Technische, ökonomische und sozioökologische Eigenschaften verschiedener Technologien für den Netzausbau Institut für Hochspannungstechnik RWTH Aachen Dr.-Ing. Daniel Eichhoff Univ.-Prof. Dr.-Ing. Armin Schnettler
Grundgedanke der Technologiestudie Grundsätzlich stehen für das Höchstspannungsnetz verschiedene Technologien zur Verfügung Diese unterscheiden sich hinsichtlich: Technischer Eigenschaften Ökonomischer Eigenschaften Sozioökologischer Eigenschaften Entwicklungsgrad Allgemein verständlicher, kompakter und neutraler Überblick über die derzeit vorliegenden Übertragungstechnologien im Übertragungsnetz Erläutern, warum keine pauschale Bewertung einer generell optimalen Übertragungstechnologie möglich ist 2
Hintergrund der Technologiestudie Zielgruppe: Öffentlichkeit und Fachöffentlichkeit Der Diskussionsprozess bei Netzausbaumaßnahmen soll so unterstützt und versachlicht werden Studie 2013/14 von dena und der RWTH Aachen erarbeitet (Gesamtumfang: 87 Seiten, 15 Technologien, >190 Quellen) auf Basis einer Ziel- und Vorgehensvereinbarung mit den Arbeitsgruppen Neue Technologien und Planungs- und Genehmigungsverfahren der Plattform Zukunftsfähige Energienetze beim BMWi erarbeitet: dena: Hintergrund, Prozessabläufe und Rahmenbedingungen für den Netzausbau RWTH Aachen: Experteninformationen durch Daten/ Fakten und wissenschaftliche Quellen zu den einzelnen Technologien 3
Entstehungsprozess Vorstellung der Studie in den AG Neue Technologien und Planungs- und Genehmigungsverfahren der Plattform Zukunftsfähige Energienetze beim BMWi Abstimmung per Umlaufverfahren, redaktionellem Workshop und Webkonferenzen Verabschiedung und Veröffentlichung auf Plenarsitzung am 08.07.2014 Folgende Akteure haben sich in den Abstimmungsprozess eingebracht: 4
Erdverlegung Freileitungen Berücksichtigte Technologien Drehstromübertragung Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) Klassische Freileitungen Varianten/Optionen: Hochtemperaturleiter Systemspannungen > 380 kv Freileitungsmonitoring Kompaktmaste Teilverkabelung HGÜ als Freileitung Klassische, netzgeführte HGÜ (Line Commutated Converter, LCC) Neuere, selbstgeführte HGÜ (Voltage Source Converter, VSC) Hybrid-Freileitungstrassen mit Wechselspannungs- und Gleichspannungssystemen Drehstromübertragung mittels Erdkabel Sonderlösungen für Erdverlegung: Gasisolierte Leiter (GIL) Supraleiter Verlegeoption: Tunnel- und Röhren HGÜ als Erdverkabelung Klassische, netzgeführte HGÜ (Line Commutated Converter, LCC) Neuere, selbstgeführte HGÜ (Voltage Source Converter, VSC) 5
Betrachtete Kriterien Ökonomisch-technisch Investitionskosten Betriebs- und Wartungskosten Übertragungsleistung Flächenbedarf Sichtbarkeit Immissionen Sozioökologisch Lebensdauer Verluste Systemtechnisch Überlastbarkeit Entwicklungsstand Bisheriger Einsatz Normung Blindleistung Integration in bestehendes Stromnetz/ Auswirkungen auf Netzsicherheit Fehler/ Wartung 6
Eigenschaften von Freileitungsseilen Beispiel: Hochtemperaturleiter Thermische Grenztemperatur T max und minimaler Bodenabstand stellen Grenzen im Betrieb dar HT- und HTLS-Leiterseile besitzen bei gleichem Leiterquerschnitt im Vergleich zu konventionellen FL-Seilen (ACSR) eine höhere thermische Strombelastbarkeit Bei HT-Leiterseilen aber auch Vergrößerung des Durchhangs ggfs. Masterhöhung erforderlich IFHT Durchhang T 1 T max Norm Bodenabstand Kern: Aluminiumoxidfaser- Metallmatrix- Verbundwerkstoff Leitertyp Beispiel T max in C Therm. Strombelastbarkeit (rel.) konventionell ACSR 80 1 1 HT TACSR 150 bis 1,5 > 1 HTLS ACCR 210 bis 1,9 1 Durchhang (rel.) HT: HTLS: ACCR High Temperature High Temperature Low Sag Mantel: Aluminium- Zirkonlegierung AT3 ACSR: Aluminum Conductor Steel Reinforced TACSR: Thermal Resistant Aluminum Alloy Conductor Steel Reinforced ACCR: Aluminum Conductor Composite Reinforced Quelle: Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE: Einsatz von Hochtemperaturleitern, Berlin 2013 7
Gesamtheitliche Betrachtung Beispiel: Hochtemperaturleiter HT-Leiter besitzen zwar höhere thermische Strombelastbarkeit, aber damit nicht automatisch erhöhte Übertragungskapazität! Begrenzung durch weitere netztechnische Faktoren Systemstabilität Blindleistungsbedarf der Leitung Spannungsstabilität Stromtragfähigkeit der weiteren Betriebsmittel Temperaturbelastbarkeit peripherer Komponenten Erhöhtes magnetisches Feld: Einhaltung der BImSchV-Grenzwerte durch Masterhöhung zusätzliche optische Beeinträchtigungen Limitierung des Betriebsstroms Keine Langzeit-Betriebserfahrung in Deutschland Kosten: Investitionskosten Leiterseile: bspw. bei ACCR 9-10-fach vgl. zu ACSR Verlustkosten: Stromwärmeverluste steigen quadratisch mit Stromstärke: doppelter Strom 4-fache Verluste Betrachtung einer singulären Eigenschaft für die Bewertung einer Technologie und einen Vergleich nicht ausreichend! 8
Auswahl von Technologien für den Netzausbau muss unter Berücksichtigung vielfältiger Kriterien erfolgen. Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Studie verfügbar unter: http://www.effiziente-energiesysteme.de/themen/stromnetze/technologieuebersicht.html Institut für Hochspannungstechnik der RWTH Aachen Univ.-Prof. Dr.-Ing. Armin Schnettler Dr.-Ing. Daniel Eichhoff eichhoff@ifht.rwth-aachen.de 9