Grundlagen der elektrischen Energieversorgung - HAAG ...
Grundlagen der elektrischen Energieversorgung - HAAG ...
Grundlagen der elektrischen Energieversorgung - HAAG ...
Sie wollen auch ein ePaper? Erhöhen Sie die Reichweite Ihrer Titel.
YUMPU macht aus Druck-PDFs automatisch weboptimierte ePaper, die Google liebt.
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
Change language