Probleme bei Einbau von Kabelsystemen in kompensierten
Übertragungsnetzen
DIPLOMARBEIT
Institut für Elektrische Anlagen an der
Technischen Universität Graz
Institutsvorstand: Univ.-Prof. Dr.techn. Lothar Fickert Betreuer: Ao.Univ.-Prof. Dr.techn. Herwig Renner
Vorgelegt von: Clemens Obkircher
Graz, im September 2004
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 2
Kurzfassung
Kurzfassung Titel: Probleme bei Einbau von Kabelsystemen in kompensierten
Übertragungsnetzen
Schlüsselwörter: Erdschlussstrom, 110-kV-Netz, Verstimmung, Kurzschluss, Lastfluss,
Kabel
Diese Diplomarbeit beschäftigt sich mit den auftretenden Problemen im Zusammenhang mit
vermehrtem Kabeleinsatz in erdschlussstromkompensierten 110-kV-Netzen. Forcierter
Kabeleinsatz erhöht die Erdkapazitäten im vorliegenden Netz, sodass der zu kompensierende
kapazitive Erdschlussstrom steigt. Dieser Erdschlussstrom ist abhängig von
Betriebsspannung, Frequenz, Oberschwingungen und von der Verteilung von Kapazitäten und
Induktivitäten im Netz. Der Erdschlussreststrom ist zusätzlich abhängig von Verstimmung,
Verlustfaktor und von der Sättigung der Petersenspulen. Mit Hilfe eines
Netzberechnungsprogramms werden die Grenzen des Kabeleinsatzes und der
Erdschlusslöschung aufgezeigt und der Einfluss auf Lastfluss und Kurzschluss beleuchtet,
sowie weitere Probleme, die den Ausbau erschweren aufgezeigt. Weiters werden noch
technische Maßnahmen angeführt, die einen zukünftigen problemfreien Betrieb der Netze
gewährleisten.
Abstract Title: Problems concerning additional installation of cable-systems in
compensated transmission networks
Keywords: earth-fault-current, 110-kV-network, detuning, short-circuit, load, cable
This diploma thesis deals with the appearing problems in connection with increased use of
cables in earth fault compensated 110-kV-networks. A forced use of cables increases the
capacitances to ground in the net so that the capacitive ground fault current increases. The
ground fault current depends on tuning, loss factor, frequency, harmonics, saturation,
operating voltage, and the distribution of line inductances and capacitances (within the net).
With the help of a net calculation program the limits of the use of cables are shown and the
influence on load flow and short circuit are examined.
Problems which aggravate the expansion of earth fault compensated networks are shown in
the consequence. Then possibilities are specified which ensure a further operation of the nets
with the help of technical measures.
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Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung ....................................................................................................... 7
2 Theorie............................................................................................................ 9
2.1 ISOLIERTES NETZ.................................................................................................................................. 9 2.2 GELÖSCHTES NETZ ............................................................................................................................. 10 2.3 NIEDEROHMIG GEERDETES NETZ........................................................................................................ 12 2.4 LASTFLUSSBERECHNUNG.................................................................................................................... 13
2.4.1 Ausgangspunkt der Lastflussberechnung ...................................................................................... 13 2.4.2 Stromiteration an der faktorisierten und reduzierten Y-Matrix .................................................... 14 2.4.3 Das Verfahren nach Newton-Raphson .......................................................................................... 15
2.5 KURZSCHLUSSBERECHNUNG .............................................................................................................. 17
3 Gelöschtes Netz ............................................................................................ 21
3.1 ERSATZSCHALTBILD EINER ERDSCHLUSSBEHAFTETEN LEITUNG........................................................ 22 3.1.1 Methode nach Petersen ................................................................................................................. 22 3.1.2 Methode der Polerdung (Einzelpol-Kompensation)...................................................................... 23 3.1.3 Methode des Bauch´schen Löschtransformators........................................................................... 24
3.2 VERSTIMMUNG (V) ............................................................................................................................. 25 3.3 DÄMPFUNG (D) ................................................................................................................................... 25 3.4 LÖSCHGRENZE (IG) ............................................................................................................................. 26 3.5 ERDSCHLUSSRESTSTROM (IREST) .......................................................................................................... 26 3.6 STERNPUNKTVERLAGERUNGSSPANNUNG (UNE).................................................................................. 28 3.7 REGELUNG VON ERDSCHLUSSDROSSELN ............................................................................................ 28 3.8 KAPAZITIVER LEITUNGSSTROM (ICE) .................................................................................................. 29
4 Modellnetzbetrachtungen ............................................................................. 31
4.1 ALLGEMEINE ÜBERLEGUNGEN ........................................................................................................... 31 4.2 LASTFLUSSUNTERSUCHUNGEN ........................................................................................................... 33 4.3 KURZSCHLUSSUNTERSUCHUNGEN ...................................................................................................... 37 4.4 ERDSCHLUSSBERECHNUNGEN............................................................................................................. 39
4.4.1 Löschspulenvariation .................................................................................................................... 39 4.4.2 Lastvariation ................................................................................................................................. 43 4.4.3 Verluste ......................................................................................................................................... 46
5 Simulation mit Neplan® .............................................................................. 48
5.1 ALLGEMEINES..................................................................................................................................... 48 5.2 NULLSYSTEMDATEN ........................................................................................................................... 48 5.3 TOPOLOGIE ......................................................................................................................................... 50 5.4 ERDSCHLUSSSIMULATION................................................................................................................... 51
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Inhaltsverzeichnis
5.5 LASTFLUSS ......................................................................................................................................... 53 5.6 KURZSCHLUSS .................................................................................................................................... 54 5.7 GRENZEN VON NEPLAN® ................................................................................................................... 55
5.7.1 Oberschwingungen........................................................................................................................ 55 5.7.2 Unsymmetrien ............................................................................................................................... 55
5.8 AUSWIRKUNGEN AUF DEN LASTFLUSS................................................................................................ 56 5.8.1 Allgemeines ................................................................................................................................... 56 5.8.2 Simulationsergebnisse – Lastfluss................................................................................................. 59
5.9 AUSWIRKUNGEN AUF DEN KURZSCHLUSS .......................................................................................... 62 5.9.1 Allgemeines ................................................................................................................................... 62 5.9.2 Simulationsergebnisse – Kurzschluss............................................................................................ 63
6 Ausbaugrenze durch den Erdschlussstrom................................................... 65
6.1 THEORETISCHE MAXIMALE GRÖßE EINES BELIEBIGEN NETZES........................................................... 68 6.2 BETRACHTUNG DES VORLIEGENDEN BEISPIEL-NETZES ...................................................................... 71
7 Maßnahmen zur Ermöglichung weiterer Netzausbauten ............................. 73
7.1 BESCHRÄNKUNG DES KABELEINSATZES ............................................................................................. 73 7.2 NETZAUFTRENNUNG........................................................................................................................... 73 7.3 UMSTELLUNG AUF STARRE STERNPUNKTERDUNG .............................................................................. 74 7.4 UMSTELLUNG AUF MITTELOHMIGE STERNPUNKTERDUNG.................................................................. 74 7.5 RESTSTROMKOMPENSATION ............................................................................................................... 75 7.6 PHASENERDUNG ................................................................................................................................. 76 7.7 OBERSCHWINGUNGSFILTER ................................................................................................................ 77 7.8 EINSATZ VON GIL............................................................................................................................... 77 7.9 RESONANZABSTIMMUNG .................................................................................................................... 78
8 Weitere netzbegrenzende Erscheinungen..................................................... 79
8.1 OBERSCHWINGUNGEN ........................................................................................................................ 79 8.2 AUSFALL VON LEITUNGEN.................................................................................................................. 85 8.3 SÄTTIGUNG DER PETERSENSPULEN..................................................................................................... 85
9 Zusammenfassung und Ausblick ................................................................. 86
10 Abbildungsverzeichnis.............................................................................. 88
11 Tabellenverzeichnis .................................................................................. 90
12 Literaturverzeichnis .................................................................................. 91
13 Anhang ...................................................................................................... 93
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Symbole, Abkürzungen
Symbole und Abkürzungen
IL Löschstrom der Petersenspule(n)
IC kapazitiver Erdschlussstrom
IRD Löschspulenverlust-Strom
IRQ Querleitverlust-Strom
IN Netzstrom (IC und IRQ)
IK Kompensationsstrom (IL und IRD)
LD Induktivität der Petersenspule(n)
RQ Querableitwiderstand des Netzes
RD Wirkwiderstand der Petersenspulen (in Parallel-Ersatzschaltung)
CE Erdkapazität pro Leiter = Nullkapazität (C(0) ; C0)
Z Impedanz
X Reaktanz
UNE Sternpunktverlagerungsspannung
RF Fehlerwiderstand
N Sternpunkt
E Erde
v Verstimmung
d Dämpfung = Verlustfaktor (δ)
IRest Erdschlussreststrom
UB Betriebsspannung
X0 Nullreaktanz
C0 Nullkapazität
IG Löschgrenze
ICE kapazitiver Erdschlusssstrom
Sk´´ Kurzschlussscheinleistung
GIL Gasisolierte Leitung
Imax Thermischer Grenzstrom der Leitungen
g Güte des Netzes an einem bestimmten Punkt(g = X/R)
SS Sammelschiene
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Symbole, Abkürzungen
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Einleitung
1 Einleitung
Durch die fortgeschrittenen technischen Möglichkeiten beim Kabelbau ist es heutzutage
möglich, Kabel bis zu U = 400 kV herzustellen.
Bei neuen Ausbauprojekten besteht großes Verlangen der Bevölkerung (Politik), Kabel statt
Freileitungen zu verwenden. Deshalb ist es notwendig zu untersuchen, ob vermehrter
Kabeleinsatz in Netzen zu Problemen führen kann, und wo die technischen Grenzen des
Kabeleinsatzes liegen.
Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, anhand eines realen 110-kV-Netzes und eines
Modellnetzes, die auftretenden Probleme, bei zusätzlichem Einsatz von Kabelsystemen in
vorhandenen gelöscht betriebenen Freileitungsnetzen, zu beleuchten, sowie Maßnahmen zum
problemfreien zukünftigen Betrieb aufzuzeigen. Die auftretenden Probleme und die damit
verbundenen Ausbaugrenzen, die in Netzen auftreten, begründen sich vorwiegend in der Art
der Sternpunktbehandlung.
Es gibt verschiedene Arten der Sternpunktbehandlung wie die starre Sternpunkterdung, das
isolierte Netz und das gelöscht betriebene Netz. Die Art der Sternpunktbehandlung, die für
ein geplantes Netz gewählt wird, ist vor allem abhängig von der Spannungshöhe und von der
Netzgröße (siehe Kapitel 2).
Gelöschte Netze werden bei Mittel- und Hochspannungsnetzen vorwiegend in Europa
eingesetzt (im angloamerikanischen Raum wird eine starre oder mittelohmige Erdung
bevorzugt). Der größte Vorteil gelöschter Netze ist die große Versorgungssicherheit aufgrund
weniger Abschaltungen, da die meisten Leiter-Erde-Fehler (Erdschlüsse) von selbst
verlöschen (siehe Kapitel 3).
Um zuerst grundlegende Erkenntnisse zu gewinnen, wird ein Modellnetz (siehe Kapitel 4)
untersucht. Mit Hilfe dieses Modellnetzes kann man die grundlegenden Faktoren, die den
Erdschlussreststrom beeinflussen, untersuchen. Dies geschieht mit dem
Netzberechnungsprogramm NEPLAN®, das geeignet ist, die verschiedensten
Netzsimulationen und Berechnungen durchzuführen.
Durch Simulationen des vorliegenden 110-kV-Netzes mit Hilfe von Neplan® sollen Grenzen,
die sich durch den vermehrten Kabeleinsatz in kompensierten Netzen ergeben, gefunden
werden, und Auswirkungen von zusätzlichen Kabelstrecken auf Lastfluss, Kurzschluss und
Erdschluss untersucht werden.
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Einleitung
Der maximale Erdschlussreststrom (Löschgrenze) bestimmt im wesentlichen die
Ausbaufähigkeit eines Netzes. Dieser Reststrom ist abhängig von den verschiedensten
Faktoren (Kapitel 3 und 6).
Durch den vermehrten Kabeleinsatz ist auch mit einer Veränderung des Lastflusses zu
rechnen, da die Längsimpedanzen Z von Kabeln wesentlich kleiner als jene von Freileitungen
sind, und Kabel in der Lage sind, Blindleistung zur Verfügung zu stellen. Daher ist eine
Lastflussverlagerung zu den Kabeln hin zu erwarten, was durch Simulationen gezeigt wird
(Kapitel 4 und 5).
Ebenso sind die Kurzschlussleistungen in den einzelnen Knoten von den Leitungsimpedanzen
im Netz abhängig. Demnach gilt es auch zu untersuchen, wie sich der Kabeleinsatz auf die
Kurzschlussleistungen auswirkt (siehe Kapitel 4 und 5).
Von besonderem Interesse sind Maßnahmen die, trotz Ausbaus mit Kabeln, den Betrieb des
Netzes weiter ermöglichen. Diese Maßnahmen sind abhängig vom auftretenden Problem, und
bedürfen verschiedenster technischer Aufwändungen (siehe Kapitel 7).
Weitere, den Erdschlussreststrom erhöhende und damit netzbegrenzende Erscheinungen, wie
der Oberschwingungsanteil des Reststromes, und damit einhergehende Begrenzungen des
Ausbaus gelöscht betriebener Netze, werden in Kapitel 8 behandelt.
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Theorie
2 Theorie
2.1 Isoliertes Netz
ZL
XT
N
UNE
E
ZL
ZL
Last
Last
Last
Abbildung 2.1: Isoliertes Netz - Prinzipersatzschaltbild
In Abbildung 2.1 sieht man das prinzipielle Ersatzschaltbild eines isolierten Netzes. Die
Sternpunkte des Netzes sind gegenüber der Erde isoliert. Im idealen Netz ohne Unsymmetrien
hat der Sternpunkt keine Spannung gegen Erde (Verlagerungsspannung).
Ein isolierter Betrieb wird nur bei kleinen Netzen eingesetzt, da bei größeren Netzen im
Fehlerfall sehr große kapazitive Ströme auftreten. Im isolierten Netz ist der Erdschlussstrom
abhängig von den Erdkapazitäten des Netzes. Dies bedeutet, dass eine größere Ausdehnung
oder Einsatz von Kabeln, in größeren Erdschlussströmen resultiert. Bei einem
Dauererdschluss steigt die Spannung in den fehlerfreien Leitern auf den 3 - fachen Wert.
In Freileitungsnetzen kann man mit Selbstlöschung des Lichtbogens rechnen, wenn der
kapazitive Erdschlussstrom ICE kleiner als 35 A (für 10-kV oder 20-kV-Netze), oder kleiner
als 60 A (für 60-kV-Netze) ist. [11]
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Theorie
Verwendung:
- bei Mittelspannungsfreileitungsnetzen geringer Ausdehnung (z.B.
Kraftwerkseigenversorgungsnetzen)
- bei kleinen Kabelnetzen (z.B. 500-V-Niederspannungsindustrienetzen)
Vorteile:
- einfache Ausführung
Nachteile:
- erhöhte Überspannungsbeanspruchung, insbesondere bei intermittierenden Erdschlüssen
- intermittierende Erdschlüsse (Spannung innerhalb von 10ms auf doppeltem Wert)
- Dauererdschlüsse und damit die Gefahr von Mehrfacherdschlüssen
- Keine sichere selektive Erdschlusserfassung
2.2 Gelöschtes Netz
ZL
XT
N
LD
UNE
E
ZL
ZL
Last
Last
Last
Abbildung 2.2: Gelöschtes Netz - Prinzipersatzschaltbild
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Theorie
In gelöschten Netzen werden ein oder mehrere Transformatorsternpunkte über Löschspulen,
deren Induktivität veränderbar ist, geerdet. (Für genauere Einstellungen des induktiven
Löschstromes werden Tauchkernspulen verwendet.)
Bei einer vollständigen Abstimmung der Induktivität der Löschspule auf die Kapazität des
Netzes gegen Erde, fließt bei einem einpoligen Fehler nur mehr der nichtkompensierbare
Reststrom (Wattreststrom) an der Fehlerstelle. Dieser Erdschlussreststrom ist vor allem
abhängig von der Netzgröße, und seine vollständige passive Kompensation ist wegen der
ohmschen Komponente nicht möglich. Durch diese Kompensation wird erreicht, dass der
Erdschlusslichtbogen, aufgrund des geringen Stromes, von selbst erlischt. Die Löschgrenze
beträgt für Mittelspannungsnetze 60 A und für 110-kV-Netze 132 A. [11]
Durch den wesentlich langsameren Anstieg der wiederkehrenden Spannung, im Gegensatz
zum isolierten Netz, lässt sich der höhere Wert der Löschgrenze erklären. Das gelöschte Netz
kann längere Zeit mit einem bestehenden Erdschluss weiter betrieben werden.
Bei einem Dauererdschluss steigt die Spannung in den fehlerfreien Leitern wie beim isolierten
Netz auf den 3 fachen Wert. Es ist möglich, dass durch die Spannungsanhebung der
anderen Leiter ein stromstarker Doppelerdschluss entsteht.
Verwendung:
- bei Mittel- und Hochspannungsfreileitungsnetzen (10 kV bis 110 kV) größerer Ausdehnung
Vorteile:
- Erdschlüsse löschen meist von selbst
- Kleine Erdschlussrestströme
- Geringe Zahl von Abschaltungen
- wiederkehrende Spannung steigt wesentlich langsamer als bei isoliertem Netz
Nachteile:
- erhöhte Überspannungsbeanspruchung der fehlerfreien Leitungen
- Netzausdehnung begrenzt durch den Erdschlussreststrom
- Dauererdschlüsse und damit die Gefahr von Mehrfacherdschlüssen
- Oft unsichere selektive Erdschlusserfassung
- Mehraufwand durch Einbau und Regelung der Petersenspulen
- Isolation der Betriebsmittel gegen Erde bis zur (verketteten) Nennspannung
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Theorie
2.3 Niederohmig geerdetes Netz
ZL
XT
N
E
ZL
ZL
Last
Last
Last
RE
Abbildung 2.3: niederohmig geerdetes Netz - Prinzipersatzschaltbild
In Netzen mit niederohmiger Sternpunkterdung werden die Transformatorsternpunkte über
Widerstände (einige 10 Ω bis ca. 60 Ω) mit der Erde verbunden, um die
Erdkurzschlussströme zu begrenzen. Eine Sonderform dieser Sternpunktbehandlung ist die
starre Erdung, bei der die Sternpunkte und die Erde direkt verbunden werden. Bei dieser
Netzform sind nicht mehr die Spannungen das entscheidende Kriterium, sondern die
auftretenden Erdkurzschlussströme. Eine betriebsfrequente Spannungserhöhung an den nicht
betroffenen Leitern tritt nur begrenzt auf.
Auf die starre Erdung wird oft übergegangen, wenn die Löschfähigkeit des isolierten Netzes
oder des gelöschten Netzes nicht mehr gegeben ist. Dann kommt man auf
Erdkurzschlussströme im Bereich von einigen kA, und man ist in der Lage, fehlerbehaftete
Leitungen selektiv abzuschalten. Um die Versorgung wieder herzustellen wird die fehlerhafte
Leitung wieder durch das Verfahren der Automatischen Wieder-Einschaltung (AWE)
aufgeschaltet, um zu testen ob der Fehler immer noch besteht. AWE wird oft eingesetzt, da in
Freileitungsnetzen 90 % der Fehler, nach einer automatischen Wiedereinschaltung, nicht mehr
bestehen.
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Theorie
Verwendung:
- bei Hochspannungsfreileitungsnetzen (110 kV bis 400 kV) größerer Ausdehnung
Vorteile:
- einfache Ausführung
- einfache selektive Erdschlusserfassung
- Netzausdehnung nahezu unbegrenzt
- verminderter Isolationspegel (<UN,verkettet) bei starrer Erdung
Nachteile:
- große Erdkurzschlussströme
- häufigere kurzfristige Abschaltungen (ca. 0,1 … 1s) von Leitungen
2.4 Lastflussberechnung
Lastflussberechnungen sind interessant, da Kabel den Lastfluss, aufgrund ihrer im Gegensatz
zu Freileitungen geringeren Impedanzen, verändern. In diesem Kapitel werden jene
Lastflussberechnungsmethoden kurz vorgestellt, die in Neplan® verwendet werden.
2.4.1 Ausgangspunkt der Lastflussberechnung
Grundlagen der Lastflussberechnung sind: • die Netzgleichung:
(1) UYI ∗=
und
• die Leistungsgleichung:
*IUS ∗= (2)
I… Vektor der Knoteneinspeise-Ströme
U… Vektor Knotenspannungen
Y… Knotenadmittanzmatrix
S… Vektor der Knoteneinspeise-Leistungen
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Theorie
Wird der Vektor der Knoteneinspeise-Ströme in der Leistungsgleichung eliminiert, sieht man,
dass das Lastflussproblem auf ein quadratisches nichtlineares Gleichungssystem für die zu
berechnenden Knotenspannungen bei vorgegebenen Knoteneinspeise-Leistungen führt. Es
existieren verschiedene Verfahren, dieses Problem zu lösen, so z.B. Verfahren nach Gauss-
Seidel, Verfahren nach Newton-Raphson oder ein entkoppeltes Verfahren.
In Neplan® werden die
• Stromiteration mit der faktorisierten, reduzierten Y-Matrix
und
• das Verfahren nach Newton-Raphson
angewendet.
2.4.2 Stromiteration an der faktorisierten und reduzierten Y-Matrix
Die Stromiteration besteht aus zwei Schritten
1. Schritt:
Berechnung der Knotenströme Ired aus den vorgegebenen Knotenleistungen Sred und den
Knotenspannungen Ured nach
1** −∗= redredred USI (3)
wobei für Ured im ersten Iterationsschritt ein geschätzter Wert eingesetzt wird.
2. Schritt:
Berechnung der Knotenspannungen nach
)(1slslredredred UYIYU ∗−∗= −
(4)
Ured... Vektor der komplexen Knotenspannungen ohne Slackknoten
Ired... Vektor der komplexen Knotenströme ohne Slackknoten
Yred... Knotenadmittanzmatrix ohne Zeile und Kolonne des Slackknotens
Ysl... Kolonne des Slackknotens in der Y-Matrix
Usl... Komplexe Spannung des Slackknotens
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Theorie
Die beiden Iterationsschritte werden solange durchlaufen bis das Abbruchkriterium
∑=
+ −=
n
i UiUiUi
1
1
µ
µµε (5)
den zu erreichenden Wert unterschreitet (Abbruchkriterium für die Iteration: Richtwerte:
1.0E-3 … 1.0E-6).
Uiµ+1... Spannungen des i-ten Knotens im (µ+1)-ten Iterationsschritt
Uiµ… Spannungen des i-ten Knotens im µ-ten Iterationsschritt
n… Anzahl der Knoten im Netz.
Falls der Algorithmus nicht konvergiert, wird die Iteration nach einer maximalen Anzahl (in
Neplan einzugeben) Iterationen gestoppt.
2.4.3 Das Verfahren nach Newton-Raphson
Das Verfahren nach Newton-Raphson geht aus der folgenden Fehlergleichung für ein
Netzknoten i aus:
∑=
∗∗−∗−=∆n
kkikiiii UYUQjPS
1
**)( (6)
∆Si... Leistungsfehler
Pi… Vorgabewirkleistung
Qi… Vorgabeblindleistung
Yik… Elemente der Y-Matrix der i-ten Zeile und k-ten Kolonne
Es sind die komplexen Spannungen Uk so zu finden, dass der Fehler Si Null wird, wobei Pi
und Qi die Vorgabewirkleistung und die Vorgabeblindleistung darstellen. Yik sind die
Elemente der Y-Matrix der i-ten Zeile und k-ten Kolonne. Die Lösung der obigen
Fehlergleichung erfolgt durch die folgenden drei Schritte:
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Theorie
• Berechnung der Leistungsfehler aller Knoten mit Hilfe der Knotenspannungen
iii SberSvorS −=∆ (7)
Svori… Vorgabeleistung
Sberi… berechnete Leistung
• Berechnung der Spannungsänderungen aller Knoten mit Hilfe der Jacobi-Matrix J
SJU ∆∗=∆ −1 (8)
• Berechnung der neuen Knotenspannungen
iii UUaltUneu ∆∗−= α (9)
Die drei Iterationsschritte werden so lange durchlaufen, bis das Abbruchkriterium
∑=
∆=n
iiS
1ε (10)
den zu erreichenden Wert unterschreitet.
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Theorie
2.5 Kurzschlussberechnung
Kurzschlussberechnungen sind für die gegebene Aufgabenstellung wichtig, da Kabel den
Kurzschluss, aufgrund ihrer im Gegensatz zu Freileitungen geringeren Impedanzen,
verändern. In diesem Kapitel werden jene Kurzschlussberechnungsmethoden kurz vorgestellt,
die in Neplan® verwendet werden.
Das Verhalten des Netzes bei Auftritt eines Fehlers, kann am Fehlerort k durch ein
Ersatzmodell, bestehend aus der Betriebsspannung U0k und der Netzimpedanz Zki, jeweils für
das Mit-, Gegen- und Nullsystem (Index 1, 2, 0), beschrieben werden. Dabei werden die
Einspeisungen, wie Generatoren und Asynchronmotoren, durch ihre innere Impedanz Ze, und
ihre treibende Spannung (EMK) dargestellt, und bei der Berechnung durch gleichwertige
Stromquellen umgewandelt.
Unter der Annahme, dass das Netz symmetrisch aufgebaut und symmetrisch gespeist ist,
erfolgt die Verknüpfung der symmetrischen Komponenten nur an der Fehlerstelle. Die
Kopplung wird aus der Fehlerbeschreibung in symmetrischen Komponenten bestimmt. Die
Gleichungen sehen je nach Fehlerart wie folgt aus:
- dreipoliger Kurzschluss:
11
0´´Zk
UIk k= (11)
0´´2 =Ik (12)
0´´0 =Ik (13)
U0k… Betriebsspannung oder Spannung vor Eintritt des Fehlers am Fehlerknoten k.
Zki… Impedanz am Fehlerknoten des Mit- (i=1), Gegen- (i=2) und Nullsystems (i=0).
Iki"… Anfangskurzschlussstrom am Fehlerknoten des Mit- (i=1), Gegen- (i=2) und
Nullsystems (i=0).
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Theorie
- einpoliger Kurzschluss (Erdschluss):
0211
0´´ZkZkZk
UIk k
++=
(14)
´´´´ 12 IkIk =
´´´´ 10 IkIk =
- zweipoliger Kurzschluss:
211
0´´ZkZk
UIk k
+= (15)
´´´´ 12 IkIk −= (16)
0´´0 =Ik (17)
- zweipoliger Kurzschluss mit Erdberührung:
02021
021 )(
)(0´´ZkZkZkZkZk
ZkZkUIk k
∗++∗+∗
= (18)
02
012 ´´´´
ZkZkZkIkIk+
∗−= (19)
02
210 ´´´´
ZkZkZkIkIk+
∗−= (20)
Die Betriebsspannung U0k wird je nach Berechnungsmethode
• mit Hilfe der Stromquellen bzw. der Einspeiseströme Ie berechnet (Überlagerungsverfahren)
• durch die Norm festgelegt (IEC60909, VDE0102, ANSI/IEEE).
Die Einspeise-Ströme Ie für das Überlagerungsverfahren werden mit Ie = EMK / Ze
berechnet, wobei mit Ze die innere Impedanz der Einspeisungen bezeichnet wird. Die
Betriebsspannungen U0 lassen sich aus der Netzgleichung U = Y-1 • Ie berechnen. Die
Betriebsspannung für den k-ten Knoten ist dann U0k. Die inneren Spannungen (EMKs) der
aktiven Elemente werden
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Theorie
• vom Programm mit 110% der Netznennspannung angenommen, wobei bei der
Berechnungsmethode die Einstellung "Überlagerungsverfahren ohne Lastfluss" aktiv sein
muss oder
• mit Hilfe der Lastfluss-Ergebnisse berechnet. Die Berechnung erfolgt über die komplexen
Spannungen und Leistungen in den Knoten. Eine Lastflussberechnung muss in einem ersten
Schritt durchgeführt worden sein.
Das Verfahren nach IEC60909/VDE0102 mit der Ersatzspannungsquelle an der Fehlerstelle
legt die Betriebsspannung per Definition mit der Gleichung U0k=c•Un fest, wobei die
Einspeise-Ströme Ie auf Null gesetzt werden müssen. Der Faktor c ist von der
Netznennspannung des Fehlerknotens abhängig und ist in der Norm gegeben. Der Faktor c
wird vom Programm automatisch mit 1,1 eingestellt.
Das Verfahren nach ANSI/IEEE mit der Ersatzspannungsquelle an der Fehlerstelle legt die
Betriebsspannung per Definition mit der Gleichung U0k= Ebetr fest, wobei die Einspeise-
Ströme Ie auf Null gesetzt werden müssen. Der Wert Ebetr ist eine Eingabegröße, und stellt die
höchste Betriebsspannung des Fehlerknotens in p.u. dar.
Die Netzimpedanzen Zk1, Zk2 und Zk0 lassen sich aus der Netzgleichung
U = Y-1 • I für das Mit-, Gegen- und Nullsystem direkt berechnen, wobei der Stromvektor I
mit Nullen aufgefüllt wird, außer an der Stelle des Fehlerknotens, dort wird im Stromvektor
der Einheitsstrom Iek=1.0 p.u. eingesetzt. Im Spannungsvektor steht nach der Lösung des
Gleichungssystems an der Stelle des Fehlerknotens k die Impedanz Zk.
Je nach Verfahren sieht die Knotenadmittanzmatrix Y verschieden aus:
• Beim Überlagerungsverfahren werden sämtliche Elemente berücksichtigt.
• Das IEC/VDE-Verfahren schreibt vor, dass alle Queradmittanzen (z.B. Kapazitätsbeläge der
Leitungen, Lasten konstanter Impedanz) im Mitsystem vernachlässigt werden sollen (im
Nullsystem werden sie nicht vernachlässigt). Zusätzlich werden bei diesem Verfahren die
Impedanzen der Einspeiseelemente korrigiert.
• Das ANSI/IEEE-Verfahren schreibt vor, dass für die Ströme Ik" (0.5 Zyklen), Ib (x Zyklen)
und Ik (30 Zyklen) drei verschiedenen Knotenadmittanzmatrizen im Mitsystem aufgestellt
werden sollen. Die Impedanzen der Generatoren und Motoren werden für alle drei Matrizen
entsprechend korrigiert. Im Kapitel 5.4.1 der ANSI/IEEE C37.010-1979 sind diese Faktoren
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Theorie
beschrieben. Die Lasten werden generell vernachlässigt. Impedanzen im Gegen- und
Nullsystem werden nicht korrigiert.
Die typischen Kenngrößen der Fehlerströme, wie Stosskurzschlussstrom, Ausschaltstrom oder
Dauerkurzschlussstrom, können durch Auswertung des Anfangskurzschlussstromes ermittelt
werden. Die Auswertung basiert auf dem IEC60909/VDE0102-Verfahren bzw. dem
ANSI/IEEE-Verfahren.
Ein Vergleich der Verfahren:
Das Überlagerungsverfahren wäre das genauere Verfahren, wenn man die
Spannungsverhältnisse vor Eintritt des Fehlers genau kennen würde. Es ist aber relativ
schwierig, die gesuchten Spannungsverhältnisse vor dem Eintritt des Fehlers zu bestimmen,
insbesondere in der Phase einer Netzausbauplanung, wo die Verhältnisse nur approximiert
werden können. Außerdem ist in vielen Netzen unbekannt, welcher Belastungszustand zum
größten Kurzschlussstrom führt.
Bei Neplan kann mit einem vereinfachten Überlagerungsverfahren gerechnet werden, bei
dem alle treibenden Spannungen in den aktiven Elementen auf 110% gesetzt werden. Dabei
wird ein Spannungsabfall von 10% im Normalbetrieb zwischen der Klemmenspannung und
der treibenden Spannung angenommen.
Das exakte Überlagerungsverfahren erhält man, wenn vor der Kurzschluss- auch noch eine
Lastflussberechnung durchgeführt wird.
Die Verfahren nach IEC60909/VDE0102 oder ANSI/IEEE sind vereinfachte Verfahren, und
es lassen sich damit nur Kurzschlussströme berechnen. Sie haben aber den Vorteil, dass das
Spannungsprofil vor Eintritt des Fehlers nicht bekannt sein muss, um auf verwendbare
Ergebnisse zu kommen. Die Berechnung ist durch eine internationale Norm gesichert.
Es ist ratsam, bei der Berechnung der Kurzschlussströme das Verfahren nach
IEC909/VDE0102 oder ANSI/IEEE anzuwenden, insbesondere, wenn der Stosskurzschluss-,
der Ausschalt- und der Dauerkurzschlussstrom berechnet werden sollen. Für die Berechnung
des Spannungsprofils im Fehlerfalle, soll hingegen das Überlagerungsverfahren angewendet
werden (laut Neplan).
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 21
Gelöschtes Netz
3 Gelöschtes Netz
In Mitteleuropa ist die vorherrschende Netzform auf 110-kV-Ebene die des gelöschten oder
kompensiert betriebenen Netzes. Dies bedeutet, dass das Netz durch Löschspulen, die
zwischen Sternpunkt und Erde geschaltet sind, so abgestimmt wird, dass der am Fehlerort
auftretende kapazitive Erdschlussstrom möglichst kompensiert wird. Der verbleibende
Fehlerstrom wird als Erdschlussreststrom bezeichnet. Dieser Erdschlussreststrom ist vor allem
abhängig von der Dämpfung d im Fehlerfall, sowie von der verbleibenden Verstimmung v.
Ziel eines so gearteten Betriebes ist die große Versorgungssicherheit, da Erdschlüsse nicht
unmittelbar zu einer Abschaltung von Netzteilen führen, und über 95 % (Angabe der
Netzbetreiber) der Erdschlüsse von selbst wieder verlöschen. Bei den restlichen 5 % kommt
es zu Dauererdschlüssen und in der Folge allerdings oft zu Doppelerdschlüssen oder
Kurzschlüssen.
Waldemar Petersen hatte 1919 die Idee, eine Spule (Petersenspule) in den Sternpunkt der
Transformatoren zu schalten, um eine induktive Gegenkomponente zu den kapazitiven
Erdschlussströmen im Erdschlussfall einzubringen (siehe Abbildung 3.1).
Früher hatte man noch andere Ideen wie die Polerdung (Abbildung 3.2) oder den Bauch´schen
Löschtransformator (Abbildung 3.3), die jedoch den Nachteil haben, dass sie bereits im
fehlerfreien Betrieb Betriebsstromwärme-Verluste verursachen.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 22
Gelöschtes Netz
3.1 Ersatzschaltbild einer Erdschlussbehafteten Leitung
3.1.1 Methode nach Petersen
ZL
ZL
ZL
XT
N
LD
I L
RFUNE
E
CE
2 2CE CE
2CE
2CE
2CE
2IRest
RD
Abbildung 3.1: ESB – gelöschtes Netz (Petersen)
CE… Erdkapazität
UNE… Sternpunktverlagerungsspannung
N… Sternpunkt
XT… Transformatorreaktanz
ZL… Leitungsimpedanz
LD… Löschspuleninduktivität
IRest… Erdschlussreststrom
IL… Spulenstrom
E… Erde
Dieses einfache Ersatzschaltbild enthält u. a. die Fehlerstelle mit dem Reststrom IRest, sowie
die Petersenspule (LD + RD) mit dem Löschstrom IL, der den kapazitiven Strom über die
Erdkapazitäten CE kompensiert.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 23
Gelöschtes Netz
3.1.2 Methode der Polerdung (Einzelpol-Kompensation)
ZL
ZL
ZL
XT
N
RFUNE
E
CE
2 2CE CE
2CE2
CE2
CE
2IRest
Abbildung 3.2: ESB – Polerdung
CE… Erdkapazität
UNE… Sternpunktverlagerungsspannung
N… Sternpunkt
XT… Transformatorreaktanz
ZL… Leitungsimpedanz
IRest… Erdschlussreststrom
E… Erde
Die Polerdung kompensiert die auftretenden kapazitiven Erdströme nicht nur im Fehlerfall,
sondern auch im fehlerfreien Betrieb. Dies bedeutet, dass die induktiven Blindströme immer
auftreten, und damit auch immer wegen de vorhandenen Leiterwiderständen Verluste
verursachen. Bei der Polerdung müssen die einzelnen Löschspulen auf die Erd-Kapazitäten
CE abgestimmt werden.
Der größte Nachteil der Polerdung ist der deutlich höhere Aufwand gegenüber der
Petersenspule.
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Gelöschtes Netz
3.1.3 Methode des Bauch´schen Löschtransformators
ZL
ZL
ZL
XT
N
RFUNE
E
CE
2 2CE CE
2CE2
CE2
CE
2IRest
Abbildung 3.3: ESB – Bauch´scher Löschtrafo
CE… Erdkapazität
UNE… Sternpunktverlagerungsspannung
N… Sternpunkt
XT… Transformatorreaktanz
ZL… Leitungsimpedanz
IRest… Erdschlussreststrom
E… Erde
Der Bauch´sche Löschtrafo stellt die aufwändigste Lösung für das Problem der
Erdschlusskompensation dar. Im fehlerfreien Betrieb befindet sich der Transformator im
Leerlauf, wodurch nur Eisenverluste anfallen. (Dies bedeutet, dass die Blindströme nur im
Fehlerfall auftreten.)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen im Freileitungsnetz Seite 25
Gelöschtes Netz
3.2 Verstimmung (v)
∑∑∑
−=−
=−
=EDE
DE
CE
LCE
CLCL
C
IIIv 2
11
1
ωωω
ω (21)
Die Verstimmung (v) in einem gelöschten Netz gibt an, um welchen Anteil das Netz über-
oder unterkompensiert ist. Überkompensiert bedeutet, dass der Petersenspulenstrom IL größer
als der kapazitive Strom ICE ist. Im üblichen Betrieb werden 110-kV-Netze mit einer
Verstimmung von -2 % bis -6 % betrieben, dies bedeutet Überkompensation, um der Gefahr
der Resonanz bei Ausfall oder Abschaltung einer Leitung zu entgehen.
Das Netz mit Verstimmung zu betreiben, ist bei nichtverdrillten Freileitungsnetzen
notwendig, da sonst im fehlerfreien Betrieb eine unzulässig große
Sternpunktverlagerungsspannung auftritt. (siehe 3.5)
Der Grenzfall des unterkompensierten Netzes ist das Netz mit freiem Sternpunkt,
für das v = 1 ist.
Der Grenzfall des überkompensierten Netzes ist das Netz mit starrer Sternpunkterdung,
für das v = <<-1 ist.
3.3 Dämpfung (d)
Die Dämpfung (d) in einem Netz gibt den Anteil der Querableitverluste und der
Löschspulenverluste im Verhältnis zum kapazitiven Erdschlussstrom an. Im gelöschten Netz
ist d ein Maß für den ohmschen Anteil des Reststromes. In manchen Quellen wird die
Dämpfung auch als Verlustfaktor (δ) bezeichnet.
)11(1 ∑∑+=
QDE RRCd
ω (22)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen im Freileitungsnetz Seite 26
Gelöschtes Netz
3.4 Löschgrenze (IG)
Die Löschgrenze beschreibt jenen Reststrom IRest, der maximal auftreten darf, um das
selbstständige Verlöschen eines auftretenden Lichtbogens zu erzielen. Diese Grenze ist
bestimmt durch das Vermögen eines Lichtbogens, von selbst zu verlöschen sowie durch die
bei diesem Reststrom auftretenden Berührungsspannungen.
In der österreichischen Norm ÖVE E1 wird verlangt, dass der Reststrom für einen
Dauerfehler unter 132A bleibt, und dass deshalb keine Gefährdungen auftreten.
Bis zu diesem Wert wird zusätzlich angenommen, dass der Erdschluss meistens innerhalb von
Schnellzeit (50 ms) löscht.
Wenn man diesen Wert überschreitet muss man Maßnahmen setzen, um die
Berührungsspannungen unter 65 V zu bringen. Dies ist möglich durch geeignete
Erdungsmaßnahmen. Ist es aber nicht möglich, unter der geforderten Schwelle zu bleiben, so
ist man gezwungen in passender Zeit abzuschalten. Die in der Norm geforderte Abschaltzeit
hängt von der auftretenden Berührungsspannung ab.
3.5 Erdschlussreststrom (IRest)
Der netzfrequente Anteil des Erdschlussreststromes ist vor allem abhängig von Verstimmung,
Verlustfaktor, Frequenz, Erdkapazitäten und Betriebsspannung. Auch die Verteilung der
Netzinduktivitäten und der Netzkapazitäten spielt eine wichtige Rolle.
Die Näherungsformel für den Erdschlussreststrom der Grundschwingung bei idealer
Verteilung (unmittelbare Kompensation vor Ort) und Anzahl der Löschspulen lautet:
3)(3Re
BEst
UjvdCI += ω (23)
Um den maximalen Netzausbau zu errechnen, müssen bei allen Faktoren die Extremwerte
(Maximalwerte) eingesetzt werden (siehe Kapitel 6). Die Auswirkungen der einzelnen
Faktoren auf den Erdschlussrestsrom IRest, sollen in dieser Arbeit beleuchtet werden.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen im Freileitungsnetz Seite 27
Gelöschtes Netz
Abbildung 3.4: Erdschluss – Zeigerdiagramm
In Abbildung 3.4 sieht man die prinzipielle Aufteilung der Ströme bei einem Erdschluss,
sowie die daraus berechenbare Verstimmung.
IL… Löschstrom der Petersenspule(n)
IC… kapazitiver Erdschlussstrom
IRD… Löschspulenverlust-Strom
IRQ… Querleitverlust-Strom
IN... Netzstrom (IC und IRQ)
IK… Kompensationsstrom (IL und IRD)
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Gelöschtes Netz
3.6 Sternpunktverlagerungsspannung (UNE)
Im erdschlusskompensierten Netz stellt sich eine Sternpunktverlagerungsspannung UNE
bereits im ungestörten Betrieb ein. Grund dafür ist die kapazitive Unsymmetrie von 110-kV-
Netzen, da Freileitungen in dieser Spannungsebene oft nicht verdrillt werden. Dies bedeutet,
dass bei reinen Kabelnetzen die Unsymmetrie aufgrund der Bauweise deutlich kleiner wird,
und daher solche Netze ohne Verstimmung betrieben werden können. Für ein solches, in
Resonanz betriebenes Netz, empfiehlt es sich automatisch geregelte Erdschlussdrosseln
einzusetzen, um die Verstimmung in jedem Schaltzustand möglichst klein (nahe null) zu
halten.
)(133
3210
22
CjCjCjRv
uUdv
kUU BBNE
ωωω +++
−=+
−= [3] (24)
u ... Unsymmetriegrad der Leiter [3]
k… Unsymmetriefaktor
3.7 Regelung von Erdschlussdrosseln
Zur Regelung der Erdschlussdrosseln kann man zwei verschiedene Methoden verwenden:
a.) Rechnerisch:
Der Erdschlussstrom wird rechnerisch mittels Netzberechnung bestimmt und die Einstellung
der Erdschlusskompensation danach ermittelt.
b.) Einstellversuche:
Die Induktivitäten der Erdungsdrosseln und die Kapazitäten der Leitungen bilden im
normalen Netzbetrieb einen Serienresonanzkreis. Durch Abstimmung dieses Resonanzkreises
auf vollständige Resonanz (maximale Verlagerungsspannung UNE) findet man die Einstellung
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen im Freileitungsnetz Seite 29
Gelöschtes Netz
für v = 0. Die Abstimmung hat man gefunden, wenn die Sternpunktverlagerungsspannung ihr
Maximum erreicht (Abbildung 3.5).
Bei dieser Methode ist die Berechnung des kapazitiven Erdschlussstromes nicht notwendig.
Nachteil dieser Methode ist, dass bei einem hochgradig symmetrischen Netz wie einem
Kabelnetz die Verlagerungsspannung so klein sein kann, dass man das Maximum nicht mehr
so leicht messen kann. Ein wesentlicher Vorteil einer kleinen Verlagerungsspannung im
abgeglichenen Zustand ist jedoch, dass man das Netz mit einer kleineren Verstimmung, oder
vollständig kompensiert betreiben kann.
3.8 Kapazitiver Leitungsstrom (ICE)
Der kapazitive Erdschlussstrom ICE ist abhängig von den Erdkapazitäten des Netzes. Dieser
Strom gibt vor, wie groß der einzustellende induktive Löschstrom über die Petersenspulen
sein muss. Kabel besitzen aufgrund der größeren Nähe der Leiter (Phasen und Erde)
wesentlich höhere Erdkapazitäten als Freileitungen, und somit ergeben sich auch wesentlich
größere Erdschlussströme (siehe Tabelle 5.1).
33 B
ECEUCI ω= (25)
22Re vdII
CE
st += (26)
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Gelöschtes Netz
-5 0 5
Verstimmung (v) [%]
UNE IRest IRest (d = 0)IRest (d > 0)UNE
UNE
maxIRest max
Betriebsbereich Überkompensiert
Abbildung 3.5: Verlagerungsspannung und Reststrom
In Abbildung 3.5 sieht man die prinzipiellen Verhältnisse zwischen Verstimmung (v),
Dämpfung (d), Reststrom (IRest) und Sternpunktverlagerungsspannung (UNE). Aus einer
solchen Grafik lässt sich dann leicht der zulässige Betriebsbereich, der vom maximalen
Reststrom bei Erdschluss und von der maximalen Verlagerungsspannung im Normalbetrieb
abhängig ist, ablesen.
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Modellnetzbetrachtungen
4 Modellnetzbetrachtungen
4.1 Allgemeine Überlegungen
Um eine allgemeine Darstellung der Probleme und Einflüsse der verschiedenen technischen
Parameter auf die unterschiedlichen realen Netze realitätsgetreu untersuchen zu können, ohne
dabei zu viele Varianten berechnen zu müssen, definiert man Modellnetze.
Das folgende Modellnetz wird aus der Verallgemeinerung und Vereinfachung realer Netze
gewonnen.
Da 110-kV-Netze im Allgemeinen zwei oder mehr Einspeisungen von der darüberliegenden
Netzebene (220 kV oder 400 kV) besitzen, sind auch im vorgestellten Basis-Modellnetz zwei
Einspeisungen vorgesehen. Mehrere Einspeisungen sorgen für Redundanz des Systems und
somit für eine erhöhte Versorgungssicherheit im Fehlerfall. Aus diesem Grund werden die
Einspeisungen möglichst nicht benachbart aufgebaut, um im Fehlerfall möglichst große
Netzbereiche noch versorgen zu können.
Heute befinden sich die Versorgungsschwerpunkte sowie Verkabelungen im städtischen
Gebiet. Dies bedeutet, dass die Kabelstrecken im Netz konzentriert sind. Diese Erkenntnis
spiegelt sich auch in der Gestaltung des Modellnetzes wieder.
Für Grundsatzuntersuchungen spiegelt das Modellnetz (laut Abbildung 4.1) die heutige
Situation der konzentrierten Kabelstrecken wieder. Die zwei im Modellnetz vorhandenen
Kabelstrecken kann man sich als zwei Ballungszentren (Stadt + Industrie) in einem
zusammenhängenden 110-kV-Netz vorstellen.
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Modellnetzbetrachtungen
Abbildung 4.1: Modellnetz
Das Modellnetz besteht aus:
2 x 80 km Freileitung:X(1) = 0,35 Ω/km
X(0) = 1,225 Ω/km
C(0) = 0 Ω/km (vereinfacht)
2 x Kabelstrecke: C(0) = 6,68 µF/km
entspricht ca. 50 km E-2XHMYY 240 (VPE-Kabel 110 kV)
oder ca. 20 km E-PMDNY 300 (Ölkabel 110 kV)
2 x Netzkuppeltrafo: 220 kV/400 kV – 110 kV; S = 200 MVA
5 x Sammelschiene: 110 kV
5 x Löschspule: an allen Sammelschienen beliebig veränderbar
5 x Last: an allen Sammelschienen beliebig veränderbar
1 x Netzeinspeisung: in der übergeordneten Netzebene (220 kV/400 kV)
Dieses Modellnetz ist geeignet für grundsätzliche Untersuchungen bezüglich Lastfluss,
Kurzschluss und Erdschluss. Zur Ermittlung der Erdschlussströme wird das
Berechnungsverfahren nach dem Superpositionsprinzip mit vorherigem Lastfluss verwendet,
da dieses die genauesten Ergebnisse liefert.
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Modellnetzbetrachtungen
4.2 Lastflussuntersuchungen
Lastflussuntersuchungen anhand des Modellnetzes sollen zeigen, in welchem Maße neue
Kabelstrecken den Lastfluss beeinflussen können.
Das Modellnetz wird für diese Untersuchungen mit einer zusätzlichen Parallelleitung zu einer
Hochspannungsfreileitung (HFL 2) ausgestattet. Diese Parallelleitung ist ein VPE-Kabel
(E-2XHMYY 240).
Abbildung 4.2: Modellnetz mit Parallelleitung
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Modellnetzbetrachtungen
Lastfluss auf:HFL 2 Parallelleitung
HFL als ParallelleitungI [A] 74 59P [MW] 11,8 9,9Kabel als ParallelleitungI [A] 52,5 93,5P [MW] 9 16,7
Tabelle 4.1: Lastflussvergleich Parallelleitung
0
5
10
15
20
25
30
1 2
Variationen
Last
fluss
[MW
]
Parallelleitung
HFL 2
Freileitung als Parallelleitung
Kabel als Parallelleitung
Abbildung 4.3: Lastflussvergleich Parallelleitung
In Abbildung 4.3 sieht man den Unterschied zwischen einem Ausbau mit einem Kabel und
einem Ausbau mit einer Freileitung. Man erkennt, dass das Kabel den Lastfluss an sich zieht,
und dadurch die parallele Freileitung entlastet. Es werden dabei 10-MW-Lasten an jeder
Sammelschiene angenommen (insgesamt 50 MW Netzlast = Schwachlast).
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Modellnetzbetrachtungen
Lastfluss auf: Ursprungsnetz Netz mit Parallelkabel zu HFL 2HFL 1 HFL 2 HFL 1 HFL 2 Kabel
S [MVA] 107 13,2 110,2 7,1 9,9P [MW] 20 7,9 20 5 7,7Q [Mvar] -105 -10,6 -108,4 -5 6,2I [A] 478 72 485 38 52Pv [MW] 5,5 0,12 5,6 0,03 0,14Qv [Mvar] 19,2 0,43 19,7 0,1 -38,9
Tabelle 4.2: Modellnetz mit Parallelkabel zu HFL 2
0
5
10
15
20
25
1 2 3 4
Variationen
Last
fluss
[MW
]
KabelFreileitung
HFL 1
HFL 2
HFL 1
HFL 2
Kabel
Ursprungsnetz Netz mit Parallelkabel
Abbildung 4.4: Lastflussvergleich zusätzliche Parallelleitung
In Abbildung 4.4 ist der Lastfluss des Ausgangsnetzes (siehe Abbildung 4.1), sowie der
Lastfluss vom Netz mit einem Parallelkabel, dargestellt. Es werden wiederum 10-MW-Lasten
an jeder Sammelschiene angenommen. Nach Zubau eines Parallelkabels zu HFL 2 erkennt
man, dass das Kabel den größeren Teil des Lastflusses übernimmt, und über diese
Doppelleitung zwischen den beiden Kuppeltrafos mehr Leistung befördert wird.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 36
Modellnetzbetrachtungen
UrsprungsnetzHFL 1 HFL 2 HFL 1 HFL 2 HFL 1 HFL 2
SS 1 SS 2 SS 5S [MVA] 107 28,3 127 28,4 109,8 23,8P [MW] 0 25,5 100 28,3 0 22,7Q [Mvar] 107 -12,4 -77,8 -1,6 109,8 7,2I [A] 475 154 658 156 480 131Pv [MW] 5,4 0,57 10,4 0,6 5,5 0,4Qv [Mvar] 18,9 2 36,4 2 19,3 1,4
Netz mit Parallelkabel zu HFL 2HFL 1 HFL 2 Kabel HFL 1 HFL 2 Kabel HFL 1 HFL 2 Kabel
SS 1 SS 2 SS 5S [MVA] 111 14,7 26,4 130 14,3 31,8 113,3 12,1 27,8P [MW] 0 14 26,3 100 14,3 29,8 0 10,3 25,4Q [Mvar] 111 -4,5 1,5 -83,5 0,7 11,3 113,3 6,4 -11,4I [A] 482 78 139 653 77 173 488 65 145Pv [MW] 5,6 0,15 0,6 10,2 0,14 0,56 5,7 0,1 0,4Qv [Mvar] 19,5 0,5 -38 35,8 0,5 -36,3 20 0,35 -38,5
Tabelle 4.3: Modellnetz mit konzentrierten Lasten
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1 2 3 4 5 6
Last
fluss
[MW
]
KabelFreileitung
100 MW auf SS1 100 MW auf SS2 100 MW auf SS5
Abbildung 4.5: Lastflussänderung auf dem Parallelpfad
In Abbildung 4.5 ist der Lastfluss des Ausgangsnetzes (laut Abbildung 4.1), sowie des Netzes
mit einem Parallelkabel zu HFL 2, mit einer konzentrierten Last (100 MW), die sich
abwechselnd auf den Sammelschienen SS1, SS2, SS5 befinden, dargestellt.
Bei Einsatz eines Parallelkabels zu HFL 2 (Kabel), sieht man, dass sich der Lastfluss über
diese nun existierende Parallelverbindung erhöht.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 37
Modellnetzbetrachtungen
Aus den Berechnungen geht hervor, dass Kabel den Lastfluss „anziehen“. Durch diese
Eigenschaft kann wahlloser Einsatz von Kabelstrecken die Lastflusssituation verändern. Es ist
möglich, dass durch den Kabeleinsatz Ströme angezogen werden, die dann höhere Verluste
bewirken. Vor allem bei einem Tausch von Freileitung auf Kabel muss man im Allgemeinen
eine höhere Stromtragfähigkeit bei der zu tauschenden Leitungsverbindung veranschlagen,
um Überbeanspruchungen aufgrund der verlagerten Ströme zu vermeiden.
4.3 Kurzschlussuntersuchungen
Um die Auswirkungen auf den (3-phasigen) Kurzschluss bei Kabeleinsatz zu zeigen, wird
eine Parallelleitung zu HFL 2 angenommen, die einmal als Freileitung (Parallel – HFL) und
einmal als Kabel (Parallelkabel), ausgeführt ist.
Ausgangs- variante
Parallel - HFL Änderung
Parallel - Kabel Änderung
Fehlerort +[%] +[%]Sk´´ [MVA] SS1 1367 1518 11,0 1665 21,8Sk´´ [MVA] SS2 320 328 2,5 334 4,4Sk´´ [MVA] SS3 320 328 2,5 334 4,4Sk´´ [MVA] SS4 1367 1518 11,0 1665 21,8Sk´´ [MVA] SS5 1367 1518 11,0 1665 21,8
Tabelle 4.4: Netz mit Parallelleitung zu HFL 2
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 38
Modellnetzbetrachtungen
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
1 2 3 4 5
Fehlerort [SS]
Kur
zsch
luss
leis
tung
Sk´
´ [M
VA]
UrsprungsnetzNetz mit Parallel-HFLNetz mit Parallel-Kabel
Abbildung 4.6: Netz mit Parallelleitung zu HFL 2
Beim Einsatz eines Kabels statt einer Freileitung erkennt man erhöhte Kurzschlussströme und
Kurzschlussleistungen an den Sammelschienen, die sich, vom Generator aus gesehen,
„hinter“ der Kabelstrecke befinden. Dadurch ist es möglich, dass man Kurzschlussleistungen
unbeabsichtigt erhöht, wodurch manche Einrichtungen (z. B. Leistungsschalter,
Erdungsanlage) unterdimensioniert sein können.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 39
Modellnetzbetrachtungen
4.4 Erdschlussberechnungen
Da, wie im Folgenden gezeigt wird, der maximale Erdschlussstrom der hauptsächliche,
begrenzende Faktor für den Kabelausbau in kompensiert betriebenen Netzen ist, ergeben sich
Fragestellungen bezüglich des Einflusses von Löschspulen, Lasten und Verlusten auf den
Erdschlussreststrom.
4.4.1 Löschspulenvariation
Ausgehend von Schwachlast mit nur sehr wenigen Löschspulen wird die Löschspulenanzahl
bis zum Maximum (5) erhöht und deren Einbauort variiert, um eventuelle Auswirkungen auf
den Erdschlussstrom zu dokumentieren.
Stufe 1: Eine Löschspule
isoliert v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% v = 0% v = 2%eine Löschspule eine Löschspule eine Löschspule eine Löschspule eine Löschspule SS1 SS2 SS3 SS4 SS5
Fall 1 Fall 2 Fall 3Fehlerort [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A]SS1 1155 0,04 20,1 0,07 10,6 0,07 10,6 0,07 20,9 0,04 6,4SS2 2384 0,03 15,2 0,14 20,5 0,14 20,4 0,05 15,8 0,03 4,9SS3 2384 0,03 15,2 0,14 20,5 0,14 20,4 0,05 15,8 0,03 4,9SS4 1155 0,04 20,1 0,07 10,6 0,07 10,6 0,07 20,9 0,04 6,4SS5 2116 0,01 18,1 0,07 9,6 0,07 9,6 0,07 18,8 0,12 20,4
Tabelle 4.5 : Einbauortvariation einer einzelnen Löschspule
Die in diesen Fällen eingestellte Verstimmung (v), wird so eingestellt, dass bei einem Fehler
am Einbauort der Löschspule ein entsprechender Erdschlussreststrom fließt. Dies entspricht
bei einer Verstimmung von 2%, einem Reststrom von ca. 20A bei diesem Netz (ICE =1000A).
Anhand von Tabelle 4.5 erkennt man, dass der Einbauort einer einzelnen Petersenspule einen
erheblichen Einfluss auf den Erdschlussreststrom hat. Wenn man die Löschspule auf den
Fehler der eigenen Sammelschiene abstimmt, dann kommt man auf den anderen
Sammelschienen zu durchwegs geringeren Erdschlussströmen.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 40
Modellnetzbetrachtungen
Stufe 2: zwei Löschspulen
v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% zwei Löschspulen zwei Löschspulen zwei Löschspulen zwei Löschspulen zwei Löschspulen SS1 + SS2 SS1 + SS5 SS3 + SS4 SS2 + SS5 SS1 + SS4
Fall 4 Fall 5 Fall 6 Fall 7 Fall 8Fehlerort [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A]SS1 0,04 21,32 0,00 19,70 0,07 18,74 0,04 18,38 0,04 20,82Spule 1 445 455 578 589 459 467 506 515 501 511Spule 2 470 479 459 466 459 469 400 406 537 548SS2 0,05 26,25 0,00 14,93 0,09 22,76 0,05 23,63 0,03 15,77Spule 1 544 554 558 562 558 569 631 647 483 487Spule 2 575 589 443 445 558 567 500 506 517 522SS3 0,05 26,25 0,00 14,93 0,09 22,76 0,05 23,63 0,03 15,77Spule 1 544 554 558 562 558 569 631 647 483 487Spule 2 575 589 443 445 558 567 499 506 517 522SS4 0,04 21,32 0,00 19,70 0,07 18,74 0,04 18,38 0,04 20,82Spule 1 445 455 578 589 459 467 506 515 501 511Spule 2 470 479 459 466 459 469 400 406 537 548SS5 0,03 19,20 0,00 28,30 0,07 16,88 0,05 24,71 0,03 18,73Spule 1 405 410 662 670 418 420 561 566 456 459Spule 2 428 431 526 536 418 422 443 451 488 493
Tabelle 4.6: Einbauortvariation von zwei Löschspulen
Beim Einbau von zwei Löschspulen an verschiedenen Orten, erkennt man die Abhängigkeit
des Erdschlussreststromes von der Verteilung der Löschspulen. Die Spulenströme ändern sich
wie die Erdschlussrestströme mit den Spannungsverhältnissen und mit den
Impedanzverhältnissen, die sich je nach Fehlerort unterscheiden.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 41
Modellnetzbetrachtungen
Stufe 3: Drei bzw. fünf Löschspulen
v = 0% v = 2% v = 0% v = 2% drei Löschspulen fünf Löschspulen SS1 + SS2 + SS5 SS1 + SS5
Fall 9 Fall 10Fehlerort [A] [A] [A] [A]
SS1 0 17,78 0 19,01Spule 1 317 323 201 209Spule 2 352 357 187 189Spule 3 278 282 187 189Spule 4 179 181Spule 5 187 191SS2 0 19,18 0 20,94Spule 1 363 368 232 240Spule 2 402 410 217 220Spule 3 318 322 217 220Spule 4 207 208Spule 5 217 220SS3 0 19,18 0 20,94Spule 1 363 368 232 240Spule 2 402 410 217 220Spule 3 318 322 217 220Spule 4 207 208Spule 5 217 220SS4 0 17,78 0 19,01Spule 1 317 323 201 209Spule 2 352 357 187 189Spule 3 278 282 187 189Spule 4 179 181Spule 5 187 191SS5 0 20,99 0 20,45Spule 1 330 333 199 205Spule 2 365 368 186 186Spule 3 289 293 186 186Spule 4 177 178Spule 5 186 189
Tabelle 4.7: Einbauortvariation von drei bzw. fünf Löschspulen
Man erkennt, dass sich der Einbau von möglichst vielen Löschspulen vergleichmäßigend auf
den Erdschlussreststrom auswirkt (siehe Tabellen 4.5 – 4.7).
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 42
Modellnetzbetrachtungen
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Löschspulenvariation
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
Fehler auf SS1 oder SS4
Fehler auf SS2 oder SS3
Fehler auf SS5
Abbildung 4.7: Variation der Löschspulen
In Abbildung 4.7 sieht man deutlich, wie sich eine größere Anzahl von Löschspulen
vergleichmäßigend auf die Erdschlussrestströme auswirkt. Die Löschspulenvariationen von
Fall 1 bis Fall 10 sind in den Tabellen 4.5 bis 4.7 angegeben.
Aus den Berechnungen mit variabler Löschspulenanzahl ergibt sich, dass eine größere Anzahl
von Löschspulen den Erdschlussstrom vergleichmäßigt und die ortsabhängigen Unterschiede
des Erdschlussstromes wesentlich vermindert. Es ist von Vorteil die Löschspulen in der Nähe
der Kabelstrecken zu platzieren, um die Belastungen der Leitungen zu verringern, und damit
die Verluste im Fehlerfall zu minimieren, damit der Erdschlussreststrom nicht unnötig erhöht
wird.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 43
Modellnetzbetrachtungen
4.4.2 Lastvariation
Eine weitere Einflussgröße, deren Betrachtung anhand des Modellnetzes interessant erscheint,
ist eine Variation der Lasten von reiner Wirkleistung bis zu einer dezentralen Einspeisung.
Dies bedeutet, dass alle möglichen Kombinationen von Einspeisungen und Lasten berechnet
werden (in allen 4 Quadranten). Zusätzlich werden auch noch konzentrierte Lasten an den
einzelnen Sammelschienen angenommen, und deren Einfluss auf den Erdschlussreststrom
beleuchtet. In der folgenden Abbildung sieht man die verschiedenen angenommenen
Lastpunkte in einem Blindleistungs-Wirkleistungs-Diagramm.
-15
0
15
-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30
Wirkleistung [MW]
Blin
dlei
stun
g [M
var]
Lastpunkt
Abbildung 4.8: Lastvariationen
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 44
Modellnetzbetrachtungen
v = 2% 0MW
v = 2% 10MW
v = 2% -10MW
v = 2% 20MW
v = 2% 10MW 10Mvar
v = 2% 10Mvar
v = 2% 10MW
-10Mvar
v = 2% -10MW -10Mvar
v = 2% -10Mvar
Fall 1 Fall 2 Fall 3 Fall 4 Fall 5 Fall 6 Fall 7 Fall 8 Fall 9Fehlerort [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A]SS1 19,01 19,00 19,00 18,95 18,42 18,44 19,53 19,53 19,55SS2 20,94 20,92 20,92 20,84 19,63 19,66 22,08 22,08 22,10SS3 20,94 20,92 20,92 20,84 19,63 19,66 22,08 22,08 22,10SS4 19,01 19,00 19,00 18,95 18,42 18,44 19,53 19,53 19,55SS5 20,45 20,44 20,44 20,42 20,10 20,11 20,76 20,76 20,77
Tabelle 4.8: Variation verteilter Lasten
17,00
18,00
19,00
20,00
21,00
22,00
23,00
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Lastflussvarianten
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
Fehler auf SS1 oder SS4
Fehler auf SS2 oder SS3
Fehler auf SS5
Abbildung 4.9: Variation verteilter Lasten
In Abbildung 4.9 werden die Ergebnisse der Simulationen mit variablen Lasten, die sich an
allen fünf Sammelschienen befinden, dargestellt. Man erkennt, dass sich jede Art von
Wirkleistungseinspeisung ein wenig senkend auf die Erdschlussrestströme auswirkt. Nur
Blindleistungseinspeisungen machen sich, aufgrund der spannungsanhebenden Wirkung
(Ferranti-Effekt) auch in einer Erhöhung der Erdschlussströme bemerkbar (3% Erhöhung bei
reiner Blindleistungseinspeisung von 10Mvar).
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 45
Modellnetzbetrachtungen
v = 2% keine Last
v = 2% eine Last
SS1: 200MW
v = 2% eine Last
SS2: 200MW
v = 2% eine Last
SS3: 200MW
v = 2% eine Last
SS4: 200MW
v = 2% eine Last
SS5: 200MW Fall1 Fall2 Fall3 Fall4 Fall5 Fall6[A] [A] [A] [A] [A] [A]
SS1 19,01 18,84 17,80 17,80 18,84 18,91SS2 20,94 20,75 18,34 18,34 20,75 20,83SS3 20,94 20,75 18,34 18,34 20,75 20,83SS4 19,01 18,84 17,80 17,80 18,84 18,91SS5 20,45 20,35 19,97 19,97 20,35 20,24
Tabelle 4.9: Lastvariation großer konzentrierter Lasten
17,50
18,00
18,50
19,00
19,50
20,00
20,50
21,00
21,50
1 2 3 4 5 6
Lastvariationen
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
Fehler auf SS1 oder SS4Fehler auf SS2 oder SS3Fehler auf SS5
Abbildung 4.10: Lastvariation großer konzentrierter Lasten
Punktlasten (Abbildung 4.10) ergeben größere Verminderungen der Erdschlussrestströme im
Vergleich zu verteilten Lasten.
Bei Variationen aller Lasten ohne Leitungsverluste ergeben sich keine relevanten
Veränderungen des Erdschlussstromes. Lasten wirken sich ein wenig (bis 6 %) positiv auf den
Erdschlussstrom aus. Nur Blindleistungseinspeisungen erhöhen den Erdschlussstrom
aufgrund der spannungsanhebenden Wirkung.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 46
Modellnetzbetrachtungen
4.4.3 Verluste
Bei den bisherigen Simulationen wurden die Verluste noch vernachlässigt. Die Verluste der
Löschspulen und der Leitungen machen aber einen großen Anteil des Erdschlussreststromes
aus.
v = 2% keine Last keine
Verluste
v = 2% keine Last Verluste: Lösch- spulen
v = 2% keine Last Verluste: Lösch-
spulen + Leitungen
v = 2% SS1:
170MW Verluste: Lösch-
spulen + Leitungen
v = 2% SS2:
170MW Verluste: Lösch-
spulen + Leitungen
v = 2% SS3:
170MW Verluste: Lösch-
spulen + Leitungen
v = 2% SS4:
170MW Verluste: Lösch-
spulen + Leitungen
v = 2% SS5:
170MW Verluste: Lösch-
spulen + Leitungen
Fall 1 Fall 2 Fall 3 Fall 4 Fall 5 Fall 6 Fall 7 Fall 8Fehlerort [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A] [A]SS1 19,01 26,71 30,59 30,16 27,79 27,79 30,16 30,62SS2 20,94 29,41 33,58 33,13 24,54 24,54 33,13 33,64SS3 20,94 29,41 33,58 33,13 24,54 24,54 33,13 33,64SS4 19,01 26,71 30,59 30,16 27,79 27,79 30,16 30,62SS5 20,45 28,73 32,76 32,80 31,99 31,99 32,80 32,34
Tabelle 4.10: Erdschlussberechnungen mit Verlusten
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
1 2 3 4 5 6 7 8
Verlustvarianten
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
Fehler auf SS1 oder SS4
Fehler auf SS2 oder SS4
Fehler auf SS5
Abbildung 4.11: Erdschlussberechnungen mit Verlusten
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 47
Modellnetzbetrachtungen
Anhand der Simulationen, mit Verlusten der Petersenspulen und der Leitungen, sieht man den
großen Anteil des so genannten Wattreststromes am Erdschlussreststrom. Dieser
Wattreststrom ist nur mit Hilfe von aktiven Elementen kompensierbar (siehe 7.5).
VariantenAusgangs-
varianteParallel -
HFLParallel -
KabelIC=972A IC=1008A IC=1692A
IRest IRest Änderung IRest ÄnderungFehlerort [A] [A] +[%] [A] +[%]SS1 26,3 28,6 8,7 46,2 75,7SS2 28,9 31,4 8,7 64,7 123,9SS3 28,9 31,4 8,7 64,7 123,9SS4 26,3 28,6 8,7 46,2 75,7SS5 29,5 30,6 3,7 45,3 53,6HFL 160km 240km 160kmKabel 40km 40km 120kmGesamt 200km 280km 280km
Tabelle 4.11: Modellnetz mit Parallelleitung zu HFL 2
In Tabelle 4.11 sieht man den Unterschied eines Netzausbaus mit den beiden zur Wahl
stehenden Technologien (Freileitung oder Kabel). Zu HFL 2 (siehe Abbildung 4.1) wird eine
zusätzliche Parallelleitung angenommen, die einmal als Kabel (Parallel – Kabel) und einmal
als Freileitung (Parallel-HFL) ausgeführt ist. Man erkennt den enormen Zuwachs des
Erdschlussreststromes bei Einsatz eines Kabels, im Gegensatz zum eher geringen Anstieg bei
Einsatz einer Freileitung.
In diesem Netz wird wieder eine Verstimmung von 2% angenommen.
Durch die Berechnungen bestätigt sich, dass die Verluste im Netz einen wesentlichen Anteil
am Erdschlussstrom (Wattreststrom) haben. Durch die Lasten ergeben sich durchwegs
geringere Erdschlussrestströme, die aber aufgrund der Leitungsverluste eine größere Streuung
aufweisen (-2 % bis -37 %).
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 48
Simulation mit Neplan®
5 Simulation mit Neplan®
5.1 Allgemeines
Das schon in Neplan® vorhandene Beispielsnetz (siehe Abbildung 5.1), muss noch verfeinert
werden, um der gegebenen Problemstellung gerecht zu werden.
Da für Simulationen des Erdschlusses Nullsystemdaten erforderlich sind, wird eine
realistische Abschätzung dieser getroffen. Durch Angaben in der Literatur [1, 3, 4] ist diese
Abschätzung gut möglich und aufgrund der Simulationsergebnisse ist anzunehmen, dass die
Nullsystemdaten realistisch sind.
Für die besondere Aufgabenstellung des gelöschten Netzes müssen auch die Löschspulen
eingegeben werden. Am besten ist die Nachbildung der Löschspulen in Neplan® durch
Kurzschluss-Shunts geeignet.
5.2 Nullsystemdaten
Eine exakte Angabe der Nullsystemdaten ist aufgrund fehlender Parameter nicht möglich.
Auch wenn die komplette Leiterführung des Netzes mit Mastbildern bekannt wäre, würde
eine genaue Berechnung wegen veränderlichen Einflüssen wie Temperatur/Ausdehnung und
Feuchtigkeit/Erdwiderstand nur einen Augenblickswert wiedergeben. Daher wird eine
Abschätzung über die mittleren Nullsystemwerte der gegebenen Freileitungen und Kabel
vorgenommen. Bei Freileitungen bewegen sich die Impedanzen des Nullsystems (Z(0)) im
Bereich von 2,6- bis 3,5-mal der Größe der Impedanzen im Mitsystem (Z(1)). Gewählt wird
daher ein oft zitierter Wert von Z(0) ≈ 3 x Z(1). [1], [4]
Die Nullkapazitäten des Freileitungsnetzes sind um den Faktor 0,7 kleiner als die der
Mitkapazitäten. [1], [4]
Freileitung:
(C(0) ≈ 0,7 x C(1))
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 49
Simulation mit Neplan®
Zuverlässige Werte für die Nullimpedanz von Kabeln erhält man nur durch eine Messung am
installierten Kabel. Grund dafür ist die Abhängigkeit von der Bauart und dem Erdreich sowie
von zusätzlichen Einbauten, in denen die Rückströme fließen. [4]
Als einen mittleren Wert kann man annehmen, dass der Nullwiderstand 3,7-mal so groß wie
der Mitwiderstand ist (R0 ≈ 3,7 x R1) sowie die Nullreaktanz 4-mal so groß wie die
Mitreaktanz ist (X(0) ≈ 4 x X(1)). [1], [3], [4]
Die Nullkapazität ist abhängig vom Aufbau des Kabels:
Gürtelkabel: C(0) ≈ 0,6 x C(1)
Dreimantelkabel: C(0) = C(1)
Einleiterkabel: C(0) = C(1)
Aus diesem Grund werden die Nullkapazitäten der Kabel mit C(0) = C(1) angenommen.
Bezeichnung CE ICE [µF/km] [A/km] E-2XHMYY 240 VPE-Kabel 110 kV 0,13 8,70 E-2XHM2Y 300 VPE-Kabel 110 kV 0,15 10,04 E-2XHM2Y 400 VPE-Kabel 110 kV 0,17 11,38 E-2XHM2Y 500 VPE-Kabel 110 kV 0,18 12,05 520/500 180/160 GIL 400 kV 0,054 3,61 E-APMUDY 150 Al-Ölkabel 110 kV 0,353 23,63 E-PMDNY 300 Ölkabel 110 kV 0,339 22,69 E-PMDNY 500 Ölkabel 110 kV 0,387 25,90 E-APMUDY 500 Al-Ölkabel 110 kV 0,397 26,57 ÖAKUDY 800 Ölkabel 110 kV 0,565 37,81 ÖAHKUDY 850 Ölkabel 110 kV 0,48 32,13 310/100 Donau 110 kV Freileitung 0,00686 0,46
Tabelle 5.1: Eigenschaften von Leitungen
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 50
Simulation mit Neplan®
5.3 Topologie
2
e
Abbildung 5.1 : Untersucht
Trennstell
1
es Netz in Neplan
Netz
Netz
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 51
Simulation mit Neplan®
In Abbildung 5.1 sieht man den Aufbau des Netzes mit Einspeisungen, Lasten,
Petersenspulen, Leitungen, Sammelschienen und Transformatoren.
Das untersuchte 110-kV-Beispielnetz (Abbildung 5.1) wird in der „Mitte“ getrennt betrieben.
Mit dem Höchstspannungsnetz (400-kV-Netz) ist das 110-kV-Netz über drei Einspeisestellen
(Umspannwerke) verbunden.
Insgesamt besteht das Netz zusammen mit der übergeordneten Netzebene aus: 253 Leitungen,
221 Knoten, 59 Synchronmaschinen, 79 Lasten, 13 Netzeinspeisungen, 6 Petersenspulen und
9 Transformatoren (400kV – 110kV).
In der 110-kV Ebene besteht das Netz aus: 121Leitungen, 75 Knoten, 9 Synchronmaschinen,
51 Lasten, 12 Netzeinspeisungen, 6 Petersenspulen und 9 Transformatoren.
5.4 Erdschlusssimulation
Für die Simulation eines Erdschlusses im erdschlusskompensierten Netz mit Neplan muss
man zuerst die Petersenspulen als Shunts für die momentane Netzkonfiguration einstellen.
Dies gelingt entweder
• durch Variation der Nullreaktanzen der Petersenspulen und folgendes Simulieren bis
zum geringsten Strom an der Fehlerstelle (v = 0) oder
• durch Berechnung der benötigten Nullreaktanz (Induktivität) mittels Formel sowie
Aufteilung der Nullreaktanzen auf die verschiedenen Petersenspulen.
Formel für Verstimmung (v) = 0:
Ed
Ed C
LCj
Lj 231
31
ωωω =⇒−= (27)
Bei den Simulationen und der folgenden Überprüfung mittels Formel (Kapitel 3.4: Formel 23)
wird klar, dass bei der Berechnung und bei der Simulation dieselben Ergebnisse
herauskommen.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 52
Simulation mit Neplan®
Da das Ziel der Simulationen eine einfache Angabe von Grenzen des Kabeleinsatzes aufgrund
des begrenzenden Erdschlussreststromes ist, wäre eine Simulationsreihe mit dem Programm
sehr aufwändig. Zudem liefert das Netzberechnungsprogramm bei einer Simulation nur den
Erdschlussstrom der Fehlerstelle und der direkt angrenzenden Leitungen, nicht aber die
Strombeiträge aller Leitungen bis zu den Petersenspulen (siehe Abbildung 5.2).
Daher ist es um vieles einfacher bei den Erdschlusssimulationen nicht mit Neplan sondern
mit einfachen Formeln zu rechnen.
Beispiel einer Erdschlusssimulation:
e
Abbildung 5.2: Erdschlusssimulation (Ausschnitt)
Fehlerstell
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 53
Simulation mit Neplan®
5.5 Lastfluss
Für die Simulation von Lastflüssen ist Neplan® geeignet. Mit dem vorliegenden Netz wird
zuerst eine Simulation des Lastflusses mit den Originaldaten durchgeführt, um
Vergleichswerte zu den Ergebnissen bei geänderter Topologie zu haben.
Bei den Simulationen werden 8 verschiedene Leitungstücke ausgewählt, die dann in allen
möglichen Kombinationen durch Kabel ersetzt werden.
Nach der Berechnung werden die Ergebnisse exportiert und in Excel weiter verarbeitet.
Beispiel für eine Lastflusssimulation:
Abbildung 5.3: Lastflusssimulation (Ausschnitt)
In Abbildung 5.3 sieht man einen Netzausschnitt mit den Simulationsergebnissen für
Wirkleistung, Blindleistung, prozentuelle Belastung der Leitungen sowie Knotenspannungen.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 54
Simulation mit Neplan®
5.6 Kurzschluss
Die Kurzschlusssimulationen werden unter denselben Voraussetzungen, wie bei den
Lastflusssimulationen, eingesetzt.
Beispiel für eine Kurzschlusssimulation:
e
Abbildung 5.4: Kurzschlusssimulatio
In Abbildung 5.4 sieht man die Anfangs- und die Dauer-K
Übersicht werden in diesem Beispiel keine weiteren Daten
Nach den Simulationen werden die Kurzschlussleistungen
exportiert und mit den Ergebnissen der Simulationen nach
Insgesamt werden alle 41 Knoten (Sammelschienen) des N
Fehlerstell
n (Ausschnitt)
urzschlussströme. Für eine bessere
eingeblendet.
der untersuchten Sammelschienen
geänderter Topologie verglichen.
etzes 2 untersucht.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 55
Simulation mit Neplan®
5.7 Grenzen von Neplan®
Neplan® kann wie jedes andere Simulationsprogramm nur beschränkt die realen Zustände
wiedergeben. Im Folgenden werden die für die vorliegende Diplomarbeit wesentlichen
Hemmnisse des Programms erläutert.
5.7.1 Oberschwingungen
Neplan® rechnet nur mit der Grundwelle (50 Hz). Das bedeutet, dass der nicht unwesentliche
Einfluss von Oberschwingungen auf den Erdschlussreststrom keinen Beitrag zu den
Ergebnissen liefert. Der Einfluss von Oberschwingungen wird gesondert in Kapitel 8.1
behandelt.
5.7.2 Unsymmetrien
Auch ist es nicht möglich, eventuelle Unsymmetrien, welche durch nicht verdrillte
Freileitungen auftreten, in die Simulationen mit einzubeziehen. Doch gerade die
Unsymmetrien sind verantwortlich für die Sternpunktverlagerungsspannung und damit für
den allfälligen kleinsten möglichen Grad der Verstimmung.
Durch den Einsatz von Kabelsystemen oder durch das Verdrillen von Freileitungen
vermindert man die Unsymmetrien und damit die Verlagerungsspannung.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 56
Simulation mit Neplan®
5.8 Auswirkungen auf den Lastfluss
5.8.1 Allgemeines
Bei der Simulation des Lastflusses hinsichtlich der Betrachtung des maximalen Netzausbaus
macht es für prinzipielle Untersuchungen keinen Unterschied, ob man zusätzliche Kabel
einbaut oder Freileitungsstücke durch Kabel ersetzt. Durch das Ersetzen von Freileitungen
sind die Ergebnisse anschaulicher und leichter vergleichbar. In der folgenden Tabelle sind die
Daten der ausgetauschten Freileitungen, sowie die Daten der Kabel ersichtlich. In der
folgenden Untersuchung werden diese acht Leitungen in verschiedensten Variationen durch
Kabel ersetzt.
Bezeichnung Länge Imax X(1) X(0) R(1) R(0) C(1) C(0) ICE [km] [A] [Ω/km] [Ω/km] [Ω/km] [Ω/km] [µF/km] [µF/km] [A/km]
Leitung 1 310/100 Donau 19,70 755,00 0,39 1,16 0,09 0,28 0,010 0,007 0,46
E-2XHM2Y 500 754,00 0,13 0,50 0,05 0,17 0,180 0,180 12,05 Leitung
61 310/100 StAl 11,30 755,00 0,39 1,18 0,09 0,28 0,009 0,007 0,44 E-2XHM2Y 500 754,00 0,13 0,50 0,05 0,17 0,180 0,180 12,05 Leitung
53 125 StAl 3,60 440,00 0,40 1,20 0,10 0,30 0,009 0,006 0,42 E-2XHMYY 240 530,00 0,15 0,58 0,09 0,31 0,130 0,130 8,70 Leitung
59 310/100 StAl 13,40 755,00 0,39 1,18 0,09 0,28 0,009 0,007 0,44 E-2XHM2Y 500 754,00 0,13 0,50 0,05 0,17 0,180 0,180 12,05 Leitung
6 210/50 StAl 1,32 570,00 0,40 1,19 0,14 0,41 0,009 0,006 0,43 E-2XHM2Y 300 594,00 0,14 0,56 0,07 0,26 0,150 0,150 10,04 Leitung
80 240/40 Al Stalum 17,10 640,00 0,43 1,29 0,11 0,34 0,008 0,006 0,38 E-2XHM2Y 400 669,00 0,13 0,52 0,06 0,21 0,170 0,170 11,38 Leitung
70 260/23 Al/Stalum 3,40 680,00 0,23 0,68 0,07 0,20 0,017 0,012 0,80 E-2XHM2Y 500 754,00 0,13 0,50 0,05 0,17 0,180 0,180 12,05 Leitung
79 240/40 Donau 3,50 640,00 0,39 1,17 0,12 0,36 0,010 0,007 0,45 E-2XHM2Y 400 669,00 0,13 0,52 0,06 0,21 0,170 0,170 11,38
Tabelle 5.2: Freileitungen und Kabel
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 57
Simulation mit Neplan®
In Abbildung 5.5 ist Netz 2 dargestellt. Darin sieht man die betrachteten Leitungen.
4
Abbildung 5.5: Betrachtete Leitungen für Lastfluss und Kurzschluss
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 58
Simulation mit Neplan®
Die 8 Leitungen in Abbildung 5.5 werden ausgewählt, da sie einen guten Überblick über das
betrachtete Beispielnetz bieten. Das heißt: Sie zeichnen sich durch verschiedene Längen,
verschiedene Stromtragfähigkeiten und verschiedene Topologien aus, wie parallele Stücke,
Stichleitungen, Verbindungsleitungen.
Für die Lastflussberechnungen mit Neplan wird das erweiterte Newton-Raphson Verfahren
(siehe 2.4.3) verwendet.
Abbildung 5.6: Lastflussparameter Neplan
Nach den Berechnungen werden die Ergebnisse exportiert und in Excel weiterverarbeitet. So
werden diejenigen Leitungen, bei denen die größten Änderungen des Lastflusses beobachtbar
sind, exemplarisch in Excel-Diagrammen dargestellt.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 59
Simulation mit Neplan®
5.8.2 Simulationsergebnisse – Lastfluss
Bei den Simulationen zum Lastfluss sind die Auslastungen der Leitungen vor und nach dem
Austausch geordnet nach prozentueller Veränderung dargestellt. Ausgewählt werden nur
Leitungen, bei denen die Veränderung relevant ist, da geringe Veränderungen (kleiner 1 %)
uninteressant sind, und eine Darstellung von 106 betrachteten Leitungen unüberschaubar ist.
1
6
10 11
92
93
94
95 96
97 98
99 100
101
102
103
104
105
106
98
7
5
43
2
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 5 10 15 20 25Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung 5.7: Lastfluss (Leitung 1 auf Kabel getauscht)
Bei dieser Simulation wird Freileitung 1 durch ein VPE – Kabel ersetzt.
Die Leitungen, die den größten Zuwachs erhalten, befinden sich an demjenigen Ende der
Leitung 1, an dem sich nicht das Umspannwerk befindet. Dies ist deshalb der Fall, da jetzt die
entfernten Lasten zum größeren Teil über Leitung 1 versorgt werden.
Diejenigen Leitungen, die parallele Pfade zu den Lasten bieten, werden durch den Austausch
entlastet.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 60
Simulation mit Neplan®
59
161
502 3 4
53
6
14
94 92
29
98 97
35
105
104
6558
11
106
5251103
101
100
102
99
9695
93
1817
5 66
30 2663
78 9
15 16
0
10
20
30
40
50
60
70
0 5 10 15 20 25 30 35 40Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung 5.8: Lastfluss (Leitungen 1 + 61 + 53 + 59 getauscht)
Nach dem Austausch von vier Freileitungen durch Kabel sind die Abweichungen vom
ursprünglichen Lastfluss schon sehr groß. Man sieht, dass immer mehr Leitungen eine immer
größere Änderung erfahren.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 61
Simulation mit Neplan®
591
5080
36
4 253
8 9
6315
716
29
97 98
105
104
6558
79
100
11
566
61
30 26
17 18
94 9293
95 96
99
3510
1
102
103
51 52
106
81
0
10
20
30
40
50
60
70
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung 5.9: Lastfluss (alle 8 Leitungen getauscht)
Durch den Einsatz von Kabeln ändert sich der Lastfluss im ganzen Netz. Für ein Projekt muss
man auf jeden Fall die Lastflussänderung im Vorhinein abklären, da sonst unerwünschte
Effekte auftreten können. Möglich wäre der Verlust der n-1 Sicherheit, sowie die generelle
Überlastung einer Leitung, die sich nicht unbedingt in unmittelbarer Nähe der ausgetauschten
befinden muss.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 62
Simulation mit Neplan®
5.9 Auswirkungen auf den Kurzschluss
5.9.1 Allgemeines
Bei der Simulation des Kurzschlusses werden dieselben Leitungen, die auch schon beim
Lastfluss getauscht wurden, zur Untersuchung der Sensibilität bezüglich Änderungen
verwendet (siehe Abbildung 5.6 und Tabelle 5.1). Für die Auswertung der Daten werden die
Kurzschlussscheinleistungen Sk´´ für alle 41 Knoten (Sammelschienen von A bis AO) in
Neplan berechnet und dann in Excel mit den veränderten Ergebnissen nach Austausch der
Leitungen verglichen.
In Neplan werden die Kurzschlussfälle als Kurzschluss aller drei Phasen nach IEC60909
2001 (siehe 2.5) berechnet.
Abbildung 5.10: Kurzschlussparameter Neplan
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 63
Simulation mit Neplan®
5.9.2 Simulationsergebnisse – Kurzschluss
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung 5.11: Kurzschluss (Leitung 1 getauscht)
Man sieht, dass sich die Kurzschlussscheinleistungen mancher Knoten vergrößern. Dies sind
Knoten, die sich, vom Umspannwerk aus gesehen, hinter den ausgetauschten Leitungen
befinden. Die Änderungen sind nicht groß, da nicht nur die ausgetauschten Leitungen den
Kurzschlussstrom begrenzen, sondern auch vorgelagerte Elemente, wie andere Leitungen und
Transformatoren.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 64
Simulation mit Neplan®
A
BC
DE
FG
H IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE
AFAG
AH AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung 5.12: Kurzschluss (alle 8 Leitungen getauscht)
Durch den Einsatz von Kabeln, die geringere Impedanzen als Freileitungen besitzen, erhöhen
sich die Kurzschlussleistungen im Netz. Dies kann von Nachteil sein, wenn die gestiegenen
Ströme von den Leistungsschaltern nicht mehr bewältigt werden können, oder wenn andere
Anlagenteile wie die Erdungsanlage nach den Änderungen nicht mehr den Normen
entsprechen.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 65
Grenze durch den Erdschlussstrom
6 Ausbaugrenze durch den Erdschlussstrom
Der maximal auftretende Erdschlussreststrom, der, um eine Erdschlusslöschung zu
garantieren, nach oben hin durch die Löschgrenze von 132 A begrenzt wird, ist abhängig von
Betriebsspannung (UB), Frequenz (f), Verstimmung (v), Verlustfaktor (δ), und
Erdkapazitäten (CE).
Zusätzlich wird der maximale Ausbau noch durch die auftretenden Oberschwingungen im
Erdschlussreststrom begrenzt (siehe 8.1).
Betriebsspannung UB:
Da die Betriebsspannung im normalen Betrieb im Bereich von 103 kV bis 123 kV variiert, ist
für die Bemessung der Grenze die höchste auftretende Spannung anzunehmen.
In Abbildung 6.1 erkennt man die lineare Abhängigkeit des Erdschlussreststromes von der
Betriebsspannung (nach Formel 23).
Angenommen wird ein beliebiges Netz mit einer Verstimmung von -2 % und einer Dämpfung
von 2 %, dessen Erdschlussreststrom bei einer Nennspannung von 110 kV, 100 A beträgt, und
daher eine Erdkapazität von 109,7 µF hat.
80
90
100
110
120
102 106 110 114 118 122
Betriebsspannung [kV]
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
Abbildung 6.1: Einfluss der Betriebsspannung
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 66
Grenze durch den Erdschlussstrom
Frequenz f:
Die Frequenz kann, bis auf eventuell auftretende Oberschwingungen (siehe 12.1), mit
konstant 50 Hz angenommen werden. Eine Frequenzerhöhung bewirkt eine Änderung in
Richtung Unterkompensation.
In Abbildung 6.2 erkennt man die Äbhängigkeit des Erdschlussreststromes von der
Betriebsfrequenz.
Angenommen wird ein beliebiges Netz mit einer Verstimmung von -2 % und einer Dämpfung
von 2 %, dessen Erdschlussreststrom bei einer Nennspannung von 110 kV, 100 A beträgt, und
daher eine Erdkapazität von 109,7 µF hat.
0
50
100
150
200
250
49 49.2 49.4 49.6 49.8 50 50.2 50.4 50.6 50.8 51
Frequenz [Hz]
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
Abbildung 6.2: Einfluss der Frequenz
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 67
Grenze durch den Erdschlussstrom
Verstimmung v:
Die Verstimmung muss so eingestellt werden, dass die im fehlerfreien Betrieb auftretende
Sternpunktverlagerungsspannung, auf einem zulässigen Niveau gehalten wird (siehe 3.5).
Laut Literatur [1, 3, 4] werden gelöschte 110-kV-Netze mit einer Verstimmung von
-2 % bis -6 % betrieben. Jedoch kann bei einem unerwarteten Leitungsausfall die
Verstimmung deutlich größer werden (siehe 8.2).
Dämpfung d:
Die Dämpfung bewegt sich in realen Netzen im Bereich von ca. 2 % [1, 3]. Der Verlustfaktor
ist aber vom Querleitwert (z.B. Isolationswiderstände, Überspannungsableiter,
Spannungswandler) des gesamten Netzes abhängig, und damit ändert sich d mit den äußeren
Verhältnissen (Nässe, Temperatur), sowie mit dem Alter und der Beschaffenheit der Anlage.
Erdkapazitäten CE:
Die Erdkapazitäten sind vor allem ein Maß für die Größe des Netzes, da jedes Leitungsstück
einen Beitrag dazu liefert. Allerdings ist der Beitrag von Kabelstrecken ca. um den Faktor 20
größer als jener von Freileitungsstrecken.
Aus der Vorgabe, dass der Erdschlussreststrom vor allem von den Erdkapazitäten abhängig
ist, und aus Formel 23, kann man durch einfache Umformungen eine Beziehung für die
Abhängigkeit der maximalen Netzlänge (CE) von Verstimmung und Verlustfaktor herleiten.
3)(3Re
BEst
UjvdCI += ω
daraus folgt:
[ FvdUvd
ICB
GE µ
πω3
123000)(506
10132
3)(3 22
6
22max
+
⋅=
+= ] (28)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 68
Grenze durch den Erdschlussstrom
6.1 Theoretische maximale Größe eines beliebigen Netzes
Im folgenden Diagramm wird mittels Formel (23) eine Variation von Verstimmung und
Verlustfaktor durchgeführt, und das Ergebnis zusätzlich auf eine durchschnittliche
Freileitungsinstallation bezogen.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
1% 3% 5% 7% 9% 11% 13% 15% 17%
v [%]
max
imal
Zul
ässi
ge E
dkap
azitä
t [µF
]
0
5000
10000
15000
20000
Frei
leitu
ng [k
m]
d = 1%
d = 2%
d = 3%
d = 4%
d = 5%
Abbildung 6.3: Abhängigkeit der Maximalen Freileitungs-Netzlänge(Erdkapazität)
von d und v (ohne Oberschwingungen und Unsymmetrie)
In Abbildung 6.3 ist das Ergebnis auf die Länge eines Freileitungsnetzes bezogen, bei dem die
durchschnittliche Erdkapazität der Leiter 0,007 µF/km beträgt. Bei einer angenommenen
Verstimmung von -4 % und einem Verlustfaktor von 2 % ergibt dies eine maximale
Netzlänge von 6300 km (44,1 µF). In diesem Fall würde ICE 2952 A betragen, und der
benötigte Löschspulenstrom wäre 3070A (Formel 29).
CECEL vIII −= (29)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 69
Grenze durch den Erdschlussstrom
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
1% 3% 5% 7% 9% 11% 13% 15% 17%
v(δ) [%]
Kab
el 1
[km
]
0
200
400
600
800
1000
Kab
el 2
[km
]
d = 1%
d = 2%
d = 3%
d = 4%
d = 5%
Abbildung 6.4: Abhängigkeit der Maximalen Kabel-Netzlänge von d und v
(ohne Oberschwingungen und Unsymmetrie)
In Abbildung 6.4 werden die Unterschiede der Netzlänge die sich aufgrund von
verschiedenen Kabeltypen ergeben deutlich. In diesem Fall werden ein Kabel älterer Bauart
(Ölkabel - Kabeltype 1) und ein neueres Kabel (VPE-Kabel – Kabeltype 2) verwendet.
Kabeltype 1 zeichnet sich dadurch aus, dass seine Erdkapazität sehr groß ist. Kabeltype 2 hat
hingegen eine weitaus kleinere Erdkapazität.
R CE I-max Querschnitt [Ω/km] [µF/km] [A] [mm²] Kabeltype 1 E-PMDNY 300 Ölkabel 110 kV 0,07 0,339 465 300Kabeltype 2 E-2XHMYY 240 VPE-Kabel 110 kV 0,085 0,13 530 240
Tabelle 6.1: Kabeleigenschaften
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 70
Grenze durch den Erdschlussstrom
Bei Kabeltype 1 ergibt sich bei einer Verstimmung von -4 % und einem Verlustfaktor von
2 % eine maximale Netzlänge von 110 km. Bei Kabeltype 2 hingegen ergibt sich eine
mögliche Länge von 339 km.
Da aber ein reines Kabelnetz theoretisch vollständig kompensiert betrieben werden kann
(v=0), weil es hochgradig symmetrisch ist, ergibt sich bei einem Verlustfaktor von 2 % eine
maximale Netzlänge von 758 km mit einem Kabel neuerer Bauart (Kabeltype 2). Dies würde
aber einen unrealistisch hohen Löschstrom von 6600 A erfordern (weit mehr als 20
Löschspulen). (siehe Formel 23)
In Abbildung 6.5 ist die Abhängigkeit des kapazitiven Erdschlussstromes, und des daraus
resultierenden induktiven Löschstromes durch die Petersenspulen, dargestellt. Der
Verlustfaktor wird hier mit 2 % angenommen.
33 B
ECEUCI ω= (30)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16%
v [%]
Lösc
hstr
ombe
darf
und
kapa
zitiv
er E
rdst
rom
[A]
0
10
20
30
40
50
60
70
80
CE
[µF]
LD CE
Abbildung 6.5: Abhängigkeit des Löschstrombedarfs von v
(ohne Oberschwingungen und Unsymmetrie)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 71
Grenze durch den Erdschlussstrom
6.2 Betrachtung des vorliegenden Beispiel-Netzes
Das untersuchte 110-kV-Beispielnetz wird getrennt betrieben. In der folgenden Tabelle sieht
man die Eigenschaften der Netzteile sowie die für Netz 1 bzw. Netz 2 geplanten
Ausbauprojekte.
CE (vor
Ausbau)Geplante
KabelstreckenCE (nach Ausbau)
Irest (d=2% v=-4%) ILD
IRest (d=3% v=-5%) ILD
[µF] [km] [µF] [A] [A] [A] [A] Gesamtnetz 17,17 375,00 65,92 197,29 4588,10 257,24 4632,22
Netz 2 11,49 209,00 38,66 115,71 2690,77 150,86 2716,65 Netz 1 5,68 166,00 27,26 81,59 1897,33 106,38 1915,57
Tabelle 6.2: Netzdaten
Mit den berechneten Daten wird klar, dass vor allem Netz 2 mit dem geplanten Kabelausbau
die Grenzen der gelöschten Netze überschreitet.
Für eine nähere Untersuchung ist vor allem Netz 2 interessant.
Netz 2:
Freileitung Kabel Gesamt VPE-Kabel Öl-Kabel CE Kabel CE Freileitung CE Gesamt [km] [km] [km] [km] [µF] [µF] [µF]
720,00 35,20 32,50 2,70 6,56 4,92 11,48
Tabelle 6.3: Netz 2
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 72
Grenze durch den Erdschlussstrom
Bei einer angenommenen Dämpfung von 3 % und einer Verstimmung von -5 % könnte man
in Netz 2 noch 171,8 km Kabeltype 2(CE = 0,13 µF), 55,8km Kabel1(CE = 0,4 µF) oder 3191
km Freileitung installieren.
Neue Installationen werden heutzutage nur mehr mit modernen erdkapazitätsarmen Kabeln
durchgeführt. Daher kann man mit einer maximalen zusätzlichen Kabelinstallation von
171,8 km (Kabeltype 2) rechnen. Dies ist aber auch nur dann möglich wenn man mit den
betrachteten Werten für Verstimmung und Verlustfaktor rechnen kann.
Durch einen Austausch allfälliger alter Öl-Kabel könnte man noch zusätzliches Potential für
zukünftige Projekte schaffen. Da aber die meisten Kabel schon neuerer Bauart sind, wäre die
zusätzliche Ausbaumöglichkeit beschränkt auf 5,6 km. Insgesamt käme man somit auf eine
maximale Kabellänge von 177,4 km.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 73
Maßnahmen um das Netz trotz Ausbau weiter zu betreiben
7 Maßnahmen zur Ermöglichung weiterer Netzausbauten
Bei einem Ausbau des Netzes mit Kabelsystemen kommt man an die technischen Grenzen,
wie sie in den vorhergehenden Kapiteln beschrieben werden. Nachfolgend werden Auswege,
die einen weiteren Ausbau ermöglichen, aufgezeigt.
7.1 Beschränkung des Kabeleinsatzes
Durch einen kontrollierten Einsatz der Kabelsysteme können die Erdkapazitäten auf ein
zulässiges Maß beschränkt werden. In dieser Hinsicht ist es nötig, nur dann Kabel
einzusetzen, wenn keine andere Möglichkeit besteht. Wie man in Tabelle 5.1 erkennen kann
ist der Einsatz von Freileitungen statt Kabel das effektivste Mittel, um die kapazitiven
Erdschlussströme auf niedrigem Niveau zu halten, und damit dem Netzausbau auch in
Zukunft nicht einzuschränken.
Wenn man die Kosten möglicher Ausbaupläne betrachtet, dann ist sicher, dass der Ausbau
mittels Freileitungen die billigste und einfachste Variante ist. Dadurch spart man sich
eventuelle Umbaumaßnahmen in Zukunft und man kann größere Netzabschnitte planen, als
dies mit Kabelsystemen möglich wäre.
7.2 Netzauftrennung
Durch eine Auftrennung der Netze in mehrere kleine Netze ist es möglich, insgesamt mehr
Kabel einzusetzen. Eine Auftrennung der Netze hat aber auch schwerwiegende Nachteile. So
hat die Aufteilung zur Folge, dass der Vermaschungsgrad und damit die
Versorgungssicherheit sinkt.
Die galvanische Auftrennung könnte man auch mittels Trenntransformatoren durchführen, um
die Sicherheit und die Vermaschung beizubehalten, womit aber auch hohe Investitionskosten
verbunden sind. Durch die zusätzlichen Transformatoren steigt auch die Fehleranfälligkeit des
Netzes.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 74
Maßnahmen um das Netz trotz Ausbau weiter zu betreiben
7.3 Umstellung auf starre Sternpunkterdung
Durch die Umstellung auf die Netzform der starren Erdung (siehe 2.3) entgeht man dem
Problem der Löschgrenze. Fehler in starren Netzen müssen aber aufgrund der großen Ströme
sofort abgeschaltet werden, da in starr geerdeten 110-kV-Netzen im Erdschlussfall mit
Strömen von einigen kA gerechnet werden muss. So kommt man im betrachteten Netz, nach
einer Umstellung auf starre Sternpunkterdung auf Erdkurzschlussströme von 5 kA bis zu 38
kA. Der höhere Wert tritt bei einem Erdkurzschluss an der Sammelschiene dreier
Netzkuppeltransformatoren (400-kV/110-kV) auf. Durch eine teilstarre Erdung kann man die
auftretenden Erdkurzschlussströme auf kleinere Werte bringen.
Diese hohen Erdkurzschlussströme haben zur Folge, dass das ganze Schutzsystem umgestellt
oder erneuert werden muss. Da die einzelnen Anlagenteile des 110-kV-Netzes ursprünglich
nicht für so große Erdkurzschlussströme geplant wurden, ist eine nachträgliche Untersuchung
bezüglich Erdungsmaßnahmen und Berührungsspannungen (Abschaltzeiten) notwendig.
Eine Umstellung auf ein starr geerdetes Netz erfordert ein neues Schutzsystem mit schneller
Fehlererkennung und passenden Leistungsschaltern, sowie eine ausführliche Untersuchung
der ohm’schen und induktiven Beeinflussungen. Ein Stations-Umbau und eine
Untersuchung/Nachrüstung von Anlagenteilen wie Hochspannungsmasten könnten
aufwändige Folgeinvestitionen auslösen.
Durch eine derartige Umstellung wäre die Power Quality und die Versorgungssicherheit um
einiges schlechter, da Fehler sofort abgeschaltet werden müssen. Besonders im Vergleich mit
dem gelöschten Netz, wo über 90 % der Erdfehler keine Bedeutung für die Stromabnehmer
haben, wäre ein starr geerdetes Netz ein Rückschritt.
7.4 Umstellung auf mittelohmige Sternpunkterdung
Ein mittelohmig geerdetes Netz ist eine Sonderform des niederohmig/starr geerdeten Netzes.
In diesem Netz wird konzeptgemäß parallel zur Petersenspule ein Widerstand angebracht, der
in seiner Größe so bemessen wird, dass bei Fehlereintritt ein Fehlerstrom auftritt, der eine
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 75
Maßnahmen um das Netz trotz Ausbau weiter zu betreiben
leichtere und sicherere Erdschluss-Ortung zulässt, aber keiner allzu schnellen Abschaltung
bedarf, da die auftretenden Schritt und Berührungsspannungen nicht so groß wie bei
starrer/teilstarrer Erdung sind. Dadurch ist es möglich die fehlerbehaftete Leitung selektiv
auszuschalten.
Die Umstellung auf ein mittelohmig geerdetes Netz hat wegen der Notwendigkeit,
Erdschlüsse abzuschalten, einige Nachteile des starren Netzes, aber das Problem der großen
Erdschlussströme würde man umgehen, wodurch man sich die schnellstmögliche Abschaltung
erspart.
7.5 Reststromkompensation
Der von Petersenspulen nicht kompensierbare Anteil des Erdschlussstromes besteht aus dem
Wirk-Reststrom, dem Verlagerungsstrom und den Oberschwingungen des Erdfehlerstroms.
[6]
Wirk-Reststrom:
Der Wirk-Reststrom ist bestimmt durch die ohmschen Ableitverluste der Leitungen und
Kabel und durch die Wirkkomponente der Petersenspulen.
Verlagerungsstrom:
Der Verlagerungsstrom wird hervorgerufen durch die Erdunsymmetrien und durch die
Koppelkapazitäten mit anderen Systemen. [6]
Oberschwingungen:
Die höheren Harmonischen des Erdfehlerstromes werden durch die
Kompensationseinrichtungen nahezu nicht verringert (siehe 8.1).
Der Verlagerungsstrom ist nur ein kleiner Teil des Reststromes, bestimmt aber die
Verlagerungsspannung. Wenn man es schafft, das Netz im Fehlerfall so zu verlagern, dass die
fehlerbehaftete Phase auf Erdpotential gehalten wird, erreicht man eine vollständige
Entlastung der Fehlerstelle. [7]
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 76
Maßnahmen um das Netz trotz Ausbau weiter zu betreiben
Dies kann man durch Einspeisung einer Gegenkomponente in entsprechender Größe und
Phasenlage im Sternpunkt durch einen Umrichter erreichen.
Aufgrund des Reststromes, der über die Fehlerstelle fließt, wurde in Schweden 1987
festgelegt, dass Erdschlüsse in Freileitungsnetzen sofort abgeschaltet werden müssen. Daher
wurden die Entwicklungen zur Reststromkompensation in Schweden vorangetrieben und
1992 wurde die erste Anlage in Betrieb genommen. [7]
Im zusammengeschlossenen 16,7 Hz 110-kV-Bahnnetz der DB und der ÖBB wurde ebenfalls
nach erfolgreichen Tests eine Vollschutzanlage zur Reststromkompensation installiert. Diese
Vollschutzanlage arbeitet mit einer Nulladmittanzmessung zur Voreinstellung der
Reststromkompensation. Im Fehlerfall wird dann ein Strom eingespeist, sodass die
Nulladmittanz wieder den fehlerlosen Wert annimmt. In dieser Anlage wird auch der Anteil
des 50-Hz-Netzes sowie die Netzharmonischen kompensiert.
Die Reststromkompensation wäre die technisch aufwändigste Methode um das Netz weiter
auszubauen. Im Prinzip ist diese Möglichkeit sehr interessant und funktionell. Durch die
wenigen Jahre der Erfahrung mit diesem System, ist die Skepsis unter den Netzbetreibern zu
verstehen. Die größte Befürchtung besteht darin, dass die Reststromkompensation falsch oder
einfach nicht reagiert. Bei einer falschen Einspeisung wäre es möglich, dass der
Erdschlussreststrom auf die doppelte Größe anwächst. Bisher existiert keine voll
funktionstüchtige aktive Reststromkompensation.
7.6 Phasenerdung
In Hochspannungsnetzen ist es möglich statt Petersenspulen oder aktiver
Reststromkompensation die Phasenerdung einzuführen. Dies ist eine einfache Möglichkeit um
die fehlerbehaftete Phase vom Erdschlussstrom zu befreien und damit die Fehlerstelle
weitgehend zu entlasten. Diese Methode wird vor allem in Mittelspannungs-Strahlennetzen
angewandt.
Auf der 110-kV-Ebene gibt es bislang noch keine Erfahrungen mit diesem System und der
vermaschte Aufbau von 110-kV-Verteilnetzen stellt ein zusätzliches Problem für diese Art
der Fehlerstellenentlastung dar. Unter Umständen muss man an mehreren Stellen gleichzeitig
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 77
Maßnahmen um das Netz trotz Ausbau weiter zu betreiben
erden und an den Erdungsstellen darauf achten, dass die Erdungsanlage für einen in 110-kV-
Netzen auftretenden kapazitiven Erdschlussstrom von einigen tausend Ampere ausgelegt ist.
Bei der Phasenerdung bestehen Probleme, da man in mehreren Umspannwerken gleichzeitig
erden müsste, um den Erdschlussstrom aufzuteilen. Zudem ist nicht sicher ob dieses System
im 110-kV-Netz aufgrund der starken Vermaschung und aufgrund der großen
Erdschlussströme praktikabel wäre.
7.7 Oberschwingungsfilter
Durch die auftretenden Oberschwingungen im Erdschlussreststrom IRest ist es schwierig den
Anforderungen eines gelöschten Netzes zu entsprechen. (siehe 8.1)
Durch Oberschwingungsfilter, die mithilfe von Saugkreisen die fünfte und die siebte
Harmonische aus dem Netz filtern, wäre es möglich um einiges näher an die momentan
bekannten Grenzen eines gelöscht betriebenen Netzes heranzukommen.
Oberschwingungsfilter im (für ein 110-kV-Netz) nötigen Ausmaß wurden noch nie installiert.
Wahrscheinlich wäre es geschickter direkt beim Erzeuger der Oberschwingungen diese zu
filtern, wodurch auch dort die negativen Effekte von Oberschwingungen verkleinert würden.
7.8 Einsatz von GIL
Durch den Einsatz von Gasisolierten Leitungen (GIL) statt Kabel wäre, aufgrund geringerer
Leiter-Erde Kapazitäten, die Ausbaufähigkeit des Netzes um einiges größer. Gasisolierten
Leitungen liefern einen wesentlich geringeren Beitrag als Kabel zu den kapazitiven
Erdschlussströmen
(siehe Tabelle 5.1).
Der Einsatz von Gasisolierten Leitungen im 110-kV-Netz wäre eine interessante Alternative
zu Kabeln. Doch GIL kosten auf der 110-kV-Ebene um einiges mehr als Kabel.
Ein zusätzlicher Vorteil von GIL ist die selbstheilende Isolierung bei Erdschlüssen oder
Kurzschlüssen.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 78
Maßnahmen um das Netz trotz Ausbau weiter zu betreiben
7.9 Resonanzabstimmung
Es ist möglich 110-kV-Netze ohne Verstimmung zu betreiben, wenn die
Sternpunktverlagerungsspannung im fehlerfreien Betrieb die zulässigen Werte nicht
überschreitet. Dies ist möglich in reinen Kabelnetzen, oder in Netzen bei denen alle
Freileitungen verdrillt ausgeführt sind. Durch diese Maßnahmen ist es möglich, das Netz in
einem größeren Ausmaß auszubauen, da der Erdschlussreststromanteil der Verstimmung
(-2 % bis -6 %), wegfällt.
Bei Netzen, die größere Unsymmetrien aufweisen, kann man im Fehlerfall auf Resonanz
abstimmen (v = 0), wenn man die Löschspulen automatisch und schnell genug
(Berührungsspannungen) einstellen kann.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 79
Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
8 Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
In Kapitel 6 sieht man, dass der maximale kapazitive Erdschlussstrom unter völlig idealen
Bedingungen (Normschaltzustand, keine Oberschwingungen, keine Unsymmetrie) bis zu ca.
3000 A betragen darf. Dies deckt sich aber nicht mit den Beobachtungen an realen Netzen, die
im Regelfall bei ca. 1800 A kapazitivem Erdschlussstrom, die Grenzen der Löschfähigkeit
(132 A Erdschlussreststrom) erreichen. Daher muss es noch andere netzbegrenzende
Erscheinungen geben, die höhere kapazitive Erdschlussströme nicht zulassen.
Eine Betrachtung des Einflusses von Oberschwingungen auf den Erdschlussreststrom ist
daher notwendig.
8.1 Oberschwingungen
Da in 110-kV-Verteilungsnetzen Spannungs-Oberschwingungen auftreten, die man nicht
vernachlässigen kann, ist eine Berechnung der Einflüsse von Oberschwingungen auf den
Erdschlussstrom vonnöten. In ausgeführten Netzen kann die fünfte Harmonische bis zu etwa
2 % und die siebte bis zu etwa 1 % betragen.
Zusätzlich ist es möglich, dass durch spezielle Verteilung von (Leitungs-) Induktivitäten und
(Netz-) Kapazitäten Resonanz auftritt, die den Oberschwingungsanteil des
Erdschlussreststromes weiter verstärkt. Diese Resonanz tritt für eine bestimmte Frequenz nur
an bestimmten lokalen Stellen des Netzes auf. Es gibt die Güte eines Netzes g = X/R, die im
Resonanzfall auch als Maß für die maximal auftretende Überhöhung der Spannung (des
Stromes) angenommen wird. Die maximale Überhöhung des Strom-Oberschwingungsanteiles
tritt an jener Stelle auf, an der die Oberschwingung mit dem größten Anteil (5-te) in Resonanz
kommt.
Deshalb wird g in den folgenden Berechnungen für die fünfte Harmonische eingesetzt, um
eine Obergrenze für den Erdschlussreststrom zu erhalten (worst case).
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 80
Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
Es ist vorteilhaft, die Verstimmung für die Oberschwingungen zu errechnen:
22 1)1(
nnvvn −+= (31)
v… Verstimmung für 50 Hz
n… Ordnungszahl der Harmonischen
vn… resultierende Verstimmung für die Harmonische
Herleitung:
22
22
2
22
2
22
2
1)1(
)13
11(1
)3
1(13
11
311
nnvv
LCn
nv
LCn
nv
LCnv
LCv
n
DEn
DEn
DEn
DE
−+=
⇒−−+=
⇒−=
⇒−=
⇒−=
ω
ω
ω
ω
Aus Formel 31 ergibt sich für z.B. eine Verstimmung von -5 % eine resultierende
Verstimmung von 96,2 % für die fünfte und von 98 % für die siebte Harmonische. Dies
bedeutet, dass der Erdschlussstrom aus den Harmonischen nahezu vollständig (nicht
kompensiert) an der Fehlerstelle fließt, und damit die maximale Ausbaufähigkeit des Netzes
beschränkt.
Berechnung des maximalen Netzausbaus bei Oberschwingungsanteilen der Spannungen:
22350
222250
22250
2max
))(**7())(***5())((*3
3 vdyvdxgvdUIC
B
GE
+++++=
ω (32)
vx … Verstimmung bei einer Frequenz von x
g… Güte des Netzes (bei Resonanz in der 5 – ten)
x… Anteil der 5-ten Harmonischen in p.u.
y… Anteil der 7-ten Harmonischen in p.u.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 81
Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
0
50
100
150
200
250
300
0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0%
5 - te Harmonische [%]
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
0,00% 0,25% 0,50% 0,75% 1,00% 1,25% 1,50%
7 - te Harmonische [%]
IL = 2828A - NetzIL = 2121A - NetzIL = 1414A - NetzIL = 707A - Netz132 A - Löschgrenze
Abbildung 8.1: Netzvariation mit Oberschwingungen (v = -2% ; d = 2%)
In Abbildung 8.1 sieht man die Abhängigkeit des Erdschlussreststromes von
Oberschwingungen, bei einer Verstimmung von -2 %, einem Verlustfaktor von 2 %, und einer
Güte von 3.
Ausgangspunkte sind beliebige Netze, deren Ausbaugrad durch die in dem Diagramm
beschriebenen Löschstöme (im Diagramm mit IL bezeichnet) gegeben ist.
Die Oberschwingungen (5-te zu 7-te) stehen in einem festen Verhältnis von 2:1 (Annahme).
Wie man sieht, kommt man im ungünstigsten Fall (Resonanz der 5-ten und z.B. g = 3), in
einem Oberschwingungsbehafteten 110-kV-Netz, an gewissen lokalen Stellen des Netzes
rasch an die Löschgrenze.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 82
Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
0
50
100
150
200
250
300
0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0%
5 - te Harmonische [%]
Erds
chlu
ssre
stst
rom
[A]
0,00% 0,25% 0,50% 0,75% 1,00% 1,25% 1,50%
7 - te Harmonische [%]
IL = 1414A - Netz g=1IL = 1414A - Netz g=2IL = 1414A - Netz g=3IL = 1414A - Netz g=4132 A - Löschgrenze
Abbildung 8.2: Gütevariation mit Oberschwingungen (v = -2% ; d = 2%)
In Abbildung 8.1 sieht man die Abhängigkeit des Erdschlussreststromes von
Oberschwingungen, bei einer Verstimmung von -2 %, einem Verlustfaktor von 2 %, und einer
variablen Güte.
Ausgangspunkt ist ein Netz mit einem Löschstrombedarf von 1414 A.
Die Oberschwingungen (5-te zu 7-te) stehen in einem festen Verhältnis von 2:1 (Annahme).
Wie man sieht kommt man im schlimmsten Fall (Resonanz der 5-ten und z.B. g = 4), auch in
diesem Netz bei entsprechendem Oberschwingungsanteil an die Löschgrenze.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 83
Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0%
5 - te Harmonische [%]
Lösc
hstr
ombe
darf
und
kap
aziti
ver
Erds
chlu
ssst
rom
0
10
20
30
40
50
60
70
0,00% 0,25% 0,50% 0,75% 1,00% 1,25% 1,50%
7 - te Harmonische [%]
Net
zgrö
ße [ µ
F]
IL bei v = -2%IC und Netzgröße bei v = - 2%IL bei v = - 4%IC und Netzgröße bei v = - 4%
Abbildung 8.3: Löschstrombedarf und kapazitiver Erdschlussstrom (d = 2%)
In Abbildung 8.3 sieht man die Abhängigkeit des Löschstromes und des kapazitiven
Erdschlussstromes von Oberschwingungen, bei einer Verstimmung von -2 % oder -4%, einem
Verlustfaktor von 2 %, und einer Güte von 3.
Ausgangspunkt ist ein maximal ausgebautes Netz mit einem Erdschlussreststrom von 132 A.
Die Oberschwingungen (5-te zu 7-te) stehen in einem festen Verhältnis von 2:1 (Annahme).
Wie man sieht kommt man im ungünstigsten Fall (Resonanz der 5-ten und z.B. g = 3) zu
Löschströmen, die jenen entsprechen, die Netzplaner in der Praxis mit 1800 A annehmen.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 84
Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0%
5 - te Harmonische [%]
kapa
zitiv
er E
rdsc
hlus
sstr
om [A
]
0
10
20
30
40
50
60
70
0,00% 0,25% 0,50% 0,75% 1,00% 1,25% 1,50%
7 - te Harmonische [%]
Net
zgrö
ße [ µ
F]
IC und Netzgröße bei v = - 2% g=1IC und Netzgröße bei v = - 2% g=2IC und Netzgröße bei v = - 2% g=3IC und Netzgröße bei v = - 2% g=4
Abbildung 8.4: Maximale Netzgröße mit Oberschwingungen (v = -2% ; d = 2%)
In Abbildung 8.4 sieht man die Abhängigkeit des kapazitiven Erdschlussstromes und der
Netzgröße [µF] von Oberschwingungen, bei einer Verstimmung von -2 %, einem
Verlustfaktor von 2 %, und einer variablen Güte.
Ausgangspunkt ist ein maximal ausgebautes Netz mit einem Erdschlussreststrom von 132 A.
Die Oberschwingungen (5-te zu 7-te) stehen in einem festen Verhältnis von 2:1 (Annahme).
Wie man sieht, kommt man bei variabler Güte zu verschiedensten maximal zulässigen
Netzgrößen (Tabelle 8.1).
NetzgrößeCE 10µF 20µF 30µF 40µF 50µF 60µF
[µF/km] [km] [km] [km] [km] [km] [km]E-2XHMYY 240 VPE-Kabel 110 kV 0,13 77 154 231 308 385 462E-2XHM2Y 300 VPE-Kabel 110 kV 0,15 67 133 200 267 333 400E-2XHM2Y 400 VPE-Kabel 110 kV 0,17 59 118 176 235 294 353E-2XHM2Y 500 VPE-Kabel 110 kV 0,18 56 111 167 222 278 333E-APMUDY 150 Al-Ölkabel 110 kV 0,353 28 57 85 113 142 170E-PMDNY 300 Ölkabel 110 kV 0,339 29 59 88 118 147 177E-PMDNY 500 Ölkabel 110 kV 0,387 26 52 78 103 129 155E-APMUDY 500 Al-Ölkabel 110 kV 0,397 25 50 76 101 126 151ÖAKUDY 800 Ölkabel 110 kV 0,565 18 35 53 71 88 106ÖAHKUDY 850 Ölkabel 110 kV 0,48 21 42 63 83 104 125310/100 Donau 110 kV Freileitung 0,007 1429 2857 4286 5714 7143 8571520/500 180/160 GIL 400kV 0,054 185 370 556 741 926 1111
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 85
Weitere netzbegrenzende Erscheinungen
Tabelle 8.1: Eigenschaften der Leitungen
8.2 Ausfall von Leitungen
Wenn man das Netz bis an seine Erdschlussgrenze ausbaut, empfiehlt sich dringend,
automatisch geregelte Erdschlussspulen einzusetzen, da der Reststrom durch den Ausfall
einer oder mehrerer Leitungen zu Werten anwächst, die kein Löschen mehr erlauben. Durch
den Ausfall eines VPE - Kabels mit der Länge von 15 km, in einem voll ausgebauten Netz
(132 A Erdschlussreststrom), kommt man auf einen neuen Reststrom von 211 A. Bei dem
Ausfall eines Öl – Kabels der gleichen Länge erreicht man einen neuen Reststrom von 372 A.
Bei diesen Berechnungen werden wieder folgende Annahmen gemacht:
v = -4 %, d = 2 %
5te Harmonische = 1,5 % (keine Resonanz)
7te Harmonische = 0,5 % (keine Resonanz)
8.3 Sättigung der Petersenspulen
Gelangen Erdschlussspulen in den Bereich der Sättigung, dann wird ihre Induktivität kleiner
und der induktive Strom steigt, was einer größeren Verstimmung gleichkommt. Deshalb ist es
wichtig, für eine vollständige Ausnützung des Netzes, das Sättigungsverhalten der
Petersenspulen zu kennen und die Spulen nach diesen Kennlinien zu regeln. Ein Abgleich im
echten Erdschlussfall, d.h. unter Sättigungseinfluss, erfolgt nach der sogenannten V-Kurve
(Minimum des Erdschlussreststromes bei einem Erdschlussversuch). Wenn man im gesunden
(ungesättigte Petersenspulen) Betrieb auf Resonanz abgleicht, erfolgt das nach der
sogenannten Glockenkurve. Wegen der Sättigung sind die Extrema nicht deckungsgleich, und
eine Einstellung nach der Glockenkurve führt zu einer effektiven Erhöhung des
Verstimmungsgrades.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 86
Zusammenfassung und Ausblick
9 Zusammenfassung und Ausblick
Gelöschte Netze bieten eine große Versorgungssicherheit, da der Großteil der Fehler keiner
Abschaltung bedarf, jedoch in gelöscht betriebenen Netzen wird der geforderte Kabeleinsatz
zunehmend zum Problem. Durch den vermehrten Kabeleinsatz steigen die Leiter-Erde
Kapazitäten, und das Einhalten der Löschstromgrenze von 132 A wird schwieriger und
teilweise unmöglich, wodurch neue Maßnahmen, die den Ausbau ermöglichen, erdacht
werden müssen.
Das untersuchte Beispiel-Netz ist ein gelöscht betriebenes 110-kV-Netz, das zweigeteilt
betrieben wird. Durch die, von Waldemar Petersen erfundene Methode, eine Spule zwischen
Sternpunkt und Erde zu schalten, ist es möglich, den kapazitiven Erdschlussstrom an der
Fehlerstelle zum größten Teil zu kompensieren. Bei Vollkompensation heben sich die
induktiven und die kapazitiven Ströme der Grundschwingung an der Fehlerstelle auf, und es
bleiben nur mehr die Löschspulenverluste und die Querableitverluste. Da Netze aufgrund der
im fehlerfreien Betrieb begrenzten Verlagerungsspannung überkompensiert betrieben werden,
bleibt -bezogen auf die Grundfrequenz- an der Fehlerstelle ein Wirkstrom sowie eine
induktive Komponente übrig. Es ist von Vorteil, die Anzahl der Löschspulen und deren
Einbauorte gut abzustimmen, damit die Ortsabhängigkeit der Erdschlussrestströme auf ein
Minimum sinkt, und damit die Abstimmung der Löschspulen besser möglich ist.
Bestimmend für die Grenzen des Ausbaus sind Verstimmung, Verlustfaktor, Löschgrenze,
Erdkapazitäten, Betriebsspannung, Frequenz, Unsymmetrie und Oberschwingungsgehalt.
Die Verstimmung v bewirkt den induktiven Reststrom, der aufgrund der
Verlagerungsspannung eingestellt wird, und beträgt im 110-kV-Netz zwischen -2 % und -6
%. Die Dämpfung (Verlustfaktor) d ist von den (sich ständig ändernden) Querleitwerten im
Netz und von den Verlusten der Löschspulen abhängig, und beträgt in etwa 2 %.
Als Betriebsspannung für Untersuchungen ist der größte auftretende Wert mit 123 kV
anzunehmen. Die vorgegebene Frequenz beträgt 50 Hz. Der Anteil der Oberschwingungen im
Netz ist einer der Hauptfaktoren für eine begrenzte Ausbaufähigkeit (siehe 8.1).
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 87
Zusammenfassung und Ausblick
Mit den Erdkapazitäten, die bei den verschiedenen Leitungsarten auch verschieden groß sind,
lässt sich die resultierende Ausbaufähigkeit eines Netzes errechnen.
Durch einen kontrollierten Einsatz von Kabelsystemen kann man die auftretenden Probleme
vermeiden. Wenn aber keine anderen Möglichkeiten bestehen, und vermehrt Kabel eingesetzt
werden, muss man Maßnahmen, die den Ausbau ermöglichen, ergreifen.
So ist es zum Beispiel möglich, durch Netzauftrennungen die Ausbaugrenzen neu festzulegen.
Die starre Erdung ist eine andere Möglichkeit.
Bei der dauernden mittelohmigen Erdung hat man noch keine Erfahrungen.
Die Phasenerdung wurde bisher nur in Mittelspannungs-Strahlennetzen durchgeführt, und
wird in 110-kV-Netzen vermutlich nie zur Anwendung kommen.
Durch den Einsatz von Gasisolierten Leitungen (GIL) ist es möglich, die etwa dreifache
Länge von Kabeln zu installieren. Mittels Oberschwingungsfilter könnte man auch die
Erdschlussströme reduzieren, um den Ausbau weiter zu ermöglichen. Eine neuartige
Möglichkeit, ohne vom Prinzip des gelöschten Netzes abzugehen, ist die aktive
Reststromkompensation. Bei Netzen mit sehr kleinen Unsymmetrien ist es möglich, das Netz
ohne Verstimmung zu betreiben. Doch alle Maßnahmen haben neben den Vorteilen auch
einige Nachteile. Die, im Vergleich zum konventionellen Freileitungsbau, höheren Kosten,
sind wahrscheinlich der größte Nachteil.
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 88
Abbildungsverzeichnis
10 Abbildungsverzeichnis
Abbildung 2.1: Isoliertes Netz - Prinzipersatzschaltbild............................................................ 9
Abbildung 2.2: Gelöschtes Netz - Prinzipersatzschaltbild....................................................... 10
Abbildung 2.3: niederohmig geerdetes Netz - Prinzipersatzschaltbild ................................... 12
Abbildung 3.1: ESB – gelöschtes Netz (Petersen)................................................................... 22
Abbildung 3.2: ESB – Polerdung............................................................................................. 23
Abbildung 3.3: ESB – Bauch´scher Löschtrafo ....................................................................... 24
Abbildung 3.4: Erdschluss – Zeigerdiagramm......................................................................... 27
Abbildung 3.5: Verlagerungsspannung und Reststrom............................................................ 30
Abbildung 4.1: Modellnetz ...................................................................................................... 32
Abbildung 4.2: Modellnetz mit Parallelleitung........................................................................ 33
Abbildung 4.3: Lastflussvergleich Parallelleitung ................................................................... 34
Abbildung 4.4: Lastflussvergleich zusätzliche Parallelleitung ................................................ 35
Abbildung 4.5: Lastflussänderung auf dem Parallelpfad ......................................................... 36
Abbildung 4.6: Netz mit Parallelleitung zu HFL 2 .................................................................. 38
Abbildung 4.7: Variation der Löschspulen .............................................................................. 42
Abbildung 4.8: Lastvariationen................................................................................................ 43
Abbildung 4.9: Variation verteilter Lasten .............................................................................. 44
Abbildung 4.10: Lastvariation großer konzentrierter Lasten ................................................... 45
Abbildung 4.11: Erdschlussberechnungen mit Verlusten ........................................................ 46
Abbildung 5.1 : Untersuchtes Netz in Neplan ...................................................................... 50
Abbildung 5.2: Erdschlusssimulation (Ausschnitt).................................................................. 52
Abbildung 5.3: Lastflusssimulation (Ausschnitt)..................................................................... 53
Abbildung 5.4: Kurzschlusssimulation (Ausschnitt) ............................................................... 54
Abbildung 5.5: Betrachtete Leitungen für Lastfluss und Kurzschluss..................................... 57
Abbildung 5.6: Lastflussparameter Neplan .......................................................................... 58
Abbildung 5.7: Lastfluss (Leitung 1 auf Kabel getauscht) ...................................................... 59
Abbildung 5.8: Lastfluss (Leitungen 1 + 61 + 53 + 59 getauscht) .......................................... 60
Abbildung 5.9: Lastfluss (alle 8 Leitungen getauscht) ............................................................ 61
Abbildung 5.10: Kurzschlussparameter Neplan ................................................................... 62
Abbildung 5.11: Kurzschluss (Leitung 1 getauscht)................................................................ 63
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 89
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 5.12: Kurzschluss (alle 8 Leitungen getauscht) ..................................................... 64
Abbildung 6.1: Einfluss der Betriebsspannung........................................................................ 65
Abbildung 6.2: Einfluss der Frequenz...................................................................................... 66
Abbildung 6.3: Abhängigkeit der Maximalen Freileitungs-Netzlänge(Erdkapazität) von d
und v (ohne Oberschwingungen und Unsymmetrie) 68
Abbildung 6.4: Abhängigkeit der Maximalen Kabel-Netzlänge von d und v (ohne
Oberschwingungen und Unsymmetrie) 69
Abbildung 6.5: Abhängigkeit des Löschstrombedarfs von v (ohne Oberschwingungen
und Unsymmetrie) 70
Abbildung 8.1: Netzvariation mit Oberschwingungen (v = -2% ; d = 2%) ............................. 81
Abbildung 8.2: Gütevariation mit Oberschwingungen (v = -2% ; d = 2%)............................. 82
Abbildung 8.3: Löschstrombedarf und kapazitiver Erdschlussstrom (d = 2%) ....................... 83
Abbildung 8.4: Maximale Netzgröße mit Oberschwingungen (v = -2% ; d = 2%) ................. 84
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 90
Tabellenverzeichnis
11 Tabellenverzeichnis
Tabelle 4.1: Lastflussvergleich Parallelleitung ........................................................................ 34
Tabelle 4.2: Modellnetz mit Parallelkabel zu HFL 2 ............................................................... 35
Tabelle 4.3: Modellnetz mit konzentrierten Lasten ................................................................. 36
Tabelle 4.4: Netz mit Parallelleitung zu HFL 2 ....................................................................... 37
Tabelle 4.5 : Einbauortvariation einer einzelnen Löschspule .................................................. 39
Tabelle 4.6: Einbauortvariation von zwei Löschspulen ........................................................... 40
Tabelle 4.7: Einbauortvariation von drei bzw. fünf Löschspulen ............................................ 41
Tabelle 4.8: Variation verteilter Lasten.................................................................................... 44
Tabelle 4.9: Lastvariation großer konzentrierter Lasten .......................................................... 45
Tabelle 4.10: Erdschlussberechnungen mit Verlusten ............................................................. 46
Tabelle 4.11: Modellnetz mit Parallelleitung zu HFL 2........................................................... 47
Tabelle 5.1: Eigenschaften von Leitungen............................................................................... 49
Tabelle 5.2: Freileitungen und Kabel ....................................................................................... 56
Tabelle 6.1: Kabeleigenschaften .............................................................................................. 69
Tabelle 6.2: Netzdaten.............................................................................................................. 71
Tabelle 6.3: Netz 2 ................................................................................................................... 71
Tabelle 8.1: Eigenschaften der Leitungen................................................................................ 85
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 91
Literaturverzeichnis
12 Literaturverzeichnis
[1] H. Happold / D. Oeding: ELEKTRISCHE KRAFTWERKE UND NETZE: Springer Verlag
[2] Lothar Fickert: ELEKTRISCHE ENERGIESYSTEME 2: Vorlesungsunterlagen zur gleichnamigen Vorlesung am Institut für Elektrische Anlagen der TU-Graz. [3] Eugen Philippow: TASCHENBUCH ELEKTROTECHNIK 6: Carl Hanser Verlag [4] ABB: SCHALTANLAGEN: Cornelsen Verlag
[5] Brandes / Moser / Schmitt: TECHNISCHE ASPEKTE BEI WACHSENDEM
KABELANTEIL IN 110-KV-NETZEN: Elektrizitätswirtschaft, Jg. 96 (1997), Heft 12
(622-625)
[6] Winter / Gauger / Koetzold: ERDSCHLUSSSCHUTZSYSTEM MIT
RESTSTROMKOMPENSATION – EIN WEG ZUR HÖHEREN
VERSORGUNGSQUALITÄT IN ERDSCHLUSSKOMPENSIERTEN
VERTEILUNGSNETZEN: ETG Fachbericht Nr. 66 (323-326)
[7] Krämer / Schmidt / Winter: ERDSCHLUSS-VOLLSCHUTZANLAGE FÜR DAS 110-
KV-BAHNSTROMNETZ: eb 101 (2003) Heft 8 (353-362)
[8] mat - Maschinen und Anlagentechnik: ERDSCHLUSS IN
MITTELSPANNUNGSNETZEN – ENTLASTUNG DER FEHLERSTELLE DURCH
PHASENERDUNG: http://www.m-a-t.de
[9] Schmitt: ERDSCHLUSSKOMPENSATION IN GEMISCHTEN FREILEITUNGS- UND
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[10] E.Lakervi / E.J. Holmes: ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK DESIGN: Peter
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Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 92
Literaturverzeichnis
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Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik der Universität Hannover:
http://www.iee.uni-hannover.de/
[12] BCP Busarello + Cott + Partner Inc. : Neplan® - Hilfe: Bestandteil des
Netzberechnungsprogrammes Neplan®
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 93
Anhang
13 Anhang 61
63
66
50
76
75
72
58
65
59
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Leitungen
Aus
last
ung
[%]
10
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitung 61 getauscht)
53
12
16
2
96 68
106
66
84 85
80 81
51 52
0
2
4
6
8
10
12
0 2 4 6 8 10 12Leitungen
Aus
last
ung
[%]
14
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitung 53 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 94
Anhang
59
61
10 11
82 83
80 81
96
106 86 87
60
64
55 56
63
58
66
50
65
0
5
10
15
20
25
30
35
0 5 10 15 20
Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitung 59 getauscht)
6
2
90 91
88 89
12
105
1
104
103
16 95
99
98 97
96 92
93
94
101
102
5
7
3 4
8 9
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 5 10 15 20 25
Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitung 6 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 95
Anhang
804 3
6
103
1210
2 1315 16
786 87
8388 89
101
90 9110
010
595
199
104
97 9896 92
9493
281
1110
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
0 5 10 15 20 25 30 35Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitung 80 getauscht)
2
12
6
16 95
8 9
101
102
98 97
99
75
96
105
5
1
104
100
69
106
72
70
4 3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 5 10 15 20 25Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitung 70 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 96
Anhang
69
2
12
6
16
73
95
74
8 9
97
99
98
96 101
102 70 5
105
1
104
100
72
106
76
75
4 3
79
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 5 10 15 20 25 30Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitung 79 getauscht)
501
6661
632
6
30 268 9
15 1614
17 1894 92
93 5829
95 9698 97
9935
102
100
101
103
6510
510
410
611
7
3 45
59
0
10
20
30
40
50
60
70
0 5 10 15 20 25 30 35 40Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitungen 1 + 61 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 97
Anhang
59
53
26 34
10
65
17 18
35
63
51 52
58
66
5011
16
27
15
90 91
84 85
19
28
47
1333
14
29
30
61
0
5
10
15
20
25
30
35
0 5 10 15 20 25 30Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitungen 53 + 59 getauscht)
806
15 1627
3490 91
310
84 8519
62
962
100
2847
513
50 33
1492
9493
812935
1817
7
98
3026
11
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 5 10 15 20 25 30 35Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitungen 6 + 80 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 98
Anhang
30
26
15 16
27
90 91
34
84 85
10
103 55 56
19
86 87
28
47
13
33
3
14
11
50
4
79
17 18
29
35
0
5
10
15
20
25
0 5 10 15 20 25 30Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitungen 70 + 79 getauscht)
806
1634
2790 91
1019
162
95
2810
410
6 4770
9713
9698
504
3310
07
5 1492 94
9379
17 1829 35 11
81
75
72
152630
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 5 10 15 20 25 30 35 40Leitungen
Aus
last
ung
[%]
vor Tauschnach Tausch
Abbildung: Lastfluss (Leitungen 6+ 80 + 70 + 79 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 99
Anhang
AB
CD
EF
GH I
JK
LM
NO
PQ
RS
TU
V WX
YZ
AAAB
ACAD
AEAF AG
AHAI
AJAK
AL AMAN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitung 61 getauscht)
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitung 53 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 100
Anhang
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitung 59 getauscht)
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS alt KS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitung 6 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 101
Anhang
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitung 80 getauscht)
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk´´
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitung 70 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 102
Anhang
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitung 79 getauscht)
AB
CD
EF
GH I
JK
LM
NO
PQ
RS
TU
V WX
YZ
AAAB
ACAD
AEAF AG
AHAI
AJAK
AL AMAN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS alt KS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitungen 1 + 61 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 103
Anhang
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS alt KS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitungen 53 + 59 getauscht)
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitungen 6 + 80 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 104
Anhang
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS alt KS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitungen 70 + 79 getauscht)
AB
CD
EF
GH I
JK
LM
NO
PQ
RS
TU
V WX
YZ
AAAB
ACAD
AEAF
AGAH AI
AJAK
AL AMAN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitungen 1 + 61 + 53 + 59 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 105
Anhang
AB
CD
EF
GH
IJ
KL
MN
OP
QR
ST
UV W
XY
ZAA
ABAC
ADAE AF
AGAH
AIAJ
AKAL AM
AN AO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Sammelschienen
Sk``
[MVA
]
KS altKS neu
Abbildung: Kurzschluss (Leitungen 6 + 80 + 70 + 79 getauscht)
Probleme bei zusätzlichem Einbau von Kabelsystemen in kompensierten Übertragungsnetzen Seite 106
Anhang b