenleitern und Erde im Wesentlichen durch Luft unter atmosphärischem Druck gewährleistet ist, und bei der kein Schutz gegen direktes Berühren besteht. Gekapselte Innenraum-Schaltanlage Schaltanlage mit Schutz gegen äußere Einwirkungen, gegen direktes Berühren und gegen Berühren sich bewegender Teile. Bei gasisolierten gekapselten Innenraum-Schaltanlagen dient die Kapselung außerdem der Aufrechterhaltung des Druckes zur Gewährleistung des Nennisolationspegels. Netzstation NST Einbaustation: Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen die Betriebsmittel sind in einem Gebäude untergebracht, welches gleichzeitig einem anderen Zweck dient (z.b. Büro- oder Wohngebäude). Gebäudestation: Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen die Betriebsmittel sind zum Schutz gegen Witterungseinflüsse in einem hierfür errichteten Gebäude untergebracht.

32 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Kompaktstation (IEV ): Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen in gedrängter Bauweise, häufig vorgefertigt, die hauptsächlich für Verteilungszwecke eingesetzt wird (sie ist nicht begehbar). Maststation (IEV ): Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen auf einem oder mehreren Masten im Freien angebracht. Freileitungen FL: Die gesamte Stromkreislänge umfasst die Drehstromlängen aller Einfach- und Mehrfachfreileitungssysteme, die dem betrachteten Netz zugeordnet sind. Ein Freileitungssystem ist immer genau einem Netz zugeordnet. Trassenlängen von Mehrfachleitungen werden in jedem Netz erfasst, in dem mindestens ein dem Netz zugehöriges Freileitungssystem auf diesen Trassen verläuft. Dies gilt ohne Einschränkungen auch für Mehrfachleitungen, deren Systeme mit unterschiedlichen Betriebsspannungen oder von unterschiedlichen Netzbetreibern betrieben werden. Die Trassenlänge darf die Stromkreislänge nicht überschreiten. Kabel KA: Erfasst werden Kabel im Netz zwischen Stationen und im Zuge bzw. im Anschluss von Freileitungen. Die Kabellänge ist bei Einleiterkabeln und bei Drehstromkabeln in Drehstromlängen anzugeben, parallele Kabelsysteme zählen jedoch getrennt. Nicht erfasst werden Kabellängen, die nur in Stationen liegen, z.b. zwischen Schaltanlagen und Transformatoren sowie Verbindungen innerhalb einer Station. Auslösebereich: Zusammenfassung von Betriebsmitteln, die im Falle eines Kurzschlusses im zugehörigen Schutzbereich durch eine automatische Ausschaltung gegebenenfalls gemeinsam mit mehreren Leistungsschaltern konzeptgemäß ausgeschaltet werden. So besteht z.b. der Auslösebereich des Leitungsdistanz- oder Leitungsdifferentialschutzes einer mehrfach gespeisten Freileitung in Maschennetzen aus allen Betriebsmitteln zwischen den Leistungsschaltern, die bei einem Kurzschluss auf der Leitung durch den Hauptschutz ausgeschaltet werden. 4.3 Struktur und Vorgehensweise beim Erfassungsschema Um eine möglichst breite und hochqualitative Datenbasis zu erhalten ist eine konsequente Dokumentation aller Schäden zu den Komponenten der jeweils betrachteten Teilsysteme Voraussetzung. Für eine effiziente Datenerfassung wurde eine Infrastruktur geschaffen. Hierzu wurde das Schema in die Erfassungs-Software INTERASS integriert und die resultierende Datenstruktur in der angebundenen Datenbank umgesetzt. Zusätzlich wurde eine Excel-Vorlage zur Datenerfassung erstellt, die alternativ eingesetzt werden kann. Für die Konzentration auf besonders instandhaltungsrelevante Komponenten sowie die Berücksichtigung verschiedener Technologien musste eine Anpassung des Erfassungsschemas vorgenommen werden. Bei der Erfassung der Daten wurde (siehe Kap. 4.1) nach den Teilsystemen MS-Schaltanlagen, Netzstationen, Kabelanlagen und Freileitungen unterschieden, wobei die 11-kV/MS-Transformatoren den MS-Schaltanlagen und die Ortsnetztransformatoren den Netzstationen zugeordnet sind. Die Anpassung umfasste u. a. folgende Punkte: Konzentration auf instandhaltungs- und zuverlässigkeitsrelevante Komponenten

33 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Unterscheidung nach Technologiegruppen Spezifizierung der häufigsten Schadensursachen Erfassung von Informationen zur Beurteilung des Einflusses von Instandhaltungsmaßnahmen auf die Zuverlässigkeit Generelle Abfrage, ob ein Schaden eine Störung verursacht hat Beurteilung der Schäden nach sicherheits- und zuverlässigkeitsrelevanten Aspekten Zuordnung der Schäden mit Störung zu verschiedenen Ausfallmodellen Während des Projektverlaufs wurden Verbesserungs- bzw. Ergänzungsvorschläge der beteiligten Netzbetreiber in die Erfassung eingearbeitet Erfassung der Schäden mit Excel-Schnittstelle Bereits im Rahmen eines ersten, von der AiF geförderten Forschungsvorhabens konnte ein komplexes Schema zur Erfassung und Bewertung von Schäden entwickelt werden. Die anschließende Analyse und intensive Diskussion der Daten im Teilnehmerkreis deckte jedoch Verbesserungspotenziale auf, welche zur Modifikation und Weiterentwicklung des Erfassungsschemas führten. Dabei lag der Fokus auf Komponenten, welche für einen zuverlässigen und sicheren Betrieb eines Systems notwendig sind sowie eine hohe Bedeutung für die Planung von Instandhaltungs- und Erneuerungsmaßnahmen haben (siehe Tabelle 1). Aus Sicht verschiedener Netzbetreiber konnte aus Zeit-/Personalgründen eine detaillierte Dateneingabe ins INTERASS nicht realisiert werden. Hierfür wurde eine Excel-Schnittstelle erstellt, welche Analog zu INTERASS für die Datenerfassung herangezogen werden konnte. Die Überführung der Daten in die Excel-Dateien gestaltete sich bei einigen Netzbetreibern schwierig, da die Anzahl der Datensätze, für einen manuellen Eintrag, zu groß war. Diese wurden seitens der FGH-Mitarbeiter mit Hilfe von entwickelten Skripten in die richtige Form überführt. Im nachfolgenden wird die Erfassung der Daten und die Erläuterung ihrer Struktur anhand der Excel-Schnittstelle dargestellt. Die Struktur der Schadenserfassung wird im Bild 4 veranschaulicht.

34 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Bild 4: Struktur der Schadenserfassung Wie aus dem Bild zu erkennen ist, unterteilt sich die Erfassung der Daten in verschiedene Abschnitte: 1. Angaben zu Netzdaten 2. Angaben zur Identifikation des Schadens 3. Angaben zur Anlage, in der sich die schadensbetroffene Komponente befindet 4. Angaben zur Beschreibung des Schadens 5. Angaben zur schadensbetroffenen Komponente 6. Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung mit einer Störung auftrat Die determinierten Datenfelder sind weitestgehend als Auswahlfelder ausgeführt, denen vordefinierte Listen hinterlegt sind, so dass Fehleingaben vermieden werden und eine effiziente Datenanalyse gewährleistet wird. Die nachfolgenden Darstellungen zeigen exemplarisch an bestimmten Teilsystemen eine detaillierte Beschreibung der Inhalte. Dabei handelt es sich teilweise nur um einen Auszug und nicht um die komplette Darstellung der jeweiligen Datenblöcke. Die Ausführliche Darstellung für jedes Teilsystem befindet sich im Anhang.

35 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Um einen eventuellen Einfluss unterschiedlicher Netzeigenschaften ermitteln zu können, wurden zusammen mit den Mengengerüsten folgende Netzdaten abgefragt: Netznennspannung Sternpunktbehandlung Netzkonfiguration Freileitungsanteil Zu Punkt 1. Angaben zu Netzdaten : Bild 5: Angaben der Netzdaten Bild 5 zeigt einen Auszug für die Beschreibung des jeweiligen Teilsystems im Bereich Netzdaten. Die Angaben zu den Netzdaten werden einmalig erfasst und müssen nicht zu jedem Schaden angegeben werden. Falls Schäden zu unterschiedlichen Netzen erfasst werden, erfolgt eine Zuordnung der Schäden zu dem entsprechenden Netz (siehe Anhang A.1). Es erfolgte eine Modifikation der Schadensstatistik in Vergleich zum Vorgängerprojekt. Die Veränderungen können ebenfalls aus dem Anhang entnommen werden. Die Bilder 5-12 zeigen beispielhaft die Struktur der Datenerfassung. Dabei erfolgt der Eintrag entsprechend der Struktur im Bild 4 und der nachfolgenden Unterteilung von 1-6. Bild 6 zeigt die Angaben zur Identifikation des Schades, separiert nach dem entsprechenden Teilsystem. Bild 7 zeigt beispielhaft am Teilsystem Umspannwerk/Schaltstation einige Angaben zur Anlage. Weitere Angaben zu den verschiedenen Anlagendaten sind im Anhang A. 1 zu finden.

36 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Zu Punkt 2. Angaben zur Identifikation des Schadens : Bild 6: Angaben zur Identifikation des Schadens Zu Punkt 3. Angaben zur Anlage, in der sich die schadensbetroffene befindet : Komponente Bild 7: Angaben zur Anlage Im Bereich der Schadensbeschreibung (Bilder 8-1) wurden in einigen Punkten Erweiterungen vorgenommen. So wurde beispielsweise bei den meisten Betriebsmitteln als häufigste Schadensursache die Minderung der elektrischen bzw. mechanischen

37 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Eigenschaften festgestellt. Da diese Aussagen hinsichtlich der Identifizierung potenzieller Schwachstellen und Alterungsmechanismen jedoch zu allgemein sind, wurde hier eine weitere Differenzierung vorgenommen, die die Ableitung konkreter Maßnahmen zulässt. Zu Punkt 4. Angaben zur Beschreibung des Schadens : Bild 8: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil I Zur verbesserten Bewertung der durchgeführten Instandhaltung wurde die Einordnung der Schäden in den zeitlichen Ablauf der Maßnahmen ergänzt, indem die Art und der Zeitpunkt der letzten und nächsten geplanten Maßnahme ausgehend vom Schadenszeitpunkt erfasst werden (Bild 9). Zudem werden die Schäden dahingehend nach Einschätzung der Experten der Netzbetreiber evaluiert, in welchem Zeitraum ein Schaden zu einer Störung führen könnte. Hierbei wird auf typische Schadensverläufe zurückgegriffen. Dieses ist eine wesentliche Veränderung der Schadenserfassung in Vergleich zum Vorgängerprojekt, welche die Bewertung des Einflusses unterschiedlicher Instandhaltungsmaßnahmen ermöglicht.

38 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Bild 9: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil II Bild 1: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil III Bild 1 verdeutlicht die typdifferenzierte Erfassung einzelner Komponenten. Dieses dient der verbesserten Datenerfassung für die typspezifische Modellierung. Von essentieller Bedeutung für die angestrebte alters- und typspezifische Zustandsmodellierung sind dabei vor

39 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N allem die Kenntnisse der Baujahre und der Technologien der schadensbetroffene n Komponenten. Zu Punkt 5. Angaben zur schadensbetroffenen Komponente : Bild 11: Angaben zur schadensbetroffenen Komponente am Beispiel Leistungsschalter im Teilsystem Umspannwerk / Schaltstation Weitere Angaben zu den unterschiedlichen Schadensortdaten, welche im Rahmen des Projektes erfasst wurden, sind im Anhang A.1 zu finden.

40 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Zu Punkt 6. Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung mit einer Störung auftrat : Bild 12: Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung mit einer Störung auftrat Erfassung der Schäden mit INTERASS Die Erfassungssoftware INTERASS wurde neben der Excel-Schnittstelle als ein Tool für die Dateneingabe herangezogen. Diese Software wurde um ein Schadenmodul erweitert, welches genau die für das Projekt geforderten Anforderungen einer detaillierten Datenerfassung erfüllt. Die Prüfung der Plausibilität der einzelnen Datensätze wurde ebenfalls mit dieser Software realisiert. Bevor im nächsten Kapitel auf die Plausibilitätsprüfung eingegangen wird, ist im nachfolgendem ein Beispiel der Datenerfassung mittels INTERASS dargestellt. Hier wird kurz auf das Schadenmodul eingegangen. Die Schadenserfassung ist analog wie bei der Excel-Schnittstelle aufgebaut. Die nachfolgende Darstellung für die Eingabe eines Schadens ist am Beispiel eines Leistungsschalters dargestellt. Analog zu der Excel- Schnittstelle werden in einem ersten Schritt die Netzdaten erfasst, welche für die Auswertung der Daten notwendig sind. Der Aufbau ist analog Bild 4 zu entnehmen (siehe 4.3.1). Wie im Bild 13 dargestellt, wird als erstes eine Beschreibung des Schadens unter Angabe von Bearbeiter, Berichtsjahr, usw. vorgenommen ( Neuer Schaden ).

41 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Bild 13: Erfassung eines neuen Schadens Bild 14: Auswahl Schadenort für die detaillierte Beschreibung des Schadens Unter dem Button -Bitte Auswahl Schadenort- (Bild 14) hat man die Möglichkeit differenziert nach Systemen Umspannwerk/Schaltstation, Netzstation, Kabelanlage und Freileitung die darin enthaltenen Betriebsmittel auszuwählen. Des Weiteren ist im Bild 15 ist zu erkennen, dass beim Umspannwerk/Schaltstation die Betriebsmittel Leistungsschalter, HS/MS- Transformator usw. ausgewählt werden können.

42 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Bild 15: Detaillierte Identifikation des Schadens mit den verschiedenen Auswahlfeldern (hier am Beispiel des Auswahlfeldes Schaden, s. Pfeil) Bei der Auswahl Leistungsschalter (siehe Bild 15) können dann die einzelnen Teilmodule Anlage, Schadenort, Schaden, Störung sowie Bemerkung ausgefüllt werden. Die Auswahlmöglichkeit entspricht derselben Vorgehensweise/Darstellung wie in den Bildern 8 bis 12. Bild 16: Beschreibung des Schadens mit Störung Es besteht die Möglichkeit den Schaden als einen Schaden mit oder ohne Störung zu kennzeichnen. Bei einem Schaden mit Störung kann das Teilmodul Störung im Bild 16 ausgefüllt werden. Diese Erfassung ist für eine aussagekräftige Bewertung der Instandhaltungs-

43 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N strategien Voraussetzung. Die Gesamtdarstellung einer solchen Schadensmaske im INTERASS ist im Bild 17 dargestellt. Desweitern ist im Bild 18 der Prüfstatus dargestellt (roter Kreis), welcher die Plausibilitätsprüfung des Eintrags signalisiert. Im nachfolgendem wird auf die Prüfung näher eingegangen. Bild 17: Gesamtansicht einer Schadensmaske (Prüfbericht mit rotem Punkt/Hinweis bedeutet eine Fehlermeldung) Ergebnisse der Befragung zur Instandhaltung der einzelnen Teilsysteme/Betriebsmittel Im nachfolgendem werden einige Beispiele der Befragung zur Instandhaltung der einzelnen Betriebsmittel in den entsprechenden Teilsystemen dargestellt. Die Ergebnisse wurden in das Erfassungsschema integriert. Im Bild 18 wird ein Teil von Punkt 2 des Maßnahmenkataloges, welcher Erkenntnisse über die Angaben zu den Inhalten der Instandhaltungsmaßnahmen zeigt, beispielhaft dargestellt. Die einzelnen Punkte aus dem Maßnahmenkatalog sowie dessen Inhalt ist aus dem Anhang A.2 zu entnehmen. Die einzelnen Fragestellungen, welche in dem Maßnahmenkatalog bearbeitet wurden sind nachfolgend aufgelistet:

44 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Fragestellungen 1) Welche Maßnahmen werden regulär durchgeführt? 2) Welche Tätigkeiten werden innerhalb der einzelnen Maßnahmen durchgeführt? 3) Nach welchen Kriterien erfolgt die Planung und Durchführung der Maßnahmen? 4) Welche gesonderten Maßnahmen zur Zustandsbestimmung oder Überwachung der Komponenten werden durchgeführt? 5) Wie werden die einzelnen Maßnahmen dokumentiert? 6) Weitere Angaben zu den Instandhaltungsstrategien (Abgrenzung, Instandsetzung/Austausch, signifikante Änderungen der Strategie etc.). 7) Angaben zur Budgetierung. In dem Zusammenhang der IH-Begrifflichkeiten wird in diesem Punkt auch auf die Norm verwiesen [26]. Bild 18: Angaben zu Punkt 2 aus dem Maßnahmenkatalog ( Angaben zu den Inhalten der Instandhaltungsmaßnahmen ) Beispielhaft sind in Bild 19 die Auswertungen zum ölarmen Leistungsschalter, zum Vakuum Leistungsschalter und zum HS/MS-Transformator zu sehen. Die farbliche Unterscheidung erfolgt nach den einzelnen Netzbetreibern, welche einen Eintrag bei der entsprechenden Maßnahme getätigt haben. Zwischen den beiden Leistungsschaltertypen ergibt sich eine minimale Unterscheidung, wobei die Instandsetzung von allen Netzbetreibern durchgeführt

45 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N wird. Im Bild 2 sind ebenfalls die durchgeführten Maßnahmen von HS/MS-Transformatoren dargestellt. Die von allen Netzbetreibern durchgeführten Maßnahmen sind bei diesem Betriebsmittel Instandsetzung, Öluntersuchung und Wartung SLS. Inspektion Sichtkontrolle Begehung Funktionsprüfung Wartung Revision Instandsetzung Verbesserung Sonstige NB 1 NB 2 NB 3 NB 4 NB 5 NB 6 NB 7 NB 8 NB 9 NB Inspektion Sichtkontrolle Begehung Funktionsprüfung Wartung Revision Instandsetzung Verbesserung Sonstige NB 1 NB 2 NB 3 NB 4 NB 5 NB 6 NB 7 NB 8 NB 9 NB Inspektion Sichtkontrolle Begehung Funktionsprüfung Wartung Wartung SLS Instandsetzung Verbesserung Öluntersuchung Sonstige NB 1 NB 2 NB 3 NB 4 NB 5 NB 6 NB 7 NB 8 NB Bild 19: Frage 1 Maßnahmen der Instandhaltung (von oben: ölarme Leistungsschalter, Vakuum Leistungsschalter und HS/MS-Transformatoren)

46 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Die Auswertung zu der Fragestellung 2 ist beispielhaft am ölarmen Leistungsschalter in Bild 2 dargestellt. Hierbei erfolgt eine Unterteilung der durchgeführten Maßnahmen in zwei Tätigkeiten. Diese werden unterschieden in die Haut- und Nebentätigkeit. Im Anhang A.3 sind tabellarisch die Tätigkeiten der Instandhaltungsmaßnahmen (Fragestellung 2) sowie die Kriterien zur Planung und Durchführung der IH- Maßnahmen (Fragestellung 3) von ölarmen Leistungsschaltern, Vakuum Leistungsschaltern und HS/MS-Transformatoren im Überblick dargestellt. Bild 2: Frage 2 Tätigkeiten der IH-Maßnahmen Ein Überblick über die von den Netzbetreibern angewandten Kriterien zur Entscheidung über Instandsetzung oder Austausch gealterter Anlagen wird im nachfolgenden Bild 21 dargestellt. Zusammenfassend kann folgendes festgehalten werden: Während in der Vergangenheit einzig das Anlagenalter als Kriterium dient, fließen heute auch weitere Kriterien wie z.b. Kosten der Instandsetzung, mit in die Entscheidung ein.

47 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N FRÜHER Austausch vorwiegend nach festgelegter Betriebsdauer HEUTE Anlagenalter % Anlagenzustand Wichtigkeit 15.6 % Anlagenalter 13.1 % Bed. für Versorgungszuverlässigkeit 15.6 % Betriebskosten 1.6 % Kosten der Instandsetzung 25 % Kosten der Neubeschaffung 18.1 % Sonstiges 1.9 % % 25 Wichtigkeit Bild 21: Entwicklung der Erneuerungsstrategien; Kriterien zur Entscheidung über Instandsetzung oder Austausch gealterter Anlagen 4.4 Plausibilitätsprüfung Die Prüfung der Plausibilität erfolgt durch vordefinierte Prüfregeln. Diese Prüfregeln wurden zuvor in einem Expertenkreis sowie unter Rücksprache mit Netzbetreibern aufgestellt. Um die Übersichtlichkeit zu wahren werden die Prüfregeln im Anhang aufgelistet. Als Beispiel werden einzelne Prüfregeln bei der Beschreibung der Vorgehensweise der Plausibilitätsprüfung dargestellt. Im nachfolgendem sind einige beispielhafte Prüfregeln zu sehen. Sie enthalten zusätzlich den für sie festgelegten Fehlerindex (z.b. SF 158): SF158: Das Feld "Letzte Maßnahme an der schadensbetroffene n Komponente" darf nicht leer sein. SF157: Das Feld "Schadenpotenzial" darf nicht leer sein. SF3: Das Baujahr, Einbaujahr, Errichtungsjahr oder Verlegejahr des Schadenortes muss kleiner oder gleich dem Zeitpunkt des Schadens (Jahr) sein. SF144: Wenn die Geschätzte Zeit bis Schaden zur Störung führen würde "Sofortige Störung" ist, dann muss es ein "Schaden mit Störung" sein. Die Prüfregeln werden intern in zwei Kategorien unterteilt: Unplausibel aber möglich Nicht möglich

48 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Die Datensätze mit der Prüfmeldung nicht möglich werden unter Rücksprache der einzelnen Netzbetreiber bearbeitet. Soweit es möglich ist, werden die einzelnen Datensätze verbessert um eine Weiterverarbeitung der Datensätze zu ermöglichen. Gravierende Fehlermeldungen, welche auch durch die Rücksprache der Netzbetreiber nicht korrigiert werden können, werden nicht für die Modellierung herangezogen. Ausgenommen sind Datensätze mit Fehlermeldungen, welche für die altersabhängige Modellierung nicht relevant sind. Diese werden bei der Weiterverarbeitung mit berücksichtigt. Bei fehlenden Angaben in der Schadensbeschreibung, welche z.b. für die Darstellung des Instandhaltungseinflusses relevant sind (siehe Bild 9), können die Datensätze trotz vollständiger Erfassung wie Alter, Schadensort, Typ usw. nicht für die Modellierung herangezogen werden. Die einzelnen Darstellungen in den nachfolgenden Kapiteln unterscheiden sich infolgedessen in ihrer Größenordnung. Bei der Auswertung der Datensätze, wie die absolute Darstellung der gesamten Schäden in Abhängigkeit des Schadensortes oder bei der Betrachtung der Wirksamkeit der Instandhaltung bei Feststellung eines Schadens, werden deswegen die einzelnen Datensätze in Ihrer Menge variieren. Die nachfolgenden Bilder (Bild 22-23) zeigen beispielhaft eine Prüfung der Datensätze auf Plausibilität. Bei den Netzbetreibern, welche bei der Erfassung der Daten die Excel- Schnittstelle benutzen, werden diese Dateien über eine direkte Importmöglichkeit der Excel- Datei ins INTERASS überführt. Hier können die Datensätze durch die Auswahl Prüfe Schäden analysiert werden. Die Ergebnisse erfahren dann eine Korrektur.

49 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Bild 22: Plausibilitätsprüfung mit INTERASS Bild 23: Prüfregeln am Beispiel einiger nicht bereinigter Einträge 4.5 Mengengerüste Als Bezugsgröße für die statistischen Auswertungen sind Mengengerüste einzelner Komponentenklassen erforderlich. Die Erstellung der Mengengerüste basiert auf den Tabellen, welche die einzelnen Netzbetreiber übermittelt haben. Die Mengengerüste beinhalten die Anzahlen der Anlagen, Stationen und ausgewählter Betriebsmittel. Des Weiteren sind die Leitungslängen für Kabelanlagen und Freileitungen in bestimmten Zeiträumen aufgelistet. Folgende Angaben wurden in einzelnen abgefragt: Umspannwerke und Schaltanlagen - MS-Schaltanlagen gesamt - Leistungsschalter - Trennschalter - Transformatoren (HS/MS und MS/MS)

50 Länge [km/a] Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Netzstationen - Lastschalter - Gebäude/Gehäuse - Transformatoren MS/NS Kabelanlagen - Kabel - Muffe - Endverschluss Freileitungen - Freileitungsstrecken - Mastschalter Bei den einzelnen Betriebsmitteln werden neben dem Alter und je nach System weitere Daten erfasst. Die detaillierte Auflistung erfolgt im Anhang. Die Bearbeitung der Daten ist wie folgt zu verstehen: Die Differenz zwischen dem Erstellungsdatum der Datenreihe und dem Baujahr des Betriebsmittels ergibt das Betriebsmittelalter. Auf diese Weise können alle Betriebsmittel einzelnen Betriebsjahren zugeordnet und in einer Grafik jahrgenau ausgegeben werden. Um eine Verzerrung der statistischen Auswertungen zu vermeiden, erfahren alle Mengengerüste zwei Einschränkungen. Die erste Einschränkung basiert auf der Lebensdauer einzelner Betriebsmittel einer Komponentenklasse. Als Beispiel ist im Bild 24 das Mengengerüst von Kabeln (gesamte Darstellung ohne Typdifferenzierung) dargestellt. Aus dem Bild ist zu erkennen, dass es vereinzelte Betriebsmittel mit einem Alter oberhalb von 9 Jahren gibt, die aufgrund ihres Alters mit einer sehr hohen Wahrscheinlichkeit Schäden mit Störung aufweisen werden. Wenn es in dieser kleinen Menge der Betriebsmittel zu Schäden mit Störung kommt, wird die daraus resultierende Störungsrate einen hohen Wert annehmen, der es nach dem Gesetz der großen Zahlen nicht erlaubt, auf die Grundgesamtheit zu schließen. Diese hohe Störungsrate wird außerdem die aus der Regressionsrechnung resultierende Ausgleichskurve stark verfälschen. Aus diesem Grund wird die Lebensdauer der Kabel beschränkt Bild 24: Mengengerüst Kabel insgesamt Betriebsjahre

51 Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr N Die zweite Einschränkung ist die Einschränkung nach der Menge der Betriebsmittel pro Betriebsjahr. In diesem Beispiel beträgt die minimale Menge,5 km/a. Diese Einschränkung wird aus demselben Grund gemacht, wie die Einschränkung nach der Lebensdauer. Die Mengengerüste geben Aufschluss darüber, ob die untersuchte Technologie immer noch eingesetzt wird, wie die Alterszusammensetzung bestimmter Betriebsmittelklassen in den deutschen Verteilungsnetzen ist und wie lange diese Komponenten über die optimale Lebensdauer hinaus im Betrieb bleiben können. Die in dieser Arbeit betrachteten Mengengerüste repräsentieren in der Summe nicht das gesamte Mengengerüst der Datenbank. Es werden nur die Mengengerüste betrachtet, zu denen entsprechende Schadensdaten vorhanden sind. Es konnten nicht immer Angaben, bei der Erfassung/Erstellung des Mengengerüstes, zu den einzelnen Betriebsmitteln eruiert werden, sodass diese bei der Modellierung außer Betracht gelassen wurden aber bei der allgemeinen Datenanalyse (bei der Maßnahmenkostenbetrachtung, Analyse der Schadensursache oder auch bei der absoluten Altersdarstellung) berücksichtigt wurden.

52 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Analyse der Schadensdaten 5.1 Gesamtbetrachtung der überlieferten Schadensdaten Datenbestand Die unten dargestellten Bilder zeigen die gesamte, im Rahmen des AiF Projekts, von den verschiedenen Netzbetreibern gelieferte Datenmenge. Die Datenmengen unterscheiden sich in ihrer absoluten Darstellung von denen in der nachfolgenden durchgeführten Modellierung. Die folgenden Bilder zeigen, den gesamten Bestand, welcher u.a. bei detaillierter Betrachtung z.b. keine Altersangaben beinhaltet. Für die Durchführung der altersabhängigen Modellierung ist aber die Angabe des Alters essentiell. Es lagen aber nicht zu allen Betriebsmitteln entsprechende Daten vor, sodass diese bei der Modellierung (nur bei dieser Analyse) außer Betracht gelassen wurden. Des Weiteren ist zu berücksichtigen, dass sich dadurch absolute Größenangaben in den Kapiteln 5.1.1, 5.1.2, 5.1.3, 5.1.4, 6 und 7 unterscheiden können. Dies kann aus verschiedenen Gründen resultieren: Unvollständige Angaben - fehlendes Alter - unvollständige Beschreibung des Schadens, wie z.b. Schadensursache, Maßnahmeneinträge, Geschätzte Zeit bis Schaden zur Störung führt oder nicht ausgefüllte Störungsbeschreibung Fehlendes Mengengerüst - Hierbei konnten Daten für die Modellierung nicht verwendet werden aber bei der zusätzlichen Analysen wurde diese herangezogen In einzelnen wurden folgende Schadenszahlen an die FGH übermittelt (dieses dient als Vergleich zu Tabelle 1): 3154 Schadensdaten im Teilsystem Freileitung 2428 Schadensdaten im Teilsystem Kabelanlagen 1345 Schadensdaten im Teilsystem Netzstation 1332 Schadensdaten im Teilsystem UW/SST Diese Datengrundlage zeigt, dass eine sehr gute Annährung an die gesamten prognostizierten Schadensdaten aus Tabelle 1 erzielt wurde (mit 515 Datensätzen aus diesem Projekt). Dies beinhaltet nicht die Schadensdaten aus dem Teilsystem Freileitung. Hier wird nochmal die starke Zunahme der Datengrundlage in Vergleich zu dem Vorgängerprojekt deutlich. Im nachfolgenden sind die Schadensdaten der einzelnen Teilsysteme dargestellt. Teilsystem Freileitung: Um die Altersabhängigkeit des Schadensgeschehens bewerten zu können, haben sich die betreffenden Netzbetreiber und die Forschungsstellen darauf verständigt, nur Schäden an den Masten auszuwerten, da diese einem Bau- bzw. Errichtungsjahr genau zugeordnet werden können.

53 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Beschilderung Erdungsanlage Fundament Isolator Leiterseil Mast Mastschalter Traverse / Querträger Überspannungsableiter Vogelschutzeinrichtung Sonstiges Anzahl der Ereignisse Bild 25: Schadensortdarstellung mit 3154 Meldungen (mit Störung 94 Meldungen) Teilsystem Kabelanlage: Beim Teilsystem Kabelanlage sind die meisten Schäden zu dem Betriebsmittel Kabel übermittelt worden. Endverschluss 72 Kabel 238 Muffe Anzahl der Ereignisse Bild 26: Schadensortdarstellung mit 2428 Meldungen (mit Störung 21 Meldungen)

54 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Teilsystem Netzstation: Beim Teilsystem Netzstation sind die meisten Schäden für Gebäude/Gehäuse übermittelt worden. Gebäude / Gehäuse 128 Lastschalter 152 MS/NS-Transformator 149 Sammelschiene Anzahl der Ereignisse Bild 27: Schadensortdarstellung mit 1345 Meldungen (mit Störung 11 Meldungen) Teilsystem Umspannwerk/Schaltstation: Beim Teilsystem Umspannwerk/Schaltstation sind die meisten Schäden für Leistungsschalter übermittelt worden. Leistungsschalter 582 HS/MS-Transformator 422 MS/MS-Transformator 33 Sammelschiene 13 Trennschalter Anzahl der Ereignisse Bild 28: Schadensortdarstellung mit 1332 Meldungen (mit Störungen 259 Meldungen) Bei der Betrachtung der Ergebnisse zu den einzelnen Teilsystemen, differenziert nach dem Schadensorten, ist die gesamte Anzahl der Datensätze zu erkennen, welche an die FGH e.v. während des Projektverlaufs geliefert wurde. Bei den Kabelanlagen wurden die meisten Schäden zu den Kabeln geliefert. Bei der Netzstation ist die größte Anzahl der Datensätze dem Gebäude/Gehäuse zuzuordnen. Die Anzahl der Datensätze zu den einzelnen Betriebsmittel für das Teilsystem Umspannwerke/Schaltstation ist im Bild 27 zu erkennen.

55 Anzahl der Ereignisse Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Gegenüber dem Vorgängerprojekt konnten die Schäden für die einzelnen Komponenten in verschiedenen Teilsystemen erhöht werden Altersabhängige Darstellung mit Typunterscheidung Die Voraussetzung für die Darstellung der Ergebnisse ist die Kenntnis der Bau-, Errichtungsoder Verlegejahre notwendig. Im nachfolgendem erfolgt die Darstellung je nach Betriebsmittel in der Unterscheidung der verschiedenen Konstruktions- oder Funktionstypen. Des Weiteren wird der prozentuelle Anteil der Schäden mit Störung angegeben. Bei vereinzelten Betriebsmitteln konnten nicht immer die exakten Altersangaben ermittelt werden. Hier war die Möglichkeit gegeben eine Schätzung, basierend auf Betriebserfahrung, durch qualifiziertes Personal vorzunehmen und diese entsprechend zu kennzeichnen. Der Anteil von Schätzwerten kann bei einigen Betriebsmitteln aus dem Anhang A.4 entnommen werden. Bild 29 zeigt die Altersverteilung über alle Masttypen. Der Anteil der Schätzwerte ist mit 2,6 % relativ niedrig. Hier wurden fast ausschließlich Schäden ohne Störung übermittelt. Die Schäden mit Störung belaufen sich auf,23 % Holz Beton Stahl Bild 29: a 8 Betriebsjahre Mast-Typdifferenzierung mit 7395 Schäden

56 Anzahl der Ereignisse Anzahl der Ereignisse Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Bild 3 zeigt die Altersverteilung der Kabel mit einer Typunterscheidung. Der Anteil der Schätzwerte stellt mit 13,7 % den größten Betrag unter den betrachteten Betriebsmitteln dar. Der älteste und größte Anteil wird von den Papiermasse-Kabeln bestimmt. Zusätzlich ist zu erkennen, dass einzelne Kabel ein Alter von 1 8 Jahre aufweisen. Hier wurden, im Gegensatz zu den Masten, erwartungsgemäß fast ausschließlich Schäden mit Störung gemeldet. Die Schäden mit Störung belaufen sich auf 92,6 % Papiermasse Kabel PE Kabel PE Kabel, silikonisiert PVC Kabel Sonstige Kabel VPE Kabel VPE Kabel, graphitiert VPE Kabel, silikonisiert Keine Angabe 1 Bild 3: a 9 Betriebsjahre Kabel-Typdifferenzierung mit 1776 Schäden Bild 31 zeigt die Altersverteilung der Muffen mit einer Typunterscheidung. Dabei ist ein relativ großer Anteil an Schäden bei geringem Alter zu beobachten. Dabei sind größtenteils Kunststoffmuffen mit Warmschrumpftechnik betroffen. Dies könnte auf eine fehlerhafte Montage hindeuten Kunststoff-Kaltschrumpftechnik Kunststoff-Warmschrumpftechnik Kunststoff-Wickeltechnik Papiermasse-Nass Papiermasse-Trocken Keine Angabe Bild 31: a 9 Betriebsjahre Muffe-Typdifferenzierung mit 287 Schäden

57 Anzahl der Ereignisse Anzahl der Ereignisse Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Bild 32 zeigt die Altersverteilung von Gebäude und Gehäuse Schadensmeldungen. Die Altersverteilung weist eine gute Durchmischung der einzelnen Bauweisen auf. Hier sind die meisten Schäden an der Metall- und Betonbauweise zu verzeichnen Fertigbauweise - Beton Fertigbauweise - Kunststoff Fertigbauweise - Metall Gemauert Integriert Keine Angabe 2 1 Bild 32: a 6 Betriebsjahre Gebäude/Gehäuse- Typdifferenzierung mit 994 Schäden Bild 33 zeigt die Altersverteilung von Leistungsschaltern mit einer Typunterscheidung. Die Darstellung verdeutlicht, dass der größte Anteil an Schäden erwartungsgemäß an ölarmen Schaltern auftrat. Die ältesten schadhaften Schalter stellen die Druckluftschalter dar. Die Schäden von Schaltern mit Vakuum- oder SF6-Technologie stellen die kleinsten Alterswerte dar. Es ist zu erkennen, dass die Verteilung der Technologieentwicklung entspricht Druckluft Ölarm SF6 Vakuum Bild 33: a 6 Betriebsjahre Leistungsschalter-Typdifferenzierung mit 576 Schäden

58 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Analyse der Schadensursache mit dem Parameter Anlass der Schadensmeldung Die nachfolgenden Ergebnisse in diesem Kapitel werden anhand von 2 Parameter veranschaulicht: Schadensursache Anlass der Schadensmeldung Hierdurch kann eine erste Sichtung der Wirksamkeit der durchgeführten Instandhaltungsmaßnahme erfolgen. Bei dieser Darstellung wurden die Schadensursachen, welche durch die Minderung der elektrischen oder mechanischen Eigenschaften entstanden sind, in weitere Stufen unterteilt (siehe Bild 8). Beispielhaft sind im nachfolgendem einige Auswertungen dargestellt. Im Anhang A.5 sind weitere Ergebnisse zu finden. Bild 34 zeigt die Schadensursache und den Anlass der Schadensmeldung für einen Lastschalter. Die meisten Schäden werden im Zuge einer Wartung festgestellt. Die häufigsten Schadensursachen sind mit 41,48 % Materialermüdung (Minderung der mechanischen Eigenschaften), mit 17,78 % elektrische Überbeanspruchung und mit 8,89 % Isolationsfehler (Minderung der elektrischen Eigenschaften). Bedienung / Überwachung Einstellung von Schutzeinrichtungen Instandhaltung Fertigungs- und Werkstofffehler Fremde Einwirkungen Minderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung Minderung der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung Minderung der elektr. Eigenschaften - Sonstiges Minderung der mech. Eigenschaften - Kontakteinstellung Minderung der mech. Eigenschaften - Korrosion Minderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung Minderung der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit Minderung der mech. Eigenschaften - Verschleiß Minderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges Montage Überbeanspruchung - elektrisch Montage Überbeanspruchung - elektrisch Bild 34: Lastschalter mit 135 Schäden Anlass der Schadenmeldung Betrieb - Elektrischer Fehler Betrieb - Nichtelektrischer Fehler Betrieb - Schalthandlung Begehung / Sichtkontrolle Inspektion Mitteilung durch Dritte Wartung Zufällige Feststellung % 4 5 Schadensanteile

59 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Anhand der Bilder 35 und 36, welche die Betriebsmittel aus dem Teilsystem Freileitung darstellen, kann entnommen werden, durch welche Maßnahme der Zustand und somit die Schäden maßgeblich erfasst werden. Diese werden hauptsächlich im Rahmen einer Inspektion erfasst. Die größte Schadensursache bei Isolatoren ist mit 59,19 % durch Fremdeinwirkungen zu verzeichnen. Die Schadensursache beim Leiterseil wird maßgeblich mit 91,96 % durch den Bewuchs geprägt. Beim Mast macht die Minderung der mechanischen Eigenschaften mit 5,66 % den größten Anteil aus. Fertigungs- und Werkstofffehler Fremde Einwirkungen Minderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand Minderung der elektr. Eigenschaften - Sonstiges Minderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung Minderung der mech. Eigenschaften - Verschleiß Minderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges Bild 35: Montage Überbeanspruchung - elektrisch Überbeanspruchung - mechanisch Nicht untersucht Sonstiges Unbekannt Isolator mit 838 Schäden Anlass der Schadenmeldung Betrieb - Elektrischer Fehler Betrieb - Schalthandlung Begehung - Sichtkontrolle Inspektion Mitteilung durch Dritte Zufällige Feststellung % 6 8 Schadenanteile Anlass der Schadenmeldung Betrieb - Elektrischer Fehler Inspektion Bewuchs (Freileitung) Fremde Einwirkungen Minderung der mech. Eigenschaften - Verschließ Minderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges Montage Überbeanspruchung - elektrisch Nicht untersucht Sonstiges Unbekannt Bild 36: Leiterseil mit 7213 Schäden % 1 Schadenanteile

60 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Bei den Kabeln (Bild 37) werden die meisten Schäden im Zuge eines elektrischen Fehlers festgestellt. Die Schadensursache ist beim Kabel durch Fremdeinwirkungen sowie Minderung der elektrischen Eigenschaften- Isolationsfehler gekennzeichnet. Bei den Kabelanlagen kann zu einem relativen großen Teil die Schadensursache nicht mehr festgestellt werden. Hierzu kann das folgende Beispiel dieses näher verdeutlichen: Wird ein Kabel bei Bauarbeiten leicht beschädigt, führt dies evtl. erst mit großem zeitlichen Abstand zum Schaden, so dass die eigentliche Ursache später nicht mehr eindeutig bestimmbar ist. Bedienung/ Überwachung Instandhaltung Fertigungs- und Werkstoffehler Fremde Einwirkung Minderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung Minderung der elektr. Eigenschaften - Sonstiges Minderung der mech. Eigenschaften - Korrosion Minderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung Minderung der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit Minderung der mech. Eigenschaften - Verharzung Minderung der mech. Eigenschaften - Verschleiß Minderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges Montage Plannung Bemessung Überbeanspruchung - elektrisch Überbeanspruchung - mechanisch Nicht untersucht Sonstiges Unbekannt Bild 37: Kabel mit 1634 Schäden Anlass der Schadenmeldung Betrieb - Elektrischer Fehler Betrieb - Nichtelektrischer Fehler Betrieb - Schalthandlung Begehung / Sichtkontrolle Diagnose Funktionsprüfung Inspektion Mitteilung durch Dritte Wartung Zufällige Feststellung Schadenanteile Bild 38 zeigt die Auswertung für den Leistungsschalter. Ähnlich wie bei dem Lastschalter werden die meisten Schäden für die Leistungsschalter infolge einer Wartung aufgedeckt. Die häufigste Schadensursache bei der Gesamtbetrachtung, ist die Minderung der mechanischen Eigenschaften Undichtigkeit mit 46,7% und die Minderung der elektrischen Eigenschaften Kontaktabbrand mit 14,6%. Im Anhang erfolgt zusätzlich die Typunterscheidung. Bedienung/Überwachung Einstellung von Schutzeinrichtungen Instandhaltung Fremde Einwirkungen Minderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung Minderung der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung Minderung der elektr. Eigenschaften - Sonstiges Minderung der mech. Eigenschaften - Kontakteinstellung Minderung der mech. Eigenschaften - Korrosion Minderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung Minderung der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit Minderung der mech. Eigenschaften - Verharzung Minderung der mech. Eigenschaften - Verschleiß Minderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges Montage Überbeanspruchung - elektrisch Nicht untersucht Sonstiges Unbekannt Bild 38: Leistungsschalter mit 576 Schäden Anlass der Schadenmeldung Betrieb - Elektrischer Fehler Betrieb - Nichtelektrischer Fehler Betrieb - Schalthandlung Begehung / Sichtkontrolle Diagnose Funktionsprüfung Inspektion Mitteilung durch Dritte Wartung Zufällige Feststellung % 5 Schadensanteile

61 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Bild 39 zeigt die Auswertung für Trennschalter. Die Schäden werden am häufigsten infolge einer Wartung und Betrieb Schalthandlung festgestellt. Die meisten Schadensursachen entstehen durch die Minderung der mechanischen Eigenschaften Kontakteinstellung (29,43 %), Minderung der elektrischen Eigenschaften Kontaktabbrand (26,24 %) und Minderung der mechanischen Eigenschaften Materialermüdung (19,86 %). Bedienung/Überwachung Fertigungs- und Werkstofffehler Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung Minderung der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung Minderung der elektr. Eigenschaften - Sonstiges Minderung der mech. Eigenschaften - Kontakteinstellung Minderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung Minderung der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit Minderung der mech. Eigenschaften - Verharzung Minderung der mech. Eigenschaften - Verschleiß Minderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges Nicht untersucht Sonstiges Bild 39: Trennschalter mit 282 Schäden Anlass der Schadenmeldung Betrieb - Elektrischer Fehler Betrieb - Schalthandlung Begehung / Sichtkontrolle Diagnose Funktionsprüfung Inspektion Wartung Zufällige Feststellung % 3 4 Schadensanteile Analyse der Maßnahmenkosten In diesem Kapitel werden beispielhaft an ausgewählten Betriebsmitteln die relative Häufigkeit und die Summenhäufigkeit der Maßnahmenkosten dargestellt. Dies beinhaltet die Auswertung der durch die Schäden entstandenen Kosten. Hierbei erfolgt die Einteilung der Werte in geeignete Kostenintervalle. Es lässt sich somit unmittelbar ablesen, mit welcher Wahrscheinlichkeit die Kosten in einem bestimmten Bereich liegen. Nachfolgend wird anhand des Lastschalters diese Darstellung erläutert. Hier wurde ebenfalls die Unterteilung der Ereignisse in Schäden mit und ohne Störung vorgenommen. Soweit es die Datengrundlage ergeben hat, wurden die Maßnahmenkosten der einzelnen Betriebsmittel ausgewertet. Im Anhang A.6 sind die restlichen Betriebsmittel dargestellt. Bild 4 zeigt die Gesamtdarstellung der Maßnahmenkosten für einen Lastschalter. Des Weiteren wurde eine Summenhäufigkeitsfunktion berechnet. Bei dieser Darstellung ist zu erkennen, dass ca. 7 % der Kosten für Schäden an Lastschaltern maximal 1 betragen. Im Vergleich ist bei der Betrachtung der Schäden mit und ohne Störung zu sehen, dass sich die Maßnahmenkosten bei ca. 8 %, bei beiden Darstellungen, auf maximal 8 bei Schäden ohne Störung und ca. 4 bei Schäden mit Störung belaufen. Bei dieser Interpretation ist ebenfalls die Anzahl der Ereignisse zu berücksichtigen.

62 Hn Hn Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Maßnahmenkosten Bild 4: Lastschalter Gesamtbetrachtung mit 88 Schäden Bild 41: Maßnahmenkosten Lastschalter 18 Schäden mit Störung

63 Hn Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Bild 42: Maßnahmenkosten Lastschalter 7 Schäden ohne Störung

64 Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr N Die nachfolgende Tabelle zeigt die ermittelten Kosten der einzelnen Betriebsmittel. Es wird in Maßnahmen- und Folgekosten unterschieden, welche für die jeweiligen Betriebsmittel übermittelt wurden. Für das Teilsystem Freileitung sind exemplarisch drei Betriebsmittel (Mast, Isolator und Leiterseil) dargestellt. Die restlichen Betriebsmittel, bei denen Kostenangaben gemacht wurden, sind im Anhang zu finden. Tabelle 2: Kosten für Komponentenschäden mit und ohne Störung Teilsystem Komponente Maßnahmekosten Folgekosten Mittelwert Maximum Minimum Anzahl Mittelwert Maximum Minimum Anzahl Gesamtbetrachtung / Schäden mit und ohne Störung UW/SST Leistungsschalter HS/MS Transformator MS/MS Transformator Trennschalter Sammelschiene NST Lastschalter / / 1 Gebäude/Gehäuse , MS/NS Transformator ,5 121 / / 1 Sammelschiene , / / / / KA Kabel Endverschluss / / / / Muffe Freileitung Mast / / / / Isolator / / / / Leiterseil / / / / Gesamtbetrachtung / / / / Schaden ohne Störung UW/SST Leistungsschalter / / / / HS/MS Transformator / / / / MS/MS Transformator / / / / Trennschalter / / / / Sammelschiene / / / / NST Lastschalter / / / / Gebäude/Gehäuse , MS/NS Transformator / / / / Sammelschiene / / / / KA Kabel / / / / Endverschluss / / / / Muffe / / / / Freileitung Mast / / / / Isolator / / / / Leiterseil / / / / Schaden mit Störung UW/SST Leistungsschalter HS/MS Transformator MS/MS Transformator Trennschalter Sammelschiene NST Lastschalter / / 1 Gebäude/Gehäuse / / / / MS/NS Transformator ,5 38 / / 1 Sammelschiene , / / / / KA Kabel Endverschluss / / / / Muffe Freileitung Mast / / / / Isolator / / / / Leiterseil / / / /

65 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Altersabhängige Schadens- und Störungsraten Die Datenbank bietet die Möglichkeit das altersabhängige Ausfallverhalten verschiedener Betriebsmittel in Form von Schadens- und Störungsraten zu ermitteln. Daher wird zunächst in Kapitel 6.1 das verwendete Alterungsmodell vorgestellt und eine kurze mathematische Einführung in die dafür angewendete Regressionsanalyse gegeben. Die mit dem Modell generierten Störungs- und Schadensraten werden abschließend in den Kapiteln 6.2 und 6.3 vorgestellt und diskutiert. 6.1 Modellierung von Schadens- und Störungsraten Diskrete Schaden- oder Störungsraten bilden die Eingangsdaten der Modellierung des Alterungsverhaltens. Diese werden dabei wie folgt berechnet: h s = N s M s T s (6.1) wobei N s die Anzahl relevanter Ereignisse, M s das entsprechende Mengengerüst und T s den Betrachtungszeitraum darstellt. In der hier durchgeführten Auswertung wird eine jährliche Auswertung der Schadensdaten angestrebt um somit jährlich aufgelöste diskrete Schadensund Störungsraten generieren zu können. In diesem Bericht wird der Begriff Schadensrate angewendet, bei Auswertung der Schäden ohne Störung und analog der Begriff Störungsrate bei Verwendung von Schäden mit Störung als relevantes Ereignis. Durch den Einsatz einer Regressionsanalyse soll eine Modellfunktion ermitteln werden, die auf Basis der diskreten jährlichen Schadens- oder Störungsraten das Alterungsverhalten der Betriebsmittel abbildet. Nachfolgend wird das prinzipielle Vorgehen einer Regressionsrechnung erläutert, für ausführliche Erklärungen wird auf [19] und [2] verwiesen. Ziel der Regressionsanalyse ist die Ermittlung eines funktionalen Zusammenhanges zweier Merkmale. Wenn zwischen zwei Merkmalen X und Y ein funktionaler Zusammenhang vermutet wird, wird aus der interessierenden Grundgesamtheit eine Stichprobe vom Umfang n gezogen, um diesen zu ermitteln. Die Elemente der Stichprobe tragen die Ausprägungskombinationen {(x 1, y 1 ),, (x n, y n )}. Der allgemeine Ansatz lautet: y x = f x + ε (6.2) Dabei ist f(x) eine Funktion, welche den Zusammenhang zwischen X und Y beschreibt und ϵ ~ N(,σ 2 ) simuliert ein weißes mittelwertfreies Rauschen mit der Varianz σ 2, welches die erwarteten Streuungen widerspiegelt [2]. Bei Anwendung eines linearen Ansatz gilt somit: y i = b 1 + b 2 x i + ε i für i = 1,, n, (6.3) wobei b 1 das Absolutglied und b 2 den Steigerungsparameter der linearen Beziehung darstellen. Die Punktschätzungen ˆb 1 und ˆb 2 für die Parameter b 1 und b 2 werden so bestimmt, dass durch die Regressionsgerade

66 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N y = b 1 + b 2 x (6.4) eine optimale Schätzung ŷ für die Ausprägung y des Merkmals Y eines Objekts bestimmt ist. Dies wird mittels der Methode der kleinsten Fehlerquadrate realisiert. Danach müssen die Schätzer ˆb 1 und ˆb 2 so bestimmt werden, dass die Summe der quadratischen Abweichungen der gemessenen Werte y i von den durch die Regressionsgerade an den Stellen x i gelieferten Werten minimal wird [2]. S 2 n S 2 = (y i b 1 b 2 x i ) 2 i=1 (6.5) Die graphische Veranschaulichung der Methode der kleinsten Quadrate ist dem nachfolgenden Bild zu entnehmen. Bild 43: Lineare Regression Der vorgestellte lineare Ansatz wird in [19] auf beliebige nichtlineare, insbesondere auch nicht polynominale Funktionen, erweitert. Für den vermuteten funktionalen Zusammenhang gilt: y = y x = f b, x + ε (6.6) b bezeichnet einen Spaltenvektor der Dimension p, welcher die Koeffizienten der gewählten Funktion enthält, die durch Regression geschätzt werden. Zur Lösung des nichtlinearen Minimum-Quadrat-Problems wird der Levenberg-Marquard-Algorithmus verwendet. Dieser kombiniert das Gauß-Newton-Verfahren mit einer Regularisierungstechnik, die in jedem Rechnungsschritt absteigende Werte erzwingt. Dadurch ist dieser Algorithmus deutlich stabiler und konvergiert mit größerer Wahrscheinlichkeit auch bei schlechteren Startwerten [19]. Die Funktion f ( b ˆ, x) wird durch Abbruch der Taylor-Reihenentwicklung nach dem ersten Glied linearisiert. Somit folgt: f b, x = f b K, x + J K b K, x b b K (6.7)

67 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N wo J K eine Jacobi-Matrix der Funktion f ( b ˆ, x) an der Stelle b K darstellt. Für die zu minimierende Fehlerquadratsumme gilt: n n (y i y i ) 2 = y i f b K, x i J i b K, x i b b 2 K min i=1 i=1 (6.8) mit J als n x p Jacobi-Matrix der Funktion f ( b ˆ, x). Die einzelnen Summanden der Fehlerquadratsumme werden in einem Residuenvektor r beschrieben: r = y f b, x (6.9) Nach dem Gauß-Newton-Verfahren gilt für einen Iterationsschritt ξ: b ξ+1 = b ξ (J T J) 1 J T r (6.1) Mit J T J s = J T r (6.11) folgt für den Iterationsschritt b ξ+1 = b ξ s (6.12) Weiterhin wird das Gauß-Newton-Verfahren um einen Dämpfungsfaktor für die schnellere Konvergenz erweitert. Somit wird die Gleichung (6.11) zu: J T J + λ diag J T J s = J T r (6.13) Daraus folgt [19]: s = J T J 1 J T r + λ diag J T J 1 J T r Gau ß Newton Levenberg Marquardt (6.14) Um die Aussagekraft der ermittelten Funktion f(b,x) zu bewerten, werden Konfidenzintervalle für den Erwartungswert E(y x ) von y an einer Stelle x bestimmt. Die Konfidenzintervalle bilden den Erwartungswert von y an der Stelle x mit Wahrscheinlichkeit (1-α) ab. Mit Hilfe der Konfidenzintervalle kann eine Aussage darüber getroffen werden, wie sicher der geschätzte Funktionsverlauf dem tatsächlichen entspricht. Je näher die Konfidenzintervalllinien an der Regressionsgeraden liegen, desto verlässlicher ist ihr Verlauf. Ein solches (1-α) Konfidenzintervall ist im Falle einer linearen Regression durch [y C; y + C] (6.15) mit

68 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N C = s t α n 2;1 2 1 n + x x 2 n x i x 2 i=1 (6.16) und s = S/ (n 2) (6.17) gegeben [2]. Bei dem hier verwendeten Ansatz, werden mehrere Teilkurven kombiniert. Auf Basis der Regressionsrechnung wird diejenige Kombination gesucht, deren Summe die geringste Abweichung vom Verlauf der Fehlerrate der Schadendaten aufweist [18]. Innerhalb der Modellierung werden die folgenden zeitlichen Verläufe (siehe auch Bild 43) an den Betriebsmitteln unterschieden [18]: Inbetriebnahme (IBN): Die Funktion soll Kinderkrankheiten der Betriebsmittel abbilden, welche sich bei fortschreitendem Betrieb reduzieren. Dies gibt Hinweise auf die Qualität der Montage beziehungsweise der Instandhaltungsmaßnahme, so dass eine erneute Schulung des Personals oder eine Überarbeitung der Konstruktion sinnvoll sein könnte bei Auftreten des Ausfallverhaltens. Zufall: zufällig auftretende Ausfälle, die keine alters- oder betriebsbedingten Ursachen haben. Kann durch die Instandhaltungsmaßnahmen an der Komponente nicht beeinflusst werden. Die örtlichen Rahmenbedingungen müssen eventuell kontrolliert werden. Betriebsbedingt: Ausfälle, die in Abhängigkeit des Betriebs auftreten. Diese Fehlerart sollte im Bereich der Energieversorgung selten auftreten. Verschleiß: Abnutzungsprobleme, die in Abhängigkeit der Betriebszeit zunehmen. Die Komponente kann rechtzeitig ausgewechselt oder gewartet werden, wenn eine Mindestanforderung unterschritten wird. Alterung: Alterungserscheinungen, die unabhängig von der betrieblichen Beanspruchung sind. Durch einen Materialwechsel oder eine vorzeitige Instandhaltungsmaßnahme könnten Störungen vermieden werden. Diese Einteilung erlaubt somit Rückschlüsse auf die zu praktizierende Instandhaltungsstrategie. Wenn z.b. das Ausfallverhalten eines Betriebsmittels nach dem Verschleiß- oder Alterungsmuster verläuft, die Schaden- oder Störungsrate mit dem Alter also zunimmt, dann ist eine zeitabhängige Wartung sinnvoll. Bei den restlichen Verlaufsmustern wäre eine zustandsabhängige Wartungsstrategie empfehlenswert. Der grundsätzliche Ablauf der Fehleranalyse ist in Bild 44 zusammen mit den fünf verwendeten Grundfunktionen dargestellt. Die fünf verwendeten Funktionen lassen sich mathematisch somit wie folgt darstellen [19]:

69 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N h Zufall = b 1 (6.18) h Alterung = b 2 x (6.19) h IBN = b 3 e b 4 x (6.2) h Betrieb = b 5 (1 e b 6 x ) (6.21) h Versc hlei ß = b 7 (e b 8 x 1) (6.22) Bild 44: Grundsätzliche Methode zur Analyse des Fehlerverhaltens [18] Aus den fünf Grundfunktionen werden insgesamt 24 Kombinationsmöglichkeiten in die Regressionsanalyse miteinbezogen. Eine der komplexeren Funktionen ist: h Kombination = b 1 + b 2 x + b 3 e b 4 x + b 7 e b 8 x 1 (6.23) Bei Verwendung dieser Kombination könnte weder ein periodisches Verhalten noch ein Absinken der Schadens- beziehungsweise Störungsrate nach einem vorigen Anstieg abgebildet werden, da alle Teilfunktionen keine Verläufe mit lokalen Maxima zulassen [19]. Dass solche Kombinationsmöglichkeiten existieren, kann als eine Schwachstelle des Modells interpretiert werden.

70 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Im Rahmen der hier verwendeten Regressionsanalyse wird ein Ansatz nach [19] verwendet, wobei die Stützstellen der ermittelten Modellfunktion mit der Wurzel des zugehörigen Mengengerüsts gewichtet werden. Diese Art der Gewichtung erlaubt es, Schadens- und Störungsraten in Abhängigkeit der Quantität des vorhandenen Mengengerüstes, stärker oder schwächer zu berücksichtigen. Der grundsätzliche Gedanke basiert auf der Tatsache, dass eine große Datenbasis eine verlässlichere Aussage bzgl. der Allgemeinheit erlaubt. Die Auswirkungen der Gewichtungen sind in Bild 45 am Beispiel der Komponente Freileitung ohne Berücksichtigung eines Masttyps dargestellt. Bei Anwendung der Regressionsrechnung auf die diskreten Störungsraten, unter Einbezug der Gewichtung mit dem Mengengerüst ergeben sich der Verlauf der Ausgleichskurve und Vertrauensintervalle wie oben links in der Grafik dargestellt. Durch die stärkere Gewichtung der Störungsraten in den Betriebsjahren 2 bis 5 ergibt sich ein qualitativ anderer Verlauf der Ausgleichsgeraden als ohne Gewichtung (Mitte).

71 Länge [km/a] Störungsrate [Schäden mit Störung/(km*a)] Störungsrate [1/(km*a)] Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen Störungsrate Ausgleichskurve Konfidenzintervalle Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen Störungsrate Ausgleichskurve Konfidenzintervalle Mengengerüst Freileitungen - alle Masttypen Bild 45: Einfluss der Gewichtung: Ausgleichskurve der Störungsraten von Freileitungen mit Gewichtung (oben) und ohne Gewichtung (Mitte), zugehöriges Mengengerüst (unten)

72 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Auf Grund der stellenweise niedrigen Anzahl an auswertbaren Schäden mit Störungen im Vergleich zum hinterlegten Mengengerüst stellt sich die Frage, wie in der Regressionsrechnung mit Störungs- und Schadensraten mit einem Wert von null umgegangen werden soll. Diese können bedeuten, dass in dem Jahr keine Störungen in der Gesamtheit der Daten aufgetreten sind oder dass diese einfach nicht bekannt sind. Bei Vergleich der mittleren Störungsraten, welche sich aus der Gesamtanzahl ausgewerteter Schäden bezogen auf das Gesamtmengengerüst aller Jahre ergibt, mit anderen Statistiken, zeigt sich, dass das hinterlegte Störungsaufkommen in der Datenbank stellenweise sehr niedrig ist. Daher scheint letzterer Ansatz sinnvoll. Um ein Alterungsverhalten in den Ausgleichskurven abbilden zu können, werden die Schadens- beziehungsweise Störungsraten in den Betriebsjahren mit fehlenden Mengengerüsten auf den Wert Not a Number (NaN) gesetzt. In diesem Fall werden diese Datenpunkte als fehlende Daten behandelt und die Ausgleichsfunktion wird in die Datenlücken interpoliert, wie auch in Bild 46 zu sehen ist. Dies hat die Auswirkung, dass die ermittelten Ausgleichskurven der diskreten Schadens- und Störungsraten tendenziell wesentlich höhere Werte beinhalten können als die mittleren Störungsraten. Somit sind alle auf Basis der Regressionsrechnung ermittelten Kurvenverläufe als Worst-Case-Verläufe zu interpretieren. In allen Grafiken wird auch die durchschnittliche Schadens- bzw. Störungsrate in die zugehörigen Auswertungsgrafiken (z.b. Bild 46 a) mit eingezeichnet. Die grafische Darstellung der Regressionskurven ermöglicht es ebenfalls darzustellen, aus welchen Basisfunktionen die jeweils ermittelte Kurve zusammengesetzt wird. Beispielhaft wird die altersabhängige Störungsrate der Trennschalter aus der Kombination der zwei Grundfunktionen Inbetriebnahme und Verschleiß gebildet (siehe Bild 46 d).

73 Störungsrate [Störungen/a] Störungsrate [Störungen/a] Stück [1/a] Anzahl Schäden mit Störung Störungsrate [1/a] Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - Trennschalter Schäden mit Störung Störungsrate mittlere Störungsrate: e a) Mengengerüst UWSST - Trennschalter b) Störungsrate UWSST - Trennschalter.7 Störungsrate Ausgleichskurve Konfidenzintervalle c) Störungsrate Grundfunktionen der Ausgleichskurve UWSST - Trennschalter.7 IBN Verschleiß Bild 46: d) Trennschalter diskrete Schäden mit Störung (a), Mengengerüst (b), ermittelte Ausgleichsgerade (c) sowie zugehörige Teilfunktionen (d)

74 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Schäden mit Störungen Diese Schadensart hat direkte Auswirkungen auf den Netzbetrieb und ist daher für die Bewertung der Zuverlässigkeit des Betriebs grundlegend. Tabelle 3 gibt für jedes Betriebsmittel eine Übersicht über die Anzahl auswertbarere Schäden mit/ohne Störung. Diese Zahlen können von den in Kapitel 4 ermittelten Zahlen abweichen, da nur Daten berücksichtigt werden können, welchen zum einen ein Mengengerüst und zum anderen das Jahr der Schadensentstehung sowie das Jahr der Inbetriebnahme der Komponenten hinterlegt ist. Des Weiteren muss eine Unterscheidung der Schäden nach dem Schadenstyp (mit und ohne Störung) möglich sein. Tabelle 3: Anzahl Schäden ohne / mit Störung Betriebsmittel Anzahl Schäden ohne Störung Anzahl Schäden mit Störung Freileitungen Alle Masttypen Holzmasten Betonmasten Stahlmasten Kabel Papiermassekabel PE Kabel VPE Kabel Netzstationen Gebäude 65 3 Lastschalter MS/NS - Transformatoren 14 7 Umspannwerke HS/MS - Transformatoren Leistungsschalter - Ölarm Leistungsschalter - Vakuum 14 8 Trennschalter - Alle Technologien Trennschalter - Handantrieb Trennschalter - Motorantrieb 1 5 Trennschalter - Druckluft Die Auswertungen in diesem Kapitel stellen eine Analyse des Störungsaufkommens der verschiedenen Betriebsmittel von verschiedenen Netzbetreibern, unter Einfluss der jeweils netzbetreiberspezifischen Instandhaltungszyklen, dar. Im Folgenden werden die Ergebnisse der Modellierung des Alterungsverhaltens bzgl. der Störungsraten für alle Betriebsmittel diskutiert. Alle zugehörigen Grafiken der technologiespezifischen Störungsraten, Mengengerüste und Ausgleichskurven sind in Anhang A.7 dargestellt. Dabei werden zu jedem Betriebsmitteltyp nach Möglichkeit drei Abbildungen über die Lebensdauer dargestellt. Die jeweils obige Abbildung zeigt die Auftrittshäufigkeit der Schäden mit Störungen sowie die zugehörigen diskreten Störungsraten und die mittlere Störungsrate. Da die ermittelten Störungsraten stark von der zugehörigen Grundgesamtheit abhängen, wird das altersabhängige

75 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Mengengerüst jeweils mittig in einer weiteren Grafik abgebildet. Die Verläufe der Ausgleichskurven, welche auf Basis der Regressionsrechnung ermittelt werden, sowie die zugehörigen Konfidenzintervallen werden in der jeweils unteren Abbildung dargestellt Freileitungen Zunächst werden die Auswertungsergebnisse des Betriebsmittels Freileitung diskutiert. Dabei kann eine Analyse sowohl unter Berücksichtigung alle Masttypen bzw. getrennt nach den einzelnen Technologien wie Holz-, Beton- und Stahlmasten durchgeführt werden. Des Weiteren wird eine getrennte Auswertung nach Schäden durch fremde Einwirkung und Schäden ohne Fremdeinwirkung durchgeführt. Dies resultiert daraus, dass mehr als 9 % der übermittelten Schäden als Ursache eine Fremdeinwirkung (z.b. Bewuchs) aufweisen. Eine Unterteilung in Bewuchs bzw. andere Fremdeinwirkungen wird nicht durchgeführt. Die einzelnen Ergebnisse können den Bildern 117 bis 126 entnommen werden. Freileitungen alle Masttypen: Ein Großteil der hier untersuchten Freileitungen befindet sich in einem Betriebsmittelalter zwischen 3 und 5 Jahren. Insgesamt liegt mit 51 aufgezeichneten Schäden mit Störung bei einer betrachteten Länge von km eine sehr geringe Datenbasis vor. Der Verlauf der Ausgleichskurve durch die Störungsraten (Bild 117) weist jedoch eine deutliche Altersabhängigkeit in Form eines Inbetriebnahme -Verhalten in den Anfangsjahren sowie einen Verschleiß mit steigendem Betriebsmittelalters auf. Dieser Verlauf ist ein Resultat der relativ geringen Mengengerüste speziell in den Jahren 6 bis 12 sowie den letzten Jahren. Obwohl erfahrungsgemäß ein Großteil der Schäden mit Störungen aus Fremdeinwirkung resultieren müsste, teilen sich die auswertbaren Schäden mit Störungen pari auf diese Fehlertypen auf. Bei reiner Betrachtung der Fremdeinwirkungen liefert die Regression als optimalen Funktionsverlauf einen nicht erwarteten altersabhängigen Verlauf der Ausgleichskurve der Störungsraten. Dieser basiert jedoch auf 2 Schäden mit Störungen in den Anfangsjahren (siehe Bild 119). Unter Anbetracht der geringen Anzahl auswertbare Schäden mit Störungen scheint hier der erwartete Verlauf einer Zufallsfunktion bei leichter Veränderung der Anzahl der Schäden mit Störung auch eine realistische Annahme. Freileitungen Betonmasten: Zwar zeigt sich bei Anwendung der Ausgleichsrechnung das erwartete Verhalten einer Alterung bei Betrachtung der Störungsraten ohne Fremdeinwirkung und ein zufälliger Verlauf bei reiner Betrachtung der Schäden durch Fremdeinwirkung (Bilder 12 bis 122). Jedoch macht die sehr geringe Fehleranzahl von insgesamt 12 Schäden mit Störung bei einem Mengengerüst von km eine realistische Interpretation der Ergebnisse nicht möglich. Freileitungen Holzmasten: Die 27 ausgewerteten Schäden mit Störungen im Bereich der Holzmasten machen den Großteil des Schadensaufkommens der Freileitungstechnologie aus. Dies macht aufgrund der schlechteren Witterungsbeständigkeit der Holzmasten im Vergleich zu den Materialien Stahl und Beton auch Sinn. Der Verlauf der Störungsrate der Holzmasten weist das gleiche Verhalten auf wie bei Betrachtung aller Schäden ohne technologiespezifische Unterteilung der Masttypen (Bild 123). Insgesamt ist der Bestand mit 8581 km Trassenlänge im Vergleich zu den anderen beiden Technologien geringer. Freileitungen Stahlmasten: Die sehr geringe Anzahl von 4 Schäden mit Störung macht eine Interpretation der Ergebnisse nicht sinnvoll. Da hier die Grundgesamtheit der Störungsraten viel zu niedrig ausfällt und somit auch das Vertrauen in die Datengrundgesamtheit (Bild 126) nicht gegeben ist.

76 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Kabel Die Auswertung des Betriebsmittels Kabel wird ebenfalls technologiespezifisch (Papiermasse, PE, VPE) durchgeführt. Eine getrennte Auswertung nach Schäden durch fremde Einwirkung und Schäden ohne Fremdeinwirkung ist analog zu den Freileitungen sinnvoll, da auch hier der Großteil der Schäden aus fremden Einwirkungen (z.b. Erdarbeiten) oder der Minderung der elektrischen Eigenschaften resultieren. Die ermittelten Ergebnisse können den Bildern 127 bis 134 entnommen werden. Die Anzahl der Schäden mit Störungen welche als Auswertungsbasis vorliegen ist mit min. 214 Werten je Technologie höher als bei allen anderen Komponenten. Kabel VPE: Bei Betrachtung des Mengengerüstes zeigt sich der kontinuierliche Zubau der VPE Technologie in den Verteilungsnetzen. Das älteste VPE Kabel in der Datenbank weist ein Alter von 37 Jahren auf. Bei separater Betrachtung der Schäden mit Störung, welche nicht durch Fremdeinwirkung entstanden sind (Bild 128), zeigt sich eine erwartete Altersabhängigkeit der VPE Technologie. Dieses Verhalten ist konsistent dazu, dass ein Großteil der ermittelten Schäden aus der Minderung der elektrischen Eigenschaften resultiert. Insbesondere VPE-Kabel deren Betriebsalter über 25 Jahren liegen, zeigen einen sprunghaften Anstieg der Störungsrate. Dies liegt an den schlechteren elektrischen Eigenschaften von VPE Kabeln der ersten Generation. Die Störungsraten der jüngeren VPE Kabel sind deutlich geringer. Bei reiner Betrachtung der Schäden mit Störung durch Fremdeinwirkung zeigt sich der erwartete altersunabhängige und zufällige Einfluss dieser Störungsart (Bild 129). Kabel PE: Wie das Mengengerüst in Bild 13 zeigt, liegt eine Datenlücke im Mengengerüst der PE Kabel in den ersten 2 Betriebsjahren vor. Fast alle Schäden mit Störung (248) dieser Technologie basieren auf Minderung der elektrischen Eigenschaften und somit nicht auf Fremdeinwirkungen. Gerade einmal ein Schaden mit Fremdeinwirkungen ist als Datengrundlage vorhanden. Eine Auswertung dieses Schadenseinflusses ist damit nicht möglich. Alle Ausgleichskurven durch die Störungsraten weisen einen altersunabhängigen und zufälligen Verlauf auf (siehe Bild 13 bis 131). Kabel Papiermasse: Die Anzahl der Schäden mit Störungen bei den Papiermassekabeln (Bild 132) verhält sich proportional zu deren Mengengerüst. Jedoch zeigt sich der Einfluss eines geringen Mengengerüstes deutlich in den Störungsraten und Konfidenzintervallen ab dem 65. Betriebsjahr. Hier sind im Vergleich zu den anderen Störungsraten relativ hohe Werte von bis zu,12 Störungen/km und Jahr/a zu verzeichnen. Allgemein weist der Verlauf der Störungsraten eine Altersabhängigkeit auf. Bei reiner Betrachtung von Schäden mit Störungen, welche nicht aus Fremdeinwirkungen stammen (Bild 133), zeigt sich ein linearer Anstieg der Störungsrate mit dem Betriebsmittelalter. Die Störungsraten erzeugt durch Fremdeinwirkungen (Bild 134) sind wesentlich niedriger und die Ausgleichskurve weist eine leichte Alterungsabhängigkeit in Form von betriebsbedingtem Abbau auf. Diese ist jedoch äußerst gering, so dass auch hier ein erwartetes zufälliges Verhalten der Ausgleichskurve mit Erhöhung der Datengrundlage einhergehen könnte Netzstationen Das Betriebsmittel Netzstation wird unterteilt in die Komponenten Gebäude/Gehäuse, Lastschalter sowie MS/NS-Transformatoren. Eine einzelne Auswertung der Schäden aus fremder Einwirkung wird nicht durchgeführt. Die Ergebnisse können den Bildern 135 bis 137 in Anhang A7 entnommen werden. Insgesamt sind bei den Netzstationen weniger Schäden mit Störungen auswertbar.

77 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Netzstationen Gebäude/Gehäuse: Die übermittelten 3 Schäden mit Störung lassen eine Interpretation der Ausgleichsgeraden der Störungsraten als nicht sinnvoll erscheinen (Bild 135). Netzstationen Lastschalter: Die Anzahl von 15 Schäden mit Störungen bei insgesamt Lastschaltern als Mengengerüst ist ebenfalls als äußert niedrig zu bewerten. Die Ausgleichskurve der Störungsrate weißt zwar eine Altersabhängigkeit auf, welche ein Verschleißverhalten der Komponenten abbildet (Bild 136). Jedoch basiert der Kurvenverlauf auf einer relativ geringen Gesamtanzahl an Schäden mit Störung. Des Weiteren könnten die auf einem relativ geringen Mengengerüst basierenden Störungsraten der Betriebsjahre 41 und 43 den Kurvenverlauf diktieren. Netzstationen MS/NS-Transformatoren: Analog zu den Gebäuden ist eine Auswertung bei 7 Schäden mit Störung weniger sinnvoll (Bild 137). Bei Betrachtung der Mengengerüste zeigt sich ein deutlicher Zubau von MS/NS-Transformatoren in den Siebzigern und Neunzigern. Insgesamt ist die Datengrundlage mit 6861 MS/NS-Transformatoren als Mengengerüst sehr hoch Umspannwerk Innerhalb der Klasse Umspannwerk können die Betriebsmittel HS/MS-Transformator, Trennschalter sowie Leistungsschalter differenziert werden. Trennschalter können zusätzlich getrennt nach ihrer Antriebsart (Hand-, Motor- oder Druckluftantrieb) und Leistungsschalter nach ölarmen Leistungsschaltern und Vakuumleistungsschaltern unterschieden werden. Alle Ergebnisse bzgl. des Störungsaufkommens sowie die altersabhängigen Verläufe der jeweiligen Ausgleichkurven können den Bildern 138 bis 143 entnommen werden. Umspannwerk ölarme Leistungsschalter: Die Datengrundlage enthält für die ölarmen Leistungsschalter 45 Schäden mit Störung. Bei Betrachtung des zugrundeliegenden Mengengerüstes zeigt sich, dass nur ölarme Leistungsschalter mit einem Betriebsalter über 1 Jahren in die Auswertung eingeflossen sind. Dies könnte an einer Umstellung durch die Netzbetreiber auf die Vakuumtechnologie begründet sein. Die Regressionsrechnung zeigt keine Altersabhängigkeit im Verlauf und die Schäden mit Störungen beruhen auf einem rein zufälligen Muster (vgl. Bild 138). Dieses Verhalten wiederspricht der Tatsache, dass ein Großteil der Schäden aus der Minderung der mechanischen oder elektrischen Eigenschaften resultiert und könnte ein Resultat der geringen Anzahl auswertbarer Schäden mit Störungen sein. Umspannwerk Vakuumleistungsschalter: Die Anzahl von 8 Schäden mit Störungen bei insgesamt 6278 berücksichtigen Schaltern als Mengengerüst ist zu niedrig für eine Auswertung (vgl. Bild 139). Das Mengengerüst zeigt den stetig steigenden Anteil an Leistungsschaltern in Vakuumtechnologie. Umspannwerk Trennschalter, alle Technologien: Insgesamt konnten 86 Schäden mit Störung im Bereich der Trennschalter in die Auswertung mit einbezogen werden. Der Verlauf der Störungsraten aller Trennschalter zeigt das oft in der Literatur zitierte badewannenförmige Verhalten in Abhängigkeit des Alters (Bild 14). Dies bedeutet, dass die Störungen sowohl einem Inbetriebnahme Charakter als auch einem Verschleiß Charakter unterliegen. Die relativ hohen Störungsraten der Jahre 54 bis 6, welche die starke Ausprägung des Verschleißverhaltens in der Modellierung hervorrufen, beruhen jedoch auf einem relativ geringen Mengengerüst der Trennschalter ab dem 5. Betriebsjahr.

78 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N Umspannwerk Trennschalter, Druckluft: Die Druckluftschalter machen ca. 1/3 der Gesamtmenge an Trennschaltern aus. Der Großteil der Schalter befindet sich in einem Betriebsalter zwischen 13 und 49 Jahren. Die Anzahl älterer bzw. jüngerer eingesetzter Schalter ist sehr gering (Bild 141). Die Ausgleichskurve der Störungsraten weist eine starke Altersabhängigkeit in Form eines Verschleißverhaltens auf. Anzumerken bleibt aber auch an dieser Stelle, dass der starke Anstieg der Kurve ab dem 5. Betriebsjahr auf 3 Schäden mit Störung aus nachfolgenden Betriebsjahren basiert. Diesen liegt wiederum nur ein geringes Mengengerüst zu Grunde. Der altersabhängige Verlauf ist aber auch bei Betrachtung der Störungsraten bis zum 5. Betriebsjahr erkennbar. Umspannwerk Trennschalter, Handantrieb: Die am häufigsten eingesetzte Antriebstechnologie im Bereich der Trennschaltern ist die des Handantriebs. Insgesamt standen 38 Schäden mit Störung zur Auswertung zur Verfügung. Die Ausgleichskurve der Störungsraten weißt eine ausgeprägte Altersabhängigkeit auf und verläuft nach dem Muster der Badewannenkurve (Bild 142). Der Verlauf der Ausgleichskurve in den Anfangs- und Endjahren darf jedoch auf Grund der vergleichsweise geringen Mengengerüsten in den entsprechenden Betriebsjahren nicht überbewertet werden. Umspannwerk Trennschalter, Motorantrieb: Die Anzahl der eingesetzten Trennschalter mit Motorantrieb ist im Vergleich zu den anderen beiden Technologien als gering zu bezeichnen (Bild 143). Des Weiteren zeigt sich eine deutliche Streuung des Mengengerüstes über die Betriebsjahre. Die geringe Anzahl von 8 aufgezeichneten Schäden mit Störungen lässt eine Auswertung des Alterungsverhaltens mittels Regressionsrechnung als weniger sinnvoll erscheinen. Umspannwerk HS/MS-Transformatoren: Die Anzahl der Schäden mit Störung von 98 Stück bei einer Grundgesamtheit von 283 Transformatoren ist relativ hoch (Bild 144). Die meisten Transformatoren weisen ein Betriebsalter von 25 bis 5 Jahren auf. Die Ausgleichskurve deckt eine leichte zu erwartende Altersabhängigkeit der Störungsraten in Form eines reinen Alterungsverhaltens auf. Jedoch streuen die Vertrauensintervalle insbesondere in den ersten und letzten Jahren stark. Die hohe Störungsrate von,23 Störungen/a im 54. Betriebsjahr basiert auf einem sehr kleinen Mengengerüst und ist mit Vorsicht zu interpretieren. 6.3 Schäden ohne Störungen Aus Schäden ohne Störung resultiert zwar nicht zwingend eine Beeinflussung der Netzzuverlässigkeit, jedoch handelte es sich um Schäden, welche sich zu einem Schaden mit Störung entwickeln könnten und daher innerhalb von Instandhaltungsmaßnahmen beseitigt werden müssen. Somit entstehen durch diese Schadensart Kosten und die Verfügbarkeit der Komponenten ist ggf. während der Maßnahme beeinträchtigt. Die große Mehrheit aller Schäden in der Datenbank wird bei durchgeführten Instandhaltungsmaßnahmen detektiert. Für die Schäden ohne Störungen bedeutet dies, dass der Auffindungszeitpunkt eines Schadens nicht gleich der Entstehungszeitpunkt sein muss Freileitungen Der Großteil der Schäden resultiert aus Minderungen der mechanischen Eigenschaften der Masttechnologie sowie fremden Einwirkungen. Insgesamt ist die Anzahl der detektierten und in der Datenbank hinterlegten Schäden ohne Störungen im Bereich der Freileitungen äußerst hoch. Bei Betrachtung aller Freileitungen sowie Freileitungen mit einem Stahlgerüst zeigt sich ein divergierendes Alterungsverhalten. Dies könnte drauf zurückzuführen sein, dass

79 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N neuere Freileitungen eher auf freiem Gelände errichtet werden und einem weniger starken Bewuchs unterliegen (Bild 146 bis 148). Es zeigt sich auch, dass die Anzahl der Schäden ohne Störungen über feste Zeiträume ein monoton steigendes Verhalten zeigt und dann wieder auf ein niedrigeres Niveau zurückfällt. Dieses Verhalten ließe sich durch das regelmäßige Durchführen von Baumschnittmaßnahmen erklären, welche innerhalb regelmäßiger Zeitabstände durchgeführt werden Kabel Die Anzahl der Schäden ohne Störungen ist unabhängig von der Kabeltechnologie sehr gering. Dies ist grundlegend logisch, da Schäden ohne Störungen auf Grund der unterirdisch verlegten Kabel nur schwer detektierbar sind. Daher werden an dieser Stelle die Schäden ohne Störungen der Kabel vergleichsweise kurz beschrieben. Der Verlauf der Ausgleichskurve der Schadensraten der VPE Kabel (Bild 149) weist die gleiche Altersabhängigkeit in Form des Verschleißes auf, wie der Verlauf der zugehörigen Störungsraten. Wie bereits beschrieben ist dies konsistent dazu, dass ein Großteil der übermittelten Schäden der Minderung der elektrischen Eigenschaften unterliegt. Jedoch resultiert der Verlauf der Schadensrate hier hauptsächlich aus 4 Schäden ohne Störung in den Betriebsjahren 3, 32 und 35, welche ein geringes Mengengerüst besitzen und ist daher mit Vorsicht zu interpretieren. Die Anzahl von 7 Schäden ohne Störung bei den PE Kabeln ist sehr gering und eine Regressionsrechnung erscheint nicht sinnvoll (Bild 15). Papiermassekabel weisen mit 21 hinterlegten Daten die höchste Anzahl an aufgezeichneten Schäden ohne Störungen auf. Der Verlauf der Ausgleichsgeraden durch die Schadensraten zeigt eine geringe Altersabhängigkeit (Bild 151) Netzstationen Netzstationen Gebäude/Gehäuse: Bild 152 zeigt die Schadensrate an Gebäuden der Netzstationen. Insgesamt konnten 63 Schäden mit in die Auswertung einbezogen werden. Die Ausgleichskurve der Schadensraten zeigt eine deutliche Altersabhängigkeit in Form eines Verschleißverhaltens. Netzstationen Lastschalter: Die Schadensraten, Mengengerüste sowie die Ausgleichskurve der Schadensraten der Lastschalter sind in Bild 153 dargestellt. Der Großteil der Lastschalter besitzt ein Betriebsmittelalter zwischen 1 und 4 Jahren. Die Ausgleichskurve der Schadensraten zeigt überwiegend ein altersabhängiges Verschleißverhalten. Dies ist auch deckungsgleich mit der Tatsache, dass der überwiegende Anteil der übermittelten Schäden aus Materialermüdung resultiert. Ab dem 25. Betriebsjahr ist eine deutliche Steigerung der Schadensraten erkennbar. Netzstationen MS/NS-Transformatoren: Die Anzahl der Schäden ohne Störung ist mit 14 auswertbaren Ereignissen im Vergleich zu anderen Betriebsmitteln sehr gering. Die Ausgleichskurve der Schadensraten zeigt keine Altersabhängigkeit (Bild 154) Umspannwerk Umspannwerk ölarme Leistungsschalter: Die ermittelten Schadensraten sind in Bild 155 abgebildet und basieren auf einer hohen Anzahl von 43 Schäden ohne Störung. Der Verlauf der Ausgleichskurve durch die Schadensraten zeigt eine deutliche Altersabhängigkeit in Form eines verschleißähnlichen Kurvenverhaltens auf. Jedoch sind die vereinzelt auftreten-

80 Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr N den deutlichen Ausreißer auch ein Resultat der sehr geringen Mengengerüste in den jeweiligen Jahren. Umspannwerk Vakuumleistungsschalter: Im Vergleich zu den ölarmen Leistungsschaltern ist die Datenbasis zur Auswertung mit 14 Schäden ohne Störung etwas geringer. Alle Verläufe der Schadensraten sind in Bild 156 dargestellt. Die Regressionsrechnung über die Schadensraten ergibt ebenfalls eine Ausgleichskurve, welche eine Altersabhängigkeit und die für Schaltgeräte zu erwartenden Verschleißerscheinungen aufweist. Die zugehörigen Vertrauensintervalle lassen aber darauf schließen, dass diese Interpretation in diesem Fall dem vorliegenden Datenbestand geschuldet ist. Umspannwerk Trennschalter, alle Technologien: Stellenweise existieren vereinzelt sehr hohe Schadensanzahlen zwischen den Betriebsjahren 3 und 4. Dies kann daraus resultieren, dass der Zeitpunkt durch den Netzbetreiber geschätzt wurde. Die Ausgleichskurve der Schadensraten zeigt ebenfalls wie bei den Leistungsschaltern eine Altersabhängigkeit, wobei die beiden letzten Schadensraten auf einem sehr kleinen Mengengerüst basieren (siehe Bild 157). Umspannwerk HS/MS-Transformatoren: Die ermittelten Schadensraten der HS/MS- Transformatoren sind in Bild 158 dargestellt. Die Schadensraten weisen zwei aufeinanderfolgende Anstiege auf. Der Einschnitt ist hier deutlich nach ca. 45 Betriebsjahren zu erkennen und geht einher mit einer spürbaren Reduktion des Mengengerüstes. Die Anzahl der ausgewerteten Ereignisse ist mit 257 Schäden ohne Störung relativ hoch. Insbesondere von den Betriebsjahren 2 bis 4 ist eine deutliche Altersabhängigkeit der Schadensrate zu erkennen, welche auch durch die linear steigende Ausgleichskurve der Schadensrate deutlich wird.

81 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Modellierung des Einflusses eines Maßnahmenverzuges auf die Störungsraten Alle bisherigen Auswertungen unterliegen dem Einfluss der von den Netzbetreibern durchgeführten Instandhaltungszyklen. In diesem Kapitel soll ein Ansatz eingeführt werden, welcher den Einfluss einer Verzögerung der nächsten Maßnahme auf das Störungsgeschehen abbilden soll. Um dies realisieren zu können muss vorab entschieden werden, welche Schäden ohne Störung sich tendenziell zu einem Schaden mit Störung entwickeln können und wie der daraus abgeleitete Einfluss auf die Störungsraten ist (Kapitel 7.1). In Kapitel 7.2 werden die auf Basis dieses Ansatzes gewonnenen Ergebnisse vorgestellt und diskutiert, bevor abschließend in Kapitel 7.3 eine Sensitivitätsanalyse bzgl. der angenommen Kennziffern zur Entwicklungsdauer durchgeführt wird. 7.1 Abbildung eines Maßnahmenverzuges Der gewählte Ansatz basiert auf dem Gedanken, dass Schäden ohne Störung, welche bei einer Maßnahme gefunden werden, Potential beinhalten sich zu Schäden mit Störung zu entwickeln. Wie hoch die Wahrscheinlichkeit ist, dass ein Schaden ohne Störung sich zu einem Schaden mit Störung entwickelt, hängt dabei grundlegend von der ihm zur Verfügung stehenden Entwicklungsdauer und dem schadensspezifischen Ausfallverhalten ab. Durch fiktive Verzögerung der folgenden Instandhaltungsmaßnahme eines jeden Schadens ohne Störung steigt somit die Wahrscheinlichkeit eines Schadens zu Störungsüberganges. Grundlegend werden zunächst die vorhandenen Ein- und Ausgangsdaten sowie die in der Datenbank abgelegten Informationen in Kapitel vorgestellt. Abschließend wird in Kapitel die eigentliche Berechnung der aus einem möglichen Verzug der Folgemaßnahme resultierenden zusätzlichen Störungsraten vorgestellt Vorhandene Eingangs- und Ausgangsdaten Zur Ermittlung eines zusätzlichen Störungsaufkommens durch das Zulassen einer Entwicklung von Schäden ohne Störung zu Schäden mit Störung, können grundsätzlich die folgenden Informationen der Erfassungsstatistik herangezogen werden: Die bei der Ist-Instandhaltung festgestellten Schäden ohne Störung. Einschätzungen der Experten bzgl. der Entwicklungsdauer einzelner Schäden ohne Störung zu Schäden mit Störungen. Informationen über den Zeitpunkt und den Typ der nächsten geplanten Maßnahme Das Schadenspotential bzgl. der Beeinflussung der Betriebssicherheit oder Versorgungszuverlässigkeit Die zwei letztgenannten Informationen ermöglichen eine Aussage darüber, wie viele Schäden ohne Störung, in Abhängigkeit des Zeitpunktes der nächsten Maßnahme, das Potential besitzen sich zu einem Schaden mit Störung zu entwickeln. Diese Auswertungen wurden aufgrund der erweiterten Schadensstatistik ermöglicht (Kapitel 4.3). Alle Daten können jedem Schaden ohne Störung individuell zugeordnet werden, wobei eine Unterteilung der Entwicklungsdauern bereits durch das entwickelte Erfassungsschema vorgegeben wird. Die grundlegend möglichen Einteilungen werden direkt durch die Eingabemaske der Datenbank abgefragt. Diese Angaben sind in Tabelle 4 dargestellt. Jedem

82 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Schaden ohne Störung wird in den Datenbank-Tabellen eine Kennziffer zugeordnet, welche die Schaden-zu-Störung-Entwicklung beschreibt. Somit kann der Anwender zu jedem eingetragenen Schaden eine Abschätzung über dessen Entwicklung vornehmen. Bei Verwendung dieser Daten in einem Modell handelt es sich somit um einen heuristischen Ansatz. Tabelle 4: Zeitintervalle der Schaden zu Störung-Entwicklung Kennziffer Bedeutung Festgelegte Entwicklungsdauern Sofortige Störung Niemals 1 <1 Woche Niemals 2 1 Woche 1 Monat Niemals Monate Niemals Monate 1 Jahr Jahre 1 3 Jahre 6 >3 Jahre 3 x Jahre 7 Niemals Niemals Aufgrund der jährlichen Erfassung und Auswertung der Mengengerüste und der Schadensdaten stellt sich die Frage nach dem Umgang mit möglichen Entwicklungsdauern unterhalb eines Jahres. Im Folgend wird angenommen, dass wenn ein Schaden ohne Störung sich innerhalb der ersten 6 Monate (Kennziffern bis 3) zu einem Schaden mit Störung entwickelt, der Endzeitpunkt der Entwicklung in dem Jahr der Feststellung liegt. Diesen Schäden wird unterstellt, dass sie im Netzbetrieb direkt nach dem Befund behoben würden auf Grund ihrer sehr kurzen Entwicklungsdauer und den daraus resultierenden direkten Auswirkungen auf die Netzzuverlässigkeit. Ist die Entwicklungsdauer 6 bis 12 Monate (Kennziffer 4) wird unterstellt, dass sich ein Schaden ohne Störung im Folgejahr zu einem Schaden mit Störung entwickelt. Des Weiteren ist für Schäden mit einer Entwicklungsdauer von mehr als 3 Jahren (Kennziffer 6) kein Endzeitpunkt der Entwicklung angegeben. Dieser wird in den folgenden Untersuchungen zunächst mittels einer Worst-Case Abschätzung auf 3 Jahre gelegt und in Kapitel 6.3 zwischen 5, 8 und 1 Jahren variiert. Schäden ohne Störung, welche sich nach Expertenangaben niemals zu einem Schaden mit Störung entwickeln (Kennziffer 7), werden nicht in die Modellierung einbezogen. Innerhalb des Ansatzes werden ebenfalls nur Schäden ohne Störung berücksichtigt, welche ein gewisses Schadenspotential besitzen. Allen Schäden ohne Störung, deren Entwicklung zu einem sicherheitsrelevanten Ausfall führen würden, werden ebenfalls nicht in die Betrachtung mit eingeschlossen, da auch hier von einer direkten Behebung durch den jeweiligen Netzbetreiber ausgegangen wird. Die aus diesen Einschränkungen resultierende Anzahl potentieller Schäden ohne Störungen, welche sich zu Schäden mit Störungen entwickeln können ist in Tabelle 5 für jedes der Betriebsmittel dargestellt.

83 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Tabelle 5: Entwickelbare Schäden ohne Störung Entwicklungsdauer Jahr der Feststellung 1 Jahr 1-3 Jahre >3 Jahre Anzahl Störungen bei IST-IH Freileitungen Alle Masttypen Holzmasten Betonmasten Stahlmasten Kabel Alle Technologien Papiermassekabel PE Kabel 249 VPE Kabel 214 Netzstationen Gebäude Lastschalter MS/NS - Transformatoren 7 Umspannwerke HS/MS - Transformatoren Leistungsschalter - Ölarm Leistungsschalter - Vakuum Trennschalter - Alle Technologien Trennschalter - Handantrieb Trennschalter - Motorantrieb 3 5 Trennschalter - Druckluft Generierung von Zusatzstörungsraten durch eine mögliche Schadens-zu- Störungsentwicklung Die typischerweise in der Literatur vorgestellten Modelle (z.b. in [2,22,23]) zur Entwicklung von Schäden ohne zu Schäden mit Störungen basieren zumeist auf wahrscheinlichkeitstheoretischen Ansätzen, welche den Übergang eines Schadens zu einer Störung beschreiben. Dabei wird vorausgesetzt, dass im Laufe eines definierten Zeitintervalls mit einer spezifischen Übergangswahrscheinlichkeit sich Schäden zu Störungen entwickeln können. In [2] wird zur Parametrierung des Modellansatzes Wissen aus betriebsmittelspezifischen Wartungsprotokollen verwendet, welche in digitalisierter Form das Schadensaufkommen eines jeden einzelnen Betriebsmittels über seine gesamte Lebensdauer abbilden. Unter Anwendung von durch Experten spezifizierte Verteilungsfunktionen kann somit eine Übergangswahrscheinlichkeit, ein Erwartungswert der zusätzlichen Störungsraten und ein Übergangszeitpunkt für bis zu 68 verschiedene Schadenstypen eines Leistungsschalters berechnet werden. Fehlende Informationen zu den Schäden werden auf Basis der Protokolle synthetisch generiert, somit ist eine über die gesamte Lebensdauer der Betriebsmittel erzeugte Zusatzstörungsrate berechenbar. Es wird an dieser Stelle bei der vorliegenden Datengrundlage ein vereinfachter Ansatz des Modells implementiert. Wie in Kapitel beschrieben erlaubt das Erfassungsschema grundsätzlich zu jedem aufgezeichneten Schaden ohne Störung eine Entwicklungsdauer der Schäden zu Störungen mit anzugeben. Zunächst wird ein Worst Case-Szenario bzgl. der

84 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N nicht spezifizierten Entwicklungsdauern von mehr als einem Jahr unterstellt. In diesem Fall wird das Ende der Entwicklungsdauer auf den frühestmöglichen Zeitpunkt gelegt. Bei dieser Vorgehensweise entstehen somit keine Zeitintervalle einer Schaden-zu-Störung-Entwicklung für die Kennziffern 5 und 6. Tabelle 6: Schaden zu Störung-Entwicklung im Worst-Case Fall Kennziffer Bedeutung Festgelegte Entwicklungsdauern Jahre 1 Jahr 6 >3 Jahre 3 Jahre Dies wird durchgeführt, da auf Basis der Daten die technologiespezifischen Verteilungsfunktionen bzgl. der Schadens- zu Störungsentwicklung nicht bekannt sind. Ob sich ein Schaden ohne Störung zu einem Schaden mit Störung entwickelt, hängt somit vorerst nur von den jeweiligen IH-Zyklen bzw. dem Zeitpunkt der nächsten geplanten Maßnahme ab. Liegt der diskrete Endzeitpunkt der Schaden-zu-Störungsentwicklung vor der nächsten Maßnahme so entwickelt sich der Schaden zu einer Störung (siehe Bild 47). Die nächste Maßnahme ist für jeden Schaden ohne Störung individuell angegeben und kann daher auch fiktiv um ein, zwei, fünf oder zehn Jahre verzögert werden. Dies ist gleichzusetzen mit der Erhöhung der Wahrscheinlichkeit, dass ein Schaden ohne Störung sich zu einem Schaden mit Störung entwickeln kann. Nächste IH (geplant) Nächste IH (3a Verzug) Schaden ohne Störung Schaden mit Störung Entwicklungsdauer Zeit [a] Bild 47: Modellierung der Schaden zu Störung-Entwicklung ohne Verteilungsfunktion (Worst Case-Szenario) Auf Basis dieser Annahmen kann somit für jeden entwickelbaren Schaden untersucht werden, ob er sich bis zur nächsten geplanten Maßnahme zu einer Störungen entwickeln kann und in welchem Betriebsmittelalter dieser Übergang theoretisch stattfindet. Unter der Annahme, dass sich das Mengengerüst zwischen dem Jahr des Befundes M t,befund und dem Jahr t der Schadensentstehung nicht verändert, lässt sich für jeden so neu entstandenen Schaden mit Störung i eine Zusatzstörungsrate ermitteln: h i,t = Schaden i mit Übergang im Jahr t M t,befund (7.1) An einer Gewichtung mit dem Mengengerüst des jeweiligen Jahres wird an dieser Stelle weiterhin festgehalten, da somit auch hier die vorhandenen Unsicherheiten bei geringen Mengengerüsten in den ermittelten Störungsraten berücksichtigt werden und die Höhe der

85 Störungsrate [1/(km*a)] Störungsrate [1/(km*a)] Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Störungsraten mit den in Kapitel 6.2 ermittelten Störungsraten bei Ist-Instandhaltung vergleichbar bleiben. Durch Aufsummieren aller so erzeugten Störungsraten in jedem Betriebsmittelalter ergibt sich eine altersabhängige Zusatzstörungsrate: h t = x h i,t i=1 (7.2) Mittels der Regressionsrechnung kann wiederum eine Ausgleichskurve für die neu entwickelten Störungsraten ermittelt werden. Auch hier muss ebenfalls (vgl. Kapitel 6) eine Worst-Case Annahme bzgl. fehlender Daten angesetzt werden. Es wird, wie bei der Ermittlung der Störungsraten bei Ist-Instandhaltung, die Funktion in die fehlenden Bereiche interpoliert. Die Gesamtstörungsrate unter Einfluss der Verzögerung der nächsten Maßnahme ergibt sich abschließend durch Addition der beiden Ausgleichskurven der Grundstörungsrate bei Ist-Instandhaltung und der Zusatzstörungsrate. Eine Addition der beiden Ausgleichskurven erscheint sinnvoller, als die direkte Addition der Störungsraten vor Regression. Letzter Ansatz würde ggf. zu einer Füllung der bisherigen Datenlücken führen und eine anschließende Regressionsrechnung würde somit die hinzugekommen Störungen falsch abbilden. Beispielhaft ist das Vorgehen am Betriebsmittel Freileitungen mit Typunterscheidung Holzmast in Bild 48 dargestellt. Störungrate Ausgleichskurve Freileitungen - Holzmasten, Verzug um 999 a a.5.4 Störungsrate Gesamtrate Grundrate Zusatzrate Störungrate Ausgleichskurve Freileitungen - Holzmasten, Verzug um 5 a Störungsrate Gesamtrate Grundrate Zusatzrate Bild 48: Gesamtstörungsrate der Freileitungen Holzmasten bei Ist-Instandhaltung (links), Zusatzstörungen bei Verzug der Folgemaßnahme um 5a (rechts)

86 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Es bleibt zu beachten, dass auch ohne Verzögerung der aktuellen Instandhaltungszyklen sich bereits Schäden zu Störungen entwickeln können. Dies ist ein Resultat der Annahme, dass Schäden ohne Störung immer mit der nächsten Maßnahme behoben werden. Somit existieren in der Datengrundlage ggf. auch Schäden denen bereist ohne Verzögerung der nächsten Maßnahme genügend Zeit zur Entwicklung bleibt. Daher wird bei der Ergebnisauswertung im folgenden Kapitel auch immer eine mögliche Zusatzstörungsrate bei null Jahren Verzug berechnet. 7.2 Ergebnisse Grundlegend hängt auch hier der Erfolg des Modellansatzes von der zur Verfügung stehenden Datenbasis ab. Bei Betrachtung der für eine Entwicklung zur Verfügung stehenden Datengrundlage aus Tabelle 5, zeigt sich für die Freileitungstechnologie ein sehr hoher Anteil an Schäden ohne Störungen mit einer Entwicklungsdauer im Jahr der Feststellung. Diese werden auf Grund der jährlichen Erfassung der Schadensdaten und Mengengerüste nicht berücksichtigt, da nur die Schäden mit einer Entwicklungsdauer größer oder gleich einem Jahr betrachtet werden. Des Weiteren bietet die Datengrundlage bei allen Kabeltechnologien, sowie den MS/NS-Transformatoren, den Vakuumleistungsschaltern sowie den Trennschaltern mit Handantrieb und Motorantrieb nur eine sehr geringe Möglichkeit den obigen Modellansatz zu analysieren. Diese werden daher in der folgenden Untersuchung nicht betrachtet. Alle Kurvenverläufe können den Bildern 159 bis 165 im Anhang A.9 entnommen werden Freileitungen Holzmasten Bild 159 bildet die jeweiligen Verläufe der Ausgleichsgeraden der Gesamtstörungsraten bei Variation der Instandhaltungszyklen für die Freileitungen mit Holzmasten ab. An dieser Stelle soll die Entstehung der Kurvenverläufe intensiver erläutert werden. In Bild 49 oben sind alle sich ergebenen Gesamtstörungsraten bei Variation der Instandhaltungszyklen dargestellt. Es zeigt sich, dass bereits die reine Annahme, dass Schaden sich zu Störungen entwickeln können auch ohne Verzögerung der nächsten Maßnahme zu einem zusätzlichen Störungsaufkommen führt. Die sich so ergebene Gesamtstörungsrate ist um ca.,1 Störungen/a höher als bei Ist-Instandhaltung. Jede weitere Verzögerung der nächsten Instandhaltung führt zu einer Erhöhung der Anzahl entwickelter Schäden. Auf Grund der getätigten Annahme einer frühestmöglichen Entwicklung von Schäden zu Störungen sind die Kurvenverläufe bei 5a und 1a Entwicklungsdauer deckungsgleich. Generell zeigt sich, dass die Anwendung einer Schadens- zu Störungsentwicklung zu keiner signifikanten Veränderung des Kurvenverlaufes bzw. Alterungsverhaltens bei den Holzmasten geführt hat, sondern im Allgemeinen eine Verschiebung der Kurve in Abhängigkeit der Verzögerung der Instandhaltung hervorruft. Jedoch existieren auch Kurvenverläufe, welche kein konsistentes Verhalten über den gesamten Betrachtungszeitraum aufweisen. Dies ist ein Resultat der zur Verfügung stehenden Datengrundlage zur Ermittlung der Ausgleichskurven der Zusatzstörungsraten mittels Regressionsrechnung. Am Beispiel der Holzmasten ist dies insbesondere bei Betrachtung der drei Gesamtstörungsraten ohne, und mit 5a Verzögerung zu sehen. So liegt beispielsweise die Gesamtstörungsrate bei einer Verzögerung der nächsten Instandhaltungsmaßnahme um 5a in den ersten Betriebsjahren unterhalb der Kurve ohne Verzögerung der Instandhaltung. Dieses Verhalten ist ein Resultat der unterschiedlichen Ausgleichskurven der Zusatzstörungsraten, wie der Vergleich bei Verzug um 5a mit dem ohne Verzug zeigt (Bild 49 oben und Mitte). Aus den nicht identischen Verläufen der Ausgleichskurven durch die Zusatzstörungsraten resultieren auch die unterschiedlichen Verläufe der Ausgleichskurven der Gesamtstörungsraten.

87 Störungsrate [1/(km*a)] Störungsrate [1/(km*a)] Störungsrate [1/(km*a)] Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Freileitungen - Holzmasten, Störungsraten inkl. Maßnahmenverzögerung Ist-IH Ohne 1a 2a 5a 1a Störungrate Ausgleichskurve Freileitungen - Holzmasten, Verzug um a Störungsrate Gesamtrate Grundrate Zusatzrate Störungrate Ausgleichskurve Freileitungen - Holzmasten, Verzug um 2 a Störungsrate Gesamtrate Grundrate Zusatzrate Bild 49: Störungsrate Freileitungen Holzmasten bei Ist-Instandhaltung (Mitte), Gesamtstörungsrate bei Verzug der IH-Zyklen um 2a (unten)

88 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Netzstationen Netzstationen Gebäude/Gehäuse: Bei den Gebäuden ist der Zuwachs an Schäden mit Störungen durch die Entwicklung am drastischsten. Es existieren bis zu 184 entwickelbare Schäden. Dies macht sich sehr deutlich in den Störungsraten bei Verzögerung der Maßnahmen. Bereits die reine Möglichkeit einer Störungsentwicklung führt zu einem stark altersabhängigen Kurvenverlauf der Gesamtstörungsrate. Die Verläufe weisen alle nun deutliche Verschleißerscheinungen auf (Bild 16). Jedoch zeigt sich hier auch ein Nachteil des angewendeten Ansatzes. Die Verläufe weisen insbesondere nach dem 5. Betriebsjahr keine Konsistenz mehr auf. Trotz steigender Anzahl neuentwickelter Störungen, weisen die Ausgleichskurven mit steigender Verzögerung der Folgemaßnahme ein geringeres Störungsaufkommen aus. Dies resultiert daraus, dass mit zunehmender Entwicklungsdauer sich zwar mehr Schäden zu Störungen entwickeln können, diese sich jedoch tendenziell in den zuvor unbekannten Bereichen des hohen Betriebsmittelalters entwickeln. Die so neu hinzugewonnenen Informationen bzgl. der Störungsraten im hohen Betriebsmittelalter führen in der Regressionsrechnung zu veränderten Kurvenverläufen in der Regressionsrechnung ab dem 5ten Lebensjahr. Netzstationen Lastschalter: Alle in Bild 161 dargestellten Ausgleichskurven bei Variation der Maßnahmenzyklen weisen die gleiche Altersabhängigkeit wie bei Ist-Instandhaltung auf. Die Störungsrate erhöht sich durch eine Entwicklungsmöglichkeit der Schäden jedoch um ca.,1 Störungen/a. Fast alle zusätzlichen Schäden mit Störung werden bereits bei einer Entwicklung ohne Verzug generiert Umspannwerk Umspannwerk Leistungsschalter: Die generierten Verläufe der Ausgleichskurven in Abhängigkeit der Maßnahmenverzögerung bei den ölarmen Leistungsschaltern sind in Bild 162 dargestellt. Insgesamt sind bei einem Verzug der Instandhaltungsmaßnahmen um mehr als 1a bis zu 13 Schäden mit Störungen zusätzlich generiert. Dies entspricht einer Verdreifachung der Gesamtanzahl an Schäden mit Störungen und spiegelt sich auch in den Verläufen der Gesamtstörungsrate in Abhängigkeit der gewählten Maßnahmenverzögerung wieder. Mit zunehmender Maßnahmenverzögerung weisen die Zusatzstörungen eine zunehmende Altersabhängigkeit auf, wie sich an den veränderten Kurvenverläufen ablesen lässt. Umspannwerk Trennschalter: Der Hauptanteil der neuentwickelten Schäden existiert bei den Trennschaltern in der Druckluft Technologie. Hier können sich durch Maßnahmenverzug bis zu 71 Schäden ohne Störung zu Schäden mit Störung entwickeln. Dies entspricht ca. einer Verdreifachung der Gesamtanzahl der Schäden mit Störung, wobei ein wesentlicher Teil der Schäden sich ohne Maßnahmenverzug entwickelt (vgl. Bild 163). Alle Verläufe weisen nach einer Schadensentwicklung ein deutlich alterungsabhängiges Verhalten auf. Umspannwerk HS/MS-Transformatoren: Die HS/MS-Transformatoren weisen die größte Abhängigkeit von den gewählten Instandhaltungszyklen auf. Alle Verläufe sind durchweg konsistent. Insbesondere die Verlängerung der Ist Instandhaltungszyklen um mehr als 2 Jahre führt zu signifikanten Erhöhungen der Störungsraten in den späten Betriebsjahren. Dies führt bereits im 4. Betriebsjahr zu einer nahezu Verfünffachung der Gesamtstörungsrate (vgl. Bild 164). Diese deutlichen Einflüsse auf die Störungsraten durch Verzögerungen der Instandhaltungszyklen sind in Anbetracht der Vielzahl an Bauteilen eines Leistungstransformators, welche einer Alterung unterliegen können, auch denkbar.

89 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Sensitivitätsanalyse und Modellerweiterungen Im Folgenden soll der Ansatz bzgl. der maximalen Entwicklungsdauern sowie dem nicht bekannten Verhalten eines Schadens zu Störungsüberganges innerhalb möglicher Entwicklungsintervalle hin untersucht werden. Dies soll mit einer Sensitivitätsanalyse bzgl. der getroffenen Annahmen durchgeführt werden. Dabei wird sowohl das Zulassen von Entwicklungsintervallen, als auch der Einfluss der festgelegten maximalen Entwicklungsdauer von 5a für Schäden ohne Störung und einer Entwicklungsdauer von mehr als 3a untersucht. Die Vorgehensweise wird in Kapitel erläutert. Desweiteren wird ein möglicher Alterungseffekt mit in das Modell integriert. Die Ergebnisse der Sensitivitätsanalysen und der Modellerweiterung werden abschließend beispielhaft an der Komponente HS/MS-Transformator diskutiert (Kapitel 7.3.2). Diese Komponente wird gewählt, da sie die meisten Schäden ohne Störung enthält, welche eine Entwicklungsdauer von mehr als einem Jahr aufweisen und somit auch der größtmöglichen Beeinflussung der bisherigen Annahmen unterliegt Variation des zeitlichen Entwicklungsverhaltens von Schäden zu Störungen Bei der Wahl von Intervallen bzgl. der Entwicklungsdauer der Schäden zu Störungen ist bisher ungewiss wann genau der Endzeitpunkt der Entwicklung innerhalb des Intervalls vorliegt. Aus diesem Grund wurde bisher die Worst-Case Annahme der minimalen Entwicklungsdauer getroffen. Diese Annahme wird nun aufgehoben und dadurch ersetzt, dass das Eintreten eines Schadens mit Störung innerhalb des Entwicklungsintervalls abhängig ist von einer Eintrittswahrscheinlichkeit einer Schaden-zu-Störungsentwicklung. Es wird für das entsprechende Übergangsjahr eine gleichverteilte Zufallszahl ermittelt. Somit wird unterstellt, dass alle Zeitpunkte innerhalb des Intervalls für ein Übergang des Schadens ohne Störung zu einem Schaden mit Störung gleichwahrscheinlich sind. Die Endzeitpunkte des Entwicklungsintervalls werden zwischen 5a, 8a und 1a variiert. Des Weiteren kann ein Alterungseffekt in der Modellierung berücksichtigt werden. Es wird versucht damit abzubilden, dass sich mit steigendem Betriebsmittelalter Schäden ohne Störung schneller zu Schäden mit Störung entwickeln und somit die Wahrscheinlichkeit einer Entwicklung mit steigendem Betriebsmittelalter zunimmt. Diese Annahme ist auf die Alterung der Betriebsmittel zurückzuführen. In [21] wird Alterung definiert, als eine nicht umkehrbare, schädliche Änderung der Betriebsfähigkeit von Isoliersystemen. Solche Änderungen sind durch eine mit der Zeit anwachsenden Fehlerhäufigkeit gekennzeichnet. Somit umfasst der Begriff Alterung alle irreversiblen Änderungen, welche an Teilen eines Betriebsmittels entstehen und zu einer Minderung der elektrischen oder mechanischen Festigkeit führen. Als Beispiel solcher Änderungen wird der Abbau der Zellulose in einer Öl-Papier-Isolierung aufgeführt. Mit dem Abbau der Zellulose geht eine Verschlechterung des Feststoffes einher, welche durch die Entfernung der Abbauprodukte nicht mehr beseitigt werden kann. Ähnlich ist es mit den mechanischen Abnutzungen, welche an den bewegten Teilen eines Betriebsmittels entstehen, die durch die IH nicht mehr rückgängig gemacht werden können [21]. Im schlimmsten Fall ist davon auszugehen, dass alle Betriebsstoffe einer elektrischen Komponente Alterung erfahren und somit einen mit steigendem Betriebsalter schlechter werdenden Zustand aufweisen. Aus diesem Grund wird in die Modellierung der Schaden zu Störung-Entwicklung ein Alterungseffekt einbezogen. Basierend auf [19] wird mit steigendem Betriebsmittelalter eine prozentuelle Kürzung des Endpunkts der Schaden zu Störung-Entwicklung erfolgen. Die in [19] hergeleitete Gleichung für die Ermittlung des neuen Endzeitpunktes der Schaden- zu Störungsentwicklung basiert auf den bekannten und für alle betrachteten Betriebsmittel

90 Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N gleichen IH-Zyklen. Da in diesem Projekt die Betriebsmittel keine einheitliche IH-Strategie aufweisen, ist aus diesem Grund eine Anpassung der Vorgehensweise nötig. Für die Abbildung des Alterungseffekts werden folgende Annahmen getroffen [19]: Zum Ende des Berechnungszeitraums erfolgt eine Kürzung der Schaden zu Störungsentwicklungsdauer um 5 %. Die Kürzung erfolgt ganzzahlig und linear mit dem steigenden Betriebsmittelalter. In [19] werden die Alterungsfaktoren nach dem Jahr der IH-Maßnahmen ausgerichtet. In dieser Arbeit werden sie dagegen an das Alter des Betriebsmittels gebunden. Bild 5 zeigt beispielhaft die Alterungsfaktoren für eine Betriebsmittelklasse, welche im 5. Betriebsjahr das Ende des Berechnungszeitraums erreicht. Im 5. Betriebsjahr beträgt der Alterungsfaktor k a (t) =,5. Die restlichen Alterungsfaktoren resultieren aus dieser Annahme. Beispielhaft entspricht somit der Alterungsfaktor der Schäden ohne Störung im Zeitraum von dem 2. Betriebsjahr bis zu dem 3. Betriebsjahr einem Wert von k a (t) =,8. Der daraus resultierende neue Endzeitpunkt der Schaden- zu Störungsentwicklung wird nach folgender Formel berechnet: c t = c k a t (7.3) Bild 5: Alterungsfaktoren für Schadensbefunde einer Betriebsmittelklasse Ergebnisse Die Modellerweiterungen haben insbesondere einen Einfluss auf Schäden ohne Störungen, welche eine Entwicklungsdauer von mehreren Jahren vorweisen. Daher werden die Ergebnisse im Folgenden an den Komponente HS/MS-Transformator diskutiert. Diese wird gewählt da sie die meisten Schäden ohne Störung enthält, welche eine relativ hohe Anzahl an Daten mit einer großen Zeitspanne der Entwicklungsdauer aufweisen (vgl. Tabelle 5). Zunächst wird am Beispiel der HS/MS-Transformatoren der Einfluss unterschiedlicher maximaler Entwicklungsdauern diskutiert. Dabei wird in beiden Fällen eine gleichverteilte Eintrittswahrscheinlichkeit über den Entwicklungszeitraum angenommen. In Bild 51 sind die Gesamtstörungsraten in Abhängigkeit des jeweiligen Instandhaltungsverzuges dargestellt. Einmal unter der Annahme einer maximalen Entwicklungsdauer von 5a (oben) und ein anderes Mal von 1a (unten). Wie erwartet hat die Wahl der maximalen Entwicklungsdauer einen Einfluss auf den Kurvenverlauf, da sich mit zunehmender Dauer die Schäden erst in späteren Betriebsmittelalter entwickeln. Dieses Verhalten spiegeln alle Kurven unabhängig von der Verzögerungsdauer wieder.

91 Störungsrate 1/a] Störungsrate 1/a] Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N HS/MS Transformatoren, Störungsraten (max. Entwicklungsdauer 5a) Ist-IH Ohne 1a 2a 5a 1a HS/MS Transformatoren, Störungsraten (max. Entwicklungsdauer 1a).35.3 Ist-IH Ohne 1a 2a 5a 1a Bild 51: Gesamtstörungsraten bei 5a (oben) und 1a (unten) maximaler Entwicklungsdauer und Verzögerung der Maßnahmen

92 Störungsrate 1/a] Modellierung des Einflusses AiF-Vorhaben-Nr N Im Folgenden wird die nächste geplante Maßnahme um 5a verzögert. In Bild 52 sind die Verläufe der unterschiedlichen Ausgleichskurven für die entstehenden Störungsraten der HS/MS-Transformatoren in Abhängigkeit der gewählten Modellansätze zu sehen. Es zeigt sich, dass sich mit zunehmender Entwicklungsdauer weniger Schäden entwickeln. Dieses Verhalten ist Konsequent auf Grund der nur um 5a verzögerten Folgemaßnahme. Die Anwendung eines Alterungsfaktors führt zu einer Abschwächung der Steigung in den späteren Betriebsjahren. Dieser Effekt beruht auf der Tatsache, dass die Entwicklungsdauer in den Endjahren durch die Alterung gekürzt wurde. Störungrate Ausgleichskurve UWSST - HS/MS Transformatoren, Störungsraten (bei 5a Maßnahmenverzug).35 5a Ent. 8a Ent..3 1a Ent. 1a Ent. + Alterung Bild 52: Einfluss der Annahmen auf die Gesamtstörungsrate am Beispiel der HS/MS-Transformatoren bei 5a Maßnahmenverzug Es zeigt sich, dass die Ergebnisse bei entsprechend vorliegender Datengrundlage ein logisches Verhalten aufweisen. Jedoch macht die stellenweise geringe Anzahl vorliegender Schäden mit Störungen vor und nach der Entwicklung, eine Anwendung und abschließende Analyse dieses Ansatzes nur schwer möglich und beinhaltet statistische Unsicherheiten. Zur Analyse und Berücksichtigung dieser Aspekte wäre jedoch ein erhöhtes Störungsaufkommen notwendig.

93 Zuverlässigkeitsberechnungen AiF-Vorhaben-Nr N Zuverlässigkeitsberechnungen 8.1 Prinzipielles Vorgehen zur Ableitung der Eingangsdaten Mit Hilfe von Zuverlässigkeitsberechnungen können die Auswirkungen von Alterung und Instandhaltung der Komponenten auf das Verhalten des Netzes nachgebildet werden. Dabei werden spezielle Ausfallmodelle zur probabilistischen Zuverlässigkeitsberechnung verwendet, auf welche das in diesem Projekt verwendete Zuverlässigkeitsprogramm RAMSES [17] zurückgreift: Einfachausfall mit Schutzauslösung (EAS): Einfachausfall mit Ausschaltung durch Schutzeinrichtungen. Unverzögerte Handausschaltung (UHA): Einfachausfall mit Ausschaltung von Hand. Verzögerte Handausschaltung (VHA): Einfachausfall mit Ausschaltung von Hand. Hier steht, im Gegensatz zur unverzögerten Handausschaltung, eine längere aber auf übliche Dauern beschränkte Zeitspanne zu Verfügung. Aus dem Bild 12 (Kapitel 4.3.1) war die Störungsbeschreibung im Erfassungsschema zu erkennen. Dieser Punkt wurde neu in das Erfassungsschema aufgenommen, um die Möglichkeit einer direkten Zuordnung der Ereignisse zu dem jeweiligen Ausfallmodell herzustellen. Dadurch konnten die einzelnenn Netzbetreiber direkt bei der Beschreibung der Störung die notwendigen Angaben, welche für die spätere Zuverlässigkeitsberechnung von Bedeutung sind, vornehmen. Die aus dem Projekt berechneten Schadensraten werden auf die einzelnen Ausfallmodelle aufgeteilt. Hierbei werden nur Schäden mit Störung als Eingangsdaten verwendet (siehe Anhang A.1). Zusätzlich sind die einzelnen Aus-Dauern ermittelt worden (Tabelle 13). Des Weiteren werden altersunabhängige Raten für Störungen, die nicht mit einem Schaden verbunden sind, aus der FNN- Statistik ermittelt [25]. Bei den Zuverlässigkeitsberechnungen wurde nicht berücksichtigt, dass zur Begrenzung der Unterbrechungsdauer der Kunden bei Störungen auf Stichleitungen ein Aggregat zum Einsatz kommen kann, was die Zeit bis zur Wiederversorgung in der Regel auf 3 bis 4 Stunden begrenzt. 8.2 Beschreibung der verwendeten Modellnetze Es wurden zwei Modellnetze von zwei beteiligten Netzbetreibern zur Verfügung gestellt, für welche die Zuverlässigkeitsberechnung beispielhaft erfolgt. Dabei erfolgt die Unterteilung in die Topologie eines städtischen und ein ländliches Netzes. Städtisches Netz - Zentrale Umspannanlage (Doppel-Sammelschiene) - HS/MS-Transformatoren - Stationen - Kabel - Netzkonfiguration offene Ringe - Sternpunkbehandlung Erdschlusskompensation

94 Zuverlässigkeitsberechnungen AiF-Vorhaben-Nr N Ländliches Netz - Zentrale Umspannanlage (Doppel-Sammelschiene) - HS/MS-Transformatoren - Stationen - Freileitung - Kabel - Netzkonfiguration offene Ringe mit Stichen - Sternpunkbehandlung Erdschlusskompensation Die Unterbrechungshäufigkeit und die Nichtverfügbarkeit wurden für die einzelnen Kunden des Netzes ausgewertet. Für die Kunden erfolgt die Darstellung der Unterbrechungshäufigkeit und der Nichtverfügbarkeit als Mittelwert über einen Prognosezeitraum von 15 Jahren. Bei den nachfolgenden Auswertungen wurden drei verschiedene Strategien, welche rein beispielhaft ausgewählt wurden, fokussiert: Erneuerung nach 3 Jahren Erneuerung nach 4 Jahren Erneuerung nach 5 Jahren Hierbei werden die Auswirkungen der verschiedenen Erneuerungsstrategien miteinander verglichen. Der Einfluss resultiert aus der unterschiedlichen Alterungsstruktur der Betriebsmittel. Bei dieser Vorgehensweise gibt es folgende Punkte zu berücksichtigen: Papiermassekabel und PE- Kabel werden beim Erreichen der vorgegeben Erneuerungszyklen durch ein VPE- Kabel ersetzt. Betriebsmittel, welche beim Beginn der Zuverlässigkeitsrechnung ein über dem Erneuerungszyklus befindliches Alter aufweisen, werden im nächsten Schritt dem tatsächlichen Zyklusalter angepasst. D.h. für Betriebsmittel, welche z.b. das Alter von 38 Betriebsjahren im Mengengerüst (Basis) des Netzes aufweisen, wird bei einem Erneuerungszyklus von 3 Jahren im nächsten Schritt (Prognosezeit von einem Jahr) das Alter auf 8 Jahre, bei ggf. neuer Technologie, gesetzt. Dadurch wird ein radikaler Schnitt des Mengengerüsts am Anfang der Berechnung verhindert und es wird eine kontinuierliche Erneuerung gemäß einem bestimmten Zyklus realistisch nachgebildet.

95 Zuverlässigkeitsberechnungen AiF-Vorhaben-Nr N Ergebnisse für das Stadtnetz Erneuerung der Betriebsmittel nach 3 Jahren Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 3 Jahren komplett erneuert. In den Bildern 53 und 54 ist am Anfang eine etwas höhere Unterbrechungshäufigkeit und Nichtverfügbarkeit zu erkennen. Danach sinken die Werte bei beiden Darstellungen. Hierbei ist der Einfluss der Erneuerungsstrategie von 3 Jahren in den einzelnen Abschnitten (im ersten Jahr und im dritten Jahr) zu erkennen. Die weiteren Erneuerungszyklen sind in den Bildern vereinzelt zu erkennen. Die Werte der Nichtverfügbarkeit, bei der Darstellung von allen Erneuerungsstrategien, sind aufgerundet. Bei dieser Erneuerungsstrategie bleibt festzuhalten, dass sich die Ausfallhäufigkeit und die Nichtverfügbarkeit auf einen bestimmten Wert stabilisieren. Bild 53: Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 3 Jahren Bild 54: Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 3 Jahren

96 Zuverlässigkeitsberechnungen AiF-Vorhaben-Nr N Erneuerung der Betriebsmittel nach 4 Jahren Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 4 Jahren komplett erneuert. In den Bildern 55 und 56 ist der Einfluss der Erneuerungszyklen ebenfalls zu erkennen. Die Werte sinken nach einer Prognosezeit von bis 4 Jahren etwas ab. Im weiteren Verlauf variieren die Werte in einem relativ kleinen Intervall, was auf die kontinuierliche Erneuerung der Betriebsmittel, bei Erreichen von einem Erneuerungszyklus bedingt durch die Altersstruktur des Netzes, zurückzuführen ist. Nach 12 Jahren macht sich wieder der Erneuerungszyklus stärker bemerkbar. Danach erfahren die Werte wieder einen relativ leichten Anstieg. In Vergleich zu der 3-jährigen Erneuerungsstrategie ist zu erkennen, dass sich die Werte relativ langsam ändern, was auf die verlängerten Erneuerungszyklen zurückzuführen ist. Bild 55: Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 4 Jahren Bild 56: Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 4 Jahren

97 Zuverlässigkeitsberechnungen AiF-Vorhaben-Nr N Erneuerung der Betriebsmittel nach 5 Jahren Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 5 Jahren komplett erneuert und die kontinuierliche Steigung der Ausfallhäufigkeit ist bis in das 12. Jahr zu erkennen, da die Alterungskurve einiger Kabeltypen mit dem Alter stärker zunimmt. Der Erneuerungszyklus ist hier im 13. Jahr der Prognosezeit erstmals zu erkennen und wirkt sich im 15. Jahr stärker aus. Hier wirken sich die Alterungseffekte der Betriebsmittel stärker auf die Ausfallhäufigkeit und Nichtverfügbarkeit aus, welche erst in einer relativ fortgeschrittenen Prognosezeit durch einen Erneuerungszyklus wieder gesenkt werden. Bild 57: Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 5 Jahren Bild 58: Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 5 Jahren