Technologien zur Stromübertragung IEA · • 400 kV, > 2000 MVA, größte Anlage: 8000 A bei 550...
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Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik
Fachgebiet Elektrische Energieversorgung
http://www.iee.uni-hannover.de
Technologien zur Stromübertragung– Einführung –
Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann
2Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
BegriffsdefinitionenEinleitung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften
Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung
Abschließender Vergleich und Zusammenfassung
Gliederung
Einleitung
3Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Freileitung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
GILKabel
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
LCC HGÜ VSC HGÜ
KabelFreileitung
HöS-Netzausbau mit HDÜ und HGÜ
• HDÜ-Freileitungen dominierend im vermaschten UCTE-Verbundsystem
• HöS-Netzausbau mit HDÜ-Kabeln und GIL ist technisches Neuland
• LCC HGÜ dominierend als Punkt-zu-Punkt-Verbindung (Grenzen der HDÜ)
• Netzausbau im HöS-Drehstromnetz mit HGÜ ist technisches Neuland
GIL
GIL = Gasisolierte Übertragungsleitung
Teilverkabelung Teilverkabelung
4Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
• neue Übertragungs- und Verteilungsaufgaben
• Ausbau der Übertragungsnetze ist notwendig und unumstritten
– z. B.: dena-Studie: 850 km neue Höchstspannungsleitungen bis 2015
– Verstärkung der Haupttransportwege
– Ausbau der Kuppelleitungskapazitäten
– Ausbau / Umstruktuierung der Verteilungsnetze
• Kabel oder Freileitung (oder GIL)
– technische Eigenschaften
– Betriebsverhalten
– wirtschaftliche Gesichtspunkte
– Umweltverträglichkeit
– Akzeptanz
Schlussfolgerung aus Entwicklungstendenzen
5Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Stromkreislänge und Verkabelungsgrad HöS-Ebene 1991 – 2008
Quelle: BDEW, Werte 1999 – 2006 interpoliert
VerkabelungsgradHöS-Ebene: < 0,5%HS-Ebene: ≈ 8 %MS-Ebene: ≈ 75 %NS-Ebene: ≈ 90 %
6Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
BegriffsdefinitionenEinleitung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften
Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung
Abschließender Vergleich und Zusammenfassung
Gliederung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
7Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen 1/2
• einfache, bewährte robuste Drehstromtechnik, am kostengünstigsten
• Übertragungskapazität bei 380 kV > 3000 MVA
ausführbar bis 1200 kV, Übertragungskapazität ca. 5,5 GVA
• Überlastungsreserve durch Ausnutzung klimatischer Verhältnisse
8Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
380-kV-Freileitung mit Vierer-
bündeln Aldrey/St 564/72
(„Finch“) in Abhängigkeit von
• der Windgeschwindigkeit und
• der Umgebungstemperatur
bei max. Seiltemperatur von 80 °C
3000 MVA, 4600 Abei 35°C Umgebungstemperaturund v=0,6 m/s Windgeschwindigkeit
Quelle: Vortrag Prof. Oswald, IEH
Kapazitätserhöhung durch
• Leiterseilmonitoring
• Hochtemperaturleiterseile
9Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen 1/2
• einfache, bewährte robuste Drehstromtechnik, am kostengünstigsten
• Übertragungskapazität bei 380 kV > 3000 MVA
ausführbar bis 1200 kV, Übertragungskapazität ca. 5,5 GVA
• Überlastungsreserve durch Ausnutzung klimatischer Verhältnisse
• geringe Verluste, FL 4x564/72 bei 1000 MVA ca. 95,6 kW/km
=> für Freileitung mit 100 km Länge 1,0 % Verluste
• selbstheilende Isolation, große Isolationsabstände (5000 mm bei 380 kV)
10Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Drehstromtechnik auf Basis von Freileitungen 2/2
• Reichweite begrenzt aber ausreichend für europäisches Verbundnetz
• Fehlerbeseitigung (Lichtbogenfehler) durch Kurzunterbrechung mit
Automatischer Wiedereinschaltung (AWE)
• hohe Verfügbarkeit, kurze Reparaturdauern
• wartungsarm
• sehr hohe Nutzungsdauern (> 80 a)
• breite Trasse (Traversen 2 x 16,5 m, Schutzstreifen ca. 60 m)
11Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Mastbilder
6,50 6,50 9,00 6,506,509,00 6,50 9,00 6,509,00 9,00 9,00
11,00 11,00 11,0011,00
9,00 9,00
28
,70
11,0
011
,00
2,5
08
,00
61,2
0
28,7
01
1,0
02,5
08
,00
50
,20
28
,70
3,2
08
,00
39
,90
6,84 6,84 6,84
Einebenenmast
Donaumast
Tonnenmast
Schutzstreifenbreite für 400 m Spannfeld und 46 N/mm2 Mittelzugspannung:≈ 70 m ≈ 57 m ≈ 48 m
12Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln 1/2
Quelle: Nexans
• einfache, bewährte Technik
• fester Isolationsstoff, Isolationsabstände bei 380 kV: 30 mm
• begrenzte Übertragungskapazität
13Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
abhängig von der Kabelquerschnittsfläche A, dem Leitermittenabstand a und
dem Belastungsgrad m
1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400 26000
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
m = 1,0, a = 0,3 m
m = 0,7, a = 1,0 m
thermisch stabilisierte Bettung
Rth
in der Trockenzone 1,2 Km/W
A / mm2
Sth
/M
VA
Kabelbelastbarkeit für ein 380-kV-VPE-Kabel
14Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln 1/2
Quelle: Nexans
• einfache, bewährte Technik
• fester Isolationsstoff, Isolationsabstände bei 380 kV: 30 mm
• begrenzte Übertragungskapazität
• begrenzte Reichweite: 380 kV, 2.500 mm2 Cu, ca. 1000 MVA, ca. 70 km
15Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Produkt l ·U ist begrenzt: Länge, Spannung
Kapazitiver Ladestrom von Drehstromkabeln
2zulässig Übertra
2Kapgu azi tng täII I
2 / 2Kapazität
2 2zulässig zulässigÜbertragung ( )II lUI I C
IÜbertragung
IKapazität
C´
wirtschaftliche Kabellänge ist begrenzt: Kompensation erforderlich
Quelle: Vortrag Prof. Oswald, IEH
16Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln 1/2
Quelle: Nexans
• einfache, bewährte Technik
• fester Isolationsstoff, Isolationsabstände bei 380 kV: 30 mm
• begrenzte Übertragungskapazität
• begrenzte Reichweite: 380 kV, 2.500 mm2 Cu, ca. 1000 MVA, ca. 70 km
• Blindleistungskompensation (Drosselspulen)
• geringe Verluste, 2500 mm2 Cu bei 1000 MVA ca. 75 kW/km
=> für 380-kV-Kabel mit 100 km Länge 0,75 % Verluste(ohne Kompensationsverluste, mit 100 % Kompensation: 0,92 %)
17Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Konventionelle Drehstromtechnik auf Basis von Kabeln 2/2
Quelle: Nexans
• hohe Verfügbarkeit, aber im Fehlerfall sehr lange Ausfallzeiten
• HöS-Ebene: Regelgrabentiefen bis 1,75 m, Trassenbreite bis 15 m für
4 Systeme, Trassenbreiten bis 50 m in Bauphase, Bettungsmaterial
• große Herausforderung in Bezug auf Logistik und Verlegung
• äußeres Magnetfeld, abhängig von Verlegung
• Erstellung von Muffengruben oder Muffenbauwerken (max. alle 900 m),
Muffenlänge ca. 3 m,
• Cross-Bonding (Auskreuzen der Kabelmäntel)
18Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Grabenprofile Drehstromkabel
Kabelgraben u.a. abh. von:• Anzahl Systeme• Kabelsystemabstände• Leitermittenabstände
19Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
380-kV Tunnelbauwerke
380-kV-Tunnelbauwerk mit Kabelmuffe,Flughafen Madrid
Quelle: Prof. H. U. Paul, Essen
380-kV-Tunnelbauwerk Berlin
Quelle: Dipl.-Ing. C. Rathke, IEH
20Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Drehstromtechnik auf Basis von Gasisolierten Rohrleitern (GIL) 1/2
• robuste Drehstromtechnik
• 400 kV, > 2000 MVA, größte Anlage: 8000 A bei 550 kV (> 7600 MVA)
• Isoliergas: 20 % SF6, 80 % N2, 7 bar
• gasdicht verschweißt, Pipelinetechnologie, Rohrstücke 12 – 18 m
• große Übertragungsleistungen
• sehr geringe Verluste, bei 1000 MVA ca. 65 kW/km
=> für 380-kV-GIL mit 100 km Länge 0,65 % Verluste
Stützisolatoren
Aluminiumleiter
Mantelrohr Al-LegierungTunnel
2 GIL-Systeme:
2,5 m x 2,5 m
3 GIL-Systeme:
5,0 m x 3,0 m
Quelle: Siemens
21Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Drehstromtechnik auf Basis von Gasisolierten Rohrleitern (GIL) 2/2
• große Längen möglich (>300 km), keine Kompensation notwendig
• nahezu natürlicher Betrieb
• kein äußeres Magnetfeld gute elektromagnetische Verträglichkeit
• hohe Investitionskosten
• bisher nur kurze Strecken ausgeführt
Stützisolatoren
Aluminiumleiter
Mantelrohr Al-LegierungTunnel
2 GIL-Systeme:
2,5 m x 2,5 m
3 GIL-Systeme:
5,0 m x 3,0 m
Quelle: Siemens
22Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
2 Kabelsysteme
3 Kabelsysteme
4 Kabelsysteme
KabelFreileitung Freileitung
Teilverkabelung: Varianten
thermischer Engpass
kompliziert, Leitungssystemenicht unabhängig
hoher Aufwand undhohe Kosten
23Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
ca. 50 m
ca. 50 m
2 Drehstromsysteme 380 kV
Flächenbedarf ca. 50 m 50 m = 2.500 qm
Freileitung-Kabel-Übergangsanlage, Beispiel Madrid
Quelle: Prof. Paul,Essen
24Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
• kaum Erfahrungswerte mit dem Betrieb von Teilverkabelungsstrecken in
der HöS-Ebene
• Kabel bestimmen die Überlastbarkeit der gesamten Übertragungsstrecke
• zusätzliche Betriebsmittel/Komponenten (Kabel, Muffen, Kabelendver-
schlüsse, etc. ggf. Leistungsschalter und Trenner) erhöhen die Nicht-
verfügbarkeit und Betriebskosten der gesamten Übertragungsstrecke
• Einfluss auf Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse
• HS-Ebene (110-kV-Ebene):
– Netze mit Resonanzsternpunkterdung
– Zubau Kabeln kann zur Überschreitung der Löschgrenze führen
– Umstellung der Sternpunkterdung oder Netztrennung erforderlich
– hohe zusätzliche Kosten, die die einzelne Verkabelungsstrecke
unwirtschaftlich werden lassen
Bemerkungen zur Verkabelung und Teilverkabelung
25Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
BegriffsdefinitionenEinleitung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften
Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung
Abschließender Vergleich und Zusammenfassung
Gliederung
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
26Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (LCC HGÜ) 1/2
=~
~=
• bewährte thyristorbasierte Technik mit Gleichstromzwischenkreis als
Freileitung oder Seekabel
• Kupplung asynchroner Netze, Punkt-zu-Punkt-Verbindung,
Bsp.: Baltic-Cable: 250 km, ±450 kV, 600 MW
• Ausführung als Freileitung: ±800 kV, 6300 MW
• Ausführung als MI-Kabel: ±500 kV, 2000 MW
• VPE-Kabel wegen Umpolung bei Energieflussumkehr nicht einsetzbar
27Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
klassische Hochspannungs-Gleichstromübertragung (LCC HGÜ) 2/2
=~
~=
• Gleichstromkabel: kein Ladestrom, kleinerer Spannungsabfall, keine
Längenbegrenzung (bis zu 4000 km)
• Thyristoren arbeiten netzgeführt: großer Blindleistungsbedarf 50 % Pr
Netz hoher Kurzschlussleistung erforderlich,
• minimaler Leistungsfluss erforderlich: ±10 % Pr
• großer Platzbedarf für Konverterstationen: 80 m 180 m für 600 MW,
z. Vgl. Platzbedarf VSC HGÜ: 50 m 100 m für 1000 MW, Höhe 12-25 m
• Multi-Terminalbetrieb aufwendig
28Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ Plus / HGÜ light) 1/2
=~
~=
• selbstgeführte pulsmodulierte Stromrichter mit Gleichspannungs-
zwischenkreis auf Basis von IGBT
unabhängige Wirk-und Blindleistungsregelung ( 4-Quadrantenbetrieb)
• Ausführung als Freileitung: 650 kV, >2200 MW,
• Ausführung als MI-Kabel: 500 kV, ca. 1600 MW
• Ausführung als VPE-Kabel: ca. 1000 MW und ±320 kV
• keine Längenbegrenzung (1.000 – 4.000 km)
29Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ Plus / HGÜ light) 2/2
=~
~=
• kein frequenz- und spannungsstarres Netz notwendig (kleine KS-Leistung)
• Einsatz von ölfreien Kabel möglich
• kompaktere Umrichterstationen als für die klassische HGÜ (1/4)
• Trassenbreite 7 m (2 Systeme), 10-12 m (4 Systeme)
• einfacher Aufbau von Multiterminal-Verbindungen (DC-Leistungsschalter!?)
• Entwicklung Kabeltechnologie entscheidend für Entwicklung VSC HGÜ
30Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
VSC-Hochspannungs-Gleichstromübertragung (VSC HGÜ)
• unterschiedliche Stromrichtertopologien:
two-level three-level multi-level
• bessere Anpassung der Spannungsform mit steigender Anzahl der „level“
• geringere Oberschwingungspegel und geringerer Filteraufwand
• derzeit Verluste 1,5 % pro Konverterstation
(doppelt zu groß im Vergleich zur LCC HGÜ mit 0,9 % pro Konverterstat.)
• erwartet 1,0 % pro Konverterstation
• VSC HGÜ: hohe Verluste, bei 1000 MVA ca. 97 kW/km + 210 MW => für
320-kV-VSC-HGÜ mit 100 km Länge 3,0 % Verluste1)
1) gerechnet mit 1,0 % Verlusten pro Konverterstation
31Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
BegriffsdefinitionenEinleitung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Verluste bei der Energieübertragung
Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung
Abschließender Vergleich und Zusammenfassung
Gliederung
Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften
32Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
0 50 100 150 200 250 300 350 400 4500
500
1000
1500
2000
2500
3000
Leitungslänge l in km
Pü,m
ax
inM
W
FL 264 mm2
FL 564 mm2
GIL
Kabel 2500 mm2
Übertragbare Leistung von 380-kV-Leitungen(reine Wirkleistungsübertragung, Spannungsband 10 %)
33Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Vergleich Blindleistungsbedarf und Verluste von Übertragungssystemen
34Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Versorgungssicherheit: Zuverlässigkeit der Leitungen
HDÜ-Freileitung HDÜ-Kabel
geplant ungeplant geplant ungeplant
Ausfallhäufigkeit in 1/100km/a 0,17 0,353 --- 0,657
Ausfalldauer T in h 3,00 2,94 --- 68,2
Nichtverfügbarkeit f. 40 km in h/a 0,20 0,42 --- 17,89
Zuverlässigkeitsdaten von 110-kV-Kabeln (Beispielwerte VDN- Störungsstatistik), Wartungsdaten geschätzt
VSC HGÜ
geplant
150
• störungs- und wartungsbedingt fallen Betriebsmittel aus
Untersuchung der Versorgungszuverlässigkeit des elektrischenGesamtsystems mit probabilistischen Methoden
• Kenntnis der durchschnittlichen Ausfallraten und Ausfalldauern der
Betriebsmittel notwendig BDEW- (VDN-) Störungsstatistik
• erhebliche Unterschiede zwischen Freileitungen und Kabeln (z. B. wegen
selbstheilender Isolation der Freileitung, größere Reparaturdauer Kabel)
35Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
• Überlastbarkeit von Betriebsmitteln bietet im Störfall notwendige Reserven
Überlastbarkeit und Überlastungsreserve, Lebensdauer
• Freileitungen
nur bei sehr ungünstigen Kühlungsverhältnissen wird thermische
Grenztemperatur (Bodenabstände, Trassierung) erreicht
in kälteren oder windstarken Jahreszeiten größte Überlastungsreserve
• Kabel
Überlastung in Abhängigkeit von der Vorbelastung möglich
bei Überschreitung der zulässigen Leitertemperatur Verkürzung der
Nutzungsdauer
Kabelmonitoring
• HGÜ-Konverter
− nicht bzw. nur sehr geringfügig überlastbar
• Nutzungsdauer
− Freileitung: ca. 80 a und mehr, Kabel: ca. 40-50 a, Konverter ca. 30 a (?)
36Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Elektromagnetische Felder
• Magnetisches Feld abhängig von der Höhe des Stromes
• Elektrisches Feld abhängig von der Leiter-Erde-Spannung
• Kabel besitzen aufgrund des Schirmes kein äußeres elektrisches Feld
• Bei der VSC-HGÜ mit Kabel tritt nur ein magnetisches Gleichfeld auf
• Elektromagnetische Felder abhängig von Abstand zur Leitung und Geometrie:
• kleinere Leiterabstände führen zu kleineren Feldern
• größere Abstände zur Leitung führen zu kleineren Feldern
Verringerung der elektromagnetischen Felder durch geringere Leiterabstände,
größere Verlegetiefe bzw. höhere Aufhängepunkte und geringeren Durchhang,
optimale Phasenfolge, Sonstiges (z. B. Schirmung)
37Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Beispiel: Vergleich der magnetischen Induktionen
Magnetische Induktion gemäß 26. BImSchV Normalbetrieb in μT
Leitungstyp Leiterabstand zur EOK max1 200 m 400 m
Donaumast12 m ( min. Durchhang) 26,20 0,25 0,06
7,8 m (Mindestabst.) 52,50 0,25 0,06
Tonnenmast12 m ( min. Durchhang) 27,81 0,43 0,11
7,8 m (Mindestabst.) 46,30 0,43 0,11
Einebenenmast12 m ( min. Durchhang) 36,46 0,04 0,005
7,8 m (Mindestabst.) 68,33 0,04 0,005
Kabel Variante 1 1,5 m Legetiefe 91,33 0,03 0,007
Kabel Variante 2 1,5 m Legetiefe 64,14 0,02 0,005
Kabel Variante 3 1,5 m Legetiefe 63,93 0,02 0,005
HGÜ Variante 12 1,5 m Legetiefe 74,71 0,02 0,005
HGÜ Variante 22 1,5 m Legetiefe 39,57 0,01 0,003
HGÜ Variante 32 1,5 m Legetiefe 39,48 0,01 0,003
1 Maximal auftretende magnetische Gesamtinduktion.2 statisches Magnetfeld (keine Grenzwerte in 26. BImSchV definiert)
Ergebnis: Grenzwert von 100 μT (50 Hz) wird bei allen Varianten eingehalten
Haushaltsgeräte(30 cm Abstand):
•Staubsauger 2-20 μT•Elektroherd 0,15-8 μT•Handmixer 0,6-10 μT•Fernseher 0,04-2 μT
Magnetisches Feld derHGÜ im Bereich desErdmagnetfeldes
Quelle: Rathke, Mohrmann, Hofmann: Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen. Abschlussbericht Technik/Ökonomie. EFZN, Studie im Auftrag des BMU, 2012.
38Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
BegriffsdefinitionenEinleitung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften
Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften
Abschließender Vergleich und Zusammenfassung
Gliederung
Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung
39Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Investitions-kosten
Betriebskostensonstige Kosten z.B.
Reparaturkosten
Wirtschaftlichkeit
Verlustkosten Wartungskosten
spannungs-abh. Verluste
Kompensations-verluste
stromabhängigeVerluste
einmalig jährlich bei Ereignissen
Kostenvergleich unter Berücksichtigung aller Kostenanteile (Barwerte)
Stromrichter-verluste
HDÜ-KabelHDÜHDÜ u. HGÜ HGÜ
40Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Wirtschaftlicher Vergleich
40
• Drehstrom-Freileitung in allen untersuchten Varianten günstigste Lösung
• Drehstrom-Kabel in Abhängigkeit von Leistung und Länge ca. 3-4 mal teuer
• VSC-HGÜ mit Kabel in Abhängigkeit von Leistung und Länge ca. 2-9 mal teurer
•VSC-HGÜ mit Kabel in Abhängigkeit der Leistung ab 130-250 km kostengünstiger
als Drehstrom-Kabel
Keine Pauschalangaben: individuell untersuchen!
Quelle: Rathke, Mohrmann, Hofmann: Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen. Abschlussbericht Technik/Ökonomie. EFZN, Studie im Auftrag des BMU, 2012.
41Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
BegriffsdefinitionenEinleitung
Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ)
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Vergleich ausgewählter technischer Eigenschaften
Verluste und Wirtschaftlichkeitsberechnung
Zusammenfassung
Gliederung
Abschließender Vergleich und Zusammenfassung
42Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
• Alle Technologien sind grundsätzlich im HS- und HöS-Netz einsetzbar
• Unterschiede in technischer, betrieblicher und wirtschaftlicher Bewertung
sowie hinsichtlich Umweltverträglichkeit und Akzeptanz
• Drehstrom-Freileitung
technische, betriebliche und wirtschaftliche Vorteile
große Verbreitung in HöS-Ebene (99,5 % Stromkreislänge)
• Drehstrom-Erdkabel
bis ca. 130-250 km kostengünstiger als VSC-HGÜ mit Erdkabel
Einsatz auf kurzen Strecken, wenn Freileitung nicht möglich ist
• VSC-HGÜ mit Erdkabeln
hohe Investitionskosten und zus. Verluste durch Umrichterstationen
noch junge Technik, die sich in der Weiterentwicklung befindet
technische Vorteile im vermaschten deutschen und europäischen
Verbundnetz nur bei bestimmten Anwendungen sinnvoll nutzbar
Einsatz dort wo sie ihre Vorteile ausspielen kann (z.B. als Seekabel-
oder Punkt-zu-Punkt-Verbindung ggf. als Freileitung)
Zusammenfassung
43Übertragungstechniken für das Höchstspannungsnetz – ein Vergleich
Institut für Energieversorgung und Hochspannungstechnik
Fachgebiet Elektrische Energieversorgung
http://www.iee.uni-hannover.de
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit !
Prof. Dr.-Ing. habil. Lutz Hofmann