Probleme bei Einbau von Kabelsystemen in kompensierten ... · Durch Simulationen des vorliegenden 110-kV-Netzes mit Hilfe von Neplan® sollen Grenzen, die sich durch den vermehrten

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.


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


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


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


Symbole, Abkürzungen


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.


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.


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]


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


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


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.


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


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


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:


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.


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).


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


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


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).


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.


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.


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


N… Sternpunkt




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.


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


N… Sternpunkt




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)


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.


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)


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


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)


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.


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.



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.



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



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).



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.



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.



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



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.



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.



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.



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).



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 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.



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



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 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).



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.



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:


spulen + Leitungen

v = 2% SS3:


spulen + Leitungen

v = 2% SS4:


spulen + Leitungen

v = 2% SS5:


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 SS5

Abbildung 4.11: Erdschlussberechnungen mit Verlusten



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 %).


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))



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



5.3 Topologie

2

e

Abbildung 5.1 : Untersucht

Trennstell

1

es Netz in Neplan

Netz

Netz



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.



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



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.



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.



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.



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



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



In Abbildung 5.5 ist Netz 2 dargestellt. Darin sieht man die betrachteten Leitungen.

4

Abbildung 5.5: Betrachtete Leitungen für Lastfluss und Kurzschluss



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.



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.



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

[%]


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.



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

[%]


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.



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



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.



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.


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



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



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)



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)



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



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)



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



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.


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.



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



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]



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



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.



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.


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).



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.



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%


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.



0

50

100

150

200

250

300

0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0%


Erds

chlu

ssre

stst

rom

[A]

0,00% 0,25% 0,50% 0,75% 1,00% 1,25% 1,50%


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.


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.



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%


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%


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.


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.



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%


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%


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.


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



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.


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).


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.


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


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


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


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

KABELNETZEN: Aachener Beiträge zur Energieversorgung (1996) Band 44 (57-66)

[10] E.Lakervi / E.J. Holmes: ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK DESIGN: Peter

Peregrinus Ltd. (1989)

http://www.m-a-t.de/


Literaturverzeichnis

[11] B. R. Oswald: : ELEKTRISCHE ENERGIEVERSORGUNG: Vorlesungsunterlagen am

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®

http://www.iee.uni-hannover.de/


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


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




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

[%]



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

[%]




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

[%]



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

[%]




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

[%]



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

[%]


Abbildung: Lastfluss (Leitungen 1 + 61 getauscht)


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

[%]



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

[%]




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

[%]



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

[%]


Abbildung: Lastfluss (Leitungen 6+ 80 + 70 + 79 getauscht)


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



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


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



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


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



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


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)


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


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



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


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)


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)


Anhang b

Documents

Probleme bei Einbau von Kabelsystemen in kompensierten ... · Durch Simulationen des vorliegenden 110-kV-Netzes mit Hilfe von Neplan® sollen Grenzen, die sich durch den vermehrten