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Grundlagen der elektrischen Energieversorgung - HAAG ...

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Strom ist nicht alles, aber ohne Strom ist nichts<br />

EUROPA<br />

bei<br />

Nacht<br />

Fachbibliothek von <strong>HAAG</strong><br />

Die Firma <strong>HAAG</strong> Elektronische Messgeräte GmbH ist Hersteller<br />

hochpräziser Messgeräte zur Erfassung und Analyse aller<br />

qualitätsbeschreibenden Eigenschaften <strong>der</strong> Elektroenergie.<br />

Zu den <strong>HAAG</strong>-Kompetenzfel<strong>der</strong>n gehören u. a.<br />

► Netzqualitätsmessgeräte und -schreiber<br />

► Netzanalysatoren und Leistungsmessgeräte<br />

<strong>HAAG</strong> veröffentlicht regelmäßig eigene Fachbeiträge und und stellt<br />

Seminarunterlagen namhafter Fachspezialisten ins Netz.<br />

Zur Auswahl: www.haag-messgeraete.de -> Bibliothek<br />

<strong>Grundlagen</strong> <strong>der</strong> <strong>elektrischen</strong> <strong>Energieversorgung</strong><br />

<strong>HAAG</strong> stellt anschaulich gestaltete Seminarunterlagen über die <strong>Grundlagen</strong><br />

<strong>der</strong> <strong>elektrischen</strong> <strong>Energieversorgung</strong> zum Download bereit.<br />

Die Seminare werden regelmäßig von Dipl.-Ing. Walter Castor, Stadtwerke<br />

Erlangen, veranstaltet und unterliegen seinem Copyright. Die Vervielfältigung<br />

und <strong>der</strong> Druck dieser Unterlagen ist nur mit ausdrücklicher Genehmigung des<br />

Autors zulässig.<br />

Dem Leser wird umfassendes Wissen über <strong>Grundlagen</strong>, Basistechnologien,<br />

Fachausdrücke und Wirkungsprinzipien aus dem Fachgebiet <strong>der</strong> <strong>Energieversorgung</strong><br />

vermittelt.<br />

Die Seminare richten sich hauptsächlich an Einsteiger in das Fachgebiet, aber<br />

auch Profis finden viele neue Informationen. Diese Unterlagen eignen sich<br />

hervorragend zur Auffrischung des <strong>Grundlagen</strong>wissens.<br />

Viele interessante Beispiele beleben den Blick in die Praxis.<br />

► Textband - <strong>Grundlagen</strong> und Theorie (ca. 120 Seiten - 1,2 MB)<br />

► Seminar 1 - <strong>Grundlagen</strong> (ca. 2.2 MB)<br />

► Seminar 1a - Kraftwerke (ca. 1,5 MB)<br />

► Seminar 2 - Netze (ca. 1,3 MB)<br />

► Seminar 3 - Kabel (ca. 3,4 MB)<br />

► Seminar 4 - Schaltgeräte (ca. 1,7 MB)<br />

► Seminar 5 - Trafo (ca. 2,2 MB)<br />

► Seminar 6 - Schaltanlagen (ca. 7,6 MB)<br />

► Seminar 7 - Fehler (ca. 1,3 MB)<br />

► Seminar 8 - Netzschutz (ca. 1 MB)<br />

► Seminar 9 - Arbeitssicherheit (ca. 1,8 MB)<br />

► Seminar 10 - Störungen, Schaltungen, Kundenanschluss (ca. 2 MB)<br />

► Seminar 11 - Zusammenfassungen (ca. 0,2 MB)


01 1<br />

Bezeichnung nach G Kraftwerke (max. 27 kV)<br />

Funktion<br />

Nennspannung<br />

(rated voltage)<br />

Internationales<br />

Verbundnetz<br />

(interconnected system)<br />

Kuppeltransformator<br />

(interconnecting or<br />

coupling transformer)<br />

Transportnetz<br />

(transport system)<br />

Netztransformator<br />

(line transformer)<br />

Verteilnetz<br />

(distribution system)<br />

Verteiltransformator<br />

(distribution transformer)<br />

Ortsnetz<br />

(secondary distribution<br />

system)<br />

Bezeichnung nach<br />

Netzform<br />

01 2<br />

Strahlennetz<br />

(radial system)<br />

Ringnetz<br />

(ring system)<br />

Vermaschtes Netz<br />

(mesh-connected system)<br />

G<br />

Maschinen- o<strong>der</strong> Blocktransformator<br />

220 / 380 / 400 kV<br />

Höchstspannung<br />

(extra-high-voltage e.h.v)<br />

Hochspannung<br />

(high-voltage h.v.)<br />

110 kV<br />

Transformatoren<br />

10 / 20 / 30 kV<br />

„Mittelspannung“<br />

(medium voltage m.v.)<br />

0,4 kV<br />

Nie<strong>der</strong>spannung<br />

(low-voltage l.v.)<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


Sternpunktbehandlung<br />

(neutral-point connection)<br />

01 3<br />

Bezeichnung nach<br />

Isoliertes Netz<br />

(isolated neutral system)<br />

Freier Sternpunkt<br />

(open neutral)<br />

Starr geerdetes<br />

Netz<br />

(earthed or grounded system)<br />

Gelöschtes Netz<br />

(compensated system)<br />

Bezeichnung nach<br />

Eigentümer<br />

01 4<br />

„ABC“- Netz<br />

„Stadtwerke“- Netz<br />

„XYZ-AG“- Netz<br />

G<br />

G<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


01 5<br />

Quelle: HEA Bil<strong>der</strong>dienst<br />

01 6<br />

380 kV o<strong>der</strong> 220 kV<br />

10 kV<br />

Mengenstruktur <strong>der</strong> Energieverteilung<br />

Einspeiseleistung 160 MVA<br />

2<br />

4<br />

8<br />

16<br />

40<br />

88<br />

400<br />

1.200<br />

2.400<br />

19.200<br />

80.000<br />

80.000 Kunden je 2 kVA<br />

(ohne Gleichzeitigkeitsfaktor)<br />

110 kV<br />

10/<br />

0,4 kV 400/230 V<br />

Trafostation<br />

10 kV<br />

Nie<strong>der</strong>spannungskabelnetz<br />

Verteilnetz<br />

10 kV<br />

Kundenstation<br />

400/230 V<br />

Mittelspannungskabelnetz<br />

Übersicht Netze<br />

380/110 kV<br />

Umspannung<br />

Übertragungsnetz<br />

10/0,4 kV<br />

Trafostation<br />

10 kV<br />

110/10 kV<br />

Umspannwerk<br />

Ringkabel 110 kV (je 80 MVA)<br />

Umspannwerke (110/10 kV)<br />

Transformatoren 40 MVA<br />

Schaltfel<strong>der</strong> 110 kV<br />

Ringkabel 10 kV (4 MVA je Ringkabel)<br />

Schaltfel<strong>der</strong> 10 kV<br />

Netzstationen (400 kVA je Station)<br />

Lasttrennschalter (3 je Station)<br />

Kabelverteilerschränke (6 je Station)<br />

Abzweige (8 je KVS)<br />

Abnehmer (200 je Station)<br />

10 kV<br />

10/<br />

0,4 kV<br />

380 kV o<strong>der</strong> 220 kV<br />

10/0,4 kV<br />

Maststation<br />

10 kV<br />

Freileitung<br />

400/230 V<br />

© W. Castor, 2007<br />

Kraftwerk<br />

400/230 V<br />

Freileitung<br />

© W. Castor, 2007


01 7<br />

01 8<br />

Stromverbrauch und Stromaustausch <strong>der</strong> Län<strong>der</strong> 1997<br />

Stromkreislängen:<br />

NS: 1.039.500 km<br />

MS: 490.600 km<br />

HS: 75.400 km<br />

HöS: 36.000 km<br />

Transformatoren:<br />

MS: 557.500<br />

268.000 MVA<br />

HS: 7.400<br />

257.000 MVA<br />

HöS: 1.100<br />

311.000 MVA<br />

Deutsches Höchstspannungsnetz 2003<br />

32<br />

MA<br />

P<br />

13<br />

7,8<br />

E<br />

Verbundsysteme in Europa<br />

19<br />

IRL<br />

162<br />

DZ<br />

8<br />

4,2<br />

6<br />

34<br />

11<br />

301<br />

40<br />

71 15,3<br />

140<br />

467<br />

77 5,1<br />

4,6<br />

16,6 7,1 5<br />

177<br />

9,5 63<br />

2,3<br />

5,0<br />

16,6 13,2<br />

2,7 26<br />

2,2<br />

401<br />

2,0 1,4<br />

9,5<br />

2,5 53<br />

45 1,1<br />

10<br />

37<br />

1,6<br />

17,7 20,0<br />

8 0,1<br />

57<br />

1,6<br />

0,2<br />

273 15<br />

1,0<br />

0,2 12<br />

0,7<br />

32<br />

0,8<br />

39<br />

0,9<br />

2<br />

0,6<br />

1,4<br />

1,5 1,9<br />

38<br />

80<br />

1,7<br />

N<br />

GB<br />

2,8<br />

6,2<br />

EE<br />

4,7<br />

2,3<br />

0,7<br />

DK<br />

LV<br />

1,2<br />

LT<br />

1,2<br />

6,8<br />

2,1<br />

4,2<br />

NL<br />

0,5<br />

BY<br />

B<br />

7,8<br />

6,7<br />

5,0<br />

6,6<br />

PL<br />

L<br />

D<br />

CZ<br />

A SK<br />

H<br />

MD<br />

F<br />

RO<br />

CH<br />

2,0<br />

SLO<br />

0,5<br />

HR BIH<br />

BG<br />

I<br />

JU<br />

Europ.<br />

Teil<br />

UKR<br />

AL<br />

GR<br />

TR<br />

20<br />

8<br />

TN<br />

116<br />

142<br />

UCPTE<br />

EES/VES CENTREL<br />

NORDEL GB<br />

COMELEC<br />

Quelle: DVG<br />

7,5<br />

S<br />

0,2<br />

0,2<br />

5,3<br />

SF<br />

74<br />

4,3<br />

RU<br />

588<br />

Parallelbetrieb mit<br />

UCPTE-Frequenz<br />

Asynchrone<br />

UCPTE-Gebiete<br />

(Werte in TWh, Werte für Ex-Jugoslawien geschätzt<br />

Synchronbetrieb zwischen Spanien und Marokko seit 10/1997)<br />

Synchronbetrieb zwischen Spanien und Marokko seit Oktober 1997<br />

Quelle: vdn<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


01 9<br />

01 10<br />

Kessel<br />

Strom-Drehscheibe Deutschland<br />

verbleibende Regelabweichung<br />

Turbine<br />

Kraftwerksregelung<br />

Primärregler<br />

P-<br />

Regler<br />

G<br />

3~<br />

Überschuss an erzeugter Wirkleistung: Frequenzerhöhung<br />

Mangel an erzeugter Wirkleistung: Frequenzabsenkung<br />

n soll<br />

Δn<br />

n ist<br />

Δn soll<br />

Sekundärregler<br />

f soll<br />

PI-<br />

Regler Δf<br />

Schneller Primärregler spricht nur bei größeren Drehzahlabweichungen an<br />

Kleine Abweichungen werden vom langsamen Sekundärregler ausgeregelt<br />

Typische Reaktionszeiten:<br />

Kleine Leistungserhöhungen bis 5%: 30 ... 40 sec<br />

große Leistungserhöhungen 40 ... 100% 15 ... 30 min (starke Belastung <strong>der</strong> Maschinen, hoher<br />

Brennstoffverbrauch)<br />

f ist<br />

Netz<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


01 11<br />

01 12<br />

50,00<br />

49,98<br />

49,96<br />

49,94<br />

49,92<br />

50 Hz<br />

Sollfrequenz<br />

49,8 Hz Stufe 1 Alarmierung, Einsatz <strong>der</strong> noch nicht<br />

mobilisierten Kraftwerksleistung<br />

49 Hz<br />

48,7 Hz<br />

48,4 Hz<br />

Stufe 2<br />

Stufe 3<br />

Stufe 4<br />

DVG Fünf-Stufen-Plan<br />

Unverzögerter Lastabwurf von 10 - 15%<br />

<strong>der</strong> Netzlast<br />

Unverzögerter Lastabwurf von weiteren<br />

10 - 15%<strong>der</strong> Netzlast<br />

Unverzögerter Lastabwurf von weiteren<br />

15 - 20%<strong>der</strong> Netzlast<br />

47,5 Hz Stufe 5 Abtrennen <strong>der</strong> Kraftwerke vom Netz<br />

Netzstabilität durch: Frequenzhaltung, Blindleistung und Kurzschlußleistung<br />

Frequenz (Hz)<br />

Störungsanfang<br />

Frequenzabweichung bei einer Störung<br />

Δf<br />

Primärregelung<br />

Sekundärregelung<br />

© W. Castor, 2007<br />

-2 0 2 4 6 8 10 12 14<br />

Zeit (min)<br />

© W. Castor, 2007


01 13<br />

01 14<br />

…<br />

10<br />

Abgänge<br />

Einspeisung<br />

Kabel: je 1,5 km 10 kV<br />

NA2XS(F)2Y 150 mm 2<br />

U 1, P 1<br />

G<br />

~<br />

P = 18 MW<br />

cos φ = 0,96<br />

2X(FL)2YVFST2Y 300 mm2 Kabel: 3 km 110 kV<br />

…<br />

Trafo: 110/10 kV<br />

40 MVA<br />

uz = 15 %<br />

P0 = 16 kW, Pk = 140 kW<br />

10/0,4 kV<br />

630 kVA<br />

Trafo:<br />

uz = 4 %<br />

P0 = 860 W, Pk = 5600 W<br />

NSpg.: 4 Abgänge<br />

je 1 km<br />

NAYY 150 mm2 6 Stationen<br />

Leitungswi<strong>der</strong>stand<br />

Versorgungsspannung U2 = 400 V<br />

I =<br />

P2 =<br />

3 × U × cosϕ 100kW<br />

= 144,3 A<br />

3 × 400V<br />

2<br />

Inakzeptabel Inakzeptabel !! !!<br />

Netzverluste<br />

(system losses)<br />

108 A<br />

1186 A<br />

28.776 A<br />

120 A / NSpg.-Abgang<br />

≈ 56% Trafo-Nennlast<br />

L Cu<br />

P I R A kW<br />

2 2<br />

V = 3 × × L×<br />

cosϕ = 3 × (144,3 ) × 1, 42Ω= 51, 2<br />

P1 = PV + P2 = 51, 2kW + 100kW = 151,2 kW<br />

Pab P 100 kW<br />

η = = = = 66,14%<br />

P P 151, 2kW<br />

zu<br />

U 2, P 2<br />

2<br />

1<br />

U1 = RL× I + U2 = 1, 42Ω× 144,3 A+ 230V = 494,91V<br />

0,22 %<br />

(3 km Kabel)<br />

1,98 %<br />

(Trafo)<br />

12,71 %<br />

(90 km Kabel)<br />

Netzverluste: Beispielrechnung<br />

Leitung: l = 5 km, Querschnitt = 120 mm 2 , cos ϕ = 1<br />

5,21 %<br />

(60 Trafos)<br />

79,87 %<br />

(240 km Kabel)<br />

l mm m<br />

R = ρ × = 0,017 × = 1, 42Ω<br />

2× Ω×<br />

2<br />

2× 5000<br />

ACu m<br />

2<br />

120 mm<br />

P 2= Last = 100 kW<br />

Leitungsverluste<br />

für die einzuspeisende Leistung gilt<br />

<strong>der</strong> Wirkungsgrad ergibt sich zu<br />

einzuspeisende Spannung<br />

∑∑P PkW= V = 2.670 982 kW<br />

14,7 %<br />

Versorgungsspannung U 2 = 10.000 V<br />

2 2<br />

V L<br />

© W. Castor, 2007<br />

P 100 kW<br />

I = = = 5, 77 A<br />

3 × U × cosϕ 3 ×<br />

10.000V<br />

P = I × R = (5,77 A) × 1, 42Ω= 47,3W<br />

P1 = PV+ P2 = 47,33W + 100kW = 100,047 kW<br />

1 L<br />

2<br />

2<br />

2<br />

Pab P 100 kW<br />

η = = = = 99,95%<br />

P P 100,047 kW<br />

zu<br />

2<br />

1<br />

U = R × I + U = 1,42Ω× 5,77 A+ 10.000V = 10.008,2V<br />

© W. Castor, 2007


01 15<br />

01 16<br />

Versorgungsspannung U 2 = 400V<br />

• Investitionskosten<br />

Kabel, Schutzeinrichtungen<br />

• Betriebskosten<br />

extrem hohe Aufwendungen<br />

für die Leitungsverluste<br />

Um 1 MVA zu übertragen<br />

benötigt man bei:<br />

400 kV 1,5 A<br />

110 kV 5 A<br />

60 kV 19 A<br />

20 kV 30 A<br />

10 kV 60 A<br />

0,4 kV 1440 A<br />

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung<br />

Versorgungsspannung U 2 = 10.000V<br />

• Investionskosten<br />

Trafos, Gebäude, Kabel, Schutzeinrichtungen<br />

• Betriebskosten<br />

niedrige Leitungsverluste<br />

• höheres Betriebsrisiko<br />

gut ausgebildetes Personal<br />

• aufwendige Fehlerortung<br />

• Verfügbarkeit<br />

Ersatzteilbeschaffung<br />

Wahl <strong>der</strong> erf. Spannungsebene:<br />

~ 1 kV / km Leitungslänge<br />

Welche For<strong>der</strong>ungen sind an ein Netz zu stellen ?<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


01 17<br />

01 18<br />

Netzformen:<br />

Strahlennetz<br />

(radial system)<br />

• einfacher Aufbau<br />

• einfache Planung<br />

• einfache Überwachung<br />

• leichte Betriebsführung<br />

• kostengünstig<br />

• große Leitungsverluste<br />

• großer Spannungsfall<br />

• geringe Versorgungssicherheit<br />

Unterbrechung <strong>der</strong> Versorgung nachgeschalteter<br />

Kunden<br />

Versorgungsausfall bis zur Instandsetzung <strong>der</strong><br />

fehlerhaften<br />

Betriebsmittel<br />

Einsatzgebiet: Gebiete mit Reihen o<strong>der</strong> Streubebauung, Stadtrandgebiete<br />

ländliche Gebiete, Anschluss von Punktlasten<br />

Netzformen:<br />

Ringnetz<br />

(ring system)<br />

• übersichtlicher Aufbau<br />

• einfache Planung<br />

• kleine Spannungsfälle<br />

• im Rahmen an Lastentwicklung anpassbar<br />

• befriedigende Versorgungssicherheit<br />

gestörter Leitungsabschnitt heraustrennbar<br />

aber: nur eine Einspeisung<br />

• erhöhter Aufwand an Netzschutz<br />

• Ansprechen des Schutzes führt zunächst<br />

zu Versorgungsausfall<br />

Einsatzgebiet: Gebiete mit Reihen- o<strong>der</strong> Streubebauung, jedoch mit höherer<br />

Lastdichte<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


01 19<br />

01 20<br />

Offenes Ringnetz<br />

Netztrennstelle<br />

Trennstelle<br />

Netzformen:<br />

Maschennetz<br />

(meshed system)<br />

• gute Anpassung an steigende Lasten<br />

• geringer Spannungsfall<br />

• 10-15 % weniger installierte Trafoleistung<br />

• geringe Leitungsverluste<br />

• Spannungssteif bei Belastungsstößen<br />

• sehr hohe Versorgungssicherheit<br />

gestörter Leitungsabschnitt heraustrennbar<br />

Ausfall einer Einspeisung wird kompensiert<br />

• schwierige Netzprojektierung<br />

• komplizierte Netzstruktur<br />

• großer Kurzschlußstrom<br />

• aufwendige Schaltanlagen<br />

• aufwendiger Netzschutz (Maschennetzrelais)<br />

• ständige Betriebsüberwachung in allen<br />

Stationen (Maschennetzrelais)<br />

• hohe Investitionskosten<br />

Einsatzgebiet: sehr dicht gebaute Gebiete mit homogener Last<br />

Keine Grundstruktur erfüllt alle For<strong>der</strong>ungen !<br />

In <strong>der</strong> Praxis:<br />

Aufbau des Netzes als vermaschtes Netz,<br />

Betriebsweise als offenes Ringnetz<br />

Belastung des Halbringes max. 60%<br />

Wahl <strong>der</strong> Normaltrennstelle nach<br />

• Netzverlusten<br />

• Zugänglichkeit<br />

• Qualität <strong>der</strong> Schaltanlage<br />

© W. Castor, 2007<br />

n-1-Prinzip /<br />

Zollenkopfkriterium<br />

Nach Ausfall eines Betriebsmittels muß<br />

das Netz die gefor<strong>der</strong>te Funktion weiter<br />

erfüllen, ohne daß die Betriebsmittel über<br />

ihre Grenzen belastet werden.<br />

Im Verbundnetz: Sofortreserve, autom.<br />

(Hö, HSpg.) Umschaltung<br />

Im Verteilnetz: Umschaltreserve, Umschaltung<br />

(MiSpg.) vor Ort<br />

(NiSpg.) Reparatur, Austausch<br />

Δ t × Δ P< 1MWh<br />

Umschaltzeiten im Mittelspannungsnetz:<br />

100 ms ... 1,5 h<br />

© W. Castor, 2007


01 21<br />

01 22<br />

110 kV 110 kV<br />

Umspannwerk<br />

Stichversorgung aus UW<br />

Aufbau eines Netzes<br />

20 kV<br />

Schwerpunktstation<br />

Netzstation<br />

Ortsnetzstations- und Kundenanschlüsse<br />

Kostengünstig, geringere Versorgungssicherheit<br />

Schleifenversorgung<br />

Zusätzliche Verluste, hohe Kosten<br />

große Flexibilität im Störfall<br />

Stichversorgung aus Schaltstation<br />

T-Anschluß<br />

kostengünstig<br />

wenig betriebsfreundlich im Störfall<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


01 23<br />

01 24<br />

10 kV<br />

10000<br />

9990<br />

9980<br />

9970<br />

9960<br />

9950<br />

9940<br />

380 kV<br />

220 kV<br />

Spannungshaltung<br />

NA2XS(F)2Y 3x1x240/25<br />

5 km 20 km<br />

5 km 10 km<br />

2 MW 2 MW 2 MW 1 MW<br />

´ ´<br />

( L L )<br />

Δ U= 3× I× l× R × cosϕ+ X × sinϕ<br />

0 5 10 15 20 25 30 35 40<br />

110 kV<br />

Spannung im HS-Netz<br />

konstant halten<br />

19 Stufen<br />

Handregelung<br />

unter Last<br />

SOLL<br />

10...30 kV<br />

IST<br />

Spannungshaltung I<br />

Δu max = 4 %<br />

0,4 kV 0,4 kV<br />

feste Einstellung<br />

in drei Stufen<br />

spannungsfrei Δu max = 3 %<br />

Δu max = 7 %<br />

© W. Castor, 2007<br />

Spannung im MS-Netz<br />

lastabhängig regeln<br />

19 Stufen<br />

autom.<br />

Regelung<br />

unter Last<br />

400 / 230 V<br />

bis 2008: +6 / -10 %<br />

Δu max = 0,5 %<br />

© W. Castor, 2007


01 25<br />

01 26<br />

Sammelschiene<br />

Spannungshaltung II<br />

MS-Kabel<br />

Energiefluss<br />

Spannungshaltung mit Zusatzeinspeisung I<br />

MS-Kabel<br />

Kein Spannungsfall auf <strong>der</strong> Zuleitung<br />

Erzeugerleistung ≈ Verbraucherleistung<br />

ΔU<br />

G<br />

ΔU Last<br />

(max. 4 %)<br />

Verbraucher<br />

Verbraucherleistung<br />

hoch<br />

© W. Castor, 2007<br />

Seltener Betriebszustand, da Windkraftleistung nicht abhängig von Verbraucherleistung<br />

© W. Castor, 2007


01 27<br />

01 28<br />

Spannungshaltung mit Zusatzeinspeisung II<br />

Erzeugerleistung > Verbraucherleistung<br />

ΔU Erz<br />

MS-Kabel G<br />

ΔU gesamt<br />

Verbraucherleistung<br />

niedrig<br />

Die Versorgungsspannung ist nicht mehr nur vom Lastverhalten <strong>der</strong> Kunden<br />

abhängig, son<strong>der</strong>n auch durch dezentrale, dynamische Einspeisungen.<br />

Planungsgrundlagen<br />

For<strong>der</strong>ung <strong>der</strong> Verbraucher:<br />

Einwandfreie Spannungshaltung Normalbetrieb 3 – 5 %<br />

Sicherheit <strong>der</strong> Versorgung Zahl <strong>der</strong> betroffenen Abnehmer<br />

Leistung, Wichtigkeit<br />

Kostengünstiger Strombezug / Netznutzung<br />

Optimierung <strong>der</strong> Verteilnetze:<br />

Standardisierung <strong>der</strong> Bauelememente einheitlicher Kabelquerschnitt<br />

NAYY bzw. NYY<br />

kein abgesetzter 4. Leiter<br />

einheitl. Transformatorgrößen<br />

250 – 400 – 630 – (1000) kVA<br />

© W. Castor, 2007<br />

Wahl wirtschaftlicher Spannungsstufen<br />

Vereinfachung des Netzbetriebes rasche Fehlererkennung<br />

Umschaltreserve meist ausreichend<br />

Wahl geeigneter Netzformen<br />

© W. Castor, 2007


01 29<br />

Belastung<br />

01 30<br />

Allgemeine Planungsgrundsätze<br />

Bei <strong>der</strong> Rahmenplanung Bebauungs- und Flächennutzungspläne berücksichtigen<br />

• Geschossflächenzahl (Gleichzeitigkeitsfaktor)<br />

• Nutzung <strong>der</strong> Bebauung<br />

Leiterquerschnitte so bemessen, daß <strong>der</strong> Spannungsverlust nicht zu hoch wird<br />

Zulässige Länge <strong>der</strong> Leitung abhängig<br />

- Höhe <strong>der</strong> Belastung<br />

- max. zul. Strom am Anfang <strong>der</strong> Leitung<br />

- zul. Spannungsfall am Ende <strong>der</strong> Leitung<br />

- Mindestkurzschlußstrom für das Ansprechen <strong>der</strong> Schutzorgane<br />

Zukünftige Lastzunahmen berücksichtigen<br />

Trafostationen möglichst in Nähe <strong>der</strong> Lastschwerpunkte vorsehen<br />

• Zugänglichkeit des Nachts und bei Störungen berücksichtigen<br />

• Aufstellung möglichst in Nordausrichtung<br />

• Anlagen für die zu erwartende Kurzschlußleistung bemessen<br />

• Anlagen mit minimalen Wartungsaufwand einsetzen<br />

Kabellagen und Stationsaufstellungen auf Privatgrund vermeiden<br />

0<br />

(daily maximum demand)<br />

Tiefstlast<br />

Begriffe einer Belastungskurve<br />

Höchstlast<br />

(load profile)<br />

Tageslast<br />

Spitzenlast<br />

Mittellast<br />

Grundlast<br />

4 8 12<br />

16 20 24<br />

Uhrzeit<br />

© W. Castor, 2007<br />

ca.<br />

Jahresbenutzungsdauer<br />

2000 h<br />

4000 h<br />

6000 h<br />

© W. Castor, 2007


01 31<br />

01 32<br />

Leistung in %<br />

100<br />

90<br />

80<br />

70<br />

60<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

0<br />

Belastung<br />

00:00<br />

0<br />

01:00<br />

Pumpstrom<br />

02:00<br />

03:00<br />

Energieträger und Kraftwerkseinsatzplanung<br />

04:00<br />

Speicher und<br />

Pumpspeicher<br />

Erdöl,<br />

Erdgas<br />

Steinkohle<br />

Braunkohle<br />

Kernenergie<br />

4 8 12<br />

16 20 24<br />

Uhrzeit<br />

Darstellungsformen des Lastverlaufes I<br />

05:00<br />

06:00<br />

07:00<br />

08:00<br />

Tagesganglinie<br />

(24-h-load cycle)<br />

09:00<br />

Lieferung 03-11-97<br />

Spitze 11:15 79,16 %<br />

10:00<br />

11:00<br />

12:00<br />

Zeit<br />

13:00<br />

14:00<br />

15:00<br />

16:00<br />

17:00<br />

18:00<br />

19:00<br />

Industrieeinspeisung<br />

20:00<br />

21:00<br />

Pumpstrom<br />

Laufwasser<br />

22:00<br />

23:00<br />

© W. Castor, 2007<br />

00:00<br />

© W. Castor, 2007


01 33<br />

01 34<br />

90 MW<br />

80 MW<br />

70 MW<br />

60 MW<br />

50 MW<br />

40 MW<br />

30 MW<br />

20 MW<br />

10 MW<br />

0 MW<br />

MW<br />

1<br />

90<br />

80<br />

70<br />

60<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

0<br />

00:00<br />

01:45<br />

Darstellungsformen des Lastverlaufes II<br />

03:30<br />

05:15<br />

Zeit<br />

07:00<br />

08:45<br />

10:30<br />

12:15<br />

14:00<br />

15:45<br />

Belastungsgebirge<br />

(three-dimensional load diagram)<br />

40<br />

79<br />

17:30<br />

Darstellungsformen des Lastverlaufes III<br />

118<br />

157<br />

196<br />

235<br />

274<br />

313<br />

352<br />

19:15<br />

21:00<br />

391<br />

22:45<br />

Geordnete Dauerlinie<br />

(rangedloadcurve)<br />

430<br />

31.01.98<br />

26.01.98<br />

21.01.98<br />

16.01.98<br />

11.01.98<br />

06.01.98<br />

01.01.98<br />

469<br />

508<br />

547<br />

586<br />

625<br />

Tag<br />

664<br />

703<br />

© W. Castor, 2007<br />

742<br />

© W. Castor, 2007


01 35<br />

Spannung (%)<br />

Anzahl <strong>der</strong> Ausfälle<br />

p. a. und p. Kunde<br />

100<br />

10<br />

1<br />

0,1<br />

Spannungsqualität<br />

Kurzschlussleistung<br />

Versorgungszuverlässigkeit<br />

Vermaschungsgrad<br />

100<br />

90<br />

80<br />

70<br />

60<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

0<br />

-2<br />

01 36<br />

-1<br />

Frequenzqualität<br />

Primärregelung<br />

0<br />

1<br />

sec<br />

2<br />

3<br />

Spannungsqualität und Versorgungszuverlässigkeit<br />

Spannungsqualität<br />

(voltage characteristic and power quality)<br />

0,1 s 3 s 1 min 1 h<br />

Versorgungszuverlässigkeit<br />

MS NSpg<br />

HS MS NSg<br />

Qualitätsparameter werden durch den Betreiber bestimmt !<br />

4<br />

5<br />

6<br />

7<br />

Ltg. 5<br />

Ltg. 4<br />

Ltg. 3<br />

Ltg. 2<br />

Ltg. 1<br />

Spannungsverlauf bei Netzkurzschluß<br />

HöS<br />

Festlegungen in EN 50160:<br />

-2<br />

-1<br />

0<br />

1<br />

2<br />

Verteilung<br />

Verteilung<br />

Übertragung<br />

Frequenz: 49,5 ... 50,5 Hz (10 s / 1 Wo / 95 %)<br />

(frequency)<br />

Spannungseinbrüche: einige 10 bis 1000 pro Jahr (< 85 % U C )<br />

(< 1min) (10 ms / 1 Jahr / 100%)<br />

(voltage dip)<br />

Spannungsunsymmetrie: meist 2 % (10 min / 1 Wo / 95%)<br />

(voltage unbalance)<br />

Kurze Versorgungsunterbrechungen: einige 10 bis 100 pro Jahr (< 1% U C )<br />

(≤ 3 min) (10 ms / 1 Jahr / 100%)<br />

(supply failure)<br />

zufällige, lange Versorgungsunter- einige 10 bis 50 pro Jahr (< 1 % U C )<br />

brechungen (> 3 min) (10 ms / 1 Jahr / 100%)<br />

Netzfrequente Überspannungen meist < 1,5 kV (MS: 1,7 ... 2 kV)<br />

(10 ms / / 100%)<br />

Transiente Überspannungen meist < 6 kV (/ / 100%)<br />

Grenzwerte<br />

Gesamtoberschwingungsgehalt THD 8% (10 min / 1 Wo / 100%)<br />

Spannungsverlauf bei Kurzschluß im übergeordneten Netz<br />

Spannung (%)<br />

100<br />

90<br />

80<br />

70<br />

60<br />

50<br />

40<br />

30<br />

20<br />

10<br />

0<br />

Im Nie<strong>der</strong>spannungsnetz<br />

Bewertung Phase – Erde<br />

Im Mittelspannungsnetz:<br />

Bewertung Phase-Phase<br />

Störschriebe:<br />

Aufzeichnung Phase - Erde<br />

sec<br />

3<br />

4<br />

5<br />

6<br />

7<br />

© W. Castor, 2007<br />

Ltg. 5<br />

Ltg. 4<br />

Ltg. 3<br />

Ltg. 2<br />

Ltg. 1<br />

© W. Castor, 2007


01 37<br />

01 38<br />

Oberwellenspektrum und<br />

Zeigerdiagramm <strong>der</strong> Grundwelle<br />

und <strong>der</strong> 3. Oberwelle<br />

Ursprungsfunktion<br />

n = 1 (50 Hz)<br />

n = 3 (150 Hz)<br />

n = 5 (250 Hz)<br />

Power Quality<br />

Augenblicksaufnahmen<br />

Verlauf von Spannung und Strom<br />

1<br />

50 Hz<br />

3 5<br />

150 Hz 250 Hz<br />

© W. Castor, 2007<br />

Fourier-Analyse:<br />

Welche harmonischen Schwingungen<br />

sind mit welchen Amplituden in einem<br />

vorgegebenen periodischen Vorgang enthalten?<br />

. . .<br />

Amplitudenspektrum<br />

© W. Castor, 2007


01 39<br />

01 40<br />

Frequenz und<br />

Wirkleistungsverlauf<br />

10 Minuten-Mittelwerte von<br />

Maximum, Minimum, Durchschnitt<br />

Oberwellenverlauf<br />

Power Quality<br />

Auswertung aus<br />

dem Archiv I<br />

Spannungsverlauf<br />

Power Quality<br />

Auswertung<br />

aus<br />

dem Archiv II<br />

Rundsteuersignale<br />

© W. Castor, 2007<br />

© W. Castor, 2007


01 41<br />

01 42<br />

min / a<br />

400<br />

350<br />

300<br />

250<br />

200<br />

150<br />

100<br />

50<br />

6<br />

5<br />

4<br />

3<br />

2<br />

1<br />

0<br />

0<br />

Mittlere jährliche Ausfalldauer<br />

D F GB I NL N S<br />

städtisch ländlich nur Gesamtwerte<br />

Quelle:<br />

Herbert Freund: Versorgungsqualität und ihre Kosten<br />

Elektrizitätswirtschaft Jg. 90 (1991) Heft 16/17, S. 913-915<br />

Netzfehler je 100 km Netzlänge und Jahr<br />

110 kV 20 kV 10 kV<br />

© W. Castor, 2007<br />

Kurzschlüsse<br />

Erdschlüsse<br />

einschl. Wischer<br />

© W. Castor, 2007


01 43<br />

01 44<br />

Projekt Land IBN Spannung Leistung<br />

Sardinia Italien/Sardinien 1967 200 kV 200 MW<br />

Vancouver Kanada 1969/76 720 kV 450 MW<br />

Hokkaido Japan 1978 250 kV 2 x 150 MW<br />

Cross Channel England/Frankreich 1985/86 270 kV 8 x 250 MW<br />

Cook Strait Neuseeland 1965/91 320 kV 2 x 1430 MW<br />

Keine<br />

Blindleistungsübertragung<br />

!<br />

HGÜ (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung)<br />

New Skagerrak<br />

1993<br />

350 kV<br />

440 MW<br />

Viking-<br />

Cable<br />

Nordsee<br />

Drehstromkreis<br />

NORWEGEN<br />

Statkraft<br />

DÄNEMARK<br />

ELSAM<br />

Filterkreis<br />

(h.v. d.c. transmission)<br />

Konti-Skan<br />

1965/88<br />

300 kV<br />

2 x 300 MW<br />

Baltic-<br />

Cable<br />

HGÜ<br />

Kondensatorbatterie<br />

SCHWEDEN<br />

Vattenfall<br />

Sydkraft<br />

Glättungsdrossel<br />

Zwölfpulsstromrichter<br />

Fenno-<br />

Skan<br />

Ostsee<br />

1994<br />

450 kV<br />

600 MW<br />

250 km<br />

Gotland<br />

1983/87<br />

150 kV<br />

2 x 160 MW<br />

Kondensatorbatterie<br />

FINNLAND<br />

Filterkreis<br />

1989<br />

400 kV<br />

500 MW<br />

200 km<br />

© W. Castor, 2007<br />

Drehstromkreis<br />

© W. Castor, 2007

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