Die elektrotechnischen Grundlagen für die Planung der 380kV- Höchstspannungsleitung - S. Cole, C. De Jonghe , R. Belmans Research group Electa ...
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Die elektrotechnischen Grundlagen für die
Planung der 380kV-
Höchstspannungsleitung
S. Cole, C. De Jonghe , R. Belmans
Research group Electa
Department of electrical engineering
KULeuven
Kasteelpark Arenberg 10
3001 Heverlee
2
GLIEDERUNG
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4
1. Einleitung
Zurzeit wird die Vattenfall (VE-T) Regelzone mit einem Ungleichgewicht zwischen
erzeugtem und verbrauchtem elektrischem Strom konfrontiert. Dieser Unterschied verursacht
eine überschüssige Energie, die mit Hilfe von Übertragungsleitungen dorthin transportiert
werden muss wo sie erforderlich ist. Wenn dieser Unterschied, und folglich die transportierte
Energie, groß wird, kann ein unsicherer Betrieb des Netzes entstehen. Die Möglichkeit, dass
dieses Ungleichgewicht zukünftig durch einen erwarteten Anstieg von erneuerbaren Energien
weiter ansteigt, ist somit Besorgnis erregend.
In verschiedenen Studien ist der Südwest-Koppelleitung (SWKL) als Lösung vorgeschlagen,
in anderen jedoch wird seine Notwendigkeit bezweifelt. Das Ziel dieser Studie ist es, die
Notwendigkeit des SWKL zu beurteilen und dabei aber die Argumente der vorigen Analysen
zu berücksichtigen.
Zuerst wird eine klare Problemstellung gegeben. Faktoren wie Standorte der herkömmlichen
Kraftwerke, Lastentwicklung und Entwicklung von Offshore Windenergie sowie anderen
erneuerbaren Energiequellen, die einen Einfluss auf das Problem haben, werden behandelt.
Vorhergehende Studien werden auch besprochen. Danach wird eine umfangreiche technische
Analyse durchgeführt. Ein Überblick über die modernsten Übertragungstechnologien wird
gegeben. Berechnungen werden dann durchgeführt, um die Notwendigkeit des SWKL zu
ermitteln. Verschiedene Möglichkeiten, wie Freileitungen, Kabel und
Gleichstromübertragung werden betrachtet. Die elektromagnetischen Felder, die häufig
Besorgnis in der Öffentlichkeit erregen, werden behandelt, und die Möglichkeiten, diese zu
verringern werden gegeben. Zuletzt werden die Alternativen auf Grund einer
Wirtschaftlichkeitsstudie verglichen.
4
5
2. Problemspezifikation
In diesem Abschnitt wird das Prinzip hinter der südwestlichen Verbindungsleitung näher
erläutert. Der aktuelle Status der konventionellen und erneuerbaren Energie, und die
erwartete, zukünftige Entwicklungen und ihre Hauptgründe werden besprochen. Was die
regenerativen Energiequellen (REQ) betrifft, wird der Entwicklung der Windkraftenergie die
meiste Aufmerksamkeit geschenkt, weil es die größte regenerative Energietechnologie
betrifft.
2.1. Konventionelle Energie
Die Stelle der bestehenden und der zukünftigen Installationen für elektrische
Energieerzeugung von u.a. Steinkohle, die einen zusätzlichen Energieinput im Nordosten
erzeugen, steht zu der Stelle der Nachfrage im Kontrast. In Süddeutschland gibt es eine
ziemliche Nachfrage nach elektrischer Energie. Der Mangel im Angebot für ein bestimmtes
Gebiet sollte normalerweise die Preise hoch treiben, was die Investitionen in neue
Kraftwerke verursachen sollte. Weil Deutschland, was die Preise betrifft, eine Region an sich
ist, ist diese Ungleichgewicht keiner Triebfeder für die optimale Stelle der neuen
Elektrizitätswerke.
Ein größer Teil der konventionellen Kraftwerke wird in der Nähe der Küste im Norden
aufgestellt, wo Steinkohlen oder Gasleitungen leicht verfügbar sind. Außerdem ist es
effizienter, die Elektrizität in den Süden zu transportieren, als die primären Energiequellen zu
transportieren und die Elektrizität im Süden zu erzeugen. Diese Einschätzung ist auf dem
Vergleich der Übertragungsverluste und der Kosten der primären Energiequellen gegründet.
In der Nähe der deutschen Küste wird man neue Kraftwerke aufstellen, welche die elektrische
Energie mit einem Verlust von ungefähr 0,8% in den Süden transportieren werden. Das
vermeidet die Verluste in Bezug auf den Transport von primären Energiequellen. Fernerhin
brauchen Kraftwerke in der Nähe der Küste keine Kühltürme; sie nutzen Meerwasser,
wodurch die Effizienz um 2 Prozentpunkte zunimmt. Der Nachteil ist eine größere Belastung
der Nord-Süd-Hochspannungsleitungen.
2.2. Windkraft
Seit 1990 gibt es in Deutschland eine starke Steigerung der Menge der installierten
Windkraftleistung; sehe Abbildung 1. Am Ende des Jahres 2007 wurde mehr als 22 GW
installiert, wovon 40% im VE-T-Regelzone; ungefähr ein Drittel der Fläche Deutschlands.
Die Restleistung (neue Leistung die im Zukunft installiert werden kann) und der Leistung
durch Repowering (Installation Windturbinen mit höheren Leistung an Stellen älteren
Windturbinen) (Zusammen auf ungefähr 6,5 GW geschätzt [7]) willen, wird diese ungleiche
Verteilung dieser variablen Energiequellen weiter bestätigen. Durch diese Menge der
Leistung, an die Leistung, die in den offshore Windkraftwerke in dem Netz eingeführt wird
hinzufügen, wird das Ungleichgewicht zwischen Stromerzeugung und Stromnachfrage nur
verstärkt.
5
6
Abbildung 1: die Entwicklung der installierte Windkraftkapazität
2.3. Netzlast
Im Jahr 2007 wurde in der VE-T-Regelzone mehr als 94 TWh Elektrische Energie
konsumiert, wovon 16,4 TWh sich aus der Windkraftenergie ergibt. Diese Zahlen vermitteln
aber kein Bild vom direkten Gebrauch des Netzes: das Netz wurde für eine bestimmte Menge
von Leistungsübertragung ins Netz entwickelt. Die Energiemenge spielt dabei eine
unterordnete Rolle. Sowohl die horizontale als die vertikale Netzbelastung werden dazu
bestimmt. Die vertikale Netzlast enthält die Gesamtleistung, die durch die Verteilungsnetze
oder durch industrielle Verbraucher aus dem Transportnetz entnommen wird. Die horizontale
Netzlast enthält die Gesamtleistung, die durch direkt gekuppelte Stromerzeuger, die
Verteilungsnetze und benachbarte Stromübertragungsnetze ins Netz eingespeist wird. Folglich
zeigt die horizontale Netzlast das Niveau der Gesamtnetzlast, und zeigt die vertikale Netzlast
die Gesamtleistung, die sofort ins Netz eingespeist wird, um die regionale Nachfrage liefern
zu können.
Sowohl im VE-T-Regelzone als in Süddeutschland, gibt es ein großes Ungleichgewicht
zwischen die Stromerzeugung und das Stromverbrauch. Wie in den vorigen Absätzen
erwähnt, erwartet man, dass dieses Ungleichgewicht zunimmt.
2.4. Schlussforderung
Daraus können wir schließen, dass die VE-T-Regelzone ein Bereich mit einem ziemlichen
Überschuss an Leistung ist. Es gibt ein ziemliches Ungleichgewicht zwischen die
Gesamtleistung, die ins Netz eingeführt wird, und die Leistung, die aus dem Netz genommen
wird. Das belastet die Nord-Süd-Verbindungen stark. Man erwartet, dass zukünftige
Entwicklungen die Situation selbst verschlimmern werden. Der Bau einer Süd-West-
Verbindungleitung könnte ein wichtiger und notwendiger Teil der Gesamtlösung sein.
6
7
3. Andere Studien
In diesem Kapitel werden sechs Studien ins Detail besprochen. Alle haben sie eine gering
unterschiedliche Ansicht; aber sie sind alle auf den grundlegenden Entwicklungen gegründet,
die im Problemdarstellung erwähnt werden. Meistens wird Notwendigkeit von
Netzerweiterungen in Europa und Deutschland untersucht auf Grund der bestimmten
Ungleichgewichte zwischen das Leistungsnachfrage und die Leistungserzeugung in
verschiedenen Regionen.
3.1. TEN-E: Vorrangiger Verbundplan
Die EU hat in 2006 die TEN-E Richtlinien erlassen, die 42 Projekte die höchsten Priorität
zuordnet [8]. Diese ‚Projekte von europäischer Bedeutung’ haben das Ziel, den Europäischen
Energiepolitik zu unterstützen. Sowohl die grenzüberschreitenden Verbindungen als die
nationalen Verbindungen, die wichtige Folgen für die grenzüberschreitende
Übertragungskapazität haben, können stark zu der Realisierung der europäischen
Energiepolitik beitragen.
Drei Verbindungsleitungen wurden als prioritäre Projekte in der VE-T-Regelzone bestimmt.
Zwei dieser Verbindungsleitungen sind im Norden Deutschlands. Die Verbindungsleitung im
Süden (südwestliche Verbindung), welche die Länder Sachsen-Anhalt, Thüringen und Bayern
durchkreuzt, kann in vier Teilverbindungen verteilt werden, wovon drei Teilen im VE-T-
Regelzone situiert sind. Der erste Teil, zwischen Lauchstädt (Stelle in der Nähe von Halle)
und Vieselbach ist bereits in der Bauphase, während Vieselbach-Altenfeld und Altenfeld-
Redwitz jetzt noch untersucht werden, und noch auf eine Genehmigung warten. Der letzte
Teil von Redwitz bis zu Grafenrheinfeld (Stelle in der Nähe von Schweinfurt) ist in der
Regelzone von E.ON Netz GmbH situiert und bereits eins System ist in Betrieb.
Die europäische Kommission hat verschiedene mögliche Entwicklungshindernisse des
Südwest-Verbindungsleitungsprojektes bestimmt. Erstens muss diese Leitung den Thüringer
Wald durchkreuzen. Zweitens gibt es lokalen Widerstand der Bevölkerung, auf Grund der
möglichen negativen Folgen für den Tourismus, der Angst für elektromagnetische Felder und
der Folgen für die Landschaft. Schließlich macht die Tatsache, dass diese Leitung drei
verschiedene Länder durchkreuzen wird, die Genehmigung komplexer. TEN-E beschreibt
aber Möglichkeiten für die Reduktion der Folgen für die Landschaft, durch die Routen der
bestehenden Leitungen oder Autobahnen (Bündelprinzip) zu nutzen.
3.2. Consentec: Expertise on the network-related technical
necessity for the 380 kV SouthWest interconnector
Diese Studie analysiert die Notwendigkeit der Südwest 380-kV-Verbindungsleitung. Erstens
gibt es ein Referenzszenario für 2007, ohne Netzerweiterungen. Danach werden verschiedene
Szenarien für 2012 evaluiert. Die Resultate werden in Tabelle I und Tabelle II
zusammengefasst. Die erste Tabelle zeigt, dass es im Jahr 2007 groβe Ungleichgewichte gab,
zwischen die Belastung und die Erzeugung in Situationen mit starkem Wind. Die zweite
Tabelle zeigt, dass in einer Situation mit einem starken Wind und einer niedrigen Belastung,
die Verbindungsleitung überlastet ist, wenn man die Kontingenz (N-1)1 beachtet.
1
Das N-1 Prinzip besagt das bei Ausfall eines Betriebselementes keine Versorgungsunterbrechens statfind.
7
8
Consentec hat eine Studie der mit dem Netz zusammenhangenden, technischen
Notwendigkeit der Südwest 380 kV-Verbindungsleitung geführt. Diese Leitung wird durch
den VE-T geplant [9]. Umstände mit einem starken Wind werden für sowohl die Situationen
mit der höchsten als mit der niedrigsten2 Belastung betrachtet, und es wurde in die 4
Netzerweiterungsszenarien getestet:
• Referenzszenario 2007 ohne Netzerweiterung
• Szenario 2012 A: ohne Netzerweiterung
• Szenario 2012 B: mit der Krümmel-Görries-Leitung
• Szenario 2012 C: sowohl mit der Krümmel-Görries-Leitung als auch mit der Südwest-
Verbindungsleitung
Erst wurden die Ungleichgewichte der verschiedenen deutschen Regelzonen3 für den
Referenzszenario 2007 und 2012A – für die höchste Belastung (HB) und die niedrigste
Belastung (NB) – berechnet; sehe Tabelle I.
Für VE-T Nord wurde eine Zunahme der überschüssigen Leistung gefunden. Für VE-T Süden
nahm das Ungleichgewicht aber ab. Diese wichtigen Zunahmen, die in Situationen mit einer
niedrigen Belastung am meisten ausgeprägt sind, heben die starken Defizite in anderen
Regelzonen – insbesondere im Südwesten – auf. Eine große Menge Leistung muss
transportiert werden, was überfüllte oder überbelastete Übertragungsleitungen zur Folge hat.
Tabelle I: Ungleichgewichte in VE-T-Regelzone
Referenzszenario 2007 Szenario 2012
VE-T Nord VE-T Süden VE-T Nord VE-T Süden
HB NB HB NB HB NB HB NB
+2530MW +4270MW +2560MW +4180MW +5950MW +8270MW +590MW +3870MW
In Tabelle II werden die Leitungsauslastungen der analysierten Szenarien für die
nachstehenden Verbindungsleitungen gezeigt:
• Leitung 1: Wolmirstedt-Helmstedt
• Leitung 2: Vieselbach-Eisenach-Mecklar
• Leitung 3: Remptendorf-Redwitz
• Leitung 4: Südwest-Verbindungsleitung: Lauchstädt-Vieselbach-Altenfeld-
Redwitz
Es ist klar, dass Leitung 3 (Remptendorf- Redwitz) stark ausgelastet ist. Die Inbetriebnahme
der Krümmel-Görries-Verbindungsleitung ist für die Netzbelastungen im Süden unwichtig,
aber die Südwest-Verbindungsleitung hat positive Folgen auf die stark überbelastete
Remptendorf-Redwitz-Verbindungsleitung (Leitung 3).
2
Die niedrige Belastung wurde auf 45% der höchsten Belastung geschätzt.
3
In der Studie von Consentec gibt es eine Unterschied zwischen VE-T Nord und VE-T Süd. In diesem
Literaturübersicht werden die Ungleichgewichte für die zwei Regionen zusammengefügt.
8
9
Tabelle II: Auslastungen für verschiedene Szenarien mit (N-0) und (N-1)
Referenz 2007 Szenario 2012 A Szenario 2012 B Szenario 2012 C
HB NB HB NB HB NB HB NB
Leitung 1 36%- 55%- 42%- 63%- 33%- 47%- 19%- 29%-
54% 84% 63% 95% 51% 73% 29% 45%
Leitung 2 27%- 45%- 27%- 53%- 24%- 48%- 33%- 60%-
35% 59% 35% 70% 32% 64% 43% 78%
Leitung 3 55%- 75%- 67%- 105%- 66%- 103%- 50%- 76%-
90% 121% 109% 171% 109% 170% 70% 106%
Leitung 4 - - - - - - 35%- 53%-
48% 72%
Die Schlussforderungen dieses Berichts kann folgenderweise zusammengefasst werden:
• Im Moment ist die bestehende Übertragungskapazität nicht adäquat, um die
gesetzliche Verbindlichkeit, der Input der regenerative-Energiequellen ab zu führen,
und dieser Input als nationales Ausgleichssystems überzutragen, ohne die Sicherheit
des Netzes zu gefährden.
• Remptendorf-Redwitz hat die maximale kontinuierliche Strombelastbarkeit jetzt
erreicht. Man erwartet, dass diese in extremen Umständen im Jahr 2012 um 170%
ausgelastet sein wird.
• Die Inbetriebnahme von Krümmel-Görries ist unwichtig für die kritischen Netzlasten,
die jetzt untersucht werden.
• Die Südwest-Verbindungsleitung ist eine adäquate Maßnahme, um die überbelasteten
Leitungen in einem annehmbaren Bereich, südlich des VE-T-Regelzone zu halten.
3.3. Dena-Netzstudie: Energiewirtschaftliche Planung für
die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an
Land und Offshore bis zum Jahr 2020
Die Dena-Netzstudie, die in Februar 2005 publiziert wurde, berechnet Auslastungsdaten für
Verbindungsleitungen für die Jahre 2003, 2007, 2010, 2015 und 2020 [10], und beachtet auch
benachbarte Länder. Die Energieüberschuss in der VE-T-Regelzone werden erstens in die
Tabelle III gezeigt.
Tabelle III: Energieüberschuss im VE-T-Regelzone. Die Daten sind auf der „Dena-
Netzstudie“ gegründet.
HB/Wind HB/kein Wind NB/Wind NB/kein Wind
2007 +8314MW +1842MW +6183MW +3417MW
2010 +8279MW +2640MW +6242MW +3576MW
2015 +10595MW +4338MW +7986MW +5023MW
2020 +7246MW +2419MW +5942MW +2515MW
Das Szenario 2007A ist eine Situation ohne Netzerweiterungen. Das Szenario 2007B nimmt,
neben vielen anderen Netzerweiterungsmaßnahmen, auch Netzverstärkungen in Thüringen an:
Umschaltung der Stromkreise Röhrsdorf – Weida – Remptendorf und Vieselbach -
Großschwabhausen – Remptendorf von 220 kV bis 380 kV und die Aufstellung von zwei
380/220-kV-Transformatoren in Remptendorf. Die Dena-Netzstudie inventarisiert alle
9
10
überauslasteten Leitungen Regelzonen in Deutschland. Die überbelasteten Leitungen, die
wichtig sind für die VE-T-Regelzone werden in der Tabelle IV zusammengefasst. Man sagt,
dass es im Jahr 2015 keine überbelasteten Leitungen gäbe in diesem Regelzone, weil man
erwartet, dass die südwestliche Verbindungsleitung dann gebrauchsfähig sein wird. Wenn das
nicht der Fall ist, würden in der (N-1) Kontingenzstudie für nachstehende Leitungen
Überbelastungen gefunden:
• Pulgar - Vieselbach (380kV): 122%
• Röhrsdorf - Streumen: 114%
• Remptendorf - Redwitz: 123%
Tabelle IV: Leitungsbelastungen für verschiedene Szenarien für (N-0) und (N-1)
Auslastungen. Diese Daten sind auf der „Dena-Netzstudie“ gegründet.
Szenario 2007 A Szenario 2007 B Szenario 2010
HB NB HB NB HB NB
Remptendorf - Redwitz 82%- 52%- 87%- 47%- 85%- 46%-
(380kV) 140% 87% 120% 64% 118% 64%
Remptendorf - Röhrsdorf 106%- 66%- - - 71%- 42%-
(380kV) 131% 87% 103% 61%
Pasewalk - Vierraden 86%- 128%- 90%- 116%- 109%- 135%-
(220kV) 128% 162% 131% 151% 158% 163%
Krajnik - Vierraden 53%- 94%- 56%- 95%- 71%- 111%-
(220kV) 100% 177% 105% 179% 134% 209%
Bertikow - Neuenhagen 57%- 59%- - - 63%- 47%-
(220kV) 90% 107% 105% 99%
Pulgar - Vieselbach 75%- 41%- 76%- 44%- 82%- 46%-
(380kV) 118% 64% 112% 65% 122% 61%
Bärwalde - Schmölln 62%- 44%- 64%- 45%- 71%- 49%-
(380kV) 104% 73% 106% 75% 119% 83%
Vierraden - - - - - 19%- 42%-
Neuenhagen(220kV) 53% 104%
Röhrsdorf - Streumen - - - - 80%- 64%-
(380kV) 112% 89%
Eula - Streumen (380kV) - - - - 94%- 58%-
116% 71%
Es wird eine Dena-Netzstudie Phase II durchgeführt. Die zweite Edition betont die
technischen und organisatorischen Lösungen, die erneuerbare Energien möglich machen soll,
um die 30% der Elektrische Energie, die mit u.a. 20 GW der installierten offshore
Windkraftenergie für Deutschland erzeugt wird, zu übertragen. Man erwartet die Resultate am
Ende des Jahres 2009.
3.4. EWIS: Towards a Successful Integration of Wind
Power into European Electricity Grids
Die Studie EWIS (European Wind Integration Study) [11] versucht eine erfolgreiche
Integration von Windkraftenergie in europäische Elektrizitätsnetze zu ermöglichen. Diese
Studie enthält alle technische und operationelle Aspekte und Marktaspekte der
Windkraftenergie in Europa. Der Abschlussbericht der ersten Phase wurde am 15. Januar
1011
2007 publiziert, und konzentrierte sich auf die Situation in 2008. In dieser Literaturübersicht
werden der zunehmende Bedarf des Leistungsausgleich und der Reserveleistung nicht ins
Detail besprochen. Für die Bemerkungen was die Zunahme der Netzverluste betrifft,
verweisen wir Sie auf den Abschlussbericht. Die zweite Phase von EWIS – der
Abschlussbericht wird in Oktober 2009 vorgelegt – enthält Netzberechnungen und
Empfehlungen für den Planungshorizont bis 2015.
In diesem ersten Schritt wurde der (N-1) Kontingenzanalyse und Bestimmung von Engpassen
Aufmerksamkeit geschenkt. Wichtige Verbindungsleitungen werden in Tabelle V für 2008
inventarisiert. Leitungsbelastungen ohne Maßnahme was Netzverstärkungen betrifft, können
Sie in der zweiten Spalte (Szenario 2008) finden. In der dritten Spalte (Szenario 2008 B)
werden nachstehende Netzerweiterungen wie ‚in Betrieb’ beachtet:
• Neue 380-kV-Doppelfreileitung Krümmel-Schwerin (Vorrangiger Projekt:
Nordleitung)
• Neue 380-kV-Doppelfreileitung Halle/Saale-Schweinfurt (Vorrangiger Projekt:
südwestliche Verbindungsleitung)
Tabelle V: (N-1) Leitungsbelastungen für verschiedene Szenarien; auf EWIS-Daten gegründet
Szenario 2008 A Szenario 2008 B
Krajnik (PL)-Vierraden 217% 167%
Pasewalk-Vierraden 182% 139%
Remptendorf-Redwitz 115% 82%
Pulgar-Vieselbach 115% 77%
Helmstedt-Wolmirstedt 130% 96%
Nur diese zwei neue Verbindungsleitungen werden beachtet. Die dritte Verstärkung, die
Neuenhagen mit Vierraden und Polen verbindet, wird außer Acht gelassen. Dank dieser neuen
380-kV-Doppelfreileitung in Uckermark gibt es keine Überbelastungen mehr auf der
Querverbindungsleitung mit Polen (Vierraden – Krajnik).
Der Bericht folgert, dass die neue 380-kV-Doppelfreileitung zwischen Halle/Saale und
Schweinfurt verhindert, dass bestehende Leitungen in Osten Deutschlands überbelastet
werden. Folglich können auch die Anzahl der Maßnahmen in den Markt, und die zugehörige
Kosten, die für die Sicherheit des Systems notwendig sind, stark reduziert werden.
3.5. Regionenmodell: Stromtransport 2012
Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber haben zusammen die Entwicklung der
installierten Erzeugungskapazität und die zugehörigen Flüsse untersucht [12]. Erstens werden
die Ungleichgewichte von 18 Regionen – wovon 2 offshore - untersucht. Auf Grund dieser
Studie werden die resultierenden Flüsse zwischen die Regionen und zu den benachbarten
Ländern berechnet. Berechnungen wurden mit Schätzungen der installierten
Windkraftleistung- und konventionellen Kapazität für den Planungshorizont bis 2012
gemacht. Es wurden keine Verstärkungen beachtet und der Status des deutschen Netzes von
Mai 2007 wurde genutzt. Die Resultate werden in der Tabelle VI gezeigt.
Für jedes der vier Szenarien wurde in der VE-T-Regelzone einen Überschuss der erzeugten
Leistung gefunden. Spezifische Leitungsbelastungen innerhalb von einer Region sind nicht
verfügbar. Die Belastungen auf Verbindungsleitungen zwischen diesen Regionen und
1112
benachbarte Länder werden in MW und nicht wie ein Prozentsatz notiert. Die Werte, die eine
Auslastung der Übertragungskapazität bedeuten, werden fett gedruckt.
Tabelle VI: Energieüberschuss der VE-T und Imports/Exports; auf „Stromtransport 2012“
gegründet
HB/Wind HB/kein Wind NB/Wind NB/kein Wind
Ungleichgewichte der VE-T +10853 +5221 MW +8277 MW +4569 MW
MW
Görries-Krümmel -489 MW +201 MW -461 MW +119 MW
Wolmirstedt-Helmstedt -516 MW +440 MW -103 MW -229 MW
Eisenach-Mecklar -1742 MW -12 MW -1031 MW -541 MW
Altenf./Remptend.-Redwitz -6047 MW -3385 MW -4472 MW -1728 MW
Röhrsdorf-Hradec(CZ) -1219 MW -1020 MW -957 MW -464 MW
Export nach Polen -1941 MW -1995 MW -1904 MW -1576 MW
Offshore Windenergie +1101 MW +0 MW +1101 MW +0 MW
Kontec +0 MW +550 MW -450 MW -150 MW
3.6. Jarass-Obermair: Aktualisiertes wissenschaftliches
Gutachten zu Notwendigkeit der geplanten 380-kV-
Verbindung Raum Halle – Raum Schweinfurt
Diese Studie analysiert die Notwendigkeit von Hochspannungsnetzerweiterungen in VE-T
Regelzone, um den Windkraftentwicklungen des Planungshorizonts von 2015 bis 2020
gewachsen zu sein. Wir verweisen Sie auf die Dena-Studie, [9] um mögliche Schwierigkeiten
zu bestimmen. Die Notwendigkeit der Aufstellung der neuen Südwest-Verbindungsleitung
wurde nicht bestätigt. Man sagt, dass die bestehende 380-kV-Doppelfreileitung Remptendorf-
Redwitz mit Temperaturüberwachung und der Nutzung neuer Hochtemperaturstromleitern
ausreichend ist.
3.7. Schlussforderungen
Alle sechs Studien bestätigen den Bedarf von neue Transportkapazität von Nordosten in den
Südwesten Deutschlands. Sie unterscheiden sich in den Betrag und in den Bedarfzeitpunkt.
1213
4. Verfügbare Technologien
Wenn Netzverstärkungen erforderlich sind, bestehen zwei technische Möglichkeiten.
Einerseits können neue Hochspannungsleitungen errichtet werden deren verschiedenen
Optionen nachstehend angeführt werden. Andererseits könnten die bestehenden
Verbindungen verstärkt genutzt werden. Diese zweite Möglichkeit wird später in diesem
Kapitel behandelt.
4.1. Errichtung neuer Übertragungsleitungen
Dieser Abschnitt verschafft einen Überblick über die verschiedenen technischen
Möglichkeiten zum Errichten neuer Hochspannungsleitungen. Ein grundlegender Unterschied
besteht zwischen Gleich- und Drehstromtransport. Der Vollständigkeit halber sind hier auch
Stromkontrollmechanismen aufgelistet. Technische Aspekte werden nur mit einem kurzen
Verweis auf die Kosten hervorgehoben. Eine ausführliche Analyse der Lebenszykluskosten ist
im nächsten Kapitel behandelt.
4.1.1. Drehstrom (AC)
4.1.1.1. Freileitungen
Die klassische Vorgehensweise zur Netzwerkverstärkung ist die Errichtung neuer
oberirdischer 3-Phasen Drehstrom Leitungen, Freileitungen genannt. Es besteht eine lange
Erfahrung mit der Errichtung und dem Unterhalt von klassischen Drehstrom
Übertragungsleitungen. Wirtschaftlich gesehen liegt der hauptsächliche Vorteil von
Drehstrom Übertragungsleitungen in den relativ niedrigen Kosten. Momentan bestehen keine
alternativen Technologien, die mit Freileitungen konkurrieren können, insbesondere nicht in
ländlichen Gegenden.
Neue Composite-Technologie-Leiter nutzen einen Kern aus Mischmaterial um das
Aluminium-Leiter Drähte gewickelt sind. Mit diesem Verfahren erreicht man eine erhöhte
Zähigkeit sowie ein vermindertes Gewicht. Zudem halten Composite-Leiter höhere
Temperaturen aus und lassen weniger unter hoher mechanischer Spannung nach. Folglich
haben neue Composite-Technologie-Leiter eine dauernde Strombelastbarkeit die sich bis auf
das Doppelte derer von traditionellen ACSR (stahlverstärkte Aluminium-Leiter) beläuft. Dies
ermöglicht eine höhere Übertragungskapazität ohne größere Veränderungen. Die
mechanischen Eigenschaften bevorzugen den Gebrauch von Composite-Leitern in Situation
wie: eisige Regionen, alternde Strukturen und lange Durchquerungen. Ein großer Nachteil
sind leider die beträchtlich höheren Kosten. Die Kosten pro Einheit Composite-Leitern
werden ungefähr auf das Zwei- bis Dreifache von ACSR geschätzt [13].
Auch steigen die Verluste infolge der höheren Arbeitstemperaturen. Manchmal verhindern
veraltete Normen diese Art von Änderungen durch die Festlegung von einer maximalen
Leitertemperatur, unabhängig vom Leitertyp. Die äußere Drahtmenge hat den gleichen
Umfang wie ACSR; Anpassungen von Übertragungsmasten oder Bauausrüstung sind nicht
erforderlich. Composite-Leiter können eine kosteneffiziente Lösung zur Erhöhung der
Übertragungskapazität sein wenn bestehende Leitungen instand gesetzt werden. Wenn eine
neue Leitung errichtet werden müsste, würden Composite-Leiter weniger und kürzere
Übertragungsmaste erfordern. Da die Technologie noch recht neu ist, bestehen noch keine
Daten über den erwarteten Lebenszyklus. Heute bestehen nur einige Testinstallationen
(Holland, Michigan; Xcel Minnesota) auf der 115 kV Spannungsebene mit Einzelseile.
1314
4.1.1.2. Erdkabel
Unterirdische Leitungen stellen eine Alternative zu Freileitungen dar. Diese Kabel haben im
Vergleich zu Freileitungen ästhetische Vorteile. Auch scheinen Gesundheitsrisiken durch
elektromagnetische Felder geringer zu sein, obwohl die lokalen magnetischen Felder viel
stärker sein können. Dieses starke magnetische Feld ist jedoch nur in einem viel begrenzterem
Raum oberhalb des Kabels vorhanden.
Die Kapitalkosten sind für Kabel im Allgemeinen höher als für Freileitungen. Die
Kostendifferenz ist nicht linear: bei steigender Leistung und höheren Spannungsebenen erhöht
sich die Kostendifferenz in extremen Verhältnissen. Das Kostenverhältnis von Freileitungen /
Kabel ist geschätzt auf 1/3 bis 1/7 bei 110 kV aber auf 1/10 bis 1/20 bei 380 kV [14]. Generell
sind Kostendifferenzen geringer geworden: die Schätzungen liegen näher bei 1/10 als bei 1/20
infolge von erhöhtem R&D bezüglich der ökonomischen Lebenszeit von Kabel, die
Verlegungen in geringeren Tiefen und technologischen Fortschritten im Kabel-Entwurf [15].
Aus wirtschaftlichen und technischen Gründen sind Kabel bei 380 kV außergewöhnlich.
Verglichen mit Freileitungen sind die Unterhalts-, Wartung- und Verlustkosten von Kabel
niedriger. Zudem ist die Durchschnittsdauer zwischen zwei Ausfällen erheblich hoher, vor
allem bei niedrigerer Spannung. Leider sind die Kosten bezüglich der Auffindung und der
Reparatur höher und eine Reparatur kann eine lange Zeit in Anspruch nehmen. Ein extremes
Beispiel ist die Katastrophe von Auckland, Neuseeland, wo 1998 eine ganze Stadt wegen
eines Kabelausfalls ohne Strom war. Die Stromversorgung war nach 18 Tagen durch eine
provisorische Freileitung sicher gestellt. Die Benutzung von Kabel beschränkt sich bei
Drehstrom auf Abständen von wenigen zehn Kilometern; sonst sind
Ausgleichungszwischenstationen für reaktiven Strom notwendig.
Innerhalb der Kabeltechnologien besteht ein wichtiger Unterschied zwischen dem Gebrauch
von ölgefüllten Kabel und vernetzten Polyäthylen Kabel (XLPE). Ölgefüllte Kabel sind eine
etablierte Technologie mit hoher Zuverlässigkeit. Leider sind Ölverluste unumgänglich und
somit könnten lokale Verschmutzungen auftreten. XLPE Kabel mit der höchsten Spannung
sind relativ neu und zeigen ein schwächeres und weniger zuverlässiges Verhalten auf.
Demgegenüber haben diese jedoch keine Ölverluste und sind günstiger und einfacher zu
installieren.
Ein Kabel kann als langer Zylinderkondensator modelliert werden. Pro Längeneinheit beträgt
die Kapazität C ungefähr 160-600 nF/km [16]. Dieser Wert hängt von der Dielektrikum, vom
Leiterquerschnitt und der Isolationsdicke ab. Der Strom eines Kabels kann wie folgt
ausgedrückt werden:
I c = U 0 .ω.C. (0.1)
In (0.1) steht U0 für die Phasenspannung, ω für die Stromkreisfrequenz, und für die
Kabellänge. Diese Gleichung steigt linear mit der Frequenz. Für DC mit einer Frequenz von
0Hz ist der Strom gleich null. Für Freiluft Drehstromysteme kann der Strom jedoch nicht
vernachlässigt werden. Die Reaktive Leistung eines 3-Phasen Drehstromkabels beträgt
ungefähr 1.5 MVAr/km für 150 kV, 3 MVAr/km für 220 kV und 9MV Ar/km für 400 kV
[17]. Somit ist reaktive Leistungskompensation in adäquaten Abständen erforderlich (20 bis
40 km für 400 kV). Dies kann durch die Anwendung von Spulen oder SVCs (Static VAr
Compensator, Statischer VAr Kompensator) erreicht werden. Dies erhöht nicht nur die
allgemeinen Kosten zur Benutzung von Drehstromkabel, sondern macht Drehstromkabel für
lange Unterseedistanzen praktisch unmöglich.
1415
4.1.1.3. Gasisolierte Leitungen (GIL)
Gasisolierte Leitungen haben eine viel bessere Isolierung sodass, sie bei Spannungen bis zu
550 kV gebraucht werden können. GILs sind somit für die Übertragung von
Hochspannungsstrom nützlich. Die Kapazität von GILs ist mehr als zehnmal kleiner als die
von gewöhnlichem Kabel. Folglich ist der reaktiven Strom viel geringer und begrenzt die
Länge nicht so stark. Die Verlegung erweist sich aber als komplizierter: alle 20 m sind
Verbindungen notwendig. Diese sind schwierig und mit hohem Kostenaufwand zu
installieren. Es bestehen auch Einwände bezüglich der ökologischen Auswirkungen des
Druckgases, das SF6 enthält. S2F10, ein Lichtbogennebenprodukt von SF6, ist eines der
giftigsten bekannten Gase. Die Verluste auf Höhe der Verbindungen erfordern eine
ausreichende Belüftung in den Tunnel, in deren die GILs gelegt sind. Erfreulicherweise ist es
sehr rückwirkungsfrei. Zudem trägt SF6 zu den Treibhausgasen bei [18].
Aus ökonomischen Gesichtspunkten kann die GIL Übertragung kosteneffizient sein für den
Transport von großen Strommengen über kurze Distanzen. GIL Kabel sind für die 3.3 km,
3000 MW Verbindung zwischen einem neuen Kraftwerk und Nagoya City benutzt. Wenn 275
kV vernetzte Polyäthylen (XLPE) Kabeln benutzt worden wären hätte man 5 parallele
Kabelsysteme mit dem größten Querschnitt benötigt. Kosten-Nutzen Studien zeigten dass der
Aufwand zur Installierung von GILs geringer was [19]. Für längere Verbindungen wiegen die
Kosten von GILs vor.
4.1.1.4. Hochtemperatursupraleiter (HTS)
In einigen Materialien beträgt der Widerstand bei sehr niedrigen Temperaturen beinahe null.
Dieses Phänomen wurde 1950 entdeckt und heißt Supraleitfähigkeit. Da es mit Kosten
verbunden ist, diese extrem niedrigen Temperaturen, bei denen dieses Phänomen entsteht, zu
erreichen, war es nicht möglich dieses Verfahren für eine kosteneffiziente Stromübertragung
zu nutzen. Ein Durchbruch war die Entdeckung der (relatives) Hochtemperatursupraleiter
(HTS, high temperature superconductor) in 1986. HTS Materialien können durch den
Gebrauch von flüssigem Stickstoff gekühlt werden anstelle des viel teureren flüssige Helium.
HTS Kabel sind viel teurer als konventionelle Kabel durch die höheren Materialkosten. Die
Kosten werden in den kommenden Jahren voraussichtlich erheblich sinken mit dem
Aufkommen der zweiten Generation von HTS Kabeln und durch Skaleneffekten verursacht
durch eine steigende Nachfrage und einer erhöhten Produktionskapazität. Ein anderer Punkt
sind die Kapitalkosten von Tieftemperatur- Ausrüstung. Man erwartet dass die Einheitskosten
von Gefriersystemen fallen werden, wenn die Nachfrage steigt. Dennoch sind Anstrengungen
auf der Ebene des Forschung und der Entwicklung notwendig, um die Effizienz der
Tieftemperatur-Kühler zu verbessern.
Heutzutage enthalten HTS Kabel Beryllium (Be), das für seine Giftigkeit bekannt ist. Dies
erfordert eine ausführliche Kontrolle während des Produktionsprozesses. Als Endprodukt sind
HTS Kabel jedoch relativ sicher und sind, im Gegensatz zu ölgefüllten und gasisolierten
Kabeln, umweltfreundlich [20]. HTS Kabel sind momentan in einer Demonstrationsphase und
noch nicht für eine Übertragung von größeren Strommengen ausgereift.
1516
4.1.2. Gleichstrom (HVDC: High Voltage Direct
Current)
4.1.2.1. Allgemein: Netzgeführter Stromrichter HGÜ
Ein Hochspannungsgleichstrom-System wandelt elektrische Spannung von Dreh- nach
Gleichspannung am Übertragungsanfang und von Gleich- nach Drehspannung am Ende um.
Es stellt eine gut etablierte Technologie dar und seit seiner ersten kommerziellen Einführung
1954 (Schweden) sind mehr als 50 Projekte verwirklicht worden.
HochspannungsGleichstromÜbertragung (HGÜ) ist ökonomisch tragbar für entfernte
Distanzen, ohne Zwischenabnahme, und für hohe Energiemengen. Die Technologie
ermöglicht die Leistungssteuerung, ein interessanter Aspekt bezüglich der Abweichungen
zwischen Vertragswegen und physikalischen Flüssen. Die Investitionskosten von HGÜ
Konverterstationen sind höher als die von Drehstromstationen. Demgegenüber sind die
Kosten von Freileitungen oder Kabeln, Kosten für den Landbedarf („right of way“ Kosten)
und Unterhalts- und Wartungskosten geringer mit HGÜ [21]. HGÜ erweist sich als
vorteilhafter gegenüber Drehspannungsübertragung desto länger die Übertragungsdistanzen
sind. In speziellen Fällen wie zum Beispiel spezielle Erfordernisse bezüglich der
Leistungssteuerung, Begrenzungen von Kurzschlussstrom oder Stabilisierungsgründe, besitzt
HGÜ zusätzliche Vorteile gegenüber Drehspannung [22].
4.1.2.2. Spannungsgesteuerte HGÜ
Die traditionelle HGÜ ist bekannt als netzgeführter Stromrichter (LCC Line Commutated
Converter) HGÜ Technologie. Eine neue Entwicklung ist die Gleichstromübertragung, die
Spannungsgesteuerte Umrichter (VSC Voltage Source Controlled) nutzt (Abbildung 2). Die
erste Anwendung von VSC Übertragung war in Hellsjön, Schweden, errichtet worden. Der
Gebrauch von Geräten mit kontrollierter An- und Ausschaltungsfähigkeit bietet interessante
Vorteile wie die Blackstart-Fähigkeit und die Möglichkeit passive Drehstromsysteme
Inselnetz zu speisen. Zudem treten keine Kommutierungsfehler auf. Durch den Gebrauch von
IGBT‘s (Insulated Gate Bipolar Transistor) anstelle von Thyristorschalter hat VSC mehrere
inhärente technische Vorteile gegenüber LCC HGÜ. VSC Stationen können Flimmern
verhindern und vermindern Oberschwingungen im Drehstromsystem. Die bessere
Spannungsqualität macht große umschaltbare Oberschwingungsfilter überflüssig. Somit ist
der Flächebedarf von Umrichterstationen verkleinert. Der Mangel an Ausschalt-Fähigkeit von
Thyristoren beschränkt die Reaktive Leistungskompensation zur Spannungskontrolle.
Demgegenüber ermöglicht die VSC HGÜ Technologie reaktive Spannungskontrolle
unabhängig vom aktiven Stromfluss. Diese höhere Funktionsflexibilität hat ihre Kosten. Die
Verluste in den Umrichter sind höher auf Grund der häufigeren und des höheren
Spannungsabfalls bei den leistungselektronischen Schaltelementen. Ein weiterer Nachteil ist
dass auf der Erde liegende Gleichstromleitungen kritisch sind. Ausfälle von
Gleichstromleitungen erfordern die Öffnung von Drehstrom an beiden Enden. Obwohl VSC
Stromrichterstationen ein kleinen Fläche Bedarf haben sind deren Allgemeinkosten höher als
die von LCC Stationen, bedingt durch höhere Technologiekosten. Technische
Weiterentwicklungen und eine ausgeweitete Markteinführung werden die Kosten aber senken.
Dies wird einen Kostenvorteil von VSC HGÜ Technologie mit sich bringen.
1617
Abbildung 2: VSC HGÜ Umrichterstation (ABB)
VSC HGÜ ist eine interessante Alternative für Anwendungen mit großer Nachfrage wie zum
Beispiel die Versorgung von schwachen Netzwerken mit zusätzlicher Energie oder die
Verbindung mit Offshore-Windparks. Während traditionelle HGÜ kosteneffizienter im
Hochleistungsbereich ist, ist VSC HGÜ besser für geringer Leistungen. VSC Technologie ist
noch nicht ausreichend für Stromübertragung im großen Masse wegen hoher Verluste
geeignet. Es ist bis zu 400 MW entwickelt worden bis Mitte des nächsten Jahrzehnt werden
VSC HGÜ Systeme mit 1100MW angeboten würden. Für die Überland-Übertragung sind
sowohl Freileitungen als auch Kabel in Gebrauch. Die „Break-even“ Distanz ist von mehreren
Faktoren beeinflusst wie zum Beispiel der Spannungshöhe und der zu befördernden
Leistungsmenge. Für Freileitungen können Werte zwischen 600 und 5000 km erreicht
werden. Aus wirtschaftlichen Gründen sind Gleichstromfreileitungen bevorzugt im Vergleich
zu HGÜ Kabeln. Die „Break-even“ Distanz ist in [23] für vier 1000 MW Konstellationen
errechnet worden: LCC HGÜ Untergrund: 36 km, LCC HGÜ oberirdisch: 46 km, VSC HGÜ
unterirdisch: 44 km, VSC HGÜ oberirdisch: 46 km. Die „Break-even“ Distanz von Untersee-
Kabeln ist geringer, da ein Schiff Kabel sehr langer Kabellänge verlegen kann und somit die
Anzahl der verbindungsmoffen reduziert.
4.1.3. Flexible AC Transmission Systems (FACTS)
Da Netzwerkinvestitionen in einem unsicherem Umfeld stattfinden stellen Investitionen in die
Fähigkeit zur Kontrolle des Stromflusses eine interessante Alternative zu
Netzwerkleistungsentwicklungen dar. Im heutigen Netz mit nur linearen Bestandteilen
bestimmen die Kirchoffsche Gesetze den Stromfluss. In einem liberalisierten
Elektrizitätsmarkt hat der Netzbetreiber (TSO, Transmission System Operator) keine
Kontrolle mehr über den Stromfluss, den Anschluss und die Betriebsweise von Kraftwerke,
da die Stromproduzenten unabhängig den Ort ihrer Kraftwerke wählen können.
Netzwerkverstärkung bietet eine mögliche Lösung. Eine andere Möglichkeit ist der Gebrauch
der FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System, Flexible Drehstrom
Transport System) Technologie. Der IEEE zufolge sind FACTS
„Drehstromübertragungssysteme mit eingegliederten elektronisch-basierten und anderen
1718
statischen Stromsteuerungen zur Verbesserung der Beherrschbarkeit und zur Erhöhung der
Stromübertragungsfähigkeit.“ FACTS ermöglicht es, das Stromsystem näher an ihren
maximalen Möglichkeiten zu nutzen.
Der Mangel an exakte Datenbasis für Langzeitplanungen, die Erfordernis Stromproduzenten
Zugang zu gewähren und massive Einspeisung von erneuerbaren Energien haben die
Gewährung von Versorgungssicherheit erschwert. Die Anwendung der FACTS Technologie
kann die Netzzuverlässigkeit verbessern. FACTS Geräte sind ebenfalls dazu genutzt,
Stromkreise (Loop flows) zu minimieren, Engpässe aufzuheben, und ermöglichen einen
Betrieb näher an den thermischen Grenzen und ins besondere bei dynamischen
Netzproblemen finden FACTS ihren Einsatz [24]. Zuverlässigkeit erfordert schnelle und
koordinierte Handlungen der Stromkontrollgeräte. Für die Marktunterstützung sind „day-
ahead“ (ein Tag vorher), und in absehbarer Zukunft „intra-day“ (während des Tages),
Flusskontrollen notwendig, hier einbegriffen Techniken für den koordinierten Schaltungen
und den Austausch von Kontrolldaten. Für die Versorgungssicherheit hat das
Langzeitverhalten des Netzes eine Schlüsselrolle: „Welche Leistungsmenge kann in einer
Region exportiert oder importiert werden?“ Ein Nachteil der Leistungssteuerung sind höhere
Verluste innerhalb des Netzes.
Eine wirtschaftliche Begutachtung der Installation von FACTS Geräten erweist sich durch
den Einbezug vieler Variablen als schwierig. Nichtsdestotrotz sind Infrastrukturinvestitionen
und Einführungszeit minimal im Vergleich zu neuen Übertragungsleitungen.
Umweltbeeinträchtigungen sind begrenzt und lokal.
4.1.3.1. Querregler (PST: Phase Shifting Transformer)
Der Querregler ist ein Stromkontrollinstrument der auf traditioneller
Transformatorentechnologie beruht (Abbildung 3). Ein PST ändert den Aktivstrom durch
Veränderung des elektrischen Winkels zwischen zwei Knotenpunkten. Siehe zum Bsp. [25]
für das Funktionsprinzip von PSTs. Phasenschiebertransformatoren sind seit Jahrzehnten
verfügbar. Die Technologie ist einfach, robust und zu verlässlich. Eine beträchtliche Anzahl
von Geräten ist heute schon in Betrieb. Die begrenzten Kosten und geringeren Verluste
favorisieren den Gebrauch von PST gegenüber leistungselektronisch-basierten FACTS
Geräten. PSTs sind leider nicht so flexibel da sie Reaktionszeiten von mehreren Minuten
haben.
1819
Abbildung 3: Phasenverschiebungstransformator (VA tech)
4.1.3.2. Thyristor-basierte FACTS
Thyristor-basierte FACTS Geräte können neben der Leistungskontrolle einen kontinuierlichen
Spannungssteuerung bringen. Ihre Nutzung erhöht die Sicherheit des Netzwerkes: eine
erhöhte Transiente Stabilität, begrenzter Kurzschlussstrom, verbesserter
Stromschwingungsdämpfung, usw. Nachteile dieser Technologie beinhalten Aspekte der
Zuverlässigkeit, eine höhere Komplexität und eine Injektion von Oberschwingungen bei
höheren Stromniveaus, und erfordern die Einführung von teuren Filtergeräten.
4.1.3.3. VSC FACTS
Spanungsquellen (VSC) FACTS benutzen eine schnelle Schalter wie den IGBT. Dies
ermöglicht eine vollständige Kontrolle der eingespeisten Spannung und Strom. Verschiedene
Topologien sind angewendet, sowohl Serien (SSSC) als auch Parallelschaltung (Statcom).
Der vollständigste ist das UPFC (Unified Power Factor Controller) ist die Integration von
Serie- und Parallelschaltung. Der UPFC kann alle, den Stromfluss beeinflussenden, Parameter
kontrollieren: Spannung, Impedanz, und Phasenwinkel. Ebenfalls ist es möglich unabhängig
voneinander aktiven und reaktiven Strom zu kontrollieren [26]. Der UPFC ist das vielseitigste
und meist komplexe FACTS Gerät. Nachteile bestehen aus Gründen der Zuverlässigkeit und
der hohen Investitionskosten. Somit sind nur wenige neue UPFCs installiert.
Lastflusssteuerung kann nur eine kleine Rolle im Entscheidungsprozess bezüglich des
festgestellten Problems im Süden der VE-T Regelzone spielen, da die beabsichtigte
zusätzliche Stromübertragung mehr als eine „Verschiebung der Begrenzungen des Systems“
erfordert.
1920
4.2. Erhöhte Benutzung bestehender Leitungen
Die Notwendigkeit der Erhöhung der Transportkapazität könnte auch durch eine verbesserte
Nutzung der bestehenden Leitungen erreicht werden wenn dazu eine entsprechende bau- und
Betriebsgenehmigung vorliegt. Somit sind drei Hauptstrategien verfügbar. Die Informationen
in diesem Abschnitt sind der CIGRE technischen Broschüre [27] entnommen. Verschiedene
Fallstudien sind in dieser Broschüre ebenfalls aufgeführt.
4.2.1. Erhöhung
Erhöhung (Uprating) wird definiert als die Erhöhung der elektrischen Eigenschaften einer
Leitung durch, zum Beispiel, die Erfordernis einer höheren elektrischen Kapazität oder einer
größeren elektrische Schlagweite.
Es wird ein Unterschied zwischen langen und kurzen Übertragungsleitungen gemacht. Eine
lange Übertragungsleitung ist im Allgemeinen eine größere Verbindungsleitung zwischen
Nachfragezentren und Produktionszentren. Eine kurze Übertragungsleitung ist demgegenüber
im Allgemeinen eine Verbindungsleitung um oder innerhalb von Nachfragezentren. Der
Betrieb von langen Übertragungsleitungen ist stark durch die Spannungsregulierung und der
Notwendigkeit, dass die Spannung am Bestimmungsort innerhalb bestimmter Toleranzen
liegt, beeinflusst. Die Entscheidung zur Verbesserung einer langen Übertragungsleitung ist
somit unumgänglich mit einer Verbesserung der Spannungsregulierung verbunden. Kurze
Übertragungsleitungen sind durch die thermische Kapazität der Leiter und der Notwendigkeit,
dass die elektrischen Sicherheitsschlagweiten nicht erreicht sind, beeinflusst. Somit geht die
Entscheidung zur Verbesserung einer kurzen Übertragungsleitung einher mit einer
Verbesserung der thermischen Kapazität.
Das Uprating von Übertragungsleitungen ist direkt beeinflusst durch erhebliche Unterschiede
im Entwurf dieser Leitungen und der verschiedenen Baumethoden weltweit. Dennoch erreicht
man dies meist durch eine Erhöhung der Spannung oder thermischen Kapazität. Unter
manchen Umständen werden beide Größen einer Übertragungsleitung gleichzeitig erhöht
(Rating).
Bei einem Projekt zur Erhöhung der Leitungsspannung in Brasilien (110 kV auf 220 kV)
erreichte man eine 100 prozentige Erhöhung der Leitungskapazität mit einer
Leistungserhöhung von 100 auf 200 MVA, dessen Kosten sich auf 20% einer neuen Leitung
beliefen. Ein Projekt in Australien erhöhte die thermale Kapazität um 15% durch Erhöhung
der Betriebstemperatur von 85°C auf 100°C. Diese Anpassung ermöglichte eine Erhöhung der
Strombelastbarkeit von 565 auf 655 A.
4.2.2. Ausbau
Der Ausbau (Upgrading) ist definiert als die Erhöhung der ursprünglichen mechanischen
und/oder elektrischen Stärke für erhöhte Lasten wie Wind, Eis und alle anderen kombinierten
Lastensituationen oder erhöhte elektrische Belastung wie Verschmutzung oder
Blitzeinschläge.
Der Hauptgrund für Upgrading ist die Erhöhung der strukturellen und/oder elektrischen
Verfügbarkeit der Leitung. Upgrading betrifft im Allgemeinen die gesamte
Übertragungsleitung oder einen Teil von ihr und wird auch oft mit Uprating verbunden. Das
Upgrading von Übertragungsleitungsstrukturen und Unterbauten hängt von technischen und
praktischen Begrenzungen, wie der Verfügbarkeit von Geräten und Materialien und der
2021
Durchführbarkeit der Umsetzung des Upgrading, ab. Die elektrischen Parameter die ein
Upgrading der Übertragungslinien ermöglichen sind Verbesserungen der Blitze oder der
Ausfallrate; Verbesserungen der Isolationsverschmutzung: Verbesserungen der
Beeinträchtigung durch Strahlung von Radio und Fernsehen und Störgeräusche:
Verminderungen des Erdspannungsanstiegs: Verminderung der elektrischen und
magnetischen Felder und Induktionsverminderungen in angrenzenden langen metallischen
Parallelinfrastrukturen wie Rohren/metallische Telekommunikationsystemen.
4.2.3. Modernisierung / Erhöhung der Lebensdauer
Modernisierung wird definiert als die ausführliche Erneuerung oder Reparatur eines
Gegenstandes zum Erhalt der ursprünglich vorgesehenen Lebensdauer. Die Erhöhung der
Lebensdauer ist eine Modernisierungsmöglichkeit die nicht zur vollständigen
Wiederherstellung der ursprünglichen Lebensdauer führt.
Zu den Leitungsmodernisierungsmöglichkeiten gehören Eingriffe in die
Schlüsselkomponenten der Leitung wie die Strukturen, Fundamente, Isolatorketten, Leiter
und Erdung. Die Komponenten der Übertragungsleitungen können schweren äußerlichen
Bedingungen wie Verschmutzung, Wind und Korrosion ausgesetzt sein die die Leistung
beeinträchtigen. Andere Einflüsse wie die fehlerhafte Herstellung oder ein fehlerhafter
Aufbau und Vandalismus können auch zur allmählichen Verschlechterung der Zustände der
Komponenten führen. Der Vorgang beginnt mit einer Einschätzung des Umfangs der
Modernisierung. Technische Studien zur Nachprüfung und Analyse des
Modernisierungsumfangs sind eventuell erforderlich.
Zuerst werden das Problem und deren Ursachen erörtert. Dies beinhaltet die Begutachtung des
Zustandes der Komponenten, ihre Ursachen und die Entwicklung einiger
Modernisierungsoptionen. Dem folgen wirtschaftliche Abwägungen und Begründungen. Eine
technische Begutachtung der verschiedenen technischen Möglichkeiten ist erforderlich für die
Bestimmung der am meist geeigneten Option. Bei der Umsetzung können weitere
Begutachtungen erforderlich sein um den wirklichen Zustand der Komponenten zu
bestimmen. Es ist zum Beispiel notwendig die Korrosion der Zink-lackierten Verzinkung und
die verbleibende Metalldicke zu prüfen um sicher zu stellen, dass die Intaktheit der
Stahlgittermäste erhalten ist.
4.3. Zusammenfassung
Verschiedene technische Optionen sind verfügbar und neue Technologien kommen hinzu. Die
politischen, sozialen und umweltbedingten Einflüsse können den wirtschaftlichen Vorteil von
oberirdischen Übertragungsleitungen beeinschränken. Tabelle VIII beinhaltet die Vor- und
Nachteile der verschiedenen Technologien. Die Wahl einer bestimmten Technologie hängt
sehr von den jeweiligen Umständen ab. Es ist schwierig eine allgemein beste Lösung zur
Netzwerkverstärkung zu bestimmen. Die verschiedenen Möglichkeiten zur Erhöhung der
Nutzung der bestehenden Leitungen sind nicht in Tabelle VIII aufgelistet da diese Optionen
abhängig von zukünftigen Entwicklungen sind, wie angeführt in der Problemstellung.
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