Energiesysteme Teil: Elektrische Energieversorgungssysteme (S8804)

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Elektrische Energieversorgungsnetze

2.

Elektrische Energieversorgungsnetze

2.1

Wahl des Spannungssystems

Die Eigenschaften der elektrischen Energie und die praktischen Erfordernisse ihrer Bereitstellung bestimmen den Aufbau und den Betrieb von elektrischen Energieversorgungsnetzen. Die Abnehmer wollen ihren Energiebedarf freizügig in Anspruch nehmen. Die größte Freizügigkeit besteht, wenn sie parallel geschaltet sind und je nach Belieben ein- und ausgeschaltet werden können. Das erfordert einen Betrieb des Elektroenergiesystems mit konstanter Spannung in den einzelnen Spannungsebenen.

Tabelle 2.1: Auswahl international genormter Spannungen

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Tabelle 2.1 enthält eine Auswahl international genormter Gleich- (D.C.) und Wechsel-Spannungen (A.C.). Eingeklammerte Werte sollten für Neuanlagen nicht mehr verwendet werden. Die Nennspannungen werden mit U, bezeichnet. Die Spannung U bezeichnet die größte Spannung, für die eingesetzte Geräte in der jeweiligen Spannungsebene ausgelegt sein müssen. Der Betriebsweise mit konstanter Spannung (Spannungsquelle) kommt entgegen, daß ein leerlaufendes System bei konstanter Spannung kleinere Verluste hat als bei konstantem Strom (Stromquelle). Die Querleitwerte zwischen den Leitern sind infolge der Isolation sehr groß, die spannungsabhängigen Verluste sind klein. Wie die Abnehmer werden auch die Erzeuger parallelgeschaltet. Auch sie können bei dieser Betriebsweise freizügig entsprechend den betrieblichen Erfordernissen ein- und ausgeschaltet werden. Aus der Sicht der wirtschaftlichen Energieübertragung scheinen zunächst Gleichstromsysteme am günstigsten zu sein. Sie gehören zu den sogenannten balancierten Systemen, die Versorgung von Abnehmern mit zeitlich konstanter Leistung gestatten. Einer breiteren Anwendung stehen jedoch zwei entscheidende Nachteile entgegen. Gleichströme können nicht direkt transformiert werden. Der Aufbau von Netzen mit mehreren verschiedenen Spannungsebenen, wie er im vorherigen Abschnitt als notwendig abgeleitet wurde, ist daher schwierig und im Vergleich zu Wechselstromsystemen viel aufwendiger.

Bild 2.1: Gleichstromkreis mit Schalter Gleichströme lassen sich mit konventionellen Schaltgeräten viel schwerer ausschalten als Wechselströme. Um das zu verdeutlichen, betrachten wir einen Gleichstromkreis bestehend aus einer Gleichspannungsquelle UN, einer Induktivität L, einem ohmschen Widerstand R und einen Leistungsschalter mit der Schalterspannung uS nach Bild 2.1. Wir beschreiben ihn durch seine Maschengleichung.

U N = Ri + L

di di + uS ⇒ L = U N − Ri − uS = uT − uS dt dt

(2.1)

Bei der Kontaktöffnung des Schalters entsteht in ihm ein Lichtbogen, der einen Übergang des Stromkreises in den ausgeschalteten Zustand herbeiführt. Der Stromanstieg muß während des Ausschaltens negativ sein, da der Strom ja abnehmen soll bis er schließ1ich zu null werden kann. Das ist nur WS 1999/2000

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Elektrische Energieversorgungsnetze möglich, wenn die Spannung über dem Schalter, die Lichtbogenspannung, ständig oberhalb der treibenden Spannung uT nach Gleichung (2.1) liegt. Bei hoher Netzspannung könnte man daher Gleichströme nicht ausschalten, weil die erforderliche hohe Lichtbogenspannung in keinem Schalter realisiert werden kann. Gleichstromnetze zur Bahnstromversorgung haben daher heute Nennspannungen von maximal 3600 V. Ein großer Teil der in der Induktivität des Stromkreises gespeicherten magnetischen Energie muß außerdem im Schalter (im Lichtbogen) in Wärme umgesetzt werden. Die Beanspruchung des Gleichstromschalters bei der Ausschaltung ist deshalb umso größer, je größer die Induktivität des Stromkreises ist. Das Ausschalten von Wechselströmen ist vergleichsweise einfacher, da sie natürliche Nulldurchgänge besitzen. Im Wechselstromschalter muß daher im Stromnulldurchgang nur ein Wiederzünden des Lichtbogens verhindert werden. Das ist auch bei sehr hohen Spannungen möglich. Wechselströme sind direkt transformierbar. Die Forderung nach mehreren Spannungsebenen, die über Transformatoren mit einem entsprechenden Übersetzungsverhältnis verbunden sind, kann daher einfach erfüllt werden. Einphasenwechselstrom hat jedoch den Nachteil, daß seine Leistung mit doppelter Netzfrequenz pulsiert /3/. Eine Energieübertragung mit zeitlich konstanter Leistung ist also nicht möglich. Die Lösung dieses Widerspruchs bietet Dreiphasen-Drehstrom mit sinusförmigen symmetrischen Strömen und Spannungen. Er gestattet wie Gleichstrom die Energieübertragung mit konstanter Leistung und ist wie Einphasen-Wechselstrom transformierbar. Drehstrom vereinigt so die Vorteile des Gleichstromes (balanciertes System) mit denen des Wechselstromes (Transformierbarkeit). Die heute nicht mehr so geläufigen Bezeichnungen Kraftstrom und Kraftübertragung weisen auf den besonderen Charakter des Drehstromes hin. Zu Beginn der Entwicklung der elektrischen Energieversorgung hat man über das zu wählende Stromsystem umfassende Überlegungen angestellt. Dabei spielte auch der sogenannte Kupferwirkungsgrad eine wichtige Rolle. Bei gleicher Spannung und gleichen Verlusten benötigt man in DrehstromDreileiter-Systemen nur 75 % des Leitermaterials von Gleich- bzw. Einphasen-WechselstromSystemen. Moderne elektrische Energieversorgungsnetze sind aus den genannten Gründen heute überwiegend Drehstromnetze.

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2.2 Verbundbetrieb Aus Gründen der Zuverlässigkeit der Stromversorgung kann bei uns jeder bedeutende Abnehmerschwerpunkt über mehrere Wege mit den Erzeugerschwerpunkten verbunden werden. Die Übertragungs- und Verteilungsanlagen besitzen Redundanzen. Es sind Übertragungs- und Verteilungsnetze. Der Netzbetrieb ist in der Praxis immer mit Störungen (z.B. Kurzschlüssen, Unterbrechungen) verbunden. Die mit solchen Vorgängen verknüpften Übergangsprozesse verlaufen im Vergleich zu anderen Systemen (Fernwärme-, Gas-, Wassernetze) in elektrischen Netzen sehr schnell (< 0,2 s). Außerdem kann man ein elektrisches Energieversorgungsnetz und jedes einzelne seiner Betriebsmittel praktisch nur so bemessen, daß es lediglich eine relativ kurze Zeit (wenige Sekunden) im Kurzschlußzustand betrieben werden kann, ohne daß Zerstörungen auftreten. Darum benötigt man automatisch arbeitende Netzschutzeinrichtungen, die in der Lage sind, Störungen sehr schnell von normalen Betriebsvorgängen zu unterscheiden und fehlerbehaftete Teilsysteme auszuschalten. Die Beherrschung von Störungsfällen und auch die Durchführung von Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen erfordert demzufolge Möglichkeiten, den Schaltzustand des Netzes (die Systemkonfiguration) freizügig den Erfordernissen anpassen zu können. Im Netz sind dazu Schaltstellen (Schaltanlagen) erforderlich. Sie gestatten die Herstellung verschiedener Schaltzustände. Fehlerfreie Teilsysteme übernehmen zeitweise die Funktion fehlerbehafteter bzw. aus anderen Gründen nicht in Betrieb befindlicher. Die Teilsysteme müssen daher in gewissem Grade überdimensioniert werden. Die Übertragungsnetze verschiedener Energieversorger eines Landes und darüber hinaus verschiedener Länder werden miteinander verbunden, um so die Nachteile der unzureichenden Speicherfähigkeit der elektrischen Energie teilweise ausgleichen zu können. Verbundbetrieb in der Stromversorgung ist dann gegeben, wenn zwei oder mehrere Stromquellen in einer Weise elektrisch miteinander verbunden sind, daß eine anstelle der anderen oder zu deren Ergänzung eingesetzt werden kann. Ziel ist dabei immer ein wirtschaftliches Optimum. Die besten Bedingungen für einen wirksamen Verbundbetrieb ergeben sich bei der Zusammenschaltung von Laufwasser-, Speicher-, und Wärmekraftwerken. Auch regenerative Energiequelle können in Verbundnetze aus technischer Sicht problemlos eingebunden werden, weil ein Verbundnetz, als ausgedehnter fiktiver Speicher zu betrachten ist, der auch die Fluktuationen im Angebot ausgleichen könnte. Heutzutage besteht jedoch noch ein wirtschaftliches Problem, (Beispiel Windenergie in Norddeutschland, angebliche Netzbetriebsmehrkosten von 100 200 Mill. DM/a, Angabe Preußen-Elektra-Verbund-Unternehmen), weil das Energiemanagement zur Kraftwerkseinsatzplannung noch nicht den Erfordernisse angepaßt ist. Hier wird es in Zukunft noch erhebliche Änderungen geben müssen, weil nach dem „Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts“ (in Kraft getreten am 29.4.1998) die Kosten für die Erzeugung, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie bei jedem Energieversorger buchhalterisch zu trennen sind (§9, Abs 2, sog. „Unbundlung“). Im Zuge dieser Änderungen werden auch die Netzkosten für regenerativ erzeugte elektrische Energie transparenter, so daß gegebenfalls Abhilfe geschaffen werden kann.

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Elektrische Energieversorgungsnetze Die Vorteile des Verbundbetriebes sind: • • • • • •

Zusammenfassung ausreichend großer Absatzgebiete mit Abnehmern unterschiedlicher Charakteristik v Ausgleich von Belastungsschwankungen (Bild 2.2) Ausgleich der jährlich schwankenden Energiedarbietung aus Wasserkräften durch thermohydraulischen Verbundbetrieb v Optimale Nutzung der Wasserkraft und anderer regenerativer Quellen, sparsame Verwendung fossiler Brennstoffe Eingliederung standortgebundener Kraftwerke (Wasserkraft, Windkonverter, Braunkohle, nicht absetzbare Steinkohle (Ballastkohle) Deckung der Spitzenlasten durch hydraulische Speicherkraftwerke (z.B. Pumpsspeicher-Kraftwerke) Begrenzung der Reserveleistung durch gegenseitige Aushilfe Stromaustausch mit den Nachbarländern.

Deutsches Verbundnetz 18 100 km 380-kV-Stromkreise 22 600 km 220-kV-Stromkreise

Stand : 1.1.1997

Bild 2.2 Deutsches Verbundnetz

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Elf Länder Westeuropas einschließlich Deutschlands sind seit 1951 im europäischen Verbundsystem UCPTE (Union für die Koordinierung der Erzeugung und des Transports elektrischer Energie) zusammengeschlossen und betreiben ihr Verbundnetz mit einer installierten Kraftwerksleistung von etwa 390 GW und einer konstanten Frequenz von 50 Hz. Sie sind mit den ebenfalls im Verbund (NORDEL) arbeitenden skandinavischen Ländern und Großbritannien über Gleichstrom-SeekabelVerbindungen gekuppelt. Die politische Wende in Osteuropa hat dazu geführt, daß das westeuropäische Verbundnetz im Herbst 1995 um die ostdeutschen Bundesländer und Westberlin erweitert wurde. Probeweise sind Polen, die Tschechische und die Slovakische Republik sowie Ungarn ebenfalls mit diesem Netz verbunden.

2.3 Leistungsregelung in Verbundnetzen Die Leistung eines Generators wird durch die Veränderung der Zufuhr des Arbeitsmediums seiner Antriebsmaschine (Dampf-, Gas-, Wasserturbine, Dieselmotor, Windturbine usw.) geregelt. Frequenz und Leistung eines Generators sind über das Drehmoment der Turbine miteinander verknüpft (vgl. Bild 2.4). Die Regelung beider Größen ist daher stets kombiniert (Frequenz-Leistungsregelung). Wenn die Frequenz und/oder die Leistung von ihren Sollwerten abweichen, muß z. B. die Dampfzufuhr der Dampfturbine entsprechend verändert werden. Unabhängig von der Art der Antriebsmaschine des Generators muß die Frequenz-Leistungs-Kennlinie nach Bild 2.3 fallend sein, damit eine feste Zuordnung von Frequenz und Leistung gegeben ist. Ein Maß für die Kennlinienneigung ist der Proportionalitätsgrad p (Statik). Er ist gemäß Bild 2.3 definiert:

p=

∆f f0

(2.2)

Bild 2.3: Frequenz-Leistungs-Kennlinie eines Generators

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Elektrische Energieversorgungsnetze Die Frequenz f0 ist der Sollwert der Frequenz. In der Praxis sind Werte von p = 0,05 üblich. Im Inselbetrieb und einer Betriebsfrequenz von 50 Hz bedeutet das, daß sich die Frequenz beim Übergang von Leerlauf auf Vollast um 0,05 ` 50 Hz = 2,5 Hz verringern würde. Im Verbundnetz kann die Frequenz dagegen als starr angesehen werden. Will man hier eine bestimmt Lastübernahme PA der Maschine erreichen, so muß die Kennlinie durch Veränderung des Leistungs-Sollwertes solange parallel verschoben werden, bis sich der Schnittpunkt A mit der 50-Hz-Ordinate ergibt. Ändert sich dagegen die Netzfrequenz, dann bestimmt die Neigung der Regler-Kennlinie die dadurch bedingte Veränderung der Belastung. Das Prinzip der Frequenz-Leistungsregelung eines Generators ist im Bild 2.4 dargestellt. Die Frequenz (fist) und die Wirkleistung (Pist) werden an den Klemmen des Generators (G) gemessen. Die Regelabweichung der Frequenz wird über die Statik der Frequenz-Leistungs-Kennlinie (Bild 2.3) umgeformt und geht so mit in die Regelabweichung ein. Diese wirkt schließlich über einen PID-Regler auf das Stellventil der Antriebsmaschine. Die Turbinenregelung wird als Primärregelung bezeichnet.

Bild 2.4: Prinzip der Frequenz-Leistungsregelung eines Generators In einem Verbundnetz ist den Primärreglern der einzelnen Generatoren ein Sekundär- oder Netzregler überlagert. Er hat die Aufgabe, die Frequenz nach einer Abweichung (nach einer Störung) mit Hilfe von Regelkraftwerken auf ihren Nennwert zurückzuführen. Als Regelkraftwerke kommen solche zum Einsatz, die in kurzer Zeit in Betrieb genommen werden können. Das sind Speicher- und Pumpspeicher- sowie Gasturbinenkraftwerke. In Ländern mit überwiegend thermischer Elektroenergieerzeugung müssen jedoch dafür auch thermische Kraftwerke eingesetzt werden. Die Sekundärregelung darf zeitlich erst nach der Primärregelung in den Prozeß eingreifen, um Schwingungen des Regelkreises zu vermeiden.

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Die Sekundärregelung hat die zusätzliche Aufgabe, die Übergabeleistungen zu anderen Netzverbänden und Verbundnetzen anderer Länder in einer bestimmten Bandbreite um einen vorgegebenen Wert konstant zu halten. Dann spricht man von Übergabeleistungs-Frequenz-Regelung, die ebenfalls eine kombinierte Regelung darstellt. Sie erfordert wie die Primärregelung, daß Leistung und Frequenz nach einer Kennlinie gemäß Bild 2.3 in einem definierten Verhältnis zueinander stehen. Wir betrachten dazu ein Beispiel nach Bild 2.5

Bild 2.5: Drei elektrische Energieversorgungsnetze im Verbundbetrieb

Bild 2.6: Übergabeleistungs-Frequenz-Regelung zwischen drei Netzen (Sekundärregelung) Drei Netze mit unterschiedlicher Statik ihrer Frequenz-Leistungs-Kennlinien arbeiten im Verbund mit den vereinbarten Übergabeleistungen P12 und P23. Infolge einer Belastungszunahme ∆P im Netz 2 sinkt die Frequenz von f0 vor der Störung auf die Frequenz f1. Die Primärregler in den drei Netzen werden jetzt wirksam und erhöhen die Frequenz wiederum auf f0. Dadurch übernimmt jedes der drei Netze eine zusätzliche Leistung ∆P1, ∆P2, und ∆P3 entsprechend der Statik seiner Regler-Kennlinie. Die Übergabeleistungen vom Netz 1 zum Netz 2 und vom Netz 3 zum Netz 2 sind nun größer als ihre Sollwerte. Nun wird der Netzregler des Netzes 2 wirksam. Er verschiebt die Netz-Kennlinie so lange, bis die

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Elektrische Energieversorgungsnetze Übergabeleistungen ihre Sollwerte wieder erreichen. Dann hat das Netz 2 die gesamte zusätzliche Leistung ∆P allein übernommen. Die vereinbarten Übergabeleistungen werden wieder eingehalten. Auf diese Weise wird erreicht, daß jedes Netz die in ihm ablaufenden Belastungsschwankungen selbst ausregelt und seine Verbundpartner damit nicht belastet. Darüber hinaus wird mit der Sekundärregelung erreicht, daß die Netzfrequenz in Mittel exakt 50 Hz beträgt (z.B. Synchronuhrbetrieb). Es kann vorkommen, daß die Frequenz des Verbundnetzes tagsüber etwas unterhalb (