Technologien zur Stromübertragung IEA · • 400 kV, > 2000 MVA, größte Anlage: 8000 A bei 550...

Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik

Fachgebiet Elektrische Energieversorgung

http://www.iee.uni-hannover.de

Technologien zur Stromübertragung– Einführung –

Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann

2Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich

BegriffsdefinitionenEinleitung

Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)

Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)

Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften

Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung

Abschließender Vergleich und Zusammenfassung

Gliederung

Einleitung


Freileitung


GILKabel


LCC HGÜ VSC HGÜ

KabelFreileitung

HöS-Netzausbau mit HDÜ und HGÜ

• 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 (Grenzen der HDÜ)

• Netzausbau im HöS-Drehstromnetz mit HGÜ ist technisches Neuland

GIL

GIL = Gasisolierte Übertragungsleitung

Teilverkabelung Teilverkabelung


• neue Übertragungs- und Verteilungsaufgaben

• Ausbau der Übertragungsnetze ist notwendig und unumstritten

– z. B.: dena-Studie: 850 km neue Höchstspannungsleitungen bis 2015

– Verstärkung der Haupttransportwege

– Ausbau der Kuppelleitungskapazitäten

– Ausbau / Umstruktuierung der Verteilungsnetze

• Kabel oder Freileitung (oder GIL)

– technische Eigenschaften

– Betriebsverhalten

– wirtschaftliche Gesichtspunkte

– Umweltverträglichkeit

– Akzeptanz

Schlussfolgerung aus Entwicklungstendenzen


Stromkreislänge und Verkabelungsgrad HöS-Ebene 1991 – 2008

Quelle: BDEW, Werte 1999 – 2006 interpoliert

VerkabelungsgradHöS-Ebene: < 0,5%HS-Ebene: ≈ 8 %MS-Ebene: ≈ 75 %NS-Ebene: ≈ 90 %








Gliederung



Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen 1/2

• einfache, bewährte robuste Drehstromtechnik, am kostengünstigsten

• Übertragungskapazität bei 380 kV > 3000 MVA

ausführbar bis 1200 kV, Übertragungskapazität ca. 5,5 GVA

• Überlastungsreserve durch Ausnutzung klimatischer Verhältnisse


380-kV-Freileitung mit Vierer-

bündeln Aldrey/St 564/72

(„Finch“) in Abhängigkeit von

• der Windgeschwindigkeit und

• der Umgebungstemperatur

bei max. Seiltemperatur von 80 °C

3000 MVA, 4600 Abei 35°C Umgebungstemperaturund v=0,6 m/s Windgeschwindigkeit

Quelle: Vortrag Prof. Oswald, IEH

Kapazitätserhöhung durch

• Leiterseilmonitoring

• Hochtemperaturleiterseile



• einfache, bewährte robuste Drehstromtechnik, am kostengünstigsten

• Übertragungskapazität bei 380 kV > 3000 MVA

ausführbar bis 1200 kV, Übertragungskapazität ca. 5,5 GVA

• Überlastungsreserve durch Ausnutzung klimatischer Verhältnisse

• geringe Verluste, FL 4x564/72 bei 1000 MVA ca. 95,6 kW/km

=> für Freileitung mit 100 km Länge 1,0 % Verluste

• selbstheilende Isolation, große Isolationsabstände (5000 mm bei 380 kV)



• Reichweite begrenzt aber ausreichend für europäisches Verbundnetz

• Fehlerbeseitigung (Lichtbogenfehler) durch Kurzunterbrechung mit

Automatischer Wiedereinschaltung (AWE)

• hohe Verfügbarkeit, kurze Reparaturdauern

• wartungsarm

• sehr hohe Nutzungsdauern (> 80 a)

• breite Trasse (Traversen 2 x 16,5 m, Schutzstreifen ca. 60 m)


Mastbilder

6,50 6,50 9,00 6,506,509,00 6,50 9,00 6,509,00 9,00 9,00

11,00 11,00 11,0011,00

9,00 9,00

28

,70

11,0

011

,00

2,5

08

,00

61,2

0

28,7

01

1,0

02,5

08

,00

50

,20

28

,70

3,2

08

,00

39

,90

6,84 6,84 6,84

Einebenenmast

Donaumast

Tonnenmast

Schutzstreifenbreite für 400 m Spannfeld und 46 N/mm2 Mittelzugspannung:≈ 70 m ≈ 57 m ≈ 48 m


Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln 1/2

Quelle: Nexans

• einfache, bewährte Technik

• fester Isolationsstoff, Isolationsabstände bei 380 kV: 30 mm

• begrenzte Übertragungskapazität


abhängig von der Kabelquerschnittsfläche A, dem Leitermittenabstand a und

dem Belastungsgrad m

1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 26000

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

m = 1,0, a = 0,3 m

m = 0,7, a = 1,0 m

thermisch stabilisierte Bettung

Rth

in der Trockenzone 1,2 Km/W

A / mm2

Sth

/M

VA

Kabelbelastbarkeit für ein 380-kV-VPE-Kabel



Quelle: Nexans




• begrenzte Reichweite: 380 kV, 2.500 mm2 Cu, ca. 1000 MVA, ca. 70 km


Produkt l ·U ist begrenzt: Länge, Spannung

Kapazitiver Ladestrom von Drehstromkabeln

2zulässig Übertra

2Kapgu azi tng täII I

2 / 2Kapazität

2 2zulässig zulässigÜbertragung ( )II lUI I C

IÜbertragung

IKapazität

C´

wirtschaftliche Kabellänge ist begrenzt: Kompensation erforderlich

Quelle: Vortrag Prof. Oswald, IEH



Quelle: Nexans




• begrenzte Reichweite: 380 kV, 2.500 mm2 Cu, ca. 1000 MVA, ca. 70 km

• Blindleistungskompensation (Drosselspulen)

• geringe Verluste, 2500 mm2 Cu bei 1000 MVA ca. 75 kW/km

=> für 380-kV-Kabel mit 100 km Länge 0,75 % Verluste(ohne Kompensationsverluste, mit 100 % Kompensation: 0,92 %)



Quelle: Nexans

• hohe Verfügbarkeit, aber im Fehlerfall sehr lange Ausfallzeiten

• HöS-Ebene: Regelgrabentiefen bis 1,75 m, Trassenbreite bis 15 m für

4 Systeme, Trassenbreiten bis 50 m in Bauphase, Bettungsmaterial

• große Herausforderung in Bezug auf Logistik und Verlegung

• äußeres Magnetfeld, abhängig von Verlegung

• Erstellung von Muffengruben oder Muffenbauwerken (max. alle 900 m),

Muffenlänge ca. 3 m,

• Cross-Bonding (Auskreuzen der Kabelmäntel)


Grabenprofile Drehstromkabel

Kabelgraben u.a. abh. von:• Anzahl Systeme• Kabelsystemabstände• Leitermittenabstände


380-kV Tunnelbauwerke

380-kV-Tunnelbauwerk mit Kabelmuffe,Flughafen Madrid

Quelle: Prof. H. U. Paul, Essen

380-kV-Tunnelbauwerk Berlin

Quelle: Dipl.-Ing. C. Rathke, IEH


Drehstromtechnik auf Basis von Gasisolierten Rohrleitern (GIL) 1/2

• robuste Drehstromtechnik

• 400 kV, > 2000 MVA, größte Anlage: 8000 A bei 550 kV (> 7600 MVA)

• Isoliergas: 20 % SF6, 80 % N2, 7 bar

• gasdicht verschweißt, Pipelinetechnologie, Rohrstücke 12 – 18 m

• große Übertragungsleistungen

• sehr geringe Verluste, bei 1000 MVA ca. 65 kW/km

=> für 380-kV-GIL mit 100 km Länge 0,65 % Verluste

Stützisolatoren

Aluminiumleiter

Mantelrohr Al-LegierungTunnel

2 GIL-Systeme:

2,5 m x 2,5 m

3 GIL-Systeme:

5,0 m x 3,0 m

Quelle: Siemens


Drehstromtechnik auf Basis von Gasisolierten Rohrleitern (GIL) 2/2

• große Längen möglich (>300 km), keine Kompensation notwendig

• nahezu natürlicher Betrieb

• kein äußeres Magnetfeld gute elektromagnetische Verträglichkeit

• hohe Investitionskosten

• bisher nur kurze Strecken ausgeführt

Stützisolatoren

Aluminiumleiter

Mantelrohr Al-LegierungTunnel

2 GIL-Systeme:

2,5 m x 2,5 m

3 GIL-Systeme:

5,0 m x 3,0 m

Quelle: Siemens


2 Kabelsysteme

3 Kabelsysteme

4 Kabelsysteme

KabelFreileitung Freileitung

Teilverkabelung: Varianten

thermischer Engpass

kompliziert, Leitungssystemenicht unabhängig

hoher Aufwand undhohe Kosten


ca. 50 m

ca. 50 m

2 Drehstromsysteme 380 kV

Flächenbedarf ca. 50 m 50 m = 2.500 qm

Freileitung-Kabel-Übergangsanlage, Beispiel Madrid

Quelle: Prof. Paul,Essen


• kaum Erfahrungswerte mit dem Betrieb von Teilverkabelungsstrecken in

der HöS-Ebene

• Kabel bestimmen die Überlastbarkeit der gesamten Übertragungsstrecke

• zusätzliche Betriebsmittel/Komponenten (Kabel, Muffen, Kabelendver-

schlüsse, etc. ggf. Leistungsschalter und Trenner) erhöhen die Nicht-

verfügbarkeit und Betriebskosten der gesamten Übertragungsstrecke

• Einfluss auf Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse

• HS-Ebene (110-kV-Ebene):

– Netze mit Resonanzsternpunkterdung

– Zubau Kabeln kann zur Überschreitung der Löschgrenze führen

– Umstellung der Sternpunkterdung oder Netztrennung erforderlich

– hohe zusätzliche Kosten, die die einzelne Verkabelungsstrecke

unwirtschaftlich werden lassen

Bemerkungen zur Verkabelung und Teilverkabelung








Gliederung



klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (LCC HGÜ) 1/2

=~

~=

• bewährte thyristorbasierte Technik mit Gleichstromzwischenkreis 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 MI-Kabel: ±500 kV, 2000 MW

• VPE-Kabel wegen Umpolung bei Energieflussumkehr nicht einsetzbar


klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (LCC HGÜ) 2/2

=~

~=

• Gleichstromkabel: kein Ladestrom, kleinerer Spannungsabfall, keine

Längenbegrenzung (bis zu 4000 km)

• Thyristoren arbeiten netzgeführt: großer Blindleistungsbedarf 50 % Pr

Netz hoher Kurzschlussleistung erforderlich,

• minimaler Leistungsfluss erforderlich: ±10 % Pr

• großer Platzbedarf für Konverterstationen: 80 m 180 m für 600 MW,

z. Vgl. Platzbedarf VSC HGÜ: 50 m 100 m für 1000 MW, Höhe 12-25 m

• Multi-Terminalbetrieb aufwendig


VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ Plus / HGÜ light) 1/2

=~

~=

• selbstgeführte pulsmodulierte Stromrichter mit Gleichspannungs-

zwischenkreis auf Basis von IGBT

unabhängige Wirk-und Blindleistungsregelung ( 4-Quadrantenbetrieb)

• Ausführung als Freileitung: 650 kV, >2200 MW,

• Ausführung als MI-Kabel: 500 kV, ca. 1600 MW

• Ausführung als VPE-Kabel: ca. 1000 MW und ±320 kV

• keine Längenbegrenzung (1.000 – 4.000 km)


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)

• Trassenbreite 7 m (2 Systeme), 10-12 m (4 Systeme)

• einfacher Aufbau von Multiterminal-Verbindungen (DC-Leistungsschalter!?)

• Entwicklung Kabeltechnologie entscheidend für Entwicklung VSC HGÜ


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 + 210 MW => für

320-kV-VSC-HGÜ mit 100 km Länge 3,0 % Verluste1)

1) gerechnet mit 1,0 % Verlusten pro Konverterstation





Verluste bei der Energieübertragung



Gliederung



0 50 100 150 200 250 300 350 400 4500

500

1000

1500

2000

2500

3000

Leitungslänge l in km

Pü,m

ax

inM

W

FL 264 mm2

FL 564 mm2

GIL

Kabel 2500 mm2

Übertragbare Leistung von 380-kV-Leitungen(reine Wirkleistungsübertragung, Spannungsband 10 %)


Vergleich Blindleistungsbedarf und Verluste von Übertragungssystemen


Versorgungssicherheit: Zuverlässigkeit der Leitungen

HDÜ-Freileitung HDÜ-Kabel

geplant ungeplant geplant ungeplant

Ausfallhäufigkeit in 1/100km/a 0,17 0,353 --- 0,657

Ausfalldauer T in h 3,00 2,94 --- 68,2

Nichtverfügbarkeit f. 40 km in h/a 0,20 0,42 --- 17,89

Zuverlässigkeitsdaten von 110-kV-Kabeln (Beispielwerte VDN- Störungsstatistik), Wartungsdaten geschätzt

VSC HGÜ

geplant

150

• störungs- und wartungsbedingt fallen Betriebsmittel aus

Untersuchung der Versorgungszuverlässigkeit des elektrischenGesamtsystems mit probabilistischen Methoden

• Kenntnis der durchschnittlichen Ausfallraten und Ausfalldauern der

Betriebsmittel notwendig BDEW- (VDN-) Störungsstatistik

• erhebliche Unterschiede zwischen Freileitungen und Kabeln (z. B. wegen

selbstheilender Isolation der Freileitung, größere Reparaturdauer Kabel)


• Überlastbarkeit von Betriebsmitteln bietet im Störfall notwendige Reserven

Überlastbarkeit und Überlastungsreserve, Lebensdauer

• Freileitungen

nur bei sehr ungünstigen Kühlungsverhältnissen wird thermische

Grenztemperatur (Bodenabstände, Trassierung) erreicht

in kälteren oder windstarken Jahreszeiten größte Überlastungsreserve

• Kabel

Überlastung in Abhängigkeit von der Vorbelastung möglich

bei Überschreitung der zulässigen Leitertemperatur Verkürzung der

Nutzungsdauer

Kabelmonitoring

• HGÜ-Konverter

− nicht bzw. nur sehr geringfügig überlastbar

• Nutzungsdauer

− Freileitung: ca. 80 a und mehr, Kabel: ca. 40-50 a, Konverter ca. 30 a (?)


Elektromagnetische Felder

• Magnetisches Feld abhängig von der Höhe des Stromes

• Elektrisches Feld abhängig von der Leiter-Erde-Spannung

• Kabel besitzen aufgrund des Schirmes kein äußeres elektrisches Feld

• Bei der VSC-HGÜ mit Kabel tritt nur ein magnetisches Gleichfeld auf

• 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)


Beispiel: Vergleich der magnetischen Induktionen

Magnetische Induktion gemäß 26. BImSchV Normalbetrieb in μT

Leitungstyp Leiterabstand zur EOK max1 200 m 400 m

Donaumast12 m ( min. Durchhang) 26,20 0,25 0,06

7,8 m (Mindestabst.) 52,50 0,25 0,06

Tonnenmast12 m ( min. Durchhang) 27,81 0,43 0,11

7,8 m (Mindestabst.) 46,30 0,43 0,11

Einebenenmast12 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



HGÜ Variante 12 1,5 m Legetiefe 74,71 0,02 0,005



1 Maximal auftretende magnetische Gesamtinduktion.2 statisches Magnetfeld (keine Grenzwerte in 26. BImSchV definiert)

Ergebnis: Grenzwert von 100 μT (50 Hz) wird bei allen Varianten eingehalten

Haushaltsgeräte(30 cm Abstand):

•Staubsauger 2-20 μT•Elektroherd 0,15-8 μT•Handmixer 0,6-10 μT•Fernseher 0,04-2 μT

Magnetisches Feld derHGÜ im Bereich desErdmagnetfeldes

Quelle: Rathke, Mohrmann, Hofmann: Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen. Abschlussbericht Technik/Ökonomie. EFZN, Studie im Auftrag des BMU, 2012.








Gliederung



Investitions-kosten

Betriebskostensonstige Kosten z.B.

Reparaturkosten

Wirtschaftlichkeit

Verlustkosten Wartungskosten

spannungs-abh. Verluste

Kompensations-verluste

stromabhängigeVerluste

einmalig jährlich bei Ereignissen

Kostenvergleich unter Berücksichtigung aller Kostenanteile (Barwerte)

Stromrichter-verluste

HDÜ-KabelHDÜHDÜ u. HGÜ HGÜ


Wirtschaftlicher Vergleich

40

• 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 130-250 km kostengünstiger

als Drehstrom-Kabel

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, 2012.







Zusammenfassung

Gliederung



• Alle Technologien sind grundsätzlich im HS- und HöS-Netz einsetzbar

• Unterschiede in technischer, betrieblicher und wirtschaftlicher Bewertung

sowie hinsichtlich Umweltverträglichkeit und Akzeptanz

• Drehstrom-Freileitung

technische, betriebliche und wirtschaftliche Vorteile

große Verbreitung in HöS-Ebene (99,5 % Stromkreislänge)

• Drehstrom-Erdkabel

bis ca. 130-250 km kostengünstiger als VSC-HGÜ mit Erdkabel

Einsatz auf kurzen Strecken, wenn Freileitung nicht möglich ist

• VSC-HGÜ mit Erdkabeln

hohe Investitionskosten und zus. Verluste durch Umrichterstationen

noch junge Technik, die sich in der Weiterentwicklung befindet

technische Vorteile im vermaschten deutschen und europäischen

Verbundnetz nur bei bestimmten Anwendungen sinnvoll nutzbar

Einsatz dort wo sie ihre Vorteile ausspielen kann (z.B. als Seekabel-

oder Punkt-zu-Punkt-Verbindung ggf. als Freileitung)

Zusammenfassung


Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik

Fachgebiet Elektrische Energieversorgung

http://www.iee.uni-hannover.de

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit !

Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann

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Technologien zur Stromübertragung IEA · • 400 kV, > 2000 MVA, größte Anlage: 8000 A bei 550...

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