Technische und wirtschaftliche Aspekte des Stromleitungsbaus Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann

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1 Technische und wirtschaftliche Aspekte des Stromleitungsbaus Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik Fachgebiet Elektrische Energieversorgung

2 Einleitung neue Übertragungs- und Verteilungsaufgaben für die Netzbetreiber Ausbau der Übertragungsnetze ist notwendig und unumstritten z.b.: dena-studien: 850 bzw km neue HöS-Leitungen bis 2015/20 Netzentwicklungsplan Verstärkung der Haupttransportwege Ausbau der Kuppelleitungskapazitäten Ausbau / Umstrukturierung der Verteilungsnetze Kabel oder Freileitung (oder Gasisolierte Übertragungsleitung (GIL)) technische und betriebliche Eigenschaften wirtschaftliche Gesichtspunkte Umweltverträglichkeit Akzeptanz 2

3 HöS-Netzausbau mit HDÜ und HGÜ Hochspannungs- Drehstrom-Übertragung (HDÜ) Hochspannungs- Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) 50 Hz LCC HGÜ VSC HGÜ Freileitung Kabel GIL Freileitung GIL Kabel Teilverkabelung Teilverkabelung Mantelrohr Al-Legierung HDÜ-Freileitungen dominierend im vermaschten UCTE-Verbundsystem HöS-Netzausbau mit HDÜ-Kabeln und GIL ist technisches Neuland LCC HGÜ dominierend als Punkt-zu-Punkt-Verbindung Stützisolatoren (Grenzen der HDÜ) Quelle: Nexans Netzausbau im HöS-Drehstromnetz mit HGÜ ist technisches Neuland GIL = Gasisolierte Übertragungsleitung Aluminiumleiter 3

4 Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen einfache, bewährte robuste Drehstromtechnik, am kostengünstigsten Übertragungskapazität bei 380 kv > 3000 MVA, geringe Verluste Überlastungsreserve durch Ausnutzung klimatischer Verhältnisse selbstheilende Isolation, Fehlerbeseitigung (Lichtbogenfehler) durch Kurzunterbrechung mit Automatischer Wiedereinschaltung (AWE) hohe Verfügbarkeit, kurze Reparaturdauern, wartungsarm, sehr hohe Nutzungsdauern (> 80 a) große Isolationsabstände (5000 mm bei 380 kv), breite Trasse (ca m) 4

5 VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ Plus / HGÜ light) ~ = = ~ selbstgeführte IGBT-Stromrichter mit Gleichspannungszwischenkreis unabhängige Wirk-und Blindleistungsregelung ( 4-Quadrantenbetrieb) Ausführung als Freileitung: 650 kv, >2200 MW Ausführung als masseimprägniertes Kabel: 500 kv, ca MW erprobt, zurzeit als VPE-Kabel bis 400 MW und ±150 kv realisierbar angeboten MW und ausgeführt 800/1000 MW bei ±320 kv keine Längenbegrenzung ( km) kompaktere Umrichterstationen als für die klassische HGÜ ( 1/4) z. Vgl. Platzbedarf VSC HGÜ: 100 m 150 m für 1000 MW, Höhe m 5

6 Hochspannungs-Gleichstromübertragung Quelle: Siemens AG,

7 Grabenprofile für vier Gleichstromkabelsysteme Trassenbreite ca. 11,5 m Trassenbreite ca. 13,0 m Trassenbreite ca. 20,0 m Kabelgraben u.a. abh. von: Anzahl Systeme Kabelsystemabstände Leitermittenabstände Tiefe: ca. 1,75 2,00 m 7

8 Verluste der VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung Konverterstation Gleichstromleitung Konverterstation ~ = = ~ Umwandlungsverluste + Verluste in Nebenanlagen Übertragungsverluste Umwandlungsverluste + Verluste in Nebenanlagen derzeit Verluste 2,5 % in den Konverterstationen + Nebenanlagen angestrebt 2,0 % Beispiel: max. Übertragungsleistung 3000 MW über 100 km VSC HGÜ mit Kabel Drehstrom-Freileitung Jahresverlustarbeit 404,11 GWh 125,73 GWh jährliche Kosten 25,46 Mio. 7,92 Mio. Jahresenergieverbrauch von ca Haushalten 8

9 Punkt-zu-Punkt-Verbindung UW A Multi-terminal-Betrieb UW A = = UW C = = UW B Fehlerklärung: Abschaltung der Konverter kein Leistungsschalter erforderlich = UW B Fehlerklärung: selektive Abschaltung notwendig Leistungsschalter erforderlich Leistungsschalter in der Entwicklung 9

10 Überlastbarkeit und Ausfallverhalten Überlastbarkeit von Betriebsmitteln bietet im Störfall notwendige Reserven Freileitungen in kälteren oder windstarken Jahreszeiten größte Überlastungsreserve Kabel in Abhängigkeit von der Vorbelastung ist ggf. eine Überlastung möglich Verkürzung der Lebensdauer HGÜ-Konverter nicht bzw. nur sehr geringfügig überlastbar Zerstörungsgefahr HDÜ-Freileitung HDÜ-Kabel VSC HGÜ geplant ungeplant geplant ungeplant geplant Ausfallhäufigkeit λ in 1/100km/a 0,17 0, ,657 Ausfalldauer T in h 3,00 2, ,2 Nichtverfügbarkeit f. 40 km in h/a 0,20 0, , Zuverlässigkeitsdaten 380-kV-Kabel sind mit Daten von 110-kV-Kabeln abgeschätzt worden (Beispielwerte VDN- Störungsstatistik), Wartungsdaten geschätzt 10

11 Wirtschaftlicher Vergleich HDÜ-Freileitung, -Kabel und HGÜ-Kabel HGÜ-Kabel 2 Abzweige Investitionskosten Konverter an Leitungsenden Konverter Abzweig HGÜ-Kabel ohne Abzweig HDÜ-Kabel HDÜ-Freileitung Länge break-even distance 11

12 Wirtschaftlicher Vergleich Drehstrom-Freileitung in allen untersuchten Varianten günstigste Lösung Drehstrom-Kabel in Abhängigkeit von Leistung und Länge ca. 3-4 mal teuer VSC-HGÜ mit Kabel in Abhängigkeit von Leistung und Länge ca. 2-9 mal teurer VSC-HGÜ mit Kabel in Abhängigkeit der Leistung ab km kostengünstiger als Drehstrom-Kabel Kostenfaktoren zur Freileitung Drehstrom-Kabel VSC-HGÜ mit Kabel Länge in km Leistung 1000 MW 2,83 2,83 2,83 2,76 8,81 5,16 3,34 2, MW 4,17 4,17 4,17 4,10 8,88 5,14 3,28 2, MW 3,85 3,85 3,85 3,60 9,40 5,44 3,46 2,12 Keine Pauschalangaben: individuell untersuchen! Quelle: Rathke, Mohrmann, Hofmann: Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen. Abschlussbericht Technik/Ökonomie. Energieforschungszentrum Niedersachsen (EFZN) im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit,

13 Elektrische und magnetische Felder Magnetisches Feld abhängig von der Höhe des Stromes Elektrisches Feld abhängig von der Leiter-Erde-Spannung Kabel besitzen aufgrund des Kabelschirmes kein äußeres elektrisches Feld elektromagnetische Felder abhängig von Abstand zur Leitung und Geometrie: kleinere Leiterabstände führen zu kleineren Feldern größere Abstände zur Leitung führen zu kleineren Feldern Verringerung der elektromagnetischen Felder durch geringere Leiterabstände, größere Verlegetiefe bzw. höhere Aufhängepunkte und geringeren Durchhang, optimale Phasenfolge, Sonstiges (z. B. Schirmung) 13

14 Beispiel: Vergleich der magnetischen Induktion Drehstrom-Freileitung und Kabel in 20 cm über EOK bei 3000 MVA Übertragungsleistung Grenzwert: 100 µt (50 Hz) B / µt x / m 14

15 magnetische Flussdichte B in µt Beispiel: Vergleich der magnetischen Induktion HGÜ-Kabel in 20 cm über EOK bei 3000 MW Übertragungsleistung magnetisches Gleichfeld keine Grenzwerte z. Vgl. Erdmagnetfeld in Mitteleuropa ca. 48 µt Abstand x zur Leiterachse in m 15

16 Beispiel: Vergleich der magnetischen Induktionen bei HDÜ Ergebnis: Grenzwert von 100 µt (50 Hz) wird bei allen Varianten eingehalten Magnetische Induktion gemäß 26. BImSchV Normalbetrieb in µt Leitungstyp Leiterabstand zur EOK max m 400 m Donaumast Tonnenmast Einebenenmast 12 m ( min. Durchhang) 26,20 0,25 0,06 7,8 m (Mindestabst.) 52,50 0,25 0,06 12 m ( min. Durchhang) 27,81 0,43 0,11 0,43 7,8 m (Mindestabst.) 46,30 0,43 0,11 12 m ( min. Durchhang) 36,46 0,04 0,005 7,8 m (Mindestabst.) 68,33 0,04 0,005 Kabel Variante 1 1,5 m Legetiefe 91,33 0,03 0,007 Kabel Variante 2 1,5 m Legetiefe 64,14 0,02 0,005 Kabel Variante 3 1,5 m Legetiefe 63,93 0,02 0,005 1) maximal auftretende magnetische Gesamtinduktion bei maximalem Strom, bei Freileitung nur in Spannfeldmitte, bei Kabel entlang der gesamten Trasse zum Vergleich Haushaltsgeräte in 30 cm Abstand: Staubsauger: Elektroherd: 2-20µT 0,15-8µT Handmixer: 0,6-10µT Fernseher: 0,04-2µT 16

17 Bewertung der Übertragungstechnologien Drehstromtechnik bestehendes Netz basiert auf HDÜ, Anteil Freileitungen > 99,5 % einfache Spannungstransformation und Leistungsauskopplung (UW) selbstständige Einstellung des Leistungsflusses überlastbar belastungsabhängiger induktiver bzw. kapazitiver Blindleistungsbedarf wirtschaftliche Leitungslänge begrenzt, ausreichend im europ. Verbundsystem natürliche Erhöhung der Netzstabilität Erhöhung der Kurzschlussleistung, Spannungsstützung bei Kurzschluss Gleichstromtechnik technisches Neuland im vermaschten Drehstromnetz Umweg über HDÜ, Multi-Terminal-Betrieb, zus. Stromrichterstationen Steuerung des Leistungsflusses, ggf. nicht genügend Übertragungskap. im (n-1)-fall keine Überlastfähigkeit geregelte Blindleistungsbereitstellung keine Längengrenzung, Wirtschaftlichkeit für kurze Leitungslängen begrenzt asynchrone Netzkopplung, künstliche Erhöhung der Netzstabilität möglich ungenügender Beitrag zur Spannungsstützung bei Kurzschluss 17

18 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik Fachgebiet Elektrische Energieversorgung 18

19 Mastbilder 28,70 3,20 8,00 39,90 28,70 11,00 2,50 8,00 50,20 28,70 11,00 11,00 2,50 8,00 61,20 Schutzstreifenbreite für 400 m Spannfeld und 46 N/mm 2 Mittelzugspannung: 70 m 57 m 48 m 19

20 Mastbilder HGÜ Schutzstreifenbreite für 400 m Spannfeld und 46 N/mm 2 Mittelzugspannung: 56 m 20

21 Zwischenverkabelung: Übergang Freileitung Kabel Freileitungstrasse Kabeltrasse Freileitungstrasse Kabeltrasse Kabel-Freileitungs- Übergangsanlage Kabel-Freileitungs- Übergangsanlagen 21

22 Freileitung-Kabel-Übergangsanlage, Beispiel Madrid 22

23 Bemerkungen zur Verkabelung und Teilverkabelung kaum Betriebserfahrungen mit Teilverkabelungsstrecken in der HöS-Ebene Kabel bestimmen die Überlastbarkeit der gesamten Übertragungsstrecke zusätzliche Betriebsmittel/Komponenten (Kabel, Muffen, Kabelendverschlüsse, etc. ggf. Leistungsschalter und Trenner) erhöhen die Nichtverfügbarkeit und Betriebskosten der gesamten Übertragungsstrecke erhebliche Unterschiede hinsichtlich Verfügbarkeit zwischen Freileitungen und Kabeln (z. B. wegen selbstheilender Isolation der Freileitung, längerer Reparaturdauer Kabel) HDÜ-Freileitung HDÜ-Kabel 1) geplant ungeplant geplant ungeplant Ausfallhäufigkeit λ in 1/100km/a 0,17 0, ,657 Ausfalldauer T in h 3,00 2, ,2 Nichtverfügbarkeit f. 40 km in h/a 0,20 0, ,89 1) Zuverlässigkeitsdaten von 110-kV-Kabeln (Beispielwerte VDN-Störungsstatistik), Wartungsdaten geschätzt 23

24 Ausfallverhalten Freileitung und Freileitung mit Zwischenverkabelung Zuverlässigkeitsdaten von 110-kV-Kabeln (Beispielwerte VDN- Störungsstatistik), ohne Wartung 24

25 Overlaynetz 380-kV-Netz wird nicht in der Lage sein, GW Windleistung abzuführen Einführung eines Europäischen Overlay-Netzes hoher Spannung (z. B. 800 kv) entweder mit - HGÜ-Technik oder - Drehstrom (Freileitung, GIL) CAES Huntorf: 320 MW für 2h direkte Abführung des Windstromes in die Verbrauchs- und Lastzentren (z. B. Frankfurt, Ruhrgebiet, ) Pumpspeicher-KW Goldisthal 25

26 Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln Quelle: Nexans einfache, bewährte Technik begrenzte Reichweite, erweiterbar durch Blindleistungskompensation begrenzte Übertragungskapazität, geringe Verluste, ggf. zusätzliche Kompensationsverluste fester Isolationsstoff, Isolationsabstände bei 380 kv: 30 mm hohe Verfügbarkeit, aber im Fehlerfall sehr lange Ausfallzeiten, Nutzungsdauer ca Jahre 30 mm Muffengruben/Muffenbauwerke (mind. alle 900 m), Muffenlänge ca. 3 m 26

27 Aufbau 380-kV-Grabenprofil für zwei Drehstromsysteme (Amprion) Quelle: Amprion GmbH 27

28 klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (LCC HGÜ) ~ = = ~ bewährte thyristorbasierte Technik als Freileitung oder Seekabel Kupplung asynchroner Netze, Punkt-zu-Punkt-Verbindung, Bsp.: Baltic-Cable: 250 km, ±450 kv, 600 MW Ausführung als Freileitung: ±800 kv, 6300 MW Ausführung als masseimprägniertes Kabel: ±500 kv, 2000 MW VPE-Kabel wegen Umpolung bei Energieflussumkehr nicht einsetzbar keine Längenbegrenzung (bis zu 4000 km) großer Platzbedarf für Konverterstationen: 200 m 400 m für 1000 MW Multi-Terminalbetrieb aufwendig 28

29 VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ Plus / HGÜ light) 2/2 ~ = = ~ kein frequenz- und spannungsstarres Netz notwendig (kleine KS-Leistung) Einsatz von ölfreien Kabel möglich kompaktere Umrichterstationen als für die klassische HGÜ ( 1/4) z. Vgl. Platzbedarf VSC HGÜ: 50 m 100 m für 1000 MW, Höhe m keine Längenbegrenzung ( km) Trassenbreite 7 m (2 Systeme) einfacher Aufbau von Multiterminal-Verbindungen (DC-Leistungsschalter!?) Entwicklung Kabeltechnologie entscheidend für Entwicklung VSC HGÜ 29

30 Versorgungssicherheit: Zuverlässigkeit der Leitungen Kabel bestimmen die Überlastbarkeit der gesamten Übertragungsstrecke zusätzliche Betriebsmittel/Komponenten (Kabel, Muffen, Kabelendverschlüsse, etc. ggf. Leistungsschalter und Trenner) erhöhen die Nichtverfügbarkeit und Betriebskosten der gesamten Übertragungsstrecke erhebliche Unterschiede zwischen Freileitungen und Kabeln (z. B. wegen selbstheilender Isolation der Freileitung, größere Reparaturdauer Kabel) keine belastbaren Daten für VSC-HGÜ vorhanden HDÜ-Freileitung HDÜ-Kabel geplant ungeplant geplant ungeplant Ausfallhäufigkeit λ in 1/100km/a 0,17 0, ,657 Ausfalldauer T in h 3,00 2, ,2 Nichtverfügbarkeit f. 40 km in h/a 0,20 0, ,89 Zuverlässigkeitsdaten 380-kV-Kabel sind mit Daten von 110-kV-Kabeln abgeschätzt worden (Beispielwerte VDN- Störungsstatistik), Wartungsdaten geschätzt VSC HGÜ geplant

31 Vergleich der Gesamtkosten bei Übertragung von 3000 MW Quelle: Rathke, Mohrmann, Hofmann: Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen Abschlussbericht Technik/Ökonomie. Energieforschungszentrum Niedersachsen (EFZN) im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit,

32 Besonderheiten 1/2 Erstellung von Muffengruben oder Muffenbauwerken aus Beton in einem Abstand von max. 900 m (max. Transportlänge Kabel) Quelle: BEWG Sonderdruck ew Nr Länge ca. 3 m 380-kV-Aufschiebemuffe aus EPDM (Ethylen-Propylen-Dien Kautschuk) 32

33 Muffenbauwerk Quelle: Dr. Y. Saßnick, Vattenfall Europe Transmission, Fachsymposium Deutsche Umwelthelfe, Berlin, 17. März

34 Grabenprofile für vier Drehstromkabelsysteme Trassenbreite ca. 14,5 m Trassenbreite ca. 13,5 m Trassenbreite ca. 20,0 m Kabelgraben u.a. abh. von: Anzahl Systeme Kabelsystemabstände Leitermittenabstände Tiefe: ca. 1,75 2,00 m 34

35 Tunnelbauwerke Drehstromkabel 380-kV-Tunnelbauwerk mit Kabelmuffe, Flughafen Madrid, Quelle: Prof. H. U. Paul 380-kV-Tunnelbauwerk Berlin, Quelle: C. Rathke 35

36 VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (VSC HGÜ) unterschiedliche Stromrichtertopologien: two-level three-level multi-level bessere Anpassung der Spannungsform mit steigender Anzahl der level geringere Oberschwingungspegel und geringerer Filteraufwand derzeit Verluste 1,6 % pro Konverterstation (doppelt zu groß im Vergleich zur LCC HGÜ mit 0,9 % pro Konverterstat.) erwartet 1,0 % pro Konverterstation LCC HGÜ: Bsp: NorNed, 580 km, 700 MW, ±800 kv, 3,7 % Verluste VSC HGÜ: hohe Verluste, bei 1000 MW ca. 62 kw/km MW => für ±320-kV-VSC-HGÜ mit 100 km Länge 3,8 % Verluste 36

37 BACKUP Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik Fachgebiet Elektrische Energieversorgung 37

38 Übertragbare Leistung von 380-kV-Leitungen Wirkleistungsuebertragung: U min = 380 kv; U max = 420 kv; Freileitung 264 mm 2 Freileitung 564 mm 2 Kabel 2500 mm 2 Kabel 1600 mm 2 P in MW l in km 38

39 Vergleich Blindleistungsbedarf und Verluste von Übertragungssystemen 39

40 Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse und Sternpunktbehandlung Lastflussverhältnisse Kabel besitzen geringere Impedanz als Freileitungen im vermaschten Netz (z. B. parallele Leitungen) werden Kabel höher ausgelastet als parallele Freileitungen (ungleiche Lastaufteilung) bei Zubau wird auch bei gleicher Übertragungskapazität nicht die Gesamtkapazität verdoppelt Kurzschlussverhältnisse durch geringere Impedanzen wird Kurzschlussstromniveau im Netz angehoben Gefahr der Überschreitung der Kurzschlussfestigkeit der Betriebsmittel Sternpunkterdung (SPE) 20- und 110-kV-Netzen mit Resonanzsternpunkterdung: Selbstlöschung der Lichtbögen bei 1-poligen Fehlern (Erdschlussstrom < Löschgrenze) durch Kabelzubau starker Anstieg der kapazitiven Erdschlussströme Überschreiten der Löschgrenze Netztrennung, Umstellung SPE 40

41 Leistungsflusssituation in Netzen mit dezentralen Erzeugungseinheiten G Stromverbund 380/220 kv 380 kv 220 kv Netz 50 Hz G Großindustrie 110 kv Industrie/Gewerbe Büro- u. Warenhäuser MS Wohnhäuser Landwirtschaft NS Kleinbetriebe 41

42 Rahmenbedingungen und Entwicklungstendenzen günstige, umweltfreundliche und sichere Energieversorgung lange Abschreibungs- und Nutzungsdauern stranded investments Anreizregulierung, effiziente Netzbetreiber, kostenoptimale Netze wachsender Energiebedarf (?), Energieeffizienz, Verknappung der fossilen Energieträger, CO 2 Ziele der Bundesregierung verstärkte Nutzung regenerativer Energieträger (20/2020), Energiemix aus zentraler und dezentraler Erzeugung Kernenergieausstieg und Ersatz älterer thermischer Kraftwerke Wettbewerb und Intensivierung des europäischen Strommarkts Leistungsabführung aus GW-Offshore-Windenergieparks stark veränderte bzw. sich verändernde Übertragungs- und Verteilungsaufgaben Netze sind über Jahrzehnte gewachsen 42

43 Aufbau von Elektroenergiesystemen Höchstspannungsnetz Verteilungsnetz Übertragungsnetz Mittelspannungsnetz Hochspannungsnetz Niederspannungsnetz 43

44 Gliederung Begriffsdefinitionen Einleitung Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ) Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung Abschließender Vergleich und Zusammenfassung 44

45 Drehstromtechnik auf Basis von Gasisolierten Rohrleitern (GIL) 1/2 Mantelrohr Al-Legierung Aluminiumleiter Stützisolatoren Tunnel 2 GIL-Systeme: 2,5 m x 2,5 m 3 GIL-Systeme: 5,0 m x 3,0 m robuste Drehstromtechnik 400 kv, > 2000 MVA, größte Anlage: 8000 A bei 550 kv (> 7600 MVA) Isoliergas: 20 % SF6, 80 % N 2, 7 bar gasdicht verschweißt, Pipelinetechnologie, Rohrstücke m große Übertragungsleistungen sehr geringe Verluste, bei 1000 MVA ca. 65 kw/km => für 380-kV-GIL mit 100 km Länge 0,65 % Verluste Quelle: Siemens 45

46 Drehstromtechnik auf Basis von Gasisolierten Rohrleitern (GIL) 2/2 Mantelrohr Al-Legierung Aluminiumleiter Stützisolatoren Tunnel 2 GIL-Systeme: 2,5 m x 2,5 m 3 GIL-Systeme: 5,0 m x 3,0 m Quelle: Siemens große Längen möglich (>300 km), keine Kompensation notwendig nahezu natürlicher Betrieb kein äußeres Magnetfeld gute elektromagnetische Verträglichkeit hohe Investitionskosten bisher nur kurze Strecken ausgeführt 46

47 380-kV-Freileitung mit Viererbündeln Aldrey/St 564/72 ( Finch ) in Abhängigkeit von der Windgeschwindigkeit und der Umgebungstemperatur bei max. Seiltemperatur von 80 C 3000 MVA, 4600 A bei 35 C Umgebungstemperatur und v=0,6 m/s Windgeschwindigkeit Quelle: Vortrag Prof. Oswald, IEH Kapazitätserhöhung durch Leiterseilmonitoring Hochtemperaturleiterseile 47

48 Mastbilder Schutzstreifenbreite für 400 m Spannfeld und 56 N/mm 2 Mittelzugspannung: 29 m 48

49 Größenvergleich von Freileitungsmasten a) 20-kV-Tragmast mit Stützisolatoren; b) 110-kV-Einebenen-Tragmast; c) 110-kV-Tragmast (Donautyp); d) Tragmast mit kV-Zweierbündelleitung und kV-Viererbündelleitung; e) 735-kV-Tragmast (Kanada) mit V-Ketten und Viererbündelleitung 49

50 Freileitung mit 6 Stromkreisen Freileitung mit 6 Stromkreisen bestehend aus: kV-Doppelleitung (oben) kV-Doppelleitung (mitte) kV-Doppelleitung (unten 50

51 Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen 380-kV-Freileitungstragmast mit sechs Stromkreisen selbstheilende Isolation Isolationsabstände: 380 kv: 5000 mm 110 kv: 2000 mm 20 kv: 180 mm 51

52 Schutzstreifenbreite Randbedingungen: 400 m, 46 N/mm 2 Wintrack: 400 m, 57 N/mm 2 Bahn: 300 m, 46 N/mm 2 52

53 Schutzbereich: Vergleich für alle Masttypen Einebene (V-Kette) Einebene (Hängekette) HGÜ ±400 kv (Hängekette) HGÜ ±400 kv (V-Kette) Donau (V-Kette) Donau (Hängekette) Tonne (V-Kette) Tonne (Hängekette) Wintrack Wintrack mit Bahn Bahn Schutzstreifenbreite in m Resultat: - Nur der 380-kV-Wintrack-Mast ohne Mitführung der Bahnstromleitung besitzt einen schmaleren Schutzstreifen - Bei speziellen örtlichen Verhältnissen ggf. anderes Ergebnis Dipl.- Ing. Christian Rathke,

54 400-kV-VPE-Einleiterkabel mehrdrähtiger Leiter 2 innere Leitschicht 3 VPE-Isolierung 4 äußere Leitschicht 5 leitfähige Polsterung 6 Schirm aus Kupfer 7 Querleitwendel aus Kupfer 8 Trennschicht 9 Stahlbandbewehrung 10 PE-Außenmantel fester Isolationsstoff Isolationsabstände: 380 kv: 30 mm 110 kv: 18 mm Quelle: Nexans 20 kv: 6 mm 54

55 Besonderheiten 2/2 Kabelgräben sind bis zum Abschluss der Kabelverlegung offen, steinfrei und trocken zu halten Anfuhr und Einbau von großen Mengen Verfüllmaterial aus einem Sand-Zementgemisch oder geeignetem Sand und Abfuhr des überschüssigen Bodens hohe Gewichte und große Dimensionen Sondertransporte im öffentlichen Straßenbereich und auf der Trasse Aufwendiger Kabelzug mit Hilfe von Kabelrollen und Kabelschubgeräten und einer entsprechend dimensionierten Kabelziehwinde mit Zugkraftbegrenzung Quelle: Bohlen & Doyen 55

56 Dimensionen im Bereich Höchstspannungserdkabel Kabelgewicht Trommelgewicht Trommeldurchmesser Trommelbreite bis 40 kg/m bis 40 to bis 4,40 m bis 2,60 m Regelgrabentiefen Sohlenbreite Bodenaushub bis 1,75 m bis 15 m bis 30 m³ pro m Graben Bedarf an Bettungsmaterial bis 10 m³ pro m Kabelgraben, gleichzeitig Abtransport überschüssiger Boden Trassenbreiten bis 50 m große Herausforderung in Bezug auf Logistik und Verlegung Quelle: Bohlen & Doyen 56

57 Kapazitiver Ladestrom von Drehstromkabeln I Übertragung I Kapazität C I zulässig = I + 2 Übertragung I 2 Kapazität IÜbertragung = I I = I ( ωc lu ) / 2 zulässig Kapazität zulässig Produkt l U ist begrenzt: Länge, Spannung wirtschaftliche Kabellänge ist begrenzt: Kompensation erforderlich Quelle: Vortrag Prof. Oswald, IEH 57

58 Besonderheiten 1/2 Erstellung von Muffengruben oder Muffenbauwerken aus Beton in einem Abstand von max. 900 m (max. Transportlänge Kabel) Quelle: Energietechnische Fachgesellschaft Electrosuisse, ETG Fachtagung Freileitung und Kabel, Zürich

59 Besonderheiten 2/2 Erstellung von Muffengruben oder Muffenbauwerken aus Beton in einem Abstand von max. 900 m (max. Transportlänge Kabel) Auskreuzen der Kabelmäntel (Crossbonding): Reduzierung der Kabelmantelspannungen und Mantelstromwärmeverluste Link Boxes for Grounding and Cross Bonding of HV Cables Drehstrom-Einleiterkabel in Einebenenanordnung; Auskreuzen der Kabelmäntel, Crossbonding Quelle:Tyco electronics webseite 59

60 Grabenprofile Gleichstromkabel Kabelgraben u.a. abh. von: Anzahl Systeme Kabelsystemabstände Leitermittenabstände 60

61 Besonderheiten 2/2 Erstellung von Muffengruben oder Muffenbauwerken aus Beton in einem Abstand von max. 900 m (max. Transportlänge Kabel) Auskreuzen der Kabelmäntel (Crossbonding): Reduzierung der Kabelmantelspannungen und Mantelstromwärmeverluste Drehstrom-Einleiterkabel in Einebenenanordnung; Auskreuzen der Kabelmäntel, Crossbonding 61

62 Zwischenverkabelung: Varianten Freileitung Kabel Freileitung 2 Kabelsysteme thermischer Engpass 3 Kabelsysteme kompliziert, Leitungssysteme nicht unabhängig 4 Kabelsysteme hoher Aufwand und hohe Kosten 62

63 Aufwand für Freileitung-Kabel-Übergangsanlage Grundstück inklusive Zaun, etc. Portal drei Endverschlüsse pro System drei Überspannungsableiter drei Stromwandler Sekundärtechnik insbesondere Schutztechnik Kabelprüfung ggf. zus. Erdseil und zus. Erdungsaufwand (erhöhter Blitzschutz) Sonstiges (Ketten, Leiter, Fundamente, Planung, Montage, etc.) Kabel sind vor Überspannungen (Schalt- und Blitzstoßspannungen) durch Überspannungsableiter an beiden Kabelenden zu schützen! 63

64 Freileitung-Kabel-Übergangsanlage, Beispiel Madrid Quelle: Polster, Vattenfall Europe Netzservice GmbH, 76. Kabelseminar, Leibniz Universität Hannover 64

65 Wirtschaftlicher Vergleich Kabel Freileitung Drehstrom-Freileitung in allen untersuchten Varianten günstigste Lösung Drehstrom-Kabel in Abhängigkeit von Leistung und Länge ca. 3-4 mal teuer Kostenfaktoren Drehstrom-Kabel zur Freileitung Länge in km MW 2,83 2,83 2,83 2,76 Leistung 2000 MW 4,17 4,17 4,17 4, MW 3,85 3,85 3,85 3,60 Keine Pauschalangaben: individuell untersuchen! Quelle: Rathke, Mohrmann, Hofmann: Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ- Erdleitungen. Abschlussbericht Technik/Ökonomie. EFZN, Studie im Auftrag des BMU,

66 Barwerte der Gesamtkosten Beispiel: Übertragung von 3000 MW 66 66

67 Abhängigkeiten von Wirtschaftlichkeitsvergleichen Wirtschaftlichkeitsvergleiche immer abhängig von u.a.: Übertragungsleistung, Anzahl Systeme Betriebsmittelauslastung: Arbeitsverlustfaktor, Jahresbelastungsgrad Leitermaterial (Kupfer, Aluminium) Kompensationsmaßnahmen und deren Verluste: Drosselspulen Trasse: u.a. Bodenbeschaffenheit, Grabenprofil, Verfüllmaterial, etc. Umgebungsbedingungen: bauliche Anforderungen (Konverterstationen), Umgebungsbedingungen Anforderungen an Sekundärtechnik ökonomische Faktoren: Zinssätze, Nutzungs-/Abschreibungsdauer, Verlustkosten erwartete und geforderte Zuverlässigkeit etc. keine Pauschalangaben: individuell untersuchen! 67

68 VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (VSC HGÜ) unterschiedliche Stromrichtertopologien: two-level three-level multi-level bessere Anpassung der Spannungsform mit steigender Anzahl der level geringere Oberschwingungspegel und geringerer Filteraufwand derzeit Verluste 1,5 % pro Konverterstation (doppelt zu groß im Vergleich zur LCC HGÜ mit 0,9 % pro Konverterstat.) erwartet 1,0 % pro Konverterstation VSC HGÜ: hohe Verluste, bei 1000 MVA ca. 97 kw/km MW => für ±320-kV-VSC-HGÜ mit 100 km Länge 3,0 % Verluste 1) 1) gerechnet mit 1,0 % Verlusten pro Konverterstation 68

69 klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) 69

70 VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (VSC HGÜ) selbstgeführte 70

71 Stromkreislänge und Verkabelungsgrad HöS-Ebene Verkabelungsgrad HöS-Ebene: < 0,5 % HS-Ebene: 8 % MS-Ebene: 75 % NS-Ebene: 90 % Quelle: BDEW, Werte interpoliert 71

72 Steigerung der Übertragungskapazität Netzoptimierung: temporäre Netzschaltungen bessere Verteilung der Leistungsflüsse auf vorhandene Systeme (Bsp. Querregler) Blindleistungskompensation Netzverstärkung: Engpassermittlung und -beseitigung (Trenner, Wandler, etc.) Bodenabstandserhöhungen Umbeseilung/Zubeseilung Netzausbau: Planung, Genehmigung und Bau neuer Leitungsverbindungen Minimierung des Eingriffs und der Beeinflussung von Mensch, Natur und Umwelt 72

73 Overlaynetz und Energiespeicherung 380-kV-Netz wird nicht in der Lage sein, GW Windleistung abzuführen Einführung eines Europäischen Overlay-Netzes hoher Spannung (z. B. 800 kv) entweder mit - HGÜ-Technik oder - Drehstrom (Freileitung, GIL) CAES Huntorf: 320 MW für 2h Direkte Abführung des Windstromes in die Verbrauchs- und Lastzentren (z. B. Frankfurt, Ruhrgebiet, ) Wirkungsgrad H 2 -Wirtschaft: η 20-30% Goldisthal W=8.480 MWh bei P max =1.060 MW (η 80%) 8 h P max (vgl MW P Offshore bei Flaute) Pumpspeicher-KW Goldisthal 73

74 Wirtschaftlicher Vergleich Freileitung und Freileitung mit Teilverkabelung Investitionskosten bei 100 % Freileitung, 50 % Teilverkabelung in einem Abschnitt und in drei gleich langen Abschnitten und 100 % Kabel (schematisch) Kosten Optimierungspotenzial Kabelübergänge Optimierungspotenzial Kabelanlage 100 % Kabel 50 % Kabel 3 Abschnitte 50 % Kabel 1 Abschnitt 100 % Freileitung Quelle: Oswald, B. R., Hofmann, L., 2008 Länge 74 74