Asset-Management von Verteilungsnetzen · Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. AiF/IGF-Vorhaben 16391N: Entwicklung typspezifischer Prognosemodelle

Forschungsgemeinschaftfür Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V.

AiF/IGF-Vorhaben 16391N: Entwicklung typspezifischer Prognosemodelle zur Beschreibung der Zuverlässigkeit von Betriebsmitteln im Rahmen des Asset Managements in elektrischen Verteilungsnetzen

Schlussbericht

Januar 2013

Inhalt AiF-Vorhaben-Nr.16391 N

Inhaltsverzeichnis

1 Zusammenfassung ................................................................................................ 1

2 Forschungsstellen und Projektpartner ................................................................... 3

3 Forschungsinhalt ................................................................................................... 4

3.1 Wissenschaftlich-technische und wirtschaftliche Problemstellung ............................. 4

3.1.1 Ausgangssituation ........................................................................................... 4

3.1.2 Stand der Forschung ....................................................................................... 5

3.2 Forschungsziele ....................................................................................................... 8

3.2.1 Angestrebte Forschungsergebnisse ................................................................ 8

3.2.2 Innovativer Beitrag der angestrebten Forschungsergebnisse .......................... 9

4 Aufbau der Schadensstatistik .............................................................................. 11

4.1 Komponentenabgrenzung und erwartete Schadenszahlen ..................................... 11

4.2 Definition wichtiger Begriffe .................................................................................... 13

4.3 Struktur und Vorgehensweise beim Erfassungsschema ......................................... 16

4.3.1 Erfassung der Schäden mit Excel-Schnittstelle .............................................. 17

4.3.2 Erfassung der Schäden mit INTERASS ......................................................... 24

4.3.3 Ergebnisse der Befragung zur Instandhaltung der einzelnen

Teilsysteme/Betriebsmittel ............................................................................. 27

4.4 Plausibilitätsprüfung ................................................................................................ 31

4.5 Mengengerüste ....................................................................................................... 33

5 Analyse der Schadensdaten ............................................................................... 36

5.1 Gesamtbetrachtung der überlieferten Schadensdaten ............................................ 36

5.1.1 Datenbestand ................................................................................................ 36

5.1.2 Altersabhängige Darstellung mit Typunterscheidung ..................................... 39

5.1.3 Analyse der Schadensursache mit dem Parameter Anlass der

Schadensmeldung ......................................................................................... 42

5.1.4 Analyse der Maßnahmenkosten .................................................................... 45

6 Altersabhängige Schadens- und Störungsraten .................................................. 49

6.1 Modellierung von Schadens- und Störungsraten .................................................... 49

6.2 Schäden mit Störungen .......................................................................................... 58

6.2.1 Freileitungen .................................................................................................. 59

6.2.2 Kabel ............................................................................................................. 60

6.2.3 Netzstationen................................................................................................. 60

6.2.4 Umspannwerk................................................................................................ 61

Inhalt AiF-Vorhaben-Nr.16391 N

6.3 Schäden ohne Störungen ....................................................................................... 62

6.3.1 Freileitungen .................................................................................................. 62

6.3.2 Kabel ............................................................................................................. 63

6.3.3 Netzstationen................................................................................................. 63

6.3.4 Umspannwerk................................................................................................ 63

7 Modellierung des Einflusses eines Maßnahmenverzuges auf die Störungsraten 65

7.1 Abbildung eines Maßnahmenverzuges ................................................................... 65

7.1.1 Vorhandene Eingangs- und Ausgangsdaten .................................................. 65

7.1.2 Generierung von Zusatzstörungsraten durch eine mögliche Schadens-zu-

Störungsentwicklung...................................................................................... 67

7.2 Ergebnisse ............................................................................................................. 70

7.2.1 Freileitungen – Holzmasten ........................................................................... 70

7.2.2 Netzstationen................................................................................................. 72

7.2.3 Umspannwerk................................................................................................ 72

7.3 Sensitivitätsanalyse und Modellerweiterungen ........................................................ 73

7.3.1 Variation des zeitlichen Entwicklungsverhaltens von Schäden zu

Störungen ...................................................................................................... 73

7.3.2 Ergebnisse .................................................................................................... 74

8 Zuverlässigkeitsberechnungen ............................................................................ 77

8.1 Prinzipielles Vorgehen zur Ableitung der Eingangsdaten ........................................ 77

8.2 Beschreibung der verwendeten Modellnetze .......................................................... 77

8.3 Ergebnisse für das Stadtnetz .................................................................................. 79

8.3.1 Erneuerung der Betriebsmittel nach 30 Jahren .............................................. 79



8.4 Ergebnisse für das Landnetz .................................................................................. 82




9 Ausblick ............................................................................................................... 85

10 Wissenstransfer in die Wirtschaft ........................................................................ 86

11 Literaturverzeichnis ............................................................................................. 87

Anhang ..................................................................................................................... 89

Bildverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N

Bilderverzeichnis

Bild 1: Prinzip des Asset Managements (AM) in Verteilungsnetzen [6] ............................ 5

Bild 2: Leistungsschalter – altersabhängige Schadensrate und Anzahl der Ereignisse, insgesamt 56 Schäden mit Störung ausgewertet [11]............................................ 7

Bild 3: Abgrenzung der untersuchten Komponenten .......................................................12

Bild 4: Struktur der Schadenserfassung ..........................................................................18

Bild 5: Angaben der Netzdaten .......................................................................................19

Bild 6: Angaben zur Identifikation des Schadens ............................................................20

Bild 7: Angaben zur Anlage............................................................................................20

Bild 8: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil I ..................................................21

Bild 9: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil II .................................................22

Bild 10: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil III ................................................22

Bild 11: Angaben zur schadensbetroffene n Komponente am Beispiel „Leistungsschalter“ im Teilsystem Umspannwerk / Schaltstation .........................23

Bild 12: Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung mit einer Störung auftrat ............................................................................................24

Bild 13: Erfassung eines neuen Schadens .......................................................................25

Bild 14: Auswahl Schadenort für die detaillierte Beschreibung des Schadens ..................25

Bild 15: Detaillierte Identifikation des Schadens mit den verschiedenen Auswahlfeldern (hier am Beispiel des Auswahlfeldes „Schaden“, s. Pfeil) .....................................26

Bild 16: Beschreibung des Schadens mit Störung .............................................................26

Bild 17: Gesamtansicht einer Schadensmaske (Prüfbericht mit rotem Punkt/Hinweis bedeutet eine Fehlermeldung) .............................................................................27

Bild 18: Angaben zu Punkt 2 aus dem Maßnahmenkatalog („Angaben zu den Inhalten der Instandhaltungsmaßnahmen“) .......................................................................28

Bild 19: Frage 1 – Maßnahmen der Instandhaltung (von oben: ölarme Leistungsschalter, Vakuum Leistungsschalter und HS/MS-Transformatoren) ......29

Bild 20: Frage 2 – Tätigkeiten der IH-Maßnahmen ............................................................30

Bild 21: Entwicklung der Erneuerungsstrategien; Kriterien zur Entscheidung über Instandsetzung oder Austausch gealterter Anlagen .............................................31

Bild 22: Plausibilitätsprüfung mit INTERASS .....................................................................33

Bild 23: Prüfregeln am Beispiel einiger nicht bereinigter Einträge .....................................33


Bild 24: Mengengerüst Kabel insgesamt ...........................................................................34

Bild 25: Schadensortdarstellung mit 30154 Meldungen (mit Störung 94 Meldungen) ........37

Bild 26: Schadensortdarstellung mit 2428 Meldungen (mit Störung 2010 Meldungen) ......37

Bild 27: Schadensortdarstellung mit 1345 Meldungen (mit Störung 110 Meldungen) ........38

Bild 28: Schadensortdarstellung mit 1332 Meldungen (mit Störungen 259 Meldungen) ....38

Bild 29: Mast-Typdifferenzierung mit 7395 Schäden .........................................................39

Bild 30: Kabel-Typdifferenzierung mit 1776 Schäden ........................................................40

Bild 31: Muffe-Typdifferenzierung mit 287 Schäden ..........................................................40

Bild 32: Gebäude/Gehäuse- Typdifferenzierung mit 994 Schäden ....................................41

Bild 33: Leistungsschalter-Typdifferenzierung mit 576 Schäden .......................................41

Bild 34: Lastschalter mit 135 Schäden ..............................................................................42

Bild 35: Isolator mit 838 Schäden .....................................................................................43

Bild 36: Leiterseil mit 7213 Schäden .................................................................................43

Bild 37: Kabel mit 1634 Schäden ......................................................................................44

Bild 38: Leistungsschalter mit 576 Schäden ......................................................................44

Bild 39: Trennschalter mit 282 Schäden ...........................................................................45

Bild 40: Lastschalter Gesamtbetrachtung mit 88 Schäden ................................................46

Bild 41: Lastschalter 18 Schäden mit Störung ...................................................................46

Bild 42: Lastschalter 70 Schäden ohne Störung ...............................................................47

Bild 43: Lineare Regression ..............................................................................................50

Bild 44: Grundsätzliche Methode zur Analyse des Fehlerverhaltens [18] ..........................53

Bild 45: Einfluss der Gewichtung: Ausgleichskurve der Störungsraten von Freileitungen mit Gewichtung (oben) und ohne Gewichtung (Mitte), zugehöriges Mengengerüst (unten) ......................................................................55

Bild 46: Trennschalter – diskrete Schäden mit Störung (a), Mengengerüst (b), ermittelte Ausgleichsgerade (c) sowie zugehörige Teilfunktionen (d) ...................57

Bild 47: Modellierung der Schaden zu Störung-Entwicklung ohne Verteilungsfunktion (Worst Case-Szenario) .........................................................................................68

Bild 48: Gesamtstörungsrate der Freileitungen – Holzmasten bei Ist-Instandhaltung (links), Zusatzstörungen bei Verzug der Folgemaßnahme um 5a (rechts) ............69

Bild 49: Störungsrate Freileitungen Holzmasten bei Ist-Instandhaltung (Mitte), Gesamtstörungsrate bei Verzug der IH-Zyklen um 2a (unten) ..............................71


Bild 50: Alterungsfaktoren für Schadensbefunde einer Betriebsmittelklasse .....................74

Bild 51: Gesamtstörungsraten bei 5a (oben) und 10a (unten) maximaler Entwicklungsdauer und Verzögerung der Maßnahmen ........................................75

Bild 52: Einfluss der Annahmen auf die Gesamtstörungsrate am Beispiel der HS/MS-Transformatoren bei 5a Maßnahmenverzug ........................................................76

Bild 53: Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 30 Jahren ......................................................................................................79

Bild 54: Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von 30 Jahren .............................................................................................................79











Bild 65: Mast mit 7395 Schäden (davon sind ca. 2,6 % Schätzwerte) ............................. 116

Bild 66: Kabel mit 1776 Schäden (davon sind ca. 13,7 % Schätzwerte) .......................... 116

Bild 67: Muffen mit 287 Schäden (davon sind ca. 10,10 % Schätzwerte) ........................ 117

Bild 68: Trennschalter mit 282 Schäden ......................................................................... 117

Bild 69: Lastschalter 105 Schäden .................................................................................. 118

Bild 70: MS/NS-Transformator mit 40 Schäden .............................................................. 118

Bild 71: HS/MS- und MS/MS-Transformator ................................................................... 119


Bild 72: Fundament mit 939 Schäden ............................................................................. 120

Bild 73: Mast mit 5979 Schäden ..................................................................................... 120

Bild 74: Erdungsanlage mit 446 Schäden ....................................................................... 121

Bild 75: Beschilderung mit 73 Schäden ........................................................................... 121

Bild 76: Mastschalter mit 93 Schäden ............................................................................. 121

Bild 77: Traverse/Querträger mit 329 Schäden ............................................................... 122

Bild 78: Überspannungsableiter mit 79 Schäden............................................................. 122

Bild 79: Vogelschutzeinrichtung mit 60 Schäden............................................................. 123

Bild 80: MS/NS-Transformator mit 141 Schäden............................................................. 123

Bild 81: Gebäude/Gehäuse mit 926 Schäden ................................................................. 124

Bild 82: Sammelschiene NST mit 15 Schäden ................................................................ 124

Bild 83: MS/MS-Transformator mit 33 Schäden .............................................................. 125

Bild 84: Sammelschiene UW/SST mit 11 Schäden ......................................................... 125

Bild 85: Ölarme Leistungsschalter mit 490 Schäden ....................................................... 126

Bild 86: Vakuum Leistungsschalter mit 48 Schäden ........................................................ 126

Bild 87: SF6 Leistungsschalter mit 15 Schäden .............................................................. 127

Bild 88: HS/MS-Transformator mit 410 Schäden............................................................. 127

Bild 89: Muffe mit 273 Schäden ...................................................................................... 128

Bild 90: Endverschluss mit 38 Schäden .......................................................................... 128

Bild 91: Leistungsschalter Gesamtbetrachtung mit 507 Schäden .................................... 129

Bild 92: Leistungsschalter mit 57 Schäden mit Störung................................................... 129

Bild 93: Leistungsschalter mit 450 Schäden ohne Störung ............................................. 130

Bild 94: HS/MS-Transformator Gesamtbetrachtung mit 356 Schäden ............................. 130

Bild 95: HS/MS-Transformator mit 91 Schäden mit Störung ........................................... 131

Bild 96: HS/MS-Transformator mit 264 Schäden ohne Störung ...................................... 131

Bild 97: MS/MS-Transformator Gesamtbetrachtung mit 29 Schäden .............................. 132

Bild 98: MS/MS-Transformator mit 19 Schäden ohne Störung ........................................ 132

Bild 99: Trennschalter Gesamtbetrachtung mit 277 Schäden ......................................... 133

Bild 100: Trennschalter mit 192 Schäden ohne Störung ................................................... 133


Bild 101: MS/NS-Trafo Gesamtbetrachtung mit 121 Schäden .......................................... 134

Bild 102: MS/NS-Transformator 79 Schäden mit Störung ................................................. 134

Bild 103: MS/NS-Transformator mit 38 Schäden ohne Störung ........................................ 135

Bild 104: Gebäude/Gehäuse Gesamtbetrachtung mit 321 Schäden ................................. 135

Bild 105: Beschilderung mit 59 Schäden ohne Störung .................................................... 136

Bild 106: Erdungsanlage mit 108 Schäden ohne Störung ................................................. 136

Bild 107: Fundament mit 828 Schäden ohne Störung ....................................................... 137

Bild 108: Mastschalter mit 18 Schäden ohne Störung ....................................................... 137

Bild 109: Traverse/Querträger mit 40 Schäden ohne Störung ........................................... 138

Bild 110: Leiterseil mit 56 Schäden ohne Störung ............................................................. 138

Bild 111: Endverschluss Gesamtbetrachtung mit 7 Schäden ............................................ 139

Bild 112: Isolator mit 334 Schäden ohne Störung ............................................................. 139

Bild 113: Mast mit 169 Schäden ohne Störung ................................................................. 140

Bild 114: Muffe 139 Schäden mit Störung ......................................................................... 140

Bild 115: Kabel Gesamtbetrachtung mit 801 Schäden ...................................................... 141

Bild 116: Muffe Gesamtbetrachtung mit 142 Schäden ...................................................... 141

Bild 117: Freileitungen – alle Masttypen, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 42873 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 52 Schäden mit Störung (unten) ........................................................................ 142

Bild 118: Freileitungen – alle Masttypen ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 27 Schäden mit Störung (unten) .................................................................................................. 143

Bild 119: Freileitungen – alle Masttypen nur Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 25 Schäden mit Störung (unten) .................................................................................................. 144

Bild 120: Freileitungen – Betonmasten, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 21921 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 12 Schäden mit Störung (unten) ........................................................................ 145

Bild 121: Freileitungen – Betonmasten ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 8 Schäden mit Störung (unten) .................................................................................................. 146

Bild 122: Freileitungen – Betonmasten nur Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 4 Schäden mit Störung (unten) .................................................................................................. 147


Bild 123: Freileitungen – Holzmasten, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 8581 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 27 Schäden mit Störung (unten) ........................................................................ 148

Bild 124: Freileitungen – Holzmasten ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 12 Schäden mit Störung (unten) .................................................................................................. 149

Bild 125: Freileitungen – Holzmasten nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 15 Schäden mit Störung (unten) .................................................................................................. 150

Bild 126: Freileitungen – Stahlmasten, altersabhängige Störungsrate, 4 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 12201 km (unten), ............................................. 151

Bild 127: Kabel – VPE, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 58723 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 214 Schäden mit Störung (unten) ............................................................................................................... 152

Bild 128: Kabel – VPE ohne Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 100 Schäden mit Störung (unten) ...... 153

Bild 129: Kabel – VPE nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 114 Schäden mit Störung (unten) ...... 154

Bild 130: Kabel – PE, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 4708 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 249 Schäden mit Störung (unten) ............................................................................................................... 155

Bild 131: Kabel – PE ohne Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 248 Schäden mit Störung (unten) ...... 156

Bild 132: Kabel – Papiermasse, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 39656 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 917 Schäden mit Störung (unten) .................................................................................................. 157

Bild 133: Kabel – Papiermasse ohne Fremdwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 685 Schäden mit Störung (unten) ............................................................................................................... 158

Bild 134: Kabel – Papiermasse nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 232 Schäden mit Störung (unten) ............................................................................................................... 159

Bild 135: Netzstationen – Gebäude, altersabhängige Störungsrate, 3 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 89482 Stück (unten) .......................................... 160

Bild 136: Netzstationen – Lastschalter, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 61719 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 15 Schäden mit Störung (unten) ........................................................................ 161

Bild 137: Netzstationen – MS/NS-Transformatoren, altersabhängige Störungsrate 7 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 60681 Stück, (unten) ................. 162

Bild 138: Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 13576 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 45 Schäden mit Störung (unten) .................................................. 163


Bild 139: Umspannwerk – Vakuumleistungsschalter, altersabhängige Störungsrate, 8 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 6278 Stück (unten) .................... 164

Bild 140: Umspannwerk – Trennschalter alle Technologien, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 39519 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 86 Schäden mit Störung (unten) .................. 165

Bild 141: Umspannwerk – Trennschalter Druckluft, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 10981 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 43 Schäden mit Störung (unten) .................................................. 166

Bild 142: Umspannwerk – Trennschalter Handantrieb, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 25378 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 38 Schäden mit Störung (unten) .................................................. 167

Bild 143: Umspannwerk – Trennschalter Motorantrieb, altersabhängige Störungsrate, 8 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 988 Stück (unten) ...................... 168

Bild 144: Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 2803 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 93 Schäden mit Störung (unten) .................................................. 169

Bild 145: Freileitungen – alle Masttypen, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 42873 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 25643 Schäden ohne Störung (unten) ............................................................... 170

Bild 146: Freileitungen – Betonmasten, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 21921 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 13844 Schäden ohne Störung (unten) ............................................................... 171

Bild 147: Freileitungen – Holzmasten, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 8581 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 4433 Schäden ohne Störung (unten) ................................................................. 172

Bild 148: Freileitungen – Stahlmasten, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 12201 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 6945 Schäden ohne Störung (unten) ................................................................. 173

Bild 149: Kabel – VPE, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 58723 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 17 Schäden ohne Störung (unten) ............................................................................................................... 174

Bild 150: Kabel – PE, altersabhängige Schadensrate, 7 Schäden ohne Störung (oben), Mengengerüst 4708 km (unten) ......................................................................... 175

Bild 151: Kabel – Papiermasse, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 39656 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 21 Schäden ohne Störung (unten) .................................................................................................. 176

Bild 152: Netzstationen – Gebäude, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 89482 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 630 Schäden ohne Störung (unten) ................................................................... 177

Bild 153: Netzstationen – Lastschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 61719 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 83 Schäden ohne Störung (unten) ..................................................................... 178


Bild 154: Netzstationen – MS/NS-Transformatoren, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 60681 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 14 Schäden ohne Störung (unten) .............................................. 179

Bild 155: Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 13576 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 430 Schäden ohne Störung (unten) ............................................ 180

Bild 156: Umspannwerk – Vakuumleistungsschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 6278 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 14 Schäden ohne Störung (unten) .............................................. 181

Bild 157: Umspannwerk – Trennschalter, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 39519 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 196 Schäden ohne Störung (unten) ................................................................... 182

Bild 158: Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst 2803 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 257 Schäden ohne Störung (unten) ............................................ 183

Bild 159: Freileitungen – Holzmasten................................................................................ 184

Bild 160: Netzstationen – Gebäude .................................................................................. 184

Bild 161: Netzstationen – Lastschalter .............................................................................. 185

Bild 162: Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter ......................................................... 185

Bild 163: Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren .......................................................... 186

Bild 164: Umspannwerk – Trennschalter Druckluft ............................................................ 186

Bild 165: Freileitungen – alle Masttypen, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung .......................................................................... 187

Bild 166: Kabel – Papiermasse, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ................................................................................ 187

Bild 167: Kabel – PE, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ................................................................................................... 188

Bild 168: Kabel – VPE ohne Altersunterscheidung, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ............................. 188

Bild 169: Kabel – VPE alt, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ................................................................................................... 189

Bild 170: Kabel – VPE neu, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ................................................................................................... 189

Bild 171: Netzstationen – Lastschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ................................................................................ 190

Bild 172: Netzstationen – Transformatoren, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung .......................................................................... 190


Bild 173: UWSST – HS/MS-Transformatoren, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ............................. 191

Bild 174: UWSST – Alle Leistungsschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung .......................................................................... 191

Bild 175: UWSST – Trennschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung ................................................................................ 192

Tabellenverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr. 13695 N

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Zusammenstellung der erwarteten Betriebsschäden der teilnehmenden Netzbetreiber in der Mittelspannungsebene ...................................................13

Tabelle 2: Kosten für Komponentenschäden mit und ohne Störung ...............................48

Tabelle 3: Anzahl Schäden ohne / mit Störung ...............................................................58

Tabelle 4: Zeitintervalle der Schaden zu Störung-Entwicklung .......................................66

Tabelle 5: Entwickelbare Schäden ohne Störung ...........................................................67

Tabelle 6: Schaden zu Störung-Entwicklung im Worst-Case Fall ...................................68

Tabelle 7: Ölarme Leistungsschalter ............................................................................ 111

Tabelle 8: Vakuum Leistungsschalter ........................................................................... 112

Tabelle 9: HS/MS-Transformator .................................................................................. 113

Tabelle 10: Ölarme Leistungsschalter ............................................................................ 114

Tabelle 11: Vakuum Leistungsschalter ........................................................................... 114

Tabelle 12: HS/MS-Transformator .................................................................................. 115

Tabelle 13: Verwendete Aus-Dauern in h ....................................................................... 192

Abkürzungen AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N

Verzeichnis verwendeter Abkürzungen

Abkürzungen

AM .....................Asset Management

EAS ....................Einfachausfall mit Schutzauslösung

EnWG ................Energiewirtschaftsgesetz

EVU ....................Elektrizitätsversorgungsunternehmen

FGH ...................Forschungsgemeinschaft für elektrische Anlagen und Stromwirtschaft

FL ......................Freileitung

HS ......................Hochspannung

Sh ......................altersabhängige Schadensrate

SN .....................Anzahl der Ereignisse

Sh .....................mittlere Schadensrate

ID .......................Identifikationsnummer

IH .......................Instandhaltung

INTERASS .........Interaktive Erfassung und Auswertung von Störungen und Versorgungs-

unterbrechungen basierend auf den aktuellen Erfassungsschema der FNN-

Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik bzw. dem Erfassungsschema der

VEÖ Ausfall- und Störstatistik

KA ......................Kabel

KB ......................Kabel

KBA ....................Kabelanlage

LAS ....................Lastschalter

LS ......................Leistungsschalter

MS .....................Mittelspannung

NS ......................Niederspannung

NST ....................Netzstation

PE ......................Polyethylen

PM .....................Papiermasse

PVC ....................Polyvinylchlorid

SLS…… .............Stufenlastschalter

SS ......................Sammelschiene

STZ ....................Stützer

THM ...................HS/MS-Transformator

TMN ...................MS/NS-Transformator

TR ......................Trennschalter

UHA ...................Unverzögerte Handausschaltung

UW/SST .............Umspannwerk/Schaltstation

VHA ....................Verzögerte Handausschaltung

VPE ....................Vernetztes Polyethylen

Zusammenfassung AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 1 -

1 Zusammenfassung

Den Mittelspannungs-Verteilungsnetzen kommt eine besondere Bedeutung zu, da sie

sowohl auf die Qualität als auch auf die Kosten der Energieversorgung maßgeblichen

Einfluss haben [1]. Die Energiewirtschaft ist daher im Rahmen ihrer Asset Management

Strategien intensiv bemüht, Kostensenkungspotenziale in den Verteilungsnetzen, deren

Wiederbeschaffungswert in Deutschland auf einige zehn Milliarden Euro geschätzt wird, zu

erschließen. Wesentliche, kurzfristig realisierbare Einsparpotenziale werden u. a. in den

durch Instandhaltung und Erneuerung verursachten Kosten gesehen [2]. Da gleichzeitig die

Versorgungsqualität durch die Kunden sowie die Regulierungsbehörde beobachtet wird und

im Rahmen einer Anreizregulierung selbst direkter Bestandteil des Regulierungssystems ist,

dürfen nicht nur einseitig die Kosten betrachtet, sondern muss zudem die Versorgungszu-

verlässigkeit berücksichtigt werden. Um diesen komplexen Aufgaben gerecht zu werden ist

es notwendig Prognosemodelle zu entwickeln, welche auf einer quantitativ und qualitativ

belastbaren Datenbasis beruhen.

Die Erfassung der Daten basiert auf Excel-Schnittstellen sowie dem Erfassungsschema der

FGH Software INTERASS. Die somit erfassten Mengengerüste und Schadensdaten wurden

nach einer intensiven Konsistenzprüfung in einer SQL-Datenbank gespeichert. Dieser

Ansatz ermöglicht eine Bearbeitung der Daten mittels typischer mathematischer Tools wie

Matlab. Somit konnte im Rahmen dieses Projektes, auf Basis des aktuellen Schadens- und

Störungsaufkommens und durch den Einsatz einer Regressionsanalyse, die Möglichkeit

geschaffen werden Prognosen bzgl. des altersabhängigen Ausfallverhaltens der erfassten

Betriebsmittel zu ermöglichen. Das Modell wurde dabei im Vergleich zum Vorgänger Projekt

weitreichend erweitert.

Im Folgenden sind die wichtigsten Ergebnisse und Erkenntnisse aufgeführt:

Im Rahmen des Projekts konnte eine Modifikation der Erfassungsstruktur durch die

Weiterentwicklung der Schadensstatistik unter Rücksprache beteiligter Experten

vorgenommen werden. Dies beinhaltete u.a. die Erweiterung der Schadensstatistik im

Hinblick auf die Abbildung des Instandhaltungseinflusses.

Des Weiteren wurde eine umfangreiche Befragung der beteiligten Netzbetreiber im

Hinblick auf die Harmonisierung von Begriffen und der einheitlichen Bewertung der

Instandhaltungsmaßnahmen durchgeführt. Im Vergleich zu dem Vorgängerprojekt

konnten deutlich mehr Schadensdaten gesammelt und ausgewertet werden.

Die Schadensdaten wurden mit der von der FGH entwickelten Software INTERASS,

welche um ein Schadensmodul erweitert wurde, auf Ihre Plausibilität geprüft. Dadurch

wurde eine hinreichende Qualität der Daten gewährleistet. Zusätzliche Auswerte-

verfahren liefern erste Ergebnisse über die Wirksamkeit der Instandhaltungsmaß-

nahmen sowie die Altersverteilung der überlieferten Schadensdaten, welche nach

bestimmten Technologien differenziert werden kann.

Durch die Umstellung der Auswertungszyklen von Fünfjahres Intervallen hin zu einer

jährlichen Betrachtungsweise konnte der Detaillierungsgrad für eine mögliche Asset

Simulation deutlich erhöht werden.

Auf Basis des überarbeiten Erfassungsschemas konnte das Ausfallverhalten einer

Vielzahl der erfassten Betriebsmittel (z.B. Trenn- oder Leistungsschalter) detaillierter

nach der Technologie (z.B. Druck-, Hand- oder Motorantrieb) untersucht werden.

Bei dem hier verwendeten Ansatz, werden bei der Regressionsrechnung und Prognose

des Ausfallverhaltens mehrere Teilkurven kombiniert. Innerhalb der Modellierung

Zusammenfassung AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 2 -

werden die zeitlichen Verläufe an den Betriebsmitteln nach Inbetriebnahme, Verschleiß,

Betriebsbedingt, Alterung und Zufall unterschieden. Diese Einteilung erlaubt Rück-

schlüsse auf die zu praktizierende Instandhaltungsstrategie.

Um die Aussagekraft der ermittelten altersabhängigen Schadens- und Störungsraten

bewerten zu können, werden Konfidenzintervalle eingeführt, welche eine Aussage

darüber liefern sollen, wie sicher der geschätzte Funktionsverlauf dem tatsächlichen

entspricht.

Im Rahmen der hier verwendeten Regressionsanalyse werden ebenfalls die Stützstellen

der ermittelten Modellfunktion mit der Wurzel des zugehörigen Mengengerüsts

gewichtet. Diese Art der Gewichtung erlaubt es, Schadens- und Störungsraten in

Abhängigkeit der Quantität des vorhandenen Mengengerüstes, stärker oder schwächer

zu berücksichtigen und somit den grundsätzlichen Gedanken, dass eine große

Datenbasis eine verlässlichere Aussage bzgl. der Allgemeinheit erlaubt, abzubilden.

Das Erfassungsschema erlaubt es grundsätzlich dem Anwender zu jedem Schaden

ohne Störung zusätzliche Informationen über das Schadensverhalten mit einzutragen.

Dabei kann durch den Anwender eingeschätzt werden in welcher Zeit sich der erfasste

Schaden ohne Störung zu einem Schaden mit Störungen entwickeln würde, wenn dieser

nicht behoben wird. Des Weiteren stehen Informationen über den Zeitpunkt und den Typ

der nächsten geplanten Maßnahme sowie das Schadenspotential (z.B. Beeinflussung

der Betriebssicherheit oder Versorgungszuverlässigkeit) zur Verfügung. Die zwei

letztgenannten Informationen ermöglichen eine Aussage darüber wie viele Schäden

ohne Störung in Abhängigkeit des Zeitpunktes der nächsten Maßnahme das Potenzial

besitzen sich zu einem Schaden mit Störung zu entwickeln. Diese Daten werden

grundlegend dafür verwendet das Potential eines erhöhten Störungsaufkommens durch

den Verzug einer folgenden Instandhaltungsmaßnahme abzuschätzen [24]. Dabei zeigt

sich, dass auf Grund der jährlichen Auswertung der Schadensdaten eine Anpassung der

vorgegeben Zeitintervalle sinnvoll erscheint.

Es wurde eine Zuverlässigkeitsberechnung durchgeführt. Diese basierte auf den

Eingangsdaten, welche mittels der neuen Prognosemodelle erstellt wurden. Dabei

erfolgte die Anwendung auf zwei Referenznetze mit ausgewählten Erneuerungsstrate-

gien. Es zeigt sich, dass die Verlängerung der Erneuerungsintervalle einen erheblichen

negativen Einfluss auf die kundenbezogenen Ausfallhäufigkeit und Nichtverfügbarkeit

haben kann.

Das Ziel des Forschungsvorhabens wurde erreicht.

Forschungsstellen / Projektpartner AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 3 -

Das IGF-Vorhaben 16391 N der Forschungsgemeinschaft für Elektrische

Anlagen und Stromwirtschaft e.V. wurde über die AiF im Rahmen des

Programms zur Förderung der Industriellen Gemeinschaftsforschung (IGF)

vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie aufgrund eines

Beschlusses des Deutschen Bundestages gefördert.

2 Forschungsstellen und Projektpartner

Folgende Partner haben am Projekt mitgearbeitet:

CONSENTEC GmbH, E.ON Mitte AG, E.ON Bayern AG, E.ON Thüringer Energie AG,

Enercity Netzgesellschaft mbH, EWE Netz GmbH, Fritz Driescher KG, Elektrotechnische

Werke Fritz Driescher & Söhne GmbH, LEW Netzservice GmbH, LEW Verteilnetz GmbH,

FNN Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE, N-ERGIE Netz GmbH, Rheinische Netz-

gesellschaft mbH, Westnetz GmbH, SAG GmbH, Stadtwerke Düsseldorf Netz GmbH,

Stadtwerke Ratingen GmbH, Siemens AG Energy Sector, Syna Netz GmbH, Vattenfall

Europe Distribution Hamburg GmbH, VNB Rhein-Main-Neckar GmbH & Co. KG, WEMAG

Netz GmbH, Netrion GmbH und BET GmbH

Neben den Netzbetreibern, die für das Projekt umfangreiche Schadensdaten übermittelt

haben, haben auch Hersteller von Betriebsmitteln und Anlagen sowie Beratungsunter-

nehmen mit Ihren Erfahrungen bzgl. des Betriebsmittel- und Anlagenverhalten zum Projekt

beigetragen.

Forschungsstellen:

Forschungsgemeinschaft für elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. (FGH e.V.) und

Institut für Hochspannungstechnik der RWTH Aachen

Forschungsinhalt AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 4 -

3 Forschungsinhalt

3.1 Wissenschaftlich-technische und wirtschaftliche Problemstellung

3.1.1 Ausgangssituation

Netzbetreiber und Hersteller von Betriebsmitteln der elektrischen Energieversorgung stehen

vor der Aufgabe, eine wirtschaftlich-technisch hohe Versorgungsqualität der Endkunden

durch einen optimierten Einsatz hoch-effizienter Anlagen und entsprechende Strategien für

Erneuerung, Ausbau und Instandhaltung sicherzustellen. Darüber hinaus sind die Netzbe-

treiber nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zu einer sicheren und zuverlässigen

Energieversorgung verpflichtet [3]. Um dieser komplexen Aufgabenstellung gerecht zu

werden, werden im strategischen Asset Management Zielsetzungen für die Optimierung und

Bewirtschaftung der Anlagen elektrischer Versorgungsnetze unter technischen, wirtschaft-

lichen und strategischen Gesichtspunkten entwickelt und operationalisiert. Aufgrund der

hohen Bedeutung des Störungs- und Ausfallverhaltens der Komponenten für die Zuverläs-

sigkeit der Stromversorgung, ist die Kenntnis bzw. Modellierung der Komponentenver-

fügbarkeit und deren Prognostizierbarkeit (zumindest für einige Jahre) eine wichtige

Voraussetzung für ein erfolgreiches Asset Management.

Eine gesicherte Erschließung von Optimierungspotenzialen kann nur gelingen, wenn die

Auswirkungen unterschiedlicher Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien auf die Versor-

gungsqualität quantitativ bewertbar sind. Dies setzt u. a. Prognosemodelle voraus, die das

Schadens- und Störungsgeschehen der Betriebsmittel (Assets) bei zunehmendem Betriebs-

mittelalter bzw. bei variierter Instandhaltung beschreiben. Diese Modelle fließen als maßgeb-

liche Parameter in das Asset Management ein, um eine technologisch valide und wirtschaft-

lich effiziente Bewirtschaftung der elektrischen Anlagen und Betriebsmittel zu gewährleisten.

Zusätzliche Bedeutung erhalten derartige Modelle unter Berücksichtigung der typischen

Altersstrukturen der Verteilungsnetze in Deutschland: ein Großteil der vorhandenen Netze

wurde in den 1960er und 70er Jahren errichtet bzw. ausgebaut und die eingesetzten

Betriebsmittel erreichen somit in naher Zukunft das Ende ihrer ursprünglich vorgesehenen

Lebensdauer.


Component

reliability data

Network data

Component datae.g. age,

maintenance history

Reliability calculation

Risk analysis

AM strategies

Inspections

Servicing

Reinvestment

Fault elimination

…

Cost calculation

Analysis

AssessmentAM strategy synthesis

Component reliability

prognosis

Stochastic costsFault elimination

Repair/replacement

Penalties/compensations

Deterministic costsInspections

Servicing

Re-investments

Other fixed costs

Supply reliability

Bild 1: Prinzip des Asset Managements (AM) in Verteilungsnetzen [6]

Seit längerem werden von der Fachwelt Verfahren eines risikoorientierten Asset Manage-

ments diskutiert und zunehmend als Dienstleistung führender Beratungsunternehmen der

Energiewirtschaft angeboten [4]. Das Prinzip des Asset Managements (AM) in Verteilungs-

netzen ist im Bild 1 schematisch dargestellt. Grundlegende Voraussetzung für die erfolg-

reiche Umsetzung des Asset Managements ist hierbei die abgesicherte Kenntnis über den

aktuellen und eine daraus abgeleitete Beurteilung des zukünftigen Zustandes der Netzkom-

ponenten. Daher fokussiert das Vorhaben auf die typspezifische Prognose des Zustandes

und des Ausfallverhaltens der Komponenten anhand entsprechender Zuverlässigkeitskenn-

daten im Rahmen von Asset Simulationen [5,6] (siehe Bild 1).

3.1.2 Stand der Forschung

Die Modelle zur Prognose der Komponentenzuverlässigkeit in Abhängigkeit relevanter

Parameter wie Typ und Alter sowie der angewandten Instandhaltungsstrategie nehmen eine

Schlüsselposition innerhalb des Optimierungsprozesses im Asset Management ein [7]. Im

Fokus steht dabei insbesondere die Spezifizierung und Validierung der verfügbaren

Prognosemodelle, wie sie von der wissenschaftlichen und betrieblichen Fachwelt wiederholt

auf einschlägigen Veranstaltungen gefordert werden und beispielsweise auf der FGH-

Fachtagung zum Thema „Asset-Management in Verteilungsnetzen“ mehrfach von den

Referenten betont wurde (z.B. [8,9,10]).

Der in der Ausgangssituation beschriebene Zusammenhang wurde grundlegend im Rahmen

des AiF-Forschungsvorhabens Nr. 13695 N „Asset-Management von Verteilungsnetzen –

Komponentenverhalten und Analyse des Kostenrisikos“ [11] untersucht, dessen Bearbeitung

in der Zeit vom 01.07.2003 bis 30.06.2005 erfolgte. Das Forschungsprojekt umfasst im

Wesentlichen nachfolgende Ergebnisse:

Fokus des Forschungs-vorhabens


Entwicklung und Auswertung einer Komponentenklassen basierten Schadensstatistik,

die grundlegende, allgemeine Prognosemodelle zur Beschreibung des Alterungsver-

haltens verschiedener Komponentenklassen bereitstellt (nicht typspezifisch)

Ableitung rudimentärer Eingangsdaten für Zuverlässigkeitsberechnungen

Informationen zu den Schadensursachen und Anlässen der Schadensmeldungen

Elementare Angaben zu den durch Komponentenschäden verursachten Kosten

Die Auswirkungen einer veränderten Fehlerwahrscheinlichkeit im Betrieb infolge veränderter,

zustandsbasierter Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien konnten mit Hilfe exempla-

rischer Anwendungen in einem ersten Schritt jedoch nur grundlegend quantifiziert und

monetär bewertet werden. Es hat sich sowohl in dem o.g. Vorhaben wie auch in allen

anderen Forschungsprojekten gezeigt, dass weder der Detaillierungsgrad der zur Verfügung

stehenden Daten noch der Komponenten spezifische Umfang ausreicht, um Entscheidung

unterstützende Aussagen für ein risikobasiertes Asset Management zu erreichen.

In dem AiF-Forschungsvorhaben Nr. 13695 N konnte gezeigt werden, dass die Erfassung

bzw. Ableitung von Eingangsdaten für das Asset Management und speziell für die Asset

Simulation in Verteilungsnetzen eine statistische Auswertung von Komponenten spezifischen

Schäden und die hieraus abgeleitete Verallgemeinerung von Annahmen zum Ausfallver-

halten des jeweiligen Komponententyps erfordert. Während den Betreibern von Hoch- und

Höchstspannungsnetzen durch den Einsatz von Überwachungssystemen und geeigneter

Diagnoseverfahren teilweise Informationen über den Zustand der Komponenten ihrer Netze

zugänglich sind, erschweren neben einer grundsätzlich geringeren Systembeobachtbarkeit

die hohe Anzahl der Betriebsmittel, deren Typenvielfalt und der vergleichsweise niedrige

Anschaffungswert der einzelnen Komponenten die wirtschaftliche Anwendung von Methoden

zur individuellen Zustandsbewertung in der Mittelspannungsebene. Zudem wirken sich der

geringere Umfang sowie längere Zyklen von Inspektionen und Wartungen innerhalb der

Verteilungsnetze gegenüber den Übertragungsnetzen nachteilig auf das Erreichen einer

zufrieden stellenden Datenverfügbarkeit aus.

Für einige Betriebsmittelklassen konnten im Rahmen bisheriger Forschungstätigkeiten

bereits besonders ausgeprägte Altersabhängigkeiten des Ausfallverhaltens ermittelt werden.

Als typisches Beispiel zeigt Bild 2 die altersabhängige Schadensrate Sh für Leistungs-

schalter in MS-Schaltanlagen, die sich aus insgesamt 56 Schäden mit Störung ergibt.

Zusätzlich sind die Anzahl der ausgewerteten Ereignisse SN , die altersunabhängige

Schadensrate Sh sowie die untersuchten Schaltertypen dargestellt.

BS

S

STM

Nh

mit Ms als Mengengerüst des Betrachtungszeitraums TB (3.1)


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 a 55 0

0.001

0.002

0.003

0.004

1/a

0.006

Alter

hS

hS= 0.00114

0

3

6

9

12

15

18EreignisseHäufigkeiten

NS

Vakuum- undSF

6-Schalter

Ölarme Schalter

Bild 2: Leistungsschalter – altersabhängige Schadensrate und Anzahl der

Ereignisse, insgesamt 56 Schäden mit Störung ausgewertet [11]

Obwohl sich eine signifikante Zunahme der Schadenshäufigkeiten mit ansteigendem Alter

abzeichnet, verdeutlicht die gezeigte Darstellung zwei grundlegende Problemstellen der auf

Komponentenklassen basierten Schadensstatistik, wie sie sich in aktuellen Forschungen

darstellen:

Kleine Grundgesamtheiten besonders in den kritischen Bereichen niedrigen und

hohen Alters. Innerhalb der ersten Betriebsjahre sind die Betriebsmittel vor allem durch

Schäden aufgrund von Fehlern bei der Inbetriebnahme bzw. Montage oder aufgrund

konstruktiver bzw. materieller Mängel gefährdet. Von weitaus größerem Interesse

dürfte jedoch die gesicherte Quantifizierung der ansteigenden Schadenshäufigkeit mit

fortschreitender Betriebszeit sein, die durch verschiedene Alterungsprozesse

hervorgerufen wird.

Heterogenität der Grundgesamtheiten, da Schäden an unterschiedlichen Kompo-

nententypen auftreten. Eine solche Kurve, die das Verhalten aller Komponenten eines

realen, gemischten Mengengerüstes widerspiegelt, eignet sich insbesondere zur Ablei-

tung der Eingangsdaten für eine ganzheitliche Betrachtung eines Systems. In der

Praxis muss jedoch über konkrete Einzelfälle entschieden werden, so dass Modelle

repräsentativer Komponententypen erforderlich sind.

Neben den genannten Aspekten sind folgende Themen zu beachten:

Sehr geringe Häufigkeit der relevanten Ereignisse

hinreichende Belastbarkeit statistischer Ergebnisse momentan nicht gewährleistet

Anlagenbetreiber übergreifende Auswertung als Voraussetzung für

ausreichende Grundgesamtheit der betrachteten Komponenten

nötige Vielfalt bei den zu untersuchenden Einflussfaktoren, korrekte Erfassung und

Interpretation systembedingter Charakteristika


Bewertung von Schäden, die nicht zur Störung des Netzbetriebes führen

unzureichende Verfügbarkeit der Daten aufgrund mangelnder Dokumentation

notwendige Einstufung des Schadenspotenzials zur Abbildung des Einflusses

veränderter Instandhaltungsstrategien in den Prognosemodellen

Detailgetreue inhaltliche Beschreibung der angewandten Instandhaltungsstrategien

sowie des Umfangs durchgeführter Maßnahmen

erhebliche Unterschiede zwischen den einzelnen Unternehmen trotz bestehender

Absprachen und Dokumentation

exakte Beschreibung und Harmonisierung der verwendeten Begrifflichkeiten als

Grundlage zukünftige Auswertungen

Die Aktualität der im Rahmen des AiF-Forschungsvorhabens 13695 N von der Forschungs-

stelle 1 publizierten Ergebnisse und der aufgezeigten fortbestehenden Probleme wird durch

weitere Forschungsaktivitäten sowohl auf nationaler als auf internationaler Ebene bestätigt.

Als kritische Informationslücken im Asset Management Prozess werden auch hier neben den

durch Komponentenschäden verursachten stochastischen Kosten [12] vor allem die

statistische Bewertung der Komponenten in Abhängigkeit von Alter und Instandhaltung

[13,14] genannt. Diese Aspekte werden sowohl im Bereich der Verteilungsnetze als auch der

Übertragungsnetze untersucht. Während die Vorgehensweisen im Ablauf des Asset

Managements für beide Netzebenen generelle Unterschiede aufweisen können, sind die

Zielsetzungen prinzipiell identisch.

Obwohl die statistische Erfassung zu Betriebsmitteln der Hoch- und Höchstspannung bereits

seit mehreren Jahren im internationalen Fokus durch Arbeitsgruppen der CIGRE voran

getrieben wird [15], ist die Datenlage auch hier z. T. nicht befriedigend. Die Erfahrungen der

Forschungsstelle 2, welche sich maßgeblich mit Betriebsmitteln der Hochspannungstechnik

und deren Einsatz in Übertragungsnetzen auseinandersetzt, haben gezeigt, dass der Kern

der Probleme ähnlich wie in den Verteilungsnetzen vielfach auf eine mangelhafte

Dokumentation und damit verbundener hoher Unsicherheit der Datenbasis zurückzuführen

ist [16]. Es besteht demnach weiterhin auf beiden Netzebenen ein erhöhter Aufklärungs- und

Beratungsbedarf beim Aufbau effektiv nutzbarer Betriebsmittelbewertungssysteme.

3.2 Forschungsziele

3.2.1 Angestrebte Forschungsergebnisse

Ziel des Forschungsvorhabens ist, die Qualität von Prognosemodellen zur Beschreibung des

Ausfallverhaltens und der Zuverlässigkeit von Komponenten in elektrischen Verteilungs-

netzen deutlich zu verbessern und damit deren Einsatz in Entscheidung unterstützenden

Asset Management Systemen zu ermöglichen und zu optimieren. Die Spezifizierung der

Alterungsmodelle umfasst die Abbildung des Einflusses unterschiedlicher Technologie-

gruppen der zu untersuchenden Komponenten, verschiedener Netzeigenschaften sowie

veränderter Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien. Die angestrebten Erkenntnisse

sollen die Qualität und Verfügbarkeit valider Prognosemodelle gewährleisten, die sowohl von

den Netzbetreibern als auch den Beratungsunternehmen der Energiewirtschaft dringend

gefordert werden. Zudem sollen sie mittelfristig zur Produktverbesserungen bei den Anlagen-

herstellern beitragen und letztendlich den effizienten Betrieb von Verteilungsnetzen unter

den gegebenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sichern.


Der Einfluss der angewandten Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien auf die Kompo-

nentenzuverlässigkeit ist somit genauer zu quantifizieren und zu qualifizieren. Dazu müssen

die bisher abgeleiteten unzureichenden Abhängigkeiten und die damit verbundenen Annah-

men konkretisiert und verifiziert werden. Die Frage, wann bzw. wodurch sich aus einem

Schaden, der während einer Instandhaltungsmaßnahme entdeckt wurde, eine Störung des

Netzbetriebes welcher Art entwickelt hätte, ist dabei von besonderem Interesse. In diesem

Zusammenhang soll die Komponenten spezifische, zustandsabhängige Abschätzung eines

Zeitfensters erfolgen, innerhalb dessen eine erneute Bewertung einer Komponente bzw. eine

Zustand verbessernde Maßnahme erforderlich wird, ohne den Schaden behoben zu haben.

Hierbei soll die Relevanz der Schäden bezüglich der Betriebssicherheit und/oder der

Versorgungszuverlässigkeit bewertet werden.

Zur Erfassung der fehlenden Daten wird aufbauend auf den Erfahrungen des Vorprojektes

eine Anpassung des Erfassungsschemas der Statistik erfolgen, um existierende Informa-

tionslücken gezielt zu schließen.

Die Streuungen der Ausfallraten, die die Qualität der Simulationsergebnisse maßgeblich

beeinflussen, werden auf ein akzeptables Maß reduziert, indem der verfügbare Daten-

bestand innerhalb der Projektlaufzeit mindestens verdreifacht wird. Grundlage hierfür bilden

die erhöhte Anzahl teilnehmender Netzbetreiber für die Datenbereitstellung sowie die

konsequente Aufklärung bezüglich der Schadensdokumentation durch die Forschungs-

stellen.

Neben der Modellierung des Ausfallverhaltens werden im Vorhaben die durch Kompo-

nentenschäden verursachten Kosten, die bisher nur rudimentär Bestandteil der erstellten

Schadensstatistik sind, detaillierter analysiert und in erweiterte Kostenmodelle zur Asset

Simulation einfließen. Die Modelle sollen Entscheidungsprozesse unter Unsicherheiten

unterstützen, welche durch die verbleibenden Streuungen immanent sind. Fundierte Kosten-

angaben sind zur Bewertung des mit variierten Erneuerungs- und Instandhaltungsstrategien

einhergehenden finanziellen Risikos unbedingt erforderlich.

Als Ergebnis werden nach Technologiegruppen spezifizierte Prognosemodelle für die unter-

suchten Komponententypen erwartet, die den Einfluss veränderter Erneuerungs- und

Instandhaltungsstrategien auf das Störungs- und Ausfallverhalten wiedergeben. Die

entwickelten Modelle sollen schließlich anhand beispielhafter Anwendungen auf

Referenznetze verifiziert werden.

3.2.2 Innovativer Beitrag der angestrebten Forschungsergebnisse

Erstes Innovationsziel ist die genaue Nachbildung des Einflusses einer längeren Betriebszeit

und einer angepassten Instandhaltung auf den Zustand einzelner Komponenten differenziert

nach speziellen Technologiegruppen auf Basis moderner mathematisch-statistischer Metho-

den. Diese Modellierung ist eine bisher nahezu ungelöste Kernfrage für die Optimierung von

Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien. Da eine Streuung der zu ermittelnden

Eingangsdaten des Asset Managements aufgrund ihres statistischen Charakters bestehen

bleiben wird, sind sowohl technische als auch wirtschaftliche Risikoabschätzungen auf Basis

verifizierter Prognosemodelle anzuwenden, um eine Unterstützung der Entscheidungspro-

zesse unter den verbleibenden Unsicherheiten bereitzustellen.

Die darauf basierenden Ergebnisse werden als Eingangsgrößen für unterstützende Asset

Management Systeme verwendet und an repräsentativen Verteilungsnetzen unterschied-

licher Struktur (z.B. Variation der Lastdichte) und Asset-Zusammensetzung (Technologien,

Altersstruktur) angewendet und optimiert (zweites wesentliches Innovationsziel). Diese


Modelle und Verfahren ermöglichen damit sowohl Netzbetreibern, Herstellern und Dienst-

leistern, ein risikobasiertes und prognoseorientiertes Asset Management in ihren Geschäfts-

prozessen einzusetzen und den Wissenstransfer zwischen den beteiligten Unternehmens-

gruppen zu verbessern.

Aufbau der Schadensstatistik AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 11 -

4 Aufbau der Schadensstatistik

4.1 Komponentenabgrenzung und erwartete Schadenszahlen

Die Bereitstellung der Information über den Zustand der Komponenten in einem bestimmten

Netz hat für eine erfolgreiche Anwendung eines Asset-Management- Verfahrens große

Priorität [18]. Aufgrund der Vielzahl an Netzkomponenten in den Verteilungsnetzen ist eine

Zustandsbestimmung für jedes einzelne Betriebsmittel mit großem Aufwand verbunden.

Dagegen lassen sich mit Hilfe eines statistischen Ansatzes unter Bildung von Komponen-

tenklassen essentielle Aussagen zum Alterungsverhalten bezüglich der Optimierung der

Instandhaltungs- und Erneuerungsstrategien effektiv ableiten [19]. Die notwendigen

Informationen werden durch die Erfassung und Auswertung der betrieblichen Schäden durch

die Betreiber der Verteilungsnetze zur Verfügung gestellt.

Für die erfolgreiche Durchführung des Vorhabens war u.a. die Festlegung einheitlicher Defi-

nitionen und Begriffe auf Basis der DIN VDE V0109-1 notwendig. Zur Einordnung der von

den teilnehmenden Netzbetreibern praktizierten Instandhaltungsmaßnahmen und -strategien

sowie zur Harmonisierung von Begriffen und der einheitlichen Bewertung wurde eine

umfassende Befragung der Netzbetreiber vorgenommen. Dabei wurden die Inhalte und die

zeitliche Planung ihrer Strategien beschrieben. Diese Daten wurden in einem Maßnahmen-

katalog festgehalten, welcher durch die FGH erstellt und im Anhang A.2 dargestellt ist. Im

Kapitel 4.3.3 sind Beispiele aus dem Maßnahmenkatalog dargestellt.

Die Ergebnisse wurden zum einen in die betreffenden Auswahllisten des Erfassungs-

schemas übernommen. Des Weiteren dienten sie zur Bewertung unterschiedlicher Instand-

haltungsstrategien im weiteren Verlauf des Vorhabens. Aus Datenschutzgründen werden die

Ergebnisse im Einzelnen nicht dargestellt, sondern fließen als Gesamtes in die entsprechen-

den Auswertungen ein.

Die Abgrenzung der betrachteten Komponenten ist in Bild 3 wiedergegeben, welches den

prinzipiellen Aufbau eines MS-Netzes veranschaulicht. In der Tabelle 1 ist in der Spalte

„Komponenten“ die entsprechende Eingrenzung der Betriebsmittel dargestellt. Zu Beginn

des Projektes wurden die zu erwartenden Schadenszahlen abgeschätzt. Tabelle 1 stellt das

genannte Mengengerüst und die erwartete Anzahl der Schäden zusammen. Die Summe der

erwarteten Schadenszahlen, die aus der Schätzung üblicher Schadensraten ermittelt wurde,

beträgt 5975.


Schaltfeld (Trafo-/Leitung-)

Leistungsschalter

Trennschalter

Trennschalter

HS

MS

HS/MS-Trans- formator

Schaltfeld

MS-Schaltanlage

Netzstation

MS

Ortsnetz-transformator

Lastschalter

NS-Verteilung

NS-Ltg. (FL,KB)

NS-Netz

Schwerpunkt-station

MS-Netz (FL,KB)

Bild 3: Abgrenzung der untersuchten Komponenten

Die geschaffene Infrastruktur, welche einer qualitativen Datenerfassung dienen sollte, konnte

nicht von allen Netzbetreibern in Anspruch genommen werden. Einzelnen Netzbetreibern

war es möglich größere Datenmengen zu liefern (vgl. Teilsystem Freileitung mit ca.

30.000 Datensätzen), aber die Daten lagen nicht in allen Fällen im vollständigen Detaillie-

rungsgrad vor. Diese Daten wurden dennoch, mit entsprechenden durch die FGH entwickel-

ten Programmen, in die richtige Struktur des Erfassungsschemas überführt um eine Plausi-

bilitätsprüfung der Daten mit der Erfassungs-Software INTERASS starten zu können. Des

Weiteren werden danach aus der angegliederten Datenbank die bearbeiteten Daten für die

Weiterverarbeitung genutzt. Es werden je nach Datenlage der einzelnen Netzbetreiber

sowohl historische als auch aktuelle Schadensereignisse in die Erfassung aufgenommen.


Tabelle 1: Zusammenstellung der erwarteten Betriebsschäden der teilnehmenden

Netzbetreiber in der Mittelspannungsebene

Teil

systeme Komponenten

Anzahl

in

Stück

Länge

in km

Prognostizierte

Schadenszahl

Summe

Schäden

Umspann-

werke / Schalt-

stationen

HS/MS-

Transformatoren 1027 – 781

1791

5975

ohne

FL

Leistungsschalter 16677 – 834

Trennschalter 14139 – 170

Sammelschienen 920 – 6

Netz-stationen

MS/NS-

Transformatoren 48752 – 390

1638

Lastschalter 84595 – 338

Sammelschienen 29375 – 24

Gebäude /

Gehäuse 25656 – 770

Kabelanlagen – 66995 2546

Freileitungen – 26318 947 m. Stör.

4.2 Definition wichtiger Begriffe

Die richtige Eingabe der Schadensereignisse in das Erfassungsschema erfordert Erläuterun-

gen zu den verwendeten Begriffen und Datenfeldern. Von wesentlicher Bedeutung für die

Erfassung der Daten ist die genaue Trennung und Beschreibung der Begriffe "Schaden" und

"Störung". Dazu wurden folgende Definitionen festgelegt:

Schaden:

Als Schaden wird eine bleibende nachteilige Veränderung eines Betriebsmittels als Folge

einer besonderen Einwirkung oder Ursache bezeichnet, die sogleich oder im Laufe der Zeit

repariert bzw. behoben werden muss. Schäden können während des Betriebs (z.B.

'Elektrischer Fehler') oder bei Nichtbetrieb (z.B. 'Revision') festgestellt werden.


Grundsätzlich ist zu beachten, dass Betriebsmittel, die wegen normaler Alterung gewartet

bzw. ausgetauscht werden, nicht als beschädigte Betriebsmittel einzuordnen sind.

Maßnahmen bzw. Erneuerungen, die durch eine planmäßige Revision gefordert werden,

gelten nicht als Schaden und werden somit nicht in der Statistik erfasst. Werden dagegen

während einer planmäßigen Revision zusätzliche Maßnahmen erforderlich, sind diese für die

Statistik relevant.

Störung:

Als Störung wird eine ungewollte Änderung des normalen Betriebszustandes bezeichnet.

Der normale Betriebszustand ist gekennzeichnet durch:

eine ausreichende Spannung

einen intakten Isolationszustand

einen von der Betriebsführung gewollten Schaltzustand

intakte Betriebsmittel.

Ein Schaden an einem Betriebsmittel, der während des Betriebes festgestellt wird und eine

sofortige Ausschaltung des Betriebsmittels erzwingt, bewirkt eine ungewollte Änderung des

Schaltzustandes und gilt somit als Störung. Wird ein Schaden während einer Revision

festgestellt, der die planmäßige Dauer der Revision verlängert und somit die geplante

Wiederherstellung des Normalschaltzustandes verzögert, so gilt dies ebenfalls als Störung.

Störungen, die nicht zu Schäden führen, werden in der Statistik nicht erfasst. Sie können den

Ergebnissen der FNN-Statistik entnommen werden [25].

Die Kosten, die durch einen Komponentenschaden verursacht werden, werden unterschie-

den in Maßnahmenkosten und Folgekosten.

Maßnahmenkosten:

Kosten, die ausschließlich zur Instandsetzung der schadensbetroffenen Komponente

aufgebracht werden müssen. Sie beziehen sich auf die im konkreten Schadensfall getroffene

Maßnahme (Reparatur / Ersatz / Außerbetriebnahme).

Folgekosten:

Werden weitere Komponenten aufgrund einer elektrischen oder mechanischen Überbean-

spruchung, die durch die schadensbetroffene Komponente verursacht wurde (z.B. Lichtbo-

gen), beschädigt, so stellen die Kosten zur Instandsetzung dieser Komponenten Folgekosten

dar.

Liegen die Beanspruchungen dagegen im Rahmen der Betriebsbedingungen und es treten

trotzdem weitere Schadensorte auf (z.B. Doppelerdschluss aufgrund der Spannungsanhe-

bung), so handelt es sich hierbei um Folgeereignisse. Diese werden gesondert erfasst und

sind nicht als Folgekosten des ursprünglichen Schadensortes anzusehen.

Zur Beschreibung der praktizierten Instandhaltungsstrategie zum Zeitpunkt des Schadens

werden die Begriffe Inspektion und Revision verwendet und wie folgt deklariert:

Inspektion:

Planmäßige Instandhaltungsmaßnahme zur Feststellung und Beurteilung des Ist-Zustandes.

Revision:

Planmäßige Instandhaltungsmaßnahme zur Bewahrung bzw. Wiederherstellung des Soll-

Zustandes.


Netz:

Ein Netz ist die Gesamtheit der galvanisch miteinander verbundenen Leitungen und

Stationen gleicher Nennspannung zur Übertragung oder Verteilung elektrischer Energie,

soweit sie demselben Netzbetreiber nach Definition des Energiewirtschaftsgesetzes

zuzuordnen sind.

Umspannwerk/Schaltstation – UW/SST

Umspannwerk:

Stationen mit Transformatoren zur Verbindung zweier oder mehrerer Netze unterschiedlicher

Spannung und die keine Ortsnetz-, Letztverbraucher- oder gemischte Station sind.

Schaltstation:

Station ohne Umspannungseinrichtungen, in der Leitungen und andere Betriebsmittel glei-

cher Nennspannung miteinander verbunden oder voneinander getrennt werden können.

MS-Stationen mit NS-Trafos, die nicht ausschließlich der Versorgung von NS-Letztver-

brauchern dienen, sind ebenfalls als Schaltstationen zu betrachten.

Schaltanlage (einer Station):

Station oder Teil einer Station, in der Leitungen und andere Betriebsmittel gleicher Nenn-

spannung miteinander verbunden oder voneinander getrennt werden können.

Anmerkung:

Kleine Schaltanlagen in Mittelspannungsnetzen werden auch als Schaltschränke bezeichnet.

Größere Schaltanlagen in Mittelspannungsnetzen können auch Felder für Transformatoren

zur Versorgung von Niederspannungsnetzen beinhalten. Diese Felder zählen nicht als sepa-

rate Ortsnetzstation.

Freiluft-Schaltanlage – Schaltanlage, deren Betriebsmittel den Witterungseinflüssen

ausgesetzt sind.

Innenraum-Schaltanlage – Schaltanlage, deren Betriebsmittel innerhalb eines Gebäu-

des installiert sind.

Innenraum-Schaltanlage in offener Bauweise – Schaltanlage, bei der die Isolation zwi-

schen den Außenleitern und zwischen Außenleitern und Erde im Wesentlichen durch

Luft unter atmosphärischem Druck gewährleistet ist, und bei der kein Schutz gegen

direktes Berühren besteht.

Gekapselte Innenraum-Schaltanlage – Schaltanlage mit Schutz gegen äußere Einwir-

kungen, gegen direktes Berühren und gegen Berühren sich bewegender Teile.

Bei gasisolierten gekapselten Innenraum-Schaltanlagen dient die Kapselung außerdem der

Aufrechterhaltung des Druckes zur Gewährleistung des Nennisolationspegels.

Netzstation – NST

Einbaustation:

Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen – die Betriebsmittel sind in einem Gebäu-

de untergebracht, welches gleichzeitig einem anderen Zweck dient (z.B. Büro- oder Wohnge-

bäude).

Gebäudestation:

Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen – die Betriebsmittel sind zum Schutz

gegen Witterungseinflüsse in einem hierfür errichteten Gebäude untergebracht.


Kompaktstation (IEV-605-02-17):

Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen – in gedrängter Bauweise, häufig vorge-

fertigt, die hauptsächlich für Verteilungszwecke eingesetzt wird (sie ist nicht begehbar).

Maststation (IEV-605-02-19):

Bauform von Ortsnetz- oder gemischten Stationen – auf einem oder mehreren Masten im

Freien angebracht.

Freileitungen – FL:

Die gesamte Stromkreislänge umfasst die Drehstromlängen aller Einfach- und Mehrfach-

freileitungssysteme, die dem betrachteten Netz zugeordnet sind. Ein Freileitungssystem ist

immer genau einem Netz zugeordnet.

Trassenlängen von Mehrfachleitungen werden in jedem Netz erfasst, in dem mindestens ein

dem Netz zugehöriges Freileitungssystem auf diesen Trassen verläuft. Dies gilt ohne

Einschränkungen auch für Mehrfachleitungen, deren Systeme mit unterschiedlichen

Betriebsspannungen oder von unterschiedlichen Netzbetreibern betrieben werden. Die

Trassenlänge darf die Stromkreislänge nicht überschreiten.

Kabel – KA:

Erfasst werden Kabel im Netz zwischen Stationen und im Zuge bzw. im Anschluss von

Freileitungen. Die Kabellänge ist bei Einleiterkabeln und bei Drehstromkabeln in Drehstrom-

längen anzugeben, parallele Kabelsysteme zählen jedoch getrennt.

Nicht erfasst werden Kabellängen, die nur in Stationen liegen, z.B. zwischen Schaltanlagen

und Transformatoren sowie Verbindungen innerhalb einer Station.

Auslösebereich:

Zusammenfassung von Betriebsmitteln, die im Falle eines Kurzschlusses im zugehörigen

Schutzbereich durch eine automatische Ausschaltung gegebenenfalls gemeinsam mit

mehreren Leistungsschaltern konzeptgemäß ausgeschaltet werden.

So besteht z.B. der Auslösebereich des Leitungsdistanz- oder Leitungsdifferentialschutzes

einer mehrfach gespeisten Freileitung in Maschennetzen aus allen Betriebsmitteln zwischen

den Leistungsschaltern, die bei einem Kurzschluss auf der Leitung durch den Hauptschutz

ausgeschaltet werden.

4.3 Struktur und Vorgehensweise beim Erfassungsschema

Um eine möglichst breite und hochqualitative Datenbasis zu erhalten ist eine konsequente

Dokumentation aller Schäden zu den Komponenten der jeweils betrachteten Teilsysteme

Voraussetzung. Für eine effiziente Datenerfassung wurde eine Infrastruktur geschaffen.

Hierzu wurde das Schema in die Erfassungs-Software INTERASS integriert und die resul-

tierende Datenstruktur in der angebundenen Datenbank umgesetzt. Zusätzlich wurde eine

Excel-Vorlage zur Datenerfassung erstellt, die alternativ eingesetzt werden kann. Für die

Konzentration auf besonders instandhaltungsrelevante Komponenten sowie die Berücksich-

tigung verschiedener Technologien musste eine Anpassung des Erfassungsschemas

vorgenommen werden. Bei der Erfassung der Daten wurde (siehe Kap. 4.1) nach den Teil-

systemen MS-Schaltanlagen, Netzstationen, Kabelanlagen und Freileitungen unterschieden,

wobei die 110-kV/MS-Transformatoren den MS-Schaltanlagen und die Ortsnetztransforma-

toren den Netzstationen zugeordnet sind. Die Anpassung umfasste u. a. folgende Punkte:

Konzentration auf instandhaltungs- und zuverlässigkeitsrelevante Komponenten


Unterscheidung nach Technologiegruppen

Spezifizierung der häufigsten Schadensursachen

Erfassung von Informationen zur Beurteilung des Einflusses von Instandhaltungs-

maßnahmen auf die Zuverlässigkeit

Generelle Abfrage, ob ein Schaden eine Störung verursacht hat

Beurteilung der Schäden nach sicherheits- und zuverlässigkeitsrelevanten Aspekten

Zuordnung der Schäden mit Störung zu verschiedenen Ausfallmodellen

Während des Projektverlaufs wurden Verbesserungs- bzw. Ergänzungsvorschläge der

beteiligten Netzbetreiber in die Erfassung eingearbeitet.

4.3.1 Erfassung der Schäden mit Excel-Schnittstelle

Bereits im Rahmen eines ersten, von der AiF geförderten Forschungsvorhabens konnte ein

komplexes Schema zur Erfassung und Bewertung von Schäden entwickelt werden. Die

anschließende Analyse und intensive Diskussion der Daten im Teilnehmerkreis deckte

jedoch Verbesserungspotenziale auf, welche zur Modifikation und Weiterentwicklung des

Erfassungsschemas führten. Dabei lag der Fokus auf Komponenten, welche für einen zuver-

lässigen und sicheren Betrieb eines Systems notwendig sind sowie eine hohe Bedeutung für

die Planung von Instandhaltungs- und Erneuerungsmaßnahmen haben (siehe Tabelle 1).

Aus Sicht verschiedener Netzbetreiber konnte aus Zeit-/Personalgründen eine detaillierte

Dateneingabe ins INTERASS nicht realisiert werden. Hierfür wurde eine Excel-Schnittstelle

erstellt, welche Analog zu INTERASS für die Datenerfassung herangezogen werden konnte.

Die Überführung der Daten in die Excel-Dateien gestaltete sich bei einigen Netzbetreibern

schwierig, da die Anzahl der Datensätze, für einen manuellen Eintrag, zu groß war. Diese

wurden seitens der FGH-Mitarbeiter mit Hilfe von entwickelten Skripten in die richtige Form

überführt. Im nachfolgenden wird die Erfassung der Daten und die Erläuterung ihrer Struktur

anhand der Excel-Schnittstelle dargestellt.

Die Struktur der Schadenserfassung wird im Bild 4 veranschaulicht.


Bild 4: Struktur der Schadenserfassung

Wie aus dem Bild zu erkennen ist, unterteilt sich die Erfassung der Daten in verschiedene

Abschnitte:

1. Angaben zu Netzdaten

2. Angaben zur Identifikation des Schadens

3. Angaben zur Anlage, in der sich die schadensbetroffene Komponente befindet

4. Angaben zur Beschreibung des Schadens

5. Angaben zur schadensbetroffenen Komponente

6. Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung mit einer

Störung auftrat

Die determinierten Datenfelder sind weitestgehend als Auswahlfelder ausgeführt, denen

vordefinierte Listen hinterlegt sind, so dass Fehleingaben vermieden werden und eine

effiziente Datenanalyse gewährleistet wird. Die nachfolgenden Darstellungen zeigen

exemplarisch an bestimmten Teilsystemen eine detaillierte Beschreibung der Inhalte. Dabei

handelt es sich teilweise nur um einen Auszug und nicht um die komplette Darstellung der

jeweiligen Datenblöcke. Die Ausführliche Darstellung für jedes Teilsystem befindet sich im

Anhang.


Um einen eventuellen Einfluss unterschiedlicher Netzeigenschaften ermitteln zu können,

wurden zusammen mit den Mengengerüsten folgende Netzdaten abgefragt:

Netznennspannung

Sternpunktbehandlung

Netzkonfiguration

Freileitungsanteil

Zu Punkt 1. „Angaben zu Netzdaten“:

Bild 5: Angaben der Netzdaten

Bild 5 zeigt einen Auszug für die Beschreibung des jeweiligen Teilsystems im Bereich

Netzdaten. Die Angaben zu den Netzdaten werden einmalig erfasst und müssen nicht zu

jedem Schaden angegeben werden. Falls Schäden zu unterschiedlichen Netzen erfasst

werden, erfolgt eine Zuordnung der Schäden zu dem entsprechenden Netz (siehe Anhang

A.1). Es erfolgte eine Modifikation der Schadensstatistik in Vergleich zum Vorgängerprojekt.

Die Veränderungen können ebenfalls aus dem Anhang entnommen werden.

Die Bilder 5-12 zeigen beispielhaft die Struktur der Datenerfassung. Dabei erfolgt der Eintrag

entsprechend der Struktur im Bild 4 und der nachfolgenden Unterteilung von 1-6. Bild 6 zeigt

die Angaben zur Identifikation des Schades, separiert nach dem entsprechenden Teilsystem.

Bild 7 zeigt beispielhaft am Teilsystem Umspannwerk/Schaltstation einige Angaben zur

Anlage. Weitere Angaben zu den verschiedenen Anlagendaten sind im Anhang A. 1 zu

finden.


Zu Punkt 2. „Angaben zur Identifikation des Schadens“:

Bild 6: Angaben zur Identifikation des Schadens

Zu Punkt 3. „Angaben zur Anlage, in der sich die schadensbetroffene Komponente

befindet“:

Bild 7: Angaben zur Anlage

Im Bereich der Schadensbeschreibung (Bilder 8-10) wurden in einigen Punkten

Erweiterungen vorgenommen. So wurde beispielsweise bei den meisten Betriebsmitteln als

häufigste Schadensursache die Minderung der elektrischen bzw. mechanischen


Eigenschaften festgestellt. Da diese Aussagen hinsichtlich der Identifizierung potenzieller

Schwachstellen und Alterungsmechanismen jedoch zu allgemein sind, wurde hier eine

weitere Differenzierung vorgenommen, die die Ableitung konkreter Maßnahmen zulässt.

Zu Punkt 4. „Angaben zur Beschreibung des Schadens“:

Bild 8: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil I

Zur verbesserten Bewertung der durchgeführten Instandhaltung wurde die Einordnung der

Schäden in den zeitlichen Ablauf der Maßnahmen ergänzt, indem die Art und der Zeitpunkt

der letzten und nächsten geplanten Maßnahme ausgehend vom Schadenszeitpunkt erfasst

werden (Bild 9). Zudem werden die Schäden dahingehend nach Einschätzung der Experten

der Netzbetreiber evaluiert, in welchem Zeitraum ein Schaden zu einer Störung führen

könnte. Hierbei wird auf typische Schadensverläufe zurückgegriffen. Dieses ist eine wesent-

liche Veränderung der Schadenserfassung in Vergleich zum Vorgängerprojekt, welche die

Bewertung des Einflusses unterschiedlicher Instandhaltungsmaßnahmen ermöglicht.


Bild 9: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil II

Bild 10: Angaben zur Beschreibung des Schadens Teil III

Bild 10 verdeutlicht die typdifferenzierte Erfassung einzelner Komponenten. Dieses dient der

verbesserten Datenerfassung für die typspezifische Modellierung. Von essentieller Bedeu-

tung für die angestrebte alters- und typspezifische Zustandsmodellierung sind dabei vor


allem die Kenntnisse der Baujahre und der Technologien der schadensbetroffene n Kompo-

nenten.

Zu Punkt 5. „Angaben zur schadensbetroffenen Komponente“:

Bild 11: Angaben zur schadensbetroffenen Komponente am Beispiel

„Leistungsschalter“ im Teilsystem Umspannwerk / Schaltstation

Weitere Angaben zu den unterschiedlichen Schadensortdaten, welche im Rahmen des Pro-

jektes erfasst wurden, sind im Anhang A.1 zu finden.


Zu Punkt 6. „Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung mit

einer Störung auftrat“:

Bild 12: Angaben zur Beschreibung der Störung, falls der Schaden in Verbindung

mit einer Störung auftrat

4.3.2 Erfassung der Schäden mit INTERASS

Die Erfassungssoftware INTERASS wurde neben der Excel-Schnittstelle als ein Tool für die

Dateneingabe herangezogen. Diese Software wurde um ein Schadenmodul erweitert,

welches genau die für das Projekt geforderten Anforderungen einer detaillierten Datener-

fassung erfüllt. Die Prüfung der Plausibilität der einzelnen Datensätze wurde ebenfalls mit

dieser Software realisiert. Bevor im nächsten Kapitel auf die Plausibilitätsprüfung einge-

gangen wird, ist im nachfolgendem ein Beispiel der Datenerfassung mittels INTERASS

dargestellt. Hier wird kurz auf das Schadenmodul eingegangen.

Die Schadenserfassung ist analog wie bei der Excel-Schnittstelle aufgebaut. Die nachfol-

gende Darstellung für die Eingabe eines Schadens ist am Beispiel eines Leistungsschalters

dargestellt. Analog zu der Excel- Schnittstelle werden in einem ersten Schritt die Netzdaten

erfasst, welche für die Auswertung der Daten notwendig sind. Der Aufbau ist analog Bild 4 zu

entnehmen (siehe 4.3.1). Wie im Bild 13 dargestellt, wird als erstes eine Beschreibung des

Schadens unter Angabe von Bearbeiter, Berichtsjahr, usw. vorgenommen („Neuer

Schaden“).


Bild 13: Erfassung eines neuen Schadens

Bild 14: Auswahl Schadenort für die detaillierte Beschreibung des Schadens

Unter dem Button -Bitte Auswahl Schadenort- (Bild 14) hat man die Möglichkeit differenziert

nach Systemen Umspannwerk/Schaltstation, Netzstation, Kabelanlage und Freileitung die

darin enthaltenen Betriebsmittel auszuwählen. Des Weiteren ist im Bild 15 ist zu erkennen,

dass beim Umspannwerk/Schaltstation die Betriebsmittel Leistungsschalter, HS/MS-

Transformator usw. ausgewählt werden können.


Bild 15: Detaillierte Identifikation des Schadens mit den verschiedenen

Auswahlfeldern (hier am Beispiel des Auswahlfeldes „Schaden“, s. Pfeil)

Bei der Auswahl „Leistungsschalter“ (siehe Bild 15) können dann die einzelnen Teilmodule

Anlage, Schadenort, Schaden, Störung sowie Bemerkung ausgefüllt werden. Die Auswahl-

möglichkeit entspricht derselben Vorgehensweise/Darstellung wie in den Bildern 8 bis 12.

Bild 16: Beschreibung des Schadens mit Störung

Es besteht die Möglichkeit den Schaden als einen Schaden mit oder ohne Störung zu

kennzeichnen. Bei einem Schaden mit Störung kann das Teilmodul „Störung“ im Bild 16 aus-

gefüllt werden. Diese Erfassung ist für eine aussagekräftige Bewertung der Instandhaltungs-


strategien Voraussetzung. Die Gesamtdarstellung einer solchen Schadensmaske im

INTERASS ist im Bild 17 dargestellt. Desweitern ist im Bild 18 der Prüfstatus dargestellt

(roter Kreis), welcher die Plausibilitätsprüfung des Eintrags signalisiert. Im nachfolgendem

wird auf die Prüfung näher eingegangen.

Bild 17: Gesamtansicht einer Schadensmaske (Prüfbericht mit rotem Punkt/Hinweis

bedeutet eine Fehlermeldung)

4.3.3 Ergebnisse der Befragung zur Instandhaltung der einzelnen

Teilsysteme/Betriebsmittel

Im nachfolgendem werden einige Beispiele der Befragung zur Instandhaltung der einzelnen

Betriebsmittel in den entsprechenden Teilsystemen dargestellt. Die Ergebnisse wurden in

das Erfassungsschema integriert. Im Bild 18 wird ein Teil von Punkt 2 des Maßnahmenkata-

loges, welcher Erkenntnisse über die „Angaben zu den Inhalten der Instandhaltungsmaß-

nahmen“ zeigt, beispielhaft dargestellt. Die einzelnen Punkte aus dem Maßnahmenkatalog

sowie dessen Inhalt ist aus dem Anhang A.2 zu entnehmen. Die einzelnen Fragestellungen,

welche in dem Maßnahmenkatalog bearbeitet wurden sind nachfolgend aufgelistet:


Fragestellungen

1) Welche Maßnahmen werden regulär durchgeführt?

2) Welche Tätigkeiten werden innerhalb der einzelnen Maßnahmen durchgeführt?

3) Nach welchen Kriterien erfolgt die Planung und Durchführung der Maßnahmen?

4) Welche gesonderten Maßnahmen zur Zustandsbestimmung oder Überwachung

der Komponenten werden durchgeführt?

5) Wie werden die einzelnen Maßnahmen dokumentiert?

6) Weitere Angaben zu den Instandhaltungsstrategien (Abgrenzung, Instandset-

zung/Austausch, signifikante Änderungen der Strategie etc.).

7) Angaben zur Budgetierung.

In dem Zusammenhang der IH-Begrifflichkeiten wird in diesem Punkt auch auf die Norm

verwiesen [26].

Bild 18: Angaben zu Punkt 2 aus dem Maßnahmenkatalog („Angaben zu den

Inhalten der Instandhaltungsmaßnahmen“)

Beispielhaft sind in Bild 19 die Auswertungen zum ölarmen Leistungsschalter, zum Vakuum

Leistungsschalter und zum HS/MS-Transformator zu sehen. Die farbliche Unterscheidung

erfolgt nach den einzelnen Netzbetreibern, welche einen Eintrag bei der entsprechenden

Maßnahme getätigt haben. Zwischen den beiden Leistungsschaltertypen ergibt sich eine

minimale Unterscheidung, wobei die Instandsetzung von allen Netzbetreibern durchgeführt


wird. Im Bild 20 sind ebenfalls die durchgeführten Maßnahmen von HS/MS-Transformatoren

dargestellt. Die von allen Netzbetreibern durchgeführten Maßnahmen sind bei diesem

Betriebsmittel Instandsetzung, Öluntersuchung und Wartung SLS.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Sonstige

Verbesserung

Instandsetzung

Revision

Wartung

Funktionsprüfung

Begehung

Sichtkontrolle

Inspektion

NB 1

NB 2

NB 3

NB 4

NB 5

NB 6

NB 7

NB 8

NB 9

NB 10

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Sonstige

Verbesserung

Instandsetzung

Revision

Wartung

Funktionsprüfung

Begehung

Sichtkontrolle

Inspektion

NB 1

NB 2

NB 3

NB 4

NB 5

NB 6

NB 7

NB 8

NB 9

NB 10

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Sonstige

Öluntersuchung

Verbesserung

Instandsetzung

Wartung SLS

Wartung

Funktionsprüfung

Begehung

Sichtkontrolle

Inspektion

NB 1

NB 2

NB 3

NB 4

NB 5

NB 6

NB 7

NB 8

NB 9

Bild 19: Frage 1 – Maßnahmen der Instandhaltung (von oben: ölarme Leistungs-

schalter, Vakuum Leistungsschalter und HS/MS-Transformatoren)


Die Auswertung zu der Fragestellung 2 ist beispielhaft am ölarmen Leistungsschalter in

Bild 20 dargestellt. Hierbei erfolgt eine Unterteilung der durchgeführten Maßnahmen in zwei

Tätigkeiten. Diese werden unterschieden in die Haut- und Nebentätigkeit. Im Anhang A.3

sind tabellarisch die Tätigkeiten der Instandhaltungsmaßnahmen (Fragestellung 2) sowie die

Kriterien zur Planung und Durchführung der IH- Maßnahmen (Fragestellung 3) von ölarmen

Leistungsschaltern, Vakuum Leistungsschaltern und HS/MS-Transformatoren im Überblick

dargestellt.

Bild 20: Frage 2 – Tätigkeiten der IH-Maßnahmen

Ein Überblick über die von den Netzbetreibern angewandten Kriterien zur Entscheidung über

Instandsetzung oder Austausch gealterter Anlagen wird im nachfolgenden Bild 21 darge-

stellt. Zusammenfassend kann folgendes festgehalten werden: Während in der Vergangen-

heit einzig das Anlagenalter als Kriterium dient, fließen heute auch weitere Kriterien wie z.B.

Kosten der Instandsetzung, mit in die Entscheidung ein.

Ergebnisse der Befragung der Netzbetreiber im Rahmen des AiF-Projektes


Bild 21: Entwicklung der Erneuerungsstrategien; Kriterien zur Entscheidung über

Instandsetzung oder Austausch gealterter Anlagen

4.4 Plausibilitätsprüfung

Die Prüfung der Plausibilität erfolgt durch vordefinierte Prüfregeln. Diese Prüfregeln wurden

zuvor in einem Expertenkreis sowie unter Rücksprache mit Netzbetreibern aufgestellt. Um

die Übersichtlichkeit zu wahren werden die Prüfregeln im Anhang aufgelistet. Als Beispiel

werden einzelne Prüfregeln bei der Beschreibung der Vorgehensweise der Plausibilitätsprü-

fung dargestellt.

Im nachfolgendem sind einige beispielhafte Prüfregeln zu sehen. Sie enthalten zusätzlich

den für sie festgelegten Fehlerindex (z.B. SF 158):

SF158: Das Feld "Letzte Maßnahme an der schadensbetroffene n Komponente" darf

nicht leer sein.

SF157: Das Feld "Schadenpotenzial" darf nicht leer sein.

SF003: Das Baujahr, Einbaujahr, Errichtungsjahr oder Verlegejahr des Schadenortes

muss kleiner oder gleich dem Zeitpunkt des Schadens (Jahr) sein.

SF144: Wenn die Geschätzte Zeit bis Schaden zur Störung führen würde "Sofortige

Störung" ist, dann muss es ein "Schaden mit Störung" sein.

Die Prüfregeln werden intern in zwei Kategorien unterteilt:

Unplausibel – aber möglich

Nicht möglich

0 5 10 15 20 100 %

Anlagenalter

Wichtigkeit

0 5 10 15 % 25

Sonstiges

Kosten der Neubeschaffung

Kosten der Instandsetzung

Betriebskosten

Bed. für Versorgungszuverlässigkeit

Anlagenalter

Anlagenzustand

Wichtigkeit

15.6 %

13.1 %

15.6 %

10.6 %

25 %

18.1 %

1.9 %

FRÜHER – Austausch vorwiegend nach festgelegter Betriebsdauer

HEUTE


Die Datensätze mit der Prüfmeldung „nicht möglich“ werden unter Rücksprache der

einzelnen Netzbetreiber bearbeitet. Soweit es möglich ist, werden die einzelnen Datensätze

verbessert um eine Weiterverarbeitung der Datensätze zu ermöglichen. Gravierende

Fehlermeldungen, welche auch durch die Rücksprache der Netzbetreiber nicht korrigiert

werden können, werden nicht für die Modellierung herangezogen. Ausgenommen sind

Datensätze mit Fehlermeldungen, welche für die altersabhängige Modellierung nicht relevant

sind. Diese werden bei der Weiterverarbeitung mit berücksichtigt. Bei fehlenden Angaben in

der Schadensbeschreibung, welche z.B. für die Darstellung des Instandhaltungseinflusses

relevant sind (siehe Bild 9), können die Datensätze trotz vollständiger Erfassung wie Alter,

Schadensort, Typ usw. nicht für die Modellierung herangezogen werden. Die einzelnen

Darstellungen in den nachfolgenden Kapiteln unterscheiden sich infolgedessen in ihrer

Größenordnung. Bei der Auswertung der Datensätze, wie die absolute Darstellung der

gesamten Schäden in Abhängigkeit des Schadensortes oder bei der Betrachtung der

Wirksamkeit der Instandhaltung bei Feststellung eines Schadens, werden deswegen die

einzelnen Datensätze in Ihrer Menge variieren.

Die nachfolgenden Bilder (Bild 22-23) zeigen beispielhaft eine Prüfung der Datensätze auf

Plausibilität. Bei den Netzbetreibern, welche bei der Erfassung der Daten die Excel-

Schnittstelle benutzen, werden diese Dateien über eine direkte Importmöglichkeit der Excel-

Datei ins INTERASS überführt. Hier können die Datensätze durch die Auswahl „Prüfe

Schäden“ analysiert werden. Die Ergebnisse erfahren dann eine Korrektur.


Bild 22: Plausibilitätsprüfung mit INTERASS

Bild 23: Prüfregeln am Beispiel einiger nicht bereinigter Einträge

4.5 Mengengerüste

Als Bezugsgröße für die statistischen Auswertungen sind Mengengerüste einzelner Kompo-

nentenklassen erforderlich. Die Erstellung der Mengengerüste basiert auf den Tabellen,

welche die einzelnen Netzbetreiber übermittelt haben. Die Mengengerüste beinhalten die

Anzahlen der Anlagen, Stationen und ausgewählter Betriebsmittel. Des Weiteren sind die

Leitungslängen für Kabelanlagen und Freileitungen in bestimmten Zeiträumen aufgelistet.

Folgende Angaben wurden in einzelnen abgefragt:

Umspannwerke und Schaltanlagen

- MS-Schaltanlagen gesamt

- Leistungsschalter

- Trennschalter

- Transformatoren (HS/MS und MS/MS)


Netzstationen

- Lastschalter

- Gebäude/Gehäuse

- Transformatoren MS/NS

Kabelanlagen

- Kabel

- Muffe

- Endverschluss

Freileitungen

- Freileitungsstrecken

- Mastschalter

Bei den einzelnen Betriebsmitteln werden neben dem Alter und je nach System weitere

Daten erfasst. Die detaillierte Auflistung erfolgt im Anhang.

Die Bearbeitung der Daten ist wie folgt zu verstehen: Die Differenz zwischen dem Erstel-

lungsdatum der Datenreihe und dem Baujahr des Betriebsmittels ergibt das Betriebsmittel-

alter. Auf diese Weise können alle Betriebsmittel einzelnen Betriebsjahren zugeordnet und in

einer Grafik jahrgenau ausgegeben werden. Um eine Verzerrung der statistischen Auswer-

tungen zu vermeiden, erfahren alle Mengengerüste zwei Einschränkungen. Die erste Ein-

schränkung basiert auf der Lebensdauer einzelner Betriebsmittel einer Komponentenklasse.

Als Beispiel ist im Bild 24 das Mengengerüst von Kabeln (gesamte Darstellung ohne

Typdifferenzierung) dargestellt. Aus dem Bild ist zu erkennen, dass es vereinzelte Betriebs-

mittel mit einem Alter oberhalb von 90 Jahren gibt, die aufgrund ihres Alters mit einer sehr

hohen Wahrscheinlichkeit Schäden mit Störung aufweisen werden. Wenn es in dieser

kleinen Menge der Betriebsmittel zu Schäden mit Störung kommt, wird die daraus

resultierende Störungsrate einen hohen Wert annehmen, der es nach dem Gesetz der

großen Zahlen nicht erlaubt, auf die Grundgesamtheit zu schließen. Diese hohe Störungs-

rate wird außerdem die aus der Regressionsrechnung resultierende Ausgleichskurve stark

verfälschen. Aus diesem Grund wird die Lebensdauer der Kabel beschränkt.

0 10 20 30 40 50 60 70 80 900

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Betriebsjahre

Länge [km

/a]

Bild 24: Mengengerüst Kabel insgesamt


Die zweite Einschränkung ist die Einschränkung nach der Menge der Betriebsmittel pro

Betriebsjahr. In diesem Beispiel beträgt die minimale Menge 0,5 km/a. Diese Einschränkung

wird aus demselben Grund gemacht, wie die Einschränkung nach der Lebensdauer.

Die Mengengerüste geben Aufschluss darüber, ob die untersuchte Technologie immer noch

eingesetzt wird, wie die Alterszusammensetzung bestimmter Betriebsmittelklassen in den

deutschen Verteilungsnetzen ist und wie lange diese Komponenten über die optimale

Lebensdauer hinaus im Betrieb bleiben können. Die in dieser Arbeit betrachteten Mengen-

gerüste repräsentieren in der Summe nicht das gesamte Mengengerüst der Datenbank. Es

werden nur die Mengengerüste betrachtet, zu denen entsprechende Schadensdaten vorhan-

den sind.

Es konnten nicht immer Angaben, bei der Erfassung/Erstellung des Mengengerüstes, zu den

einzelnen Betriebsmitteln eruiert werden, sodass diese bei der Modellierung außer Betracht

gelassen wurden aber bei der allgemeinen Datenanalyse (bei der Maßnahmenkosten-

betrachtung, Analyse der Schadensursache oder auch bei der absoluten Altersdarstellung)

berücksichtigt wurden.

Analyse der Schadensdaten AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 36 -

5 Analyse der Schadensdaten

5.1 Gesamtbetrachtung der überlieferten Schadensdaten

5.1.1 Datenbestand

Die unten dargestellten Bilder zeigen die gesamte, im Rahmen des AiF Projekts, von den

verschiedenen Netzbetreibern gelieferte Datenmenge. Die Datenmengen unterscheiden sich

in ihrer absoluten Darstellung von denen in der nachfolgenden durchgeführten Modellierung.

Die folgenden Bilder zeigen, den gesamten Bestand, welcher u.a. bei detaillierter

Betrachtung z.B. keine Altersangaben beinhaltet. Für die Durchführung der altersabhängigen

Modellierung ist aber die Angabe des Alters essentiell. Es lagen aber nicht zu allen

Betriebsmitteln entsprechende Daten vor, sodass diese bei der Modellierung (nur bei dieser

Analyse) außer Betracht gelassen wurden. Des Weiteren ist zu berücksichtigen, dass sich

dadurch absolute Größenangaben in den Kapiteln 5.1.1, 5.1.2, 5.1.3, 5.1.4, 6 und 7

unterscheiden können.

Dies kann aus verschiedenen Gründen resultieren:

Unvollständige Angaben

- fehlendes Alter

- unvollständige Beschreibung des Schadens, wie z.B. Schadensursache,

Maßnahmeneinträge, Geschätzte Zeit bis Schaden zur Störung führt oder nicht

ausgefüllte Störungsbeschreibung

Fehlendes Mengengerüst

- Hierbei konnten Daten für die Modellierung nicht verwendet werden aber bei der

zusätzlichen Analysen wurde diese herangezogen

In einzelnen wurden folgende Schadenszahlen an die FGH übermittelt (dieses dient als

Vergleich zu Tabelle 1):

30154 Schadensdaten im Teilsystem Freileitung

2428 Schadensdaten im Teilsystem Kabelanlagen

1345 Schadensdaten im Teilsystem Netzstation

1332 Schadensdaten im Teilsystem UW/SST

Diese Datengrundlage zeigt, dass eine sehr gute Annährung an die gesamten prognosti-

zierten Schadensdaten aus Tabelle 1 erzielt wurde (mit 5105 Datensätzen aus diesem

Projekt). Dies beinhaltet nicht die Schadensdaten aus dem Teilsystem Freileitung. Hier wird

nochmal die starke Zunahme der Datengrundlage in Vergleich zu dem Vorgängerprojekt

deutlich. Im nachfolgenden sind die Schadensdaten der einzelnen Teilsysteme dargestellt.

Teilsystem Freileitung: Um die Altersabhängigkeit des Schadensgeschehens bewerten zu

können, haben sich die betreffenden Netzbetreiber und die Forschungsstellen darauf

verständigt, nur Schäden an den Masten auszuwerten, da diese einem Bau- bzw. Errich-

tungsjahr genau zugeordnet werden können.


0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Beschilderung

Erdungsanlage

Fundament

Isolator

Leiterseil

Mast

Mastschalter

Traverse / Querträger

Überspannungsableiter

Vogelschutzeinrichtung

Sonstiges

Anzahl der Ereignisse

6464

461

981

1730

8111

8710

104

499

99

2725

270

Bild 25: Schadensortdarstellung mit 30154 Meldungen (mit Störung 94 Meldungen)

Teilsystem Kabelanlage: Beim Teilsystem Kabelanlage sind die meisten Schäden zu dem

Betriebsmittel „Kabel“ übermittelt worden.

0 500 1000 1500 2000 2500

Endverschluss

Kabel

Muffe


72

2038

318



Teilsystem Netzstation: Beim Teilsystem Netzstation sind die meisten Schäden für Gebäu-

de/Gehäuse übermittelt worden.

0 200 400 600 800 1000 1200

Gebäude / Gehäuse

Lastschalter

MS/NS-Transformator

Sammelschiene


1028

152

149

16


Teilsystem Umspannwerk/Schaltstation: Beim Teilsystem Umspannwerk/Schaltstation

sind die meisten Schäden für Leistungsschalter übermittelt worden.

0 100 200 300 400 500 600

Leistungsschalter

HS/MS-Transformator

MS/MS-Transformator

Sammelschiene

Trennschalter


582

422

33

13

282

Bild 28: Schadensortdarstellung mit 1332 Meldungen (mit Störungen

259 Meldungen)

Bei der Betrachtung der Ergebnisse zu den einzelnen Teilsystemen, differenziert nach dem

Schadensorten, ist die gesamte Anzahl der Datensätze zu erkennen, welche an die FGH

e.V. während des Projektverlaufs geliefert wurde. Bei den Kabelanlagen wurden die meisten

Schäden zu den Kabeln geliefert. Bei der Netzstation ist die größte Anzahl der Datensätze

dem Gebäude/Gehäuse zuzuordnen. Die Anzahl der Datensätze zu den einzelnen Betriebs-

mittel für das Teilsystem Umspannwerke/Schaltstation ist im Bild 27 zu erkennen.


Gegenüber dem Vorgängerprojekt konnten die Schäden für die einzelnen Komponenten in

verschiedenen Teilsystemen erhöht werden.

5.1.2 Altersabhängige Darstellung mit Typunterscheidung

Die Voraussetzung für die Darstellung der Ergebnisse ist die Kenntnis der Bau-, Errichtungs-

oder Verlegejahre notwendig. Im nachfolgendem erfolgt die Darstellung je nach Betriebs-

mittel in der Unterscheidung der verschiedenen Konstruktions- oder Funktionstypen. Des

Weiteren wird der prozentuelle Anteil der Schäden mit Störung angegeben. Bei vereinzelten

Betriebsmitteln konnten nicht immer die exakten Altersangaben ermittelt werden. Hier war

die Möglichkeit gegeben eine Schätzung, basierend auf Betriebserfahrung, durch quali-

fiziertes Personal vorzunehmen und diese entsprechend zu kennzeichnen. Der Anteil von

Schätzwerten kann bei einigen Betriebsmitteln aus dem Anhang A.4 entnommen werden.

Bild 29 zeigt die Altersverteilung über alle Masttypen. Der Anteil der Schätzwerte ist mit

2,60 % relativ niedrig. Hier wurden fast ausschließlich Schäden ohne Störung übermittelt.

Die Schäden mit Störung belaufen sich auf 0,23 %.

0 10 20 30 40 50 60 a 800

50

100

150

200

250

300

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

Holz

Beton

Stahl

Bild 29: Mast-Typdifferenzierung mit 7395 Schäden


Bild 30 zeigt die Altersverteilung der Kabel mit einer Typunterscheidung. Der Anteil der

Schätzwerte stellt mit 13,70 % den größten Betrag unter den betrachteten Betriebsmitteln

dar. Der älteste und größte Anteil wird von den Papiermasse-Kabeln bestimmt. Zusätzlich ist

zu erkennen, dass einzelne Kabel ein Alter von 10 – 80 Jahre aufweisen. Hier wurden, im

Gegensatz zu den Masten, erwartungsgemäß fast ausschließlich Schäden mit Störung

gemeldet. Die Schäden mit Störung belaufen sich auf 92,60 %.

0 10 20 30 40 50 60 70 a 900

10

20

30

40

50

60

70

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

Papiermasse Kabel

PE Kabel

PE Kabel, silikonisiert

PVC Kabel

Sonstige Kabel

VPE Kabel

VPE Kabel, graphitiert

VPE Kabel, silikonisiert

Keine Angabe

Bild 30: Kabel-Typdifferenzierung mit 1776 Schäden

Bild 31 zeigt die Altersverteilung der Muffen mit einer Typunterscheidung. Dabei ist ein relativ

großer Anteil an Schäden bei geringem Alter zu beobachten. Dabei sind größtenteils Kunst-

stoffmuffen mit Warmschrumpftechnik betroffen. Dies könnte auf eine fehlerhafte Montage

hindeuten.

0 10 20 30 40 50 60 70 a 900

2

4

6

8

10

12

14

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

Kunststoff-Kaltschrumpftechnik

Kunststoff-Warmschrumpftechnik

Kunststoff-Wickeltechnik

Papiermasse-Nass

Papiermasse-Trocken

Keine Angabe

Bild 31: Muffe-Typdifferenzierung mit 287 Schäden


Bild 32 zeigt die Altersverteilung von Gebäude und Gehäuse Schadensmeldungen. Die

Altersverteilung weist eine gute Durchmischung der einzelnen Bauweisen auf. Hier sind die

meisten Schäden an der Metall- und Betonbauweise zu verzeichnen.

0 10 20 30 40 a 600

10

20

30

40

50

60

Betriebsjahre

An

za

hl d

er

Ere

ign

isse

Fertigbauweise - Beton

Fertigbauweise - Kunststoff

Fertigbauweise - Metall

Gemauert

Integriert

Keine Angabe

Bild 32: Gebäude/Gehäuse- Typdifferenzierung mit 994 Schäden

Bild 33 zeigt die Altersverteilung von Leistungsschaltern mit einer Typunterscheidung. Die

Darstellung verdeutlicht, dass der größte Anteil an Schäden erwartungsgemäß an ölarmen

Schaltern auftrat. Die ältesten schadhaften Schalter stellen die Druckluftschalter dar. Die

Schäden von Schaltern mit Vakuum- oder SF6-Technologie stellen die kleinsten Alterswerte

dar. Es ist zu erkennen, dass die Verteilung der Technologieentwicklung entspricht.

0 10 20 30 40 a 600

10

20

30

40

50

60

Betriebsjahre

An

za

hl d

er

Ere

ign

isse

Druckluft

Ölarm

SF6

Vakuum

Bild 33: Leistungsschalter-Typdifferenzierung mit 576 Schäden


5.1.3 Analyse der Schadensursache mit dem Parameter Anlass der

Schadensmeldung

Die nachfolgenden Ergebnisse in diesem Kapitel werden anhand von 2 Parameter veran-

schaulicht:

Schadensursache

Anlass der Schadensmeldung

Hierdurch kann eine erste Sichtung der Wirksamkeit der durchgeführten Instandhaltungs-

maßnahme erfolgen. Bei dieser Darstellung wurden die Schadensursachen, welche durch

die Minderung der elektrischen oder mechanischen Eigenschaften entstanden sind, in

weitere Stufen unterteilt (siehe Bild 8). Beispielhaft sind im nachfolgendem einige

Auswertungen dargestellt. Im Anhang A.5 sind weitere Ergebnisse zu finden.

Bild 34 zeigt die Schadensursache und den Anlass der Schadensmeldung für einen Last-

schalter. Die meisten Schäden werden im Zuge einer Wartung festgestellt. Die häufigsten

Schadensursachen sind mit 41,48 % Materialermüdung (Minderung der mechanischen

Eigenschaften), mit 17,78 % elektrische Überbeanspruchung und mit 8,89 % Isolationsfehler

(Minderung der elektrischen Eigenschaften).

0 10 20 % 40 50

Bedienung / ÜberwachungEinstellung von Schutzeinrichtungen

InstandhaltungFertigungs- und Werkstofffehler

Fremde EinwirkungenMinderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler

Minderung der elektr. Eigenschaften - KontaktermüdungMinderung der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung

Minderung der elektr. Eigenschaften - SonstigesMinderung der mech. Eigenschaften - Kontakteinstellung

Minderung der mech. Eigenschaften - KorrosionMinderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung

Minderung der mech. Eigenschaften - UndichtigkeitMinderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges

MontageÜberbeanspruchung - elektrisch


Schadensanteile

0.74

0.74

0.74

0.74

2.96

0.74

3.70

3.70

2.96

0.74

41.48

3.70

1.48

2.96

4.44

0.74

0.74

17.78

8.89

Betrieb - Elektrischer Fehler

Betrieb - Nichtelektrischer Fehler

Betrieb - Schalthandlung

Begehung / Sichtkontrolle

Inspektion

Mitteilung durch Dritte

Wartung

Zufällige Feststellung

Anlass derSchadenmeldung

Bild 34: Lastschalter mit 135 Schäden


Anhand der Bilder 35 und 36, welche die Betriebsmittel aus dem Teilsystem Freileitung

darstellen, kann entnommen werden, durch welche Maßnahme der Zustand und somit die

Schäden maßgeblich erfasst werden. Diese werden hauptsächlich im Rahmen einer

Inspektion erfasst. Die größte Schadensursache bei Isolatoren ist mit 59,19 % durch Fremd-

einwirkungen zu verzeichnen. Die Schadensursache beim Leiterseil wird maßgeblich mit

91,96 % durch den Bewuchs geprägt. Beim Mast macht die Minderung der mechanischen

Eigenschaften mit 50,66 % den größten Anteil aus.

0 20 % 60 80

Fertigungs- und WerkstofffehlerFremde Einwirkungen

Minderung der elektr. Eigenschaften - IsolationsfehlerMinderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand

Minderung der elektr. Eigenschaften - SonstigesMinderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung

Minderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges


Überbeanspruchung - mechanischNicht untersucht

SonstigesUnbekannt

Schadenanteile

0.36

59.19

0.72

0.12

0.12

7.28

2.15

0.12

3.34

2.86

0.12

2.98

3.70

16.94



Begehung - Sichtkontrolle

Inspektion




Bild 35: Isolator mit 838 Schäden

0 20 40 60 % 100

Bewuchs (Freileitung)

Fremde Einwirkungen

Minderung der mech. Eigenschaften - Verschließ

Minderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges

Montage

Überbeanspruchung - elektrisch

Nicht untersucht

Sonstiges

Unbekannt

Schadenanteile

91.96

4.05

1.01

0.97

0.14

0.10

0.06

0.36

1.21


Inspektion


Bild 36: Leiterseil mit 7213 Schäden


Bei den Kabeln (Bild 37) werden die meisten Schäden im Zuge eines elektrischen Fehlers

festgestellt. Die Schadensursache ist beim Kabel durch Fremdeinwirkungen sowie

Minderung der elektrischen Eigenschaften- Isolationsfehler gekennzeichnet. Bei den

Kabelanlagen kann zu einem relativen großen Teil die Schadensursache nicht mehr

festgestellt werden. Hierzu kann das folgende Beispiel dieses näher verdeutlichen: Wird ein

Kabel bei Bauarbeiten leicht beschädigt, führt dies evtl. erst mit großem zeitlichen Abstand

zum Schaden, so dass die eigentliche Ursache später nicht mehr eindeutig bestimmbar ist.

0 5 10 15 20 25

Bedienung/ ÜberwachungInstandhaltung

Fertigungs- und WerkstoffehlerFremde Einwirkung

Minderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand

Minderung der elektr. Eigenschaften - KontaktermüdungMinderung der elektr. Eigenschaften - SonstigesMinderung der mech. Eigenschaften - Korrosion

Minderung der mech. Eigenschaften - MaterialermüdungMinderung der mech. Eigenschaften - UndichtigkeitMinderung der mech. Eigenschaften - VerharzungMinderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges

MontagePlannung Bemessung

Überbeanspruchung - elektrischÜberbeanspruchung - mechanisch

Nicht untersuchtSonstiges

Unbekannt

Schadenanteile

0.12

0.49

0.122

18.12

41.24

0.122

0.18

1.22

0.18

0.43

0.06

0.06

0.24

0.24

0.12

0.18

0.42

0.18

0.43

1.29

34.45





Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion


Wartung



Bild 37: Kabel mit 1634 Schäden

Bild 38 zeigt die Auswertung für den Leistungsschalter. Ähnlich wie bei dem Lastschalter

werden die meisten Schäden für die Leistungsschalter infolge einer Wartung aufgedeckt. Die

häufigste Schadensursache bei der Gesamtbetrachtung, ist die Minderung der mechani-

schen Eigenschaften – Undichtigkeit mit 46,70% und die Minderung der elektrischen

Eigenschaften – Kontaktabbrand mit 14,06%. Im Anhang erfolgt zusätzlich die Typunter-

scheidung.

0 10 20 30 % 50

Bedienung/ÜberwachungEinstellung von Schutzeinrichtungen

InstandhaltungFremde Einwirkungen

Minderung der elektr. Eigenschaften - IsolationsfehlerMinderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand




Minderung der mech. Eigenschaften - UndichtigkeitMinderung der mech. Eigenschaften - VerharzungMinderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges



Unbekannt

Schadensanteile

0.35

1.04

0.35

1.22

1.91

14.06

1.04

4.69

4.00

1.39

0.174.51

46.70

7.29

2.08

3.13

0.17

0.87

0.52

0.87

3.65





Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion


Wartung



Bild 38: Leistungsschalter mit 576 Schäden


Bild 39 zeigt die Auswertung für Trennschalter. Die Schäden werden am häufigsten infolge

einer Wartung und Betrieb – Schalthandlung festgestellt. Die meisten Schadensursachen

entstehen durch die Minderung der mechanischen Eigenschaften – Kontakteinstellung

(29,43 %), Minderung der elektrischen Eigenschaften – Kontaktabbrand (26,24 %) und

Minderung der mechanischen Eigenschaften – Materialermüdung (19,86 %).

0 10 % 30 40

Bedienung/ÜberwachungFertigungs- und Werkstofffehler

Minderung der elektr. Eigenschaften - KontaktabbrandMinderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung

Minderung der elektr. Eigenschaften - VerschmutzungMinderung der elektr. Eigenschaften - Sonstiges

Minderung der mech. Eigenschaften - KontakteinstellungMinderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung

Minderung der mech. Eigenschaften - UndichtigkeitMinderung der mech. Eigenschaften - VerharzungMinderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges


Schadensanteile

1.06

0.71

26.24

1.77

1.06

2.48

29.43

19.86

3.55

9.22

2.13

1.77

0.35

0.35




Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion

Wartung



Bild 39: Trennschalter mit 282 Schäden

5.1.4 Analyse der Maßnahmenkosten

In diesem Kapitel werden beispielhaft an ausgewählten Betriebsmitteln die relative Häufigkeit

und die Summenhäufigkeit der Maßnahmenkosten dargestellt. Dies beinhaltet die Auswer-

tung der durch die Schäden entstandenen Kosten. Hierbei erfolgt die Einteilung der Werte in

geeignete Kostenintervalle. Es lässt sich somit unmittelbar ablesen, mit welcher Wahr-

scheinlichkeit die Kosten in einem bestimmten Bereich liegen. Nachfolgend wird anhand des

Lastschalters diese Darstellung erläutert. Hier wurde ebenfalls die Unterteilung der

Ereignisse in Schäden mit und ohne Störung vorgenommen. Soweit es die Datengrundlage

ergeben hat, wurden die Maßnahmenkosten der einzelnen Betriebsmittel ausgewertet. Im

Anhang A.6 sind die restlichen Betriebsmittel dargestellt. Bild 40 zeigt die Gesamtdarstellung

der Maßnahmenkosten für einen Lastschalter. Des Weiteren wurde eine Summenhäufig-

keitsfunktion berechnet. Bei dieser Darstellung ist zu erkennen, dass ca. 70 % der Kosten für

Schäden an Lastschaltern maximal 1000€ betragen. Im Vergleich ist bei der Betrachtung der

Schäden mit und ohne Störung zu sehen, dass sich die Maßnahmenkosten bei ca. 80 %, bei

beiden Darstellungen, auf maximal 800 € bei Schäden ohne Störung und ca. 4000 € bei

Schäden mit Störung belaufen. Bei dieser Interpretation ist ebenfalls die Anzahl der

Ereignisse zu berücksichtigen.


0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 1100012000 1300014000 150000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 40: Lastschalter Gesamtbetrachtung mit 88 Schäden

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 160000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 41: Lastschalter 18 Schäden mit Störung


0 800 1.600 2.400 3.200 4.000 4.800 5.600 6.400 7.200 8.000 8.8000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 42: Lastschalter 70 Schäden ohne Störung


Die nachfolgende Tabelle zeigt die ermittelten Kosten der einzelnen Betriebsmittel. Es wird in

Maßnahmen- und Folgekosten unterschieden, welche für die jeweiligen Betriebsmittel über-

mittelt wurden. Für das Teilsystem Freileitung sind exemplarisch drei Betriebsmittel (Mast,

Isolator und Leiterseil) dargestellt. Die restlichen Betriebsmittel, bei denen Kostenangaben

gemacht wurden, sind im Anhang zu finden.

Tabelle 2: Kosten für Komponentenschäden mit und ohne Störung

Mittelwert Maximum Minimum Anzahl Mittelwert Maximum Minimum Anzahl

UW/SST Leistungsschalter 1010 5500 130 507 1160 2000 300 5

HS/MS Transformator 1338 14050 110 356 8457 35000 200 7

MS/MS Transformator 1238 400 130 29

Trennschalter 590 8500 200 277 1700 3000 500 5

Sammelschiene 1558 3606 200 7 2000 3000 1000 3

NST Lastschalter 3149 15000 50 92 / / 1

Gebäude/Gehäuse 2908 23500 49,55 321 3000 5000 2000 6

MS/NS Transformator 1210 10000 4,5 121 / / 1

Sammelschiene 2210 6798,5 650 8 / / / /

KA Kabel 5235 44800 708 804 7327 61800 1000 48

Endverschluss 3416 6554 75 7 / / / /

Muffe 6300 40300 280 143 14633 61800 3500 6

Freileitung Mast 1677 8500 50 172 / / / /

Isolator 419 2845 50 336 / / / /

Leiterseil 675 5000 100 61 / / / /

Gesamtbetrachtung 649 29990 10 8861 / / / /

UW/SST Leistungsschalter 1037 3061 130 450 / / / /

HS/MS Transformator 1324 14050 110 264 / / / /

MS/MS Transformator 1009 4000 130 19 / / / /

Trennschalter 467 1300 300 192 / / / /

Sammelschiene 400 600 200 2 / / / /

NST Lastschalter 1048 8384 50 70 / / / /

Gebäude/Gehäuse 3966 23500 164,67 206 3000 5000 2000 6

MS/NS Transformator 1132 10000 164 79 / / / /

Sammelschiene 1207 1910 820 3 / / / /

KA Kabel 5156 25100 1600 11 / / / /

Endverschluss 2947 5819 75 2 / / / /

Muffe 5267 8600 3600 3 / / / /


Isolator 416 2845 50 334 / / / /

Leiterseil 637 5000 100 56 / / / /

UW/SST Leistungsschalter 797 5500 150 57 1160 2000 300 5

HS/MS Transformator 1381 10000 200 91 8457 35000 200 7

MS/MS Transformator 1675 4000 600 10

Trennschalter 867 8500 200 85 1700 3000 500 5

Sammelschiene 2021 3606 500 5 2000 3000 1000 3

NST Lastschalter 10262 15000 397 21 / / 1

Gebäude/Gehäuse 1463 5500 430 6 / / / /

MS/NS Transformator 1376 10000 4,5 38 / / 1

Sammelschiene 2812 6789,5 650 5 / / / /

KA Kabel 5242 52100 708 790 7327 61800 1000 48

Endverschluss 3604 6554 1500 5 / / / /

Muffe 6319 40300 280 139 14633 61800 3500 6


Isolator 912 914 911 2 / / / /

Leiterseil 1005 1900 424 3 / / / /

Schaden mit Störung

Maßnahmekosten FolgekostenTeilsystem Komponente

Gesamtbetrachtung / Schäden mit und ohne Störung

Schaden ohne Störung

Altersabhängige Schadens-/Störungs.. AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 49 -

6 Altersabhängige Schadens- und Störungsraten

Die Datenbank bietet die Möglichkeit das altersabhängige Ausfallverhalten verschiedener

Betriebsmittel in Form von Schadens- und Störungsraten zu ermitteln. Daher wird zunächst

in Kapitel 6.1 das verwendete Alterungsmodell vorgestellt und eine kurze mathematische

Einführung in die dafür angewendete Regressionsanalyse gegeben. Die mit dem Modell

generierten Störungs- und Schadensraten werden abschließend in den Kapiteln 6.2 und 6.3

vorgestellt und diskutiert.

6.1 Modellierung von Schadens- und Störungsraten

Diskrete Schaden- oder Störungsraten bilden die Eingangsdaten der Modellierung des

Alterungsverhaltens. Diese werden dabei wie folgt berechnet:

ℎ𝑠 =𝑁𝑠

𝑀𝑠 ∗ 𝑇𝑠

(6.1)

wobei Ns die Anzahl relevanter Ereignisse, Ms das entsprechende Mengengerüst und Ts den

Betrachtungszeitraum darstellt. In der hier durchgeführten Auswertung wird eine jährliche

Auswertung der Schadensdaten angestrebt um somit jährlich aufgelöste diskrete Schadens-

und Störungsraten generieren zu können. In diesem Bericht wird der Begriff Schadensrate

angewendet, bei Auswertung der Schäden ohne Störung und analog der Begriff Störungs-

rate bei Verwendung von Schäden mit Störung als relevantes Ereignis.

Durch den Einsatz einer Regressionsanalyse soll eine Modellfunktion ermitteln werden, die

auf Basis der diskreten jährlichen Schadens- oder Störungsraten das Alterungsverhalten der

Betriebsmittel abbildet. Nachfolgend wird das prinzipielle Vorgehen einer Regressions-

rechnung erläutert, für ausführliche Erklärungen wird auf [19] und [20] verwiesen. Ziel der

Regressionsanalyse ist die Ermittlung eines funktionalen Zusammenhanges zweier Merk-

male. Wenn zwischen zwei Merkmalen X und Y ein funktionaler Zusammenhang vermutet

wird, wird aus der interessierenden Grundgesamtheit eine Stichprobe vom Umfang n

gezogen, um diesen zu ermitteln. Die Elemente der Stichprobe tragen die Ausprägungs-

kombinationen {(x1, y1), …, (xn, yn)}. Der allgemeine Ansatz lautet:

𝑦 𝑥 = 𝑓 𝑥 + 𝜖 (6.2)

Dabei ist f(x) eine Funktion, welche den Zusammenhang zwischen X und Y beschreibt und ϵ

~ N(0,σ2) simuliert ein weißes mittelwertfreies Rauschen mit der Varianz σ2, welches die

erwarteten Streuungen widerspiegelt [20].

Bei Anwendung eines linearen Ansatz gilt somit:

𝑦𝑖 = 𝑏1 + 𝑏2𝑥𝑖 + 𝜖𝑖 𝑓ü𝑟 𝑖 = 1,… ,𝑛,

(6.3)

wobei b1 das Absolutglied und b2 den Steigerungsparameter der linearen Beziehung darstel-

len. Die Punktschätzungen 1b und 2b für die Parameter 1b und 2b werden so bestimmt,

dass durch die Regressionsgerade


𝑦 = 𝑏 1 + 𝑏 2𝑥

(6.4)

eine optimale Schätzung y für die Ausprägung y des Merkmals Y eines Objekts bestimmt

ist. Dies wird mittels der Methode der kleinsten Fehlerquadrate realisiert. Danach müssen die

Schätzer 1b und 2b so bestimmt werden, dass die Summe der quadratischen Abweichungen

S2 der gemessenen Werte yi von den durch die Regressionsgerade an den Stellen xi

gelieferten Werten minimal wird [20].

𝑆2 = (𝑦𝑖 − 𝑏 1 − 𝑏 2𝑥𝑖)2

𝑛

𝑖=1

(6.5)

Die graphische Veranschaulichung der Methode der kleinsten Quadrate ist dem

nachfolgenden Bild zu entnehmen.

Bild 43: Lineare Regression

Der vorgestellte lineare Ansatz wird in [19] auf beliebige nichtlineare, insbesondere auch

nicht polynominale Funktionen, erweitert. Für den vermuteten funktionalen Zusammenhang

gilt:

𝑦 = 𝑦 𝑥 = 𝑓 𝒃, 𝑥 + 𝜖

(6.6)

b bezeichnet einen Spaltenvektor der Dimension p, welcher die Koeffizienten der gewählten

Funktion enthält, die durch Regression geschätzt werden. Zur Lösung des nichtlinearen

Minimum-Quadrat-Problems wird der Levenberg-Marquard-Algorithmus verwendet. Dieser

kombiniert das Gauß-Newton-Verfahren mit einer Regularisierungstechnik, die in jedem

Rechnungsschritt absteigende Werte erzwingt. Dadurch ist dieser Algorithmus deutlich

stabiler und konvergiert mit größerer Wahrscheinlichkeit auch bei schlechteren Startwerten

[19]. Die Funktion ),ˆ( xbf wird durch Abbruch der Taylor-Reihenentwicklung nach dem

ersten Glied linearisiert. Somit folgt:

𝑓 𝒃 , 𝑥 = 𝑓 𝒃𝐾 , 𝑥 + 𝑱𝐾 𝒃𝐾 ,𝑥 ∙ 𝒃 − 𝒃𝐾

(6.7)


wo JK eine Jacobi-Matrix der Funktion ),ˆ( xbf an der Stelle bK darstellt. Für die zu

minimierende Fehlerquadratsumme gilt:

(𝑦𝑖 − 𝑦 𝑖)2

𝑛

𝑖=1

= 𝑦𝑖 − 𝑓 𝒃𝐾 , 𝑥𝑖 − 𝑱𝑖 𝒃𝐾 , 𝑥𝑖 ∙ 𝒃 − 𝒃𝐾 2→ 𝑚𝑖𝑛

𝑛

𝑖=1

(6.8)

mit J als n x p –Jacobi-Matrix der Funktion ),ˆ( xbf . Die einzelnen Summanden der

Fehlerquadratsumme werden in einem Residuenvektor r beschrieben:

𝒓 = 𝒚 − 𝑓 𝒃 , 𝑥

(6.9)

Nach dem Gauß-Newton-Verfahren gilt für einen Iterationsschritt ξ:

𝒃 𝜉+1 = 𝒃 𝜉 − (𝑱𝑇 ∙ 𝑱)−1 ∙ 𝑱𝑇 ∙ 𝒓

(6.10)

Mit

𝑱𝑇 ∙ 𝑱 ∙ 𝒔 = 𝑱𝑇 ∙ 𝒓

(6.11)

folgt für den Iterationsschritt

𝒃 𝜉+1 = 𝒃 𝜉 − 𝒔

(6.12)

Weiterhin wird das Gauß-Newton-Verfahren um einen Dämpfungsfaktor für die schnellere

Konvergenz erweitert. Somit wird die Gleichung (6.11) zu:

𝑱𝑇 ∙ 𝑱 + 𝜆 ∙ 𝑑𝑖𝑎𝑔 𝑱𝑇 ∙ 𝑱 ∙ 𝒔 = 𝑱𝑇 ∙ 𝒓

(6.13)

Daraus folgt [19]:

𝒔 = 𝑱𝑇 ∙ 𝑱 −1

∙ 𝑱𝑇 ∙ 𝒓 𝐺𝑎𝑢 ß−𝑁𝑒𝑤𝑡𝑜𝑛

+ 𝜆 ∙ 𝑑𝑖𝑎𝑔 𝑱𝑇 ∙ 𝑱 −𝟏

∙ 𝑱𝑇 ∙ 𝒓 𝐿𝑒𝑣𝑒𝑛𝑏𝑒𝑟𝑔 −𝑀𝑎𝑟𝑞𝑢𝑎𝑟𝑑𝑡

(6.14)

Um die Aussagekraft der ermittelten Funktion f(b,x) zu bewerten, werden Konfidenzintervalle

für den Erwartungswert E(y|x0) von y an einer Stelle x0 bestimmt. Die Konfidenzintervalle

bilden den Erwartungswert von y an der Stelle x0 mit Wahrscheinlichkeit (1-α) ab. Mit Hilfe

der Konfidenzintervalle kann eine Aussage darüber getroffen werden, wie sicher der

geschätzte Funktionsverlauf dem tatsächlichen entspricht. Je näher die Konfidenzintervall-

linien an der Regressionsgeraden liegen, desto verlässlicher ist ihr Verlauf. Ein solches (1-α)

Konfidenzintervall ist im Falle einer linearen Regression durch

[𝑦 − 𝐶; 𝑦 + 𝐶]

(6.15)

mit


𝐶 = 𝑠 ∙ 𝑡𝑛−2;1−

𝛼2∙

1

𝑛+

𝑥 − 𝑥0 2

𝑥𝑖 − 𝑥 2 𝑛𝑖=1

(6.16)

und

𝑠 = 𝑆/ (𝑛 − 2)

(6.17)

gegeben [20].

Bei dem hier verwendeten Ansatz, werden mehrere Teilkurven kombiniert. Auf Basis der

Regressionsrechnung wird diejenige Kombination gesucht, deren Summe die geringste

Abweichung vom Verlauf der Fehlerrate der Schadendaten aufweist [18]. Innerhalb der

Modellierung werden die folgenden zeitlichen Verläufe (siehe auch Bild 43) an den Betriebs-

mitteln unterschieden [18]:

Inbetriebnahme (IBN): Die Funktion soll „Kinderkrankheiten“ der Betriebsmittel

abbilden, welche sich bei fortschreitendem Betrieb reduzieren. Dies gibt Hinweise auf

die Qualität der Montage beziehungsweise der Instandhaltungsmaßnahme, so dass

eine erneute Schulung des Personals oder eine Überarbeitung der Konstruktion

sinnvoll sein könnte bei Auftreten des Ausfallverhaltens.

Zufall: zufällig auftretende Ausfälle, die keine alters- oder betriebsbedingten Ursachen

haben. Kann durch die Instandhaltungsmaßnahmen an der Komponente nicht beein-

flusst werden. Die örtlichen Rahmenbedingungen müssen eventuell kontrolliert werden.

Betriebsbedingt: Ausfälle, die in Abhängigkeit des Betriebs auftreten. Diese Fehlerart

sollte im Bereich der Energieversorgung selten auftreten.

Verschleiß: Abnutzungsprobleme, die in Abhängigkeit der Betriebszeit zunehmen. Die

Komponente kann rechtzeitig ausgewechselt oder gewartet werden, wenn eine

Mindestanforderung unterschritten wird.

Alterung: Alterungserscheinungen, die unabhängig von der betrieblichen Beanspru-

chung sind. Durch einen Materialwechsel oder eine vorzeitige Instandhaltungs-

maßnahme könnten Störungen vermieden werden.

Diese Einteilung erlaubt somit Rückschlüsse auf die zu praktizierende Instandhaltungs-

strategie. Wenn z.B. das Ausfallverhalten eines Betriebsmittels nach dem Verschleiß- oder

Alterungsmuster verläuft, die Schaden- oder Störungsrate mit dem Alter also zunimmt, dann

ist eine zeitabhängige Wartung sinnvoll. Bei den restlichen Verlaufsmustern wäre eine

zustandsabhängige Wartungsstrategie empfehlenswert. Der grundsätzliche Ablauf der

Fehleranalyse ist in Bild 44 zusammen mit den fünf verwendeten Grundfunktionen

dargestellt. Die fünf verwendeten Funktionen lassen sich mathematisch somit wie folgt

darstellen [19]:


ℎ𝑍𝑢𝑓𝑎𝑙𝑙 = 𝑏1

(6.18)

ℎ𝐴𝑙𝑡𝑒𝑟𝑢𝑛𝑔 = 𝑏2 ∗ 𝑥

(6.19)

ℎ𝐼𝐵𝑁 = 𝑏3 ∗ 𝑒−𝑏4∗𝑥

(6.20)

ℎ𝐵𝑒𝑡𝑟𝑖𝑒𝑏 = 𝑏5 ∗ (1 − 𝑒−𝑏6∗𝑥)

(6.21)

ℎ𝑉𝑒𝑟𝑠𝑐 ℎ𝑙𝑒𝑖ß = 𝑏7 ∗ (𝑒𝑏8∗𝑥 − 1)

(6.22)

Bild 44: Grundsätzliche Methode zur Analyse des Fehlerverhaltens [18]

Aus den fünf Grundfunktionen werden insgesamt 24 Kombinationsmöglichkeiten in die

Regressionsanalyse miteinbezogen. Eine der komplexeren Funktionen ist:

ℎ𝐾𝑜𝑚𝑏𝑖𝑛𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 = 𝑏1 + 𝑏2 ∗ 𝑥 + 𝑏3 ∗ 𝑒−𝑏4∗𝑥 + 𝑏7 ∗ 𝑒𝑏8∗𝑥 − 1

(6.23)

Bei Verwendung dieser Kombination könnte weder ein periodisches Verhalten noch ein

Absinken der Schadens- beziehungsweise Störungsrate nach einem vorigen Anstieg

abgebildet werden, da alle Teilfunktionen keine Verläufe mit lokalen Maxima zulassen [19].

Dass solche Kombinationsmöglichkeiten existieren, kann als eine Schwachstelle des Modells

interpretiert werden.


Im Rahmen der hier verwendeten Regressionsanalyse wird ein Ansatz nach [19] verwendet,

wobei die Stützstellen der ermittelten Modellfunktion mit der Wurzel des zugehörigen

Mengengerüsts gewichtet werden. Diese Art der Gewichtung erlaubt es, Schadens- und

Störungsraten in Abhängigkeit der Quantität des vorhandenen Mengengerüstes, stärker oder

schwächer zu berücksichtigen. Der grundsätzliche Gedanke basiert auf der Tatsache, dass

eine große Datenbasis eine verlässlichere Aussage bzgl. der Allgemeinheit erlaubt. Die

Auswirkungen der Gewichtungen sind in Bild 45 am Beispiel der Komponente Freileitung

ohne Berücksichtigung eines Masttyps dargestellt. Bei Anwendung der Regressions-

rechnung auf die diskreten Störungsraten, unter Einbezug der Gewichtung mit dem

Mengengerüst ergeben sich der Verlauf der Ausgleichskurve und Vertrauensintervalle wie

oben links in der Grafik dargestellt. Durch die stärkere Gewichtung der Störungsraten in den

Betriebsjahren 20 bis 50 ergibt sich ein qualitativ anderer Verlauf der Ausgleichsgeraden als

ohne Gewichtung (Mitte).


0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Sch

äd

en

mit S

töru

ng/(

km

*a)]


Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

0 10 20 30 40 50 60 700

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

/a]

Mengengerüst Freileitungen - alle Masttypen

Bild 45: Einfluss der Gewichtung: Ausgleichskurve der Störungsraten von

Freileitungen mit Gewichtung (oben) und ohne Gewichtung (Mitte),

zugehöriges Mengengerüst (unten)


Auf Grund der stellenweise niedrigen Anzahl an auswertbaren Schäden mit Störungen im

Vergleich zum hinterlegten Mengengerüst stellt sich die Frage, wie in der Regressions-

rechnung mit Störungs- und Schadensraten mit einem Wert von null umgegangen werden

soll. Diese können bedeuten, dass in dem Jahr keine Störungen in der Gesamtheit der Daten

aufgetreten sind oder dass diese einfach nicht bekannt sind. Bei Vergleich der mittleren

Störungsraten, welche sich aus der Gesamtanzahl ausgewerteter Schäden bezogen auf das

Gesamtmengengerüst aller Jahre ergibt, mit anderen Statistiken, zeigt sich, dass das hinter-

legte Störungsaufkommen in der Datenbank stellenweise sehr niedrig ist. Daher scheint

letzterer Ansatz sinnvoll. Um ein Alterungsverhalten in den Ausgleichskurven abbilden zu

können, werden die Schadens- beziehungsweise Störungsraten in den Betriebsjahren mit

fehlenden Mengengerüsten auf den Wert „Not a Number“ (NaN) gesetzt. In diesem Fall

werden diese Datenpunkte als fehlende Daten behandelt und die Ausgleichsfunktion wird in

die Datenlücken interpoliert, wie auch in Bild 46 zu sehen ist. Dies hat die Auswirkung, dass

die ermittelten Ausgleichskurven der diskreten Schadens- und Störungsraten tendenziell

wesentlich höhere Werte beinhalten können als die mittleren Störungsraten. Somit sind alle

auf Basis der Regressionsrechnung ermittelten Kurvenverläufe als Worst-Case-Verläufe zu

interpretieren. In allen Grafiken wird auch die durchschnittliche Schadens- bzw. Störungsrate

in die zugehörigen Auswertungsgrafiken (z.B. Bild 46 a) mit eingezeichnet.

Die grafische Darstellung der Regressionskurven ermöglicht es ebenfalls darzustellen, aus

welchen Basisfunktionen die jeweils ermittelte Kurve zusammengesetzt wird. Beispielhaft

wird die altersabhängige Störungsrate der Trennschalter aus der Kombination der zwei

Grundfunktionen „Inbetriebnahme“ und „Verschleiß“ gebildet (siehe Bild 46 d).


a) 0 10 20 30 40 50 600

1

2

3

4

5

6

7

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0095

0.0190

0.0286

0.0381

0.0476

0.0571

0.0667

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - Trennschalter

Schäden mit Störung

Störungsrate

mittlere Störungsrate: 3.6269e-005

b)0 10 20 30 40 50 60

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Betriebsjahre [a]

Stü

ck [

1/a

]

Mengengerüst UWSST - Trennschalter

c)0 10 20 30 40 50 60

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Stö

run

ge

n/a

]

Störungsrate UWSST - Trennschalter

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

d)0 10 20 30 40 50 60

0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

Stö

rungen/a

]

Störungsrate Grundfunktionen der Ausgleichskurve UWSST - Trennschalter

IBN

Verschleiß

Bild 46: Trennschalter – diskrete Schäden mit Störung (a), Mengengerüst (b),

ermittelte Ausgleichsgerade (c) sowie zugehörige Teilfunktionen (d)


6.2 Schäden mit Störungen

Diese Schadensart hat direkte Auswirkungen auf den Netzbetrieb und ist daher für die

Bewertung der Zuverlässigkeit des Betriebs grundlegend. Tabelle 3 gibt für jedes Betriebs-

mittel eine Übersicht über die Anzahl auswertbarere Schäden mit/ohne Störung. Diese

Zahlen können von den in Kapitel 4 ermittelten Zahlen abweichen, da nur Daten

berücksichtigt werden können, welchen zum einen ein Mengengerüst und zum anderen das

Jahr der Schadensentstehung sowie das Jahr der Inbetriebnahme der Komponenten hinter-

legt ist. Des Weiteren muss eine Unterscheidung der Schäden nach dem Schadenstyp (mit

und ohne Störung) möglich sein.

Tabelle 3: Anzahl Schäden ohne / mit Störung

Betriebsmittel Anzahl Schäden ohne Störung Anzahl Schäden mit Störung

Freileitungen

Alle Masttypen 25643 52

Holzmasten 4433 27

Betonmasten 13844 12

Stahlmasten 6945 4

Kabel

Papiermassekabel 21 917

PE Kabel 7 249

VPE Kabel 17 214

Netzstationen

Gebäude 650 3

Lastschalter 83 15

MS/NS - Transformatoren 14 7

Umspannwerke

HS/MS - Transformatoren 257 93

Leistungsschalter - Ölarm 430 45

Leistungsschalter - Vakuum 14 8

Trennschalter - Alle Technologien 196 86

Trennschalter - Handantrieb 32 38

Trennschalter - Motorantrieb 1 5

Trennschalter - Druckluft 160 43

Die Auswertungen in diesem Kapitel stellen eine Analyse des Störungsaufkommens der

verschiedenen Betriebsmittel von verschiedenen Netzbetreibern, unter Einfluss der jeweils

netzbetreiberspezifischen Instandhaltungszyklen, dar. Im Folgenden werden die Ergebnisse

der Modellierung des Alterungsverhaltens bzgl. der Störungsraten für alle Betriebsmittel

diskutiert. Alle zugehörigen Grafiken der technologiespezifischen Störungsraten, Mengen-

gerüste und Ausgleichskurven sind in Anhang A.7 dargestellt. Dabei werden zu jedem

Betriebsmitteltyp nach Möglichkeit drei Abbildungen über die Lebensdauer dargestellt. Die

jeweils obige Abbildung zeigt die Auftrittshäufigkeit der Schäden mit Störungen sowie die

zugehörigen diskreten Störungsraten und die mittlere Störungsrate. Da die ermittelten Stö-

rungsraten stark von der zugehörigen Grundgesamtheit abhängen, wird das altersabhängige


Mengengerüst jeweils mittig in einer weiteren Grafik abgebildet. Die Verläufe der Ausgleichs-

kurven, welche auf Basis der Regressionsrechnung ermittelt werden, sowie die zugehörigen

Konfidenzintervallen werden in der jeweils unteren Abbildung dargestellt.

6.2.1 Freileitungen

Zunächst werden die Auswertungsergebnisse des Betriebsmittels Freileitung diskutiert.

Dabei kann eine Analyse sowohl unter Berücksichtigung alle Masttypen bzw. getrennt nach

den einzelnen Technologien wie Holz-, Beton- und Stahlmasten durchgeführt werden. Des

Weiteren wird eine getrennte Auswertung nach Schäden durch fremde Einwirkung und

Schäden ohne Fremdeinwirkung durchgeführt. Dies resultiert daraus, dass mehr als 90 %

der übermittelten Schäden als Ursache eine Fremdeinwirkung (z.B. Bewuchs) aufweisen.

Eine Unterteilung in Bewuchs bzw. andere Fremdeinwirkungen wird nicht durchgeführt. Die

einzelnen Ergebnisse können den Bildern 117 bis 126 entnommen werden.

Freileitungen – alle Masttypen: Ein Großteil der hier untersuchten Freileitungen befindet

sich in einem Betriebsmittelalter zwischen 30 und 50 Jahren. Insgesamt liegt mit 51 aufge-

zeichneten Schäden mit Störung bei einer betrachteten Länge von 42873 km eine sehr

geringe Datenbasis vor. Der Verlauf der Ausgleichskurve durch die Störungsraten (Bild 117)

weist jedoch eine deutliche Altersabhängigkeit in Form eines „Inbetriebnahme“-Verhalten in

den Anfangsjahren sowie einen Verschleiß mit steigendem Betriebsmittelalters auf. Dieser

Verlauf ist ein Resultat der relativ geringen Mengengerüste speziell in den Jahren 6 bis 12

sowie den letzten Jahren. Obwohl erfahrungsgemäß ein Großteil der Schäden mit Störungen

aus Fremdeinwirkung resultieren müsste, teilen sich die auswertbaren Schäden mit Störun-

gen pari auf diese Fehlertypen auf. Bei reiner Betrachtung der Fremdeinwirkungen liefert die

Regression als optimalen Funktionsverlauf einen nicht erwarteten altersabhängigen Verlauf

der Ausgleichskurve der Störungsraten. Dieser basiert jedoch auf 2 Schäden mit Störungen

in den Anfangsjahren (siehe Bild 119). Unter Anbetracht der geringen Anzahl auswertbare

Schäden mit Störungen scheint hier der erwartete Verlauf einer Zufallsfunktion bei leichter

Veränderung der Anzahl der Schäden mit Störung auch eine realistische Annahme.

Freileitungen – Betonmasten: Zwar zeigt sich bei Anwendung der Ausgleichsrechnung das

erwartete Verhalten einer Alterung bei Betrachtung der Störungsraten ohne Fremdeinwir-

kung und ein zufälliger Verlauf bei reiner Betrachtung der Schäden durch Fremdeinwirkung

(Bilder 120 bis 122). Jedoch macht die sehr geringe Fehleranzahl von insgesamt 12 Schä-

den mit Störung bei einem Mengengerüst von 21921 km eine realistische Interpretation der

Ergebnisse nicht möglich.

Freileitungen – Holzmasten: Die 27 ausgewerteten Schäden mit Störungen im Bereich der

Holzmasten machen den Großteil des Schadensaufkommens der Freileitungstechnologie

aus. Dies macht aufgrund der schlechteren Witterungsbeständigkeit der Holzmasten im

Vergleich zu den Materialien Stahl und Beton auch Sinn. Der Verlauf der Störungsrate der

Holzmasten weist das gleiche Verhalten auf wie bei Betrachtung aller Schäden ohne

technologiespezifische Unterteilung der Masttypen (Bild 123). Insgesamt ist der Bestand mit

8581 km Trassenlänge im Vergleich zu den anderen beiden Technologien geringer.

Freileitungen – Stahlmasten: Die sehr geringe Anzahl von 4 Schäden mit Störung macht

eine Interpretation der Ergebnisse nicht sinnvoll. Da hier die Grundgesamtheit der Störungs-

raten viel zu niedrig ausfällt und somit auch das Vertrauen in die Datengrundgesamtheit

(Bild 126) nicht gegeben ist.


6.2.2 Kabel

Die Auswertung des Betriebsmittels Kabel wird ebenfalls technologiespezifisch (Papier-

masse, PE, VPE) durchgeführt. Eine getrennte Auswertung nach Schäden durch fremde

Einwirkung und Schäden ohne Fremdeinwirkung ist analog zu den Freileitungen sinnvoll, da

auch hier der Großteil der Schäden aus fremden Einwirkungen (z.B. Erdarbeiten) oder der

Minderung der elektrischen Eigenschaften resultieren. Die ermittelten Ergebnisse können

den Bildern 127 bis 134 entnommen werden. Die Anzahl der Schäden mit Störungen welche

als Auswertungsbasis vorliegen ist mit min. 214 Werten je Technologie höher als bei allen

anderen Komponenten.

Kabel – VPE: Bei Betrachtung des Mengengerüstes zeigt sich der kontinuierliche Zubau der

VPE Technologie in den Verteilungsnetzen. Das älteste VPE Kabel in der Datenbank weist

ein Alter von 37 Jahren auf. Bei separater Betrachtung der Schäden mit Störung, welche

nicht durch Fremdeinwirkung entstanden sind (Bild 128), zeigt sich eine erwartete Alters-

abhängigkeit der VPE Technologie. Dieses Verhalten ist konsistent dazu, dass ein Großteil

der ermittelten Schäden aus der Minderung der elektrischen Eigenschaften resultiert.

Insbesondere VPE-Kabel deren Betriebsalter über 25 Jahren liegen, zeigen einen sprung-

haften Anstieg der Störungsrate. Dies liegt an den schlechteren elektrischen Eigenschaften

von VPE Kabeln der ersten Generation. Die Störungsraten der jüngeren VPE Kabel sind

deutlich geringer. Bei reiner Betrachtung der Schäden mit Störung durch Fremdeinwirkung

zeigt sich der erwartete altersunabhängige und zufällige Einfluss dieser Störungsart

(Bild 129).

Kabel – PE: Wie das Mengengerüst in Bild 130 zeigt, liegt eine Datenlücke im Mengen-

gerüst der PE Kabel in den ersten 20 Betriebsjahren vor. Fast alle Schäden mit Störung

(248) dieser Technologie basieren auf Minderung der elektrischen Eigenschaften und somit

nicht auf Fremdeinwirkungen. Gerade einmal ein Schaden mit Fremdeinwirkungen ist als

Datengrundlage vorhanden. Eine Auswertung dieses Schadenseinflusses ist damit nicht

möglich. Alle Ausgleichskurven durch die Störungsraten weisen einen altersunabhängigen

und zufälligen Verlauf auf (siehe Bild 130 bis 131).

Kabel – Papiermasse: Die Anzahl der Schäden mit Störungen bei den Papiermassekabeln

(Bild 132) verhält sich proportional zu deren Mengengerüst. Jedoch zeigt sich der Einfluss

eines geringen Mengengerüstes deutlich in den Störungsraten und Konfidenzintervallen ab

dem 65. Betriebsjahr. Hier sind im Vergleich zu den anderen Störungsraten relativ hohe

Werte von bis zu 0,12 Störungen/km und Jahr/a zu verzeichnen. Allgemein weist der Verlauf

der Störungsraten eine Altersabhängigkeit auf. Bei reiner Betrachtung von Schäden mit

Störungen, welche nicht aus Fremdeinwirkungen stammen (Bild 133), zeigt sich ein linearer

Anstieg der Störungsrate mit dem Betriebsmittelalter. Die Störungsraten erzeugt durch

Fremdeinwirkungen (Bild 134) sind wesentlich niedriger und die Ausgleichskurve weist eine

leichte Alterungsabhängigkeit in Form von betriebsbedingtem Abbau auf. Diese ist jedoch

äußerst gering, so dass auch hier ein erwartetes zufälliges Verhalten der Ausgleichskurve

mit Erhöhung der Datengrundlage einhergehen könnte.

6.2.3 Netzstationen

Das Betriebsmittel Netzstation wird unterteilt in die Komponenten Gebäude/Gehäuse, Last-

schalter sowie MS/NS-Transformatoren. Eine einzelne Auswertung der Schäden aus fremder

Einwirkung wird nicht durchgeführt. Die Ergebnisse können den Bildern 135 bis 137 in

Anhang A7 entnommen werden. Insgesamt sind bei den Netzstationen weniger Schäden mit

Störungen auswertbar.


Netzstationen – Gebäude/Gehäuse: Die übermittelten 3 Schäden mit Störung lassen eine

Interpretation der Ausgleichsgeraden der Störungsraten als nicht sinnvoll erscheinen

(Bild 135).

Netzstationen – Lastschalter: Die Anzahl von 15 Schäden mit Störungen bei insgesamt

61719 Lastschaltern als Mengengerüst ist ebenfalls als äußert niedrig zu bewerten. Die

Ausgleichskurve der Störungsrate weißt zwar eine Altersabhängigkeit auf, welche ein

Verschleißverhalten der Komponenten abbildet (Bild 136). Jedoch basiert der Kurvenverlauf

auf einer relativ geringen Gesamtanzahl an Schäden mit Störung. Des Weiteren könnten die

auf einem relativ geringen Mengengerüst basierenden Störungsraten der Betriebsjahre 41

und 43 den Kurvenverlauf diktieren.

Netzstationen – MS/NS-Transformatoren: Analog zu den Gebäuden ist eine Auswertung

bei 7 Schäden mit Störung weniger sinnvoll (Bild 137). Bei Betrachtung der Mengengerüste

zeigt sich ein deutlicher Zubau von MS/NS-Transformatoren in den Siebzigern und Neunzi-

gern. Insgesamt ist die Datengrundlage mit 60861 MS/NS-Transformatoren als Mengen-

gerüst sehr hoch.

6.2.4 Umspannwerk

Innerhalb der Klasse Umspannwerk können die Betriebsmittel HS/MS-Transformator, Trenn-

schalter sowie Leistungsschalter differenziert werden. Trennschalter können zusätzlich

getrennt nach ihrer Antriebsart (Hand-, Motor- oder Druckluftantrieb) und Leistungsschalter

nach ölarmen Leistungsschaltern und Vakuumleistungsschaltern unterschieden werden. Alle

Ergebnisse bzgl. des Störungsaufkommens sowie die altersabhängigen Verläufe der jeweili-

gen Ausgleichkurven können den Bildern 138 bis 143 entnommen werden.

Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter: Die Datengrundlage enthält für die ölarmen

Leistungsschalter 45 Schäden mit Störung. Bei Betrachtung des zugrundeliegenden Men-

gengerüstes zeigt sich, dass nur ölarme Leistungsschalter mit einem Betriebsalter über

10 Jahren in die Auswertung eingeflossen sind. Dies könnte an einer Umstellung durch die

Netzbetreiber auf die Vakuumtechnologie begründet sein. Die Regressionsrechnung zeigt

keine Altersabhängigkeit im Verlauf und die Schäden mit Störungen beruhen auf einem rein

zufälligen Muster (vgl. Bild 138). Dieses Verhalten wiederspricht der Tatsache, dass ein

Großteil der Schäden aus der Minderung der mechanischen oder elektrischen Eigenschaften

resultiert und könnte ein Resultat der geringen Anzahl auswertbarer Schäden mit Störungen

sein.

Umspannwerk – Vakuumleistungsschalter: Die Anzahl von 8 Schäden mit Störungen bei

insgesamt 6278 berücksichtigen Schaltern als Mengengerüst ist zu niedrig für eine Auswer-

tung (vgl. Bild 139). Das Mengengerüst zeigt den stetig steigenden Anteil an Leistungs-

schaltern in Vakuumtechnologie.

Umspannwerk – Trennschalter, alle Technologien: Insgesamt konnten 86 Schäden mit

Störung im Bereich der Trennschalter in die Auswertung mit einbezogen werden. Der Verlauf

der Störungsraten aller Trennschalter zeigt das oft in der Literatur zitierte badewannen-

förmige Verhalten in Abhängigkeit des Alters (Bild 140). Dies bedeutet, dass die Störungen

sowohl einem Inbetriebnahme Charakter als auch einem Verschleiß Charakter unterliegen.

Die relativ hohen Störungsraten der Jahre 54 bis 60, welche die starke Ausprägung des

Verschleißverhaltens in der Modellierung hervorrufen, beruhen jedoch auf einem relativ

geringen Mengengerüst der Trennschalter ab dem 50. Betriebsjahr.


Umspannwerk – Trennschalter, Druckluft: Die Druckluftschalter machen ca. 1/3 der

Gesamtmenge an Trennschaltern aus. Der Großteil der Schalter befindet sich in einem

Betriebsalter zwischen 13 und 49 Jahren. Die Anzahl älterer bzw. jüngerer eingesetzter

Schalter ist sehr gering (Bild 141). Die Ausgleichskurve der Störungsraten weist eine starke

Altersabhängigkeit in Form eines Verschleißverhaltens auf. Anzumerken bleibt aber auch an

dieser Stelle, dass der starke Anstieg der Kurve ab dem 50. Betriebsjahr auf 3 Schäden mit

Störung aus nachfolgenden Betriebsjahren basiert. Diesen liegt wiederum nur ein geringes

Mengengerüst zu Grunde. Der altersabhängige Verlauf ist aber auch bei Betrachtung der

Störungsraten bis zum 50. Betriebsjahr erkennbar.

Umspannwerk – Trennschalter, Handantrieb: Die am häufigsten eingesetzte Antriebs-

technologie im Bereich der Trennschaltern ist die des Handantriebs. Insgesamt standen

38 Schäden mit Störung zur Auswertung zur Verfügung. Die Ausgleichskurve der Störungs-

raten weißt eine ausgeprägte Altersabhängigkeit auf und verläuft nach dem Muster der

Badewannenkurve (Bild 142). Der Verlauf der Ausgleichskurve in den Anfangs- und Endjah-

ren darf jedoch auf Grund der vergleichsweise geringen Mengengerüsten in den entspre-

chenden Betriebsjahren nicht überbewertet werden.

Umspannwerk – Trennschalter, Motorantrieb: Die Anzahl der eingesetzten Trennschalter

mit Motorantrieb ist im Vergleich zu den anderen beiden Technologien als gering zu

bezeichnen (Bild 143). Des Weiteren zeigt sich eine deutliche Streuung des Mengengerüstes

über die Betriebsjahre. Die geringe Anzahl von 8 aufgezeichneten Schäden mit Störungen

lässt eine Auswertung des Alterungsverhaltens mittels Regressionsrechnung als weniger

sinnvoll erscheinen.

Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren: Die Anzahl der Schäden mit Störung von

98 Stück bei einer Grundgesamtheit von 2803 Transformatoren ist relativ hoch (Bild 144).

Die meisten Transformatoren weisen ein Betriebsalter von 25 bis 50 Jahren auf. Die

Ausgleichskurve deckt eine leichte zu erwartende Altersabhängigkeit der Störungsraten in

Form eines reinen Alterungsverhaltens auf. Jedoch streuen die Vertrauensintervalle insbe-

sondere in den ersten und letzten Jahren stark. Die hohe Störungsrate von 0,23 Störungen/a

im 54. Betriebsjahr basiert auf einem sehr kleinen Mengengerüst und ist mit Vorsicht zu

interpretieren.

6.3 Schäden ohne Störungen

Aus Schäden ohne Störung resultiert zwar nicht zwingend eine Beeinflussung der Netzzu-

verlässigkeit, jedoch handelte es sich um Schäden, welche sich zu einem Schaden mit

Störung entwickeln könnten und daher innerhalb von Instandhaltungsmaßnahmen beseitigt

werden müssen. Somit entstehen durch diese Schadensart Kosten und die Verfügbarkeit der

Komponenten ist ggf. während der Maßnahme beeinträchtigt. Die große Mehrheit aller

Schäden in der Datenbank wird bei durchgeführten Instandhaltungsmaßnahmen detektiert.

Für die Schäden ohne Störungen bedeutet dies, dass der Auffindungszeitpunkt eines Scha-

dens nicht gleich der Entstehungszeitpunkt sein muss.

6.3.1 Freileitungen

Der Großteil der Schäden resultiert aus Minderungen der mechanischen Eigenschaften der

Masttechnologie sowie fremden Einwirkungen. Insgesamt ist die Anzahl der detektierten und

in der Datenbank hinterlegten Schäden ohne Störungen im Bereich der Freileitungen äußerst

hoch. Bei Betrachtung aller Freileitungen sowie Freileitungen mit einem Stahlgerüst zeigt

sich ein divergierendes Alterungsverhalten. Dies könnte drauf zurückzuführen sein, dass


neuere Freileitungen eher auf freiem Gelände errichtet werden und einem weniger starken

Bewuchs unterliegen (Bild 146 bis 148). Es zeigt sich auch, dass die Anzahl der Schäden

ohne Störungen über feste Zeiträume ein monoton steigendes Verhalten zeigt und dann

wieder auf ein niedrigeres Niveau zurückfällt. Dieses Verhalten ließe sich durch das regel-

mäßige Durchführen von Baumschnittmaßnahmen erklären, welche innerhalb regelmäßiger

Zeitabstände durchgeführt werden.

6.3.2 Kabel

Die Anzahl der Schäden ohne Störungen ist unabhängig von der Kabeltechnologie sehr

gering. Dies ist grundlegend logisch, da Schäden ohne Störungen auf Grund der unterirdisch

verlegten Kabel nur schwer detektierbar sind. Daher werden an dieser Stelle die Schäden

ohne Störungen der Kabel vergleichsweise kurz beschrieben.

Der Verlauf der Ausgleichskurve der Schadensraten der VPE Kabel (Bild 149) weist die

gleiche Altersabhängigkeit in Form des Verschleißes auf, wie der Verlauf der zugehörigen

Störungsraten. Wie bereits beschrieben ist dies konsistent dazu, dass ein Großteil der

übermittelten Schäden der Minderung der elektrischen Eigenschaften unterliegt. Jedoch

resultiert der Verlauf der Schadensrate hier hauptsächlich aus 4 Schäden ohne Störung in

den Betriebsjahren 30, 32 und 35, welche ein geringes Mengengerüst besitzen und ist daher

mit Vorsicht zu interpretieren.

Die Anzahl von 7 Schäden ohne Störung bei den PE Kabeln ist sehr gering und eine

Regressionsrechnung erscheint nicht sinnvoll (Bild 150).

Papiermassekabel weisen mit 21 hinterlegten Daten die höchste Anzahl an aufgezeich-

neten Schäden ohne Störungen auf. Der Verlauf der Ausgleichsgeraden durch die

Schadensraten zeigt eine geringe Altersabhängigkeit (Bild 151).

6.3.3 Netzstationen

Netzstationen – Gebäude/Gehäuse: Bild 152 zeigt die Schadensrate an Gebäuden der

Netzstationen. Insgesamt konnten 630 Schäden mit in die Auswertung einbezogen werden.

Die Ausgleichskurve der Schadensraten zeigt eine deutliche Altersabhängigkeit in Form

eines Verschleißverhaltens.

Netzstationen – Lastschalter: Die Schadensraten, Mengengerüste sowie die Ausgleichs-

kurve der Schadensraten der Lastschalter sind in Bild 153 dargestellt. Der Großteil der

Lastschalter besitzt ein Betriebsmittelalter zwischen 1 und 40 Jahren. Die Ausgleichskurve

der Schadensraten zeigt überwiegend ein altersabhängiges Verschleißverhalten. Dies ist

auch deckungsgleich mit der Tatsache, dass der überwiegende Anteil der übermittelten

Schäden aus Materialermüdung resultiert. Ab dem 25. Betriebsjahr ist eine deutliche Steige-

rung der Schadensraten erkennbar.

Netzstationen – MS/NS-Transformatoren: Die Anzahl der Schäden ohne Störung ist mit

14 auswertbaren Ereignissen im Vergleich zu anderen Betriebsmitteln sehr gering. Die

Ausgleichskurve der Schadensraten zeigt keine Altersabhängigkeit (Bild 154).

6.3.4 Umspannwerk

Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter: Die ermittelten Schadensraten sind in Bild 155

abgebildet und basieren auf einer hohen Anzahl von 430 Schäden ohne Störung. Der Verlauf

der Ausgleichskurve durch die Schadensraten zeigt eine deutliche Altersabhängigkeit in

Form eines verschleißähnlichen Kurvenverhaltens auf. Jedoch sind die vereinzelt auftreten-


den deutlichen Ausreißer auch ein Resultat der sehr geringen Mengengerüste in den

jeweiligen Jahren.

Umspannwerk – Vakuumleistungsschalter: Im Vergleich zu den ölarmen Leistungs-

schaltern ist die Datenbasis zur Auswertung mit 14 Schäden ohne Störung etwas geringer.

Alle Verläufe der Schadensraten sind in Bild 156 dargestellt. Die Regressionsrechnung über

die Schadensraten ergibt ebenfalls eine Ausgleichskurve, welche eine Altersabhängigkeit

und die für Schaltgeräte zu erwartenden Verschleißerscheinungen aufweist. Die zugehörigen

Vertrauensintervalle lassen aber darauf schließen, dass diese Interpretation in diesem Fall

dem vorliegenden Datenbestand geschuldet ist.

Umspannwerk – Trennschalter, alle Technologien: Stellenweise existieren vereinzelt sehr

hohe Schadensanzahlen zwischen den Betriebsjahren 30 und 40. Dies kann daraus resultie-

ren, dass der Zeitpunkt durch den Netzbetreiber geschätzt wurde. Die Ausgleichskurve der

Schadensraten zeigt ebenfalls wie bei den Leistungsschaltern eine Altersabhängigkeit, wobei

die beiden letzten Schadensraten auf einem sehr kleinen Mengengerüst basieren (siehe

Bild 157).

Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren: Die ermittelten Schadensraten der HS/MS-

Transformatoren sind in Bild 158 dargestellt. Die Schadensraten weisen zwei aufeinander-

folgende Anstiege auf. Der Einschnitt ist hier deutlich nach ca. 45 Betriebsjahren zu

erkennen und geht einher mit einer spürbaren Reduktion des Mengengerüstes. Die Anzahl

der ausgewerteten Ereignisse ist mit 257 Schäden ohne Störung relativ hoch. Insbesondere

von den Betriebsjahren 20 bis 40 ist eine deutliche Altersabhängigkeit der Schadensrate zu

erkennen, welche auch durch die linear steigende Ausgleichskurve der Schadensrate

deutlich wird.

Modellierung des Einflusses… AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 65 -

7 Modellierung des Einflusses eines Maßnahmenverzuges auf die

Störungsraten

Alle bisherigen Auswertungen unterliegen dem Einfluss der von den Netzbetreibern

durchgeführten Instandhaltungszyklen. In diesem Kapitel soll ein Ansatz eingeführt werden,

welcher den Einfluss einer Verzögerung der nächsten Maßnahme auf das Störungs-

geschehen abbilden soll. Um dies realisieren zu können muss vorab entschieden werden,

welche Schäden ohne Störung sich tendenziell zu einem Schaden mit Störung entwickeln

können und wie der daraus abgeleitete Einfluss auf die Störungsraten ist (Kapitel 7.1). In

Kapitel 7.2 werden die auf Basis dieses Ansatzes gewonnenen Ergebnisse vorgestellt und

diskutiert, bevor abschließend in Kapitel 7.3 eine Sensitivitätsanalyse bzgl. der angenommen

Kennziffern zur Entwicklungsdauer durchgeführt wird.

7.1 Abbildung eines Maßnahmenverzuges

Der gewählte Ansatz basiert auf dem Gedanken, dass Schäden ohne Störung, welche bei

einer Maßnahme gefunden werden, Potential beinhalten sich zu Schäden mit Störung zu

entwickeln. Wie hoch die Wahrscheinlichkeit ist, dass ein Schaden ohne Störung sich zu

einem Schaden mit Störung entwickelt, hängt dabei grundlegend von der ihm zur Verfügung

stehenden Entwicklungsdauer und dem schadensspezifischen Ausfallverhalten ab. Durch

fiktive Verzögerung der folgenden Instandhaltungsmaßnahme eines jeden Schadens ohne

Störung steigt somit die Wahrscheinlichkeit eines Schadens zu Störungsüberganges.

Grundlegend werden zunächst die vorhandenen Ein- und Ausgangsdaten sowie die in der

Datenbank abgelegten Informationen in Kapitel 7.1.1 vorgestellt. Abschließend wird in

Kapitel 7.1.2 die eigentliche Berechnung der aus einem möglichen Verzug der Folgemaß-

nahme resultierenden zusätzlichen Störungsraten vorgestellt.

7.1.1 Vorhandene Eingangs- und Ausgangsdaten

Zur Ermittlung eines zusätzlichen Störungsaufkommens durch das Zulassen einer Entwick-

lung von Schäden ohne Störung zu Schäden mit Störung, können grundsätzlich die folgen-

den Informationen der Erfassungsstatistik herangezogen werden:

Die bei der Ist-Instandhaltung festgestellten Schäden ohne Störung.

Einschätzungen der Experten bzgl. der Entwicklungsdauer einzelner Schäden ohne

Störung zu Schäden mit Störungen.

Informationen über den Zeitpunkt und den Typ der nächsten geplanten Maßnahme

Das Schadenspotential bzgl. der Beeinflussung der Betriebssicherheit oder Versor-

gungszuverlässigkeit

Die zwei letztgenannten Informationen ermöglichen eine Aussage darüber, wie viele

Schäden ohne Störung, in Abhängigkeit des Zeitpunktes der nächsten Maßnahme, das

Potential besitzen sich zu einem Schaden mit Störung zu entwickeln. Diese Auswertungen

wurden aufgrund der erweiterten Schadensstatistik ermöglicht (Kapitel 4.3).

Alle Daten können jedem Schaden ohne Störung individuell zugeordnet werden, wobei eine

Unterteilung der Entwicklungsdauern bereits durch das entwickelte Erfassungsschema

vorgegeben wird. Die grundlegend möglichen Einteilungen werden direkt durch die Eingabe-

maske der Datenbank abgefragt. Diese Angaben sind in Tabelle 4 dargestellt. Jedem


Schaden ohne Störung wird in den Datenbank-Tabellen eine Kennziffer zugeordnet, welche

die Schaden-zu-Störung-Entwicklung beschreibt. Somit kann der Anwender zu jedem

eingetragenen Schaden eine Abschätzung über dessen Entwicklung vornehmen. Bei

Verwendung dieser Daten in einem Modell handelt es sich somit um einen heuristischen

Ansatz.

Tabelle 4: Zeitintervalle der Schaden zu Störung-Entwicklung

Kennziffer Bedeutung Festgelegte Entwicklungsdauern

0 Sofortige Störung Niemals

1 <1 Woche Niemals

2 1 Woche – 1 Monat Niemals

3 1 – 6 Monate Niemals

4 6 – 12 Monate 1 Jahr

5 1 – 3 Jahre 1 – 3 Jahre

6 >3 Jahre 3 – x Jahre

7 Niemals Niemals

Aufgrund der jährlichen Erfassung und Auswertung der Mengengerüste und der Schadens-

daten stellt sich die Frage nach dem Umgang mit möglichen Entwicklungsdauern unterhalb

eines Jahres. Im Folgend wird angenommen, dass wenn ein Schaden ohne Störung sich

innerhalb der ersten 6 Monate (Kennziffern 0 bis 3) zu einem Schaden mit Störung

entwickelt, der Endzeitpunkt der Entwicklung in dem Jahr der Feststellung liegt. Diesen

Schäden wird unterstellt, dass sie im Netzbetrieb direkt nach dem Befund behoben würden

auf Grund ihrer sehr kurzen Entwicklungsdauer und den daraus resultierenden direkten

Auswirkungen auf die Netzzuverlässigkeit. Ist die Entwicklungsdauer 6 bis 12 Monate

(Kennziffer 4) wird unterstellt, dass sich ein Schaden ohne Störung im Folgejahr zu einem

Schaden mit Störung entwickelt. Des Weiteren ist für Schäden mit einer Entwicklungsdauer

von mehr als 3 Jahren (Kennziffer 6) kein Endzeitpunkt der Entwicklung angegeben. Dieser

wird in den folgenden Untersuchungen zunächst mittels einer Worst-Case Abschätzung auf

3 Jahre gelegt und in Kapitel 6.3 zwischen 5, 8 und 10 Jahren variiert.

Schäden ohne Störung, welche sich nach Expertenangaben niemals zu einem Schaden mit

Störung entwickeln (Kennziffer 7), werden nicht in die Modellierung einbezogen. Innerhalb

des Ansatzes werden ebenfalls nur Schäden ohne Störung berücksichtigt, welche ein

gewisses Schadenspotential besitzen. Allen Schäden ohne Störung, deren Entwicklung zu

einem sicherheitsrelevanten Ausfall führen würden, werden ebenfalls nicht in die Betrach-

tung mit eingeschlossen, da auch hier von einer direkten Behebung durch den jeweiligen

Netzbetreiber ausgegangen wird. Die aus diesen Einschränkungen resultierende Anzahl

potentieller Schäden ohne Störungen, welche sich zu Schäden mit Störungen entwickeln

können ist in Tabelle 5 für jedes der Betriebsmittel dargestellt.


Tabelle 5: Entwickelbare Schäden ohne Störung

7.1.2 Generierung von Zusatzstörungsraten durch eine mögliche Schadens-zu-

Störungsentwicklung

Die typischerweise in der Literatur vorgestellten Modelle (z.B. in [20,22,23]) zur Entwicklung

von Schäden ohne zu Schäden mit Störungen basieren zumeist auf wahrscheinlichkeitstheo-

retischen Ansätzen, welche den Übergang eines Schadens zu einer Störung beschreiben.

Dabei wird vorausgesetzt, dass im Laufe eines definierten Zeitintervalls mit einer spezi-

fischen Übergangswahrscheinlichkeit sich Schäden zu Störungen entwickeln können. In [20]

wird zur Parametrierung des Modellansatzes Wissen aus betriebsmittelspezifischen War-

tungsprotokollen verwendet, welche in digitalisierter Form das Schadensaufkommen eines

jeden einzelnen Betriebsmittels über seine gesamte Lebensdauer abbilden. Unter Anwen-

dung von durch Experten spezifizierte Verteilungsfunktionen kann somit eine Übergangs-

wahrscheinlichkeit, ein Erwartungswert der zusätzlichen Störungsraten und ein Übergangs-

zeitpunkt für bis zu 68 verschiedene Schadenstypen eines Leistungsschalters berechnet

werden. Fehlende Informationen zu den Schäden werden auf Basis der Protokolle synthe-

tisch generiert, somit ist eine über die gesamte Lebensdauer der Betriebsmittel erzeugte

Zusatzstörungsrate berechenbar.

Es wird an dieser Stelle bei der vorliegenden Datengrundlage ein vereinfachter Ansatz des

Modells implementiert. Wie in Kapitel 7.1.1 beschrieben erlaubt das Erfassungsschema

grundsätzlich zu jedem aufgezeichneten Schaden ohne Störung eine Entwicklungsdauer der

Schäden zu Störungen mit anzugeben. Zunächst wird ein Worst Case-Szenario bzgl. der

Entwicklungsdauer Jahr der

Feststellung 1

Jahr 1 - 3

Jahre >3

Jahre Anzahl Störungen

bei IST-IH

Freileitungen

Alle Masttypen 1830 9 12 8 52

Holzmasten 62 6 8 2 27

Betonmasten 1425 0 1 0 12

Stahlmasten 340 3 2 4 4

Kabel

Alle Technologien 0 1 0 2 1389

Papiermassekabel 0 1 0 2 917

PE Kabel 0 0 0 0 249

VPE Kabel 0 0 0 0 214

Netzstationen

Gebäude 74 10 38 136 3

Lastschalter 8 3 2 46 15

MS/NS - Transformatoren 0 0 0 0 7

Umspannwerke

HS/MS - Transformatoren 11 3 34 201 93

Leistungsschalter - Ölarm 38 25 90 9 45

Leistungsschalter - Vakuum 4 1 0 0 8

Trennschalter - Alle Technologien 116 0 74 3 86

Trennschalter - Handantrieb 24 0 3 3 38

Trennschalter - Motorantrieb 3 0 0 0 5

Trennschalter - Druckluft 89 0 71 0 43


nicht spezifizierten Entwicklungsdauern von mehr als einem Jahr unterstellt. In diesem Fall

wird das Ende der Entwicklungsdauer auf den frühestmöglichen Zeitpunkt gelegt. Bei dieser

Vorgehensweise entstehen somit keine Zeitintervalle einer Schaden-zu-Störung-Entwicklung

für die Kennziffern 5 und 6.

Tabelle 6: Schaden zu Störung-Entwicklung im Worst-Case Fall

Kennziffer Bedeutung Festgelegte Entwicklungsdauern

5 1 – 3 Jahre 1 Jahr

6 >3 Jahre 3 Jahre

Dies wird durchgeführt, da auf Basis der Daten die technologiespezifischen Verteilungsfunk-

tionen bzgl. der Schadens- zu Störungsentwicklung nicht bekannt sind. Ob sich ein Schaden

ohne Störung zu einem Schaden mit Störung entwickelt, hängt somit vorerst nur von den

jeweiligen IH-Zyklen bzw. dem Zeitpunkt der nächsten geplanten Maßnahme ab. Liegt der

diskrete Endzeitpunkt der Schaden-zu-Störungsentwicklung vor der nächsten Maßnahme so

entwickelt sich der Schaden zu einer Störung (siehe Bild 47). Die nächste Maßnahme ist für

jeden Schaden ohne Störung individuell angegeben und kann daher auch fiktiv um ein, zwei,

fünf oder zehn Jahre verzögert werden. Dies ist gleichzusetzen mit der Erhöhung der Wahr-

scheinlichkeit, dass ein Schaden ohne Störung sich zu einem Schaden mit Störung ent-

wickeln kann.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 …Zeit [a]

Nächste IH (geplant)

Nächste IH (3a Verzug)

Entwicklungsdauer

Schaden ohne Störung


Bild 47: Modellierung der Schaden zu Störung-Entwicklung ohne

Verteilungsfunktion (Worst Case-Szenario)

Auf Basis dieser Annahmen kann somit für jeden entwickelbaren Schaden untersucht

werden, ob er sich bis zur nächsten geplanten Maßnahme zu einer Störungen entwickeln

kann und in welchem Betriebsmittelalter dieser Übergang theoretisch stattfindet. Unter der

Annahme, dass sich das Mengengerüst zwischen dem Jahr des Befundes Mt,Befund und dem

Jahr t der Schadensentstehung nicht verändert, lässt sich für jeden so neu entstandenen

Schaden mit Störung i eine Zusatzstörungsrate ermitteln:

ℎ𝑖,𝑡 =𝑆𝑐ℎ𝑎𝑑𝑒𝑛 𝑖 𝑚𝑖𝑡 Ü𝑏𝑒𝑟𝑔𝑎𝑛𝑔 𝑖𝑚 𝐽𝑎ℎ𝑟 𝑡

𝑀𝑡 ,𝐵𝑒𝑓𝑢𝑛𝑑

(7.1)

An einer Gewichtung mit dem Mengengerüst des jeweiligen Jahres wird an dieser Stelle

weiterhin festgehalten, da somit auch hier die vorhandenen Unsicherheiten bei geringen

Mengengerüsten in den ermittelten Störungsraten berücksichtigt werden und die Höhe der


Störungsraten mit den in Kapitel 6.2 ermittelten Störungsraten bei Ist-Instandhaltung

vergleichbar bleiben. Durch Aufsummieren aller so erzeugten Störungsraten in jedem

Betriebsmittelalter ergibt sich eine altersabhängige Zusatzstörungsrate:

ℎ𝑡 = ℎ𝑖 ,𝑡

𝑥

𝑖=1

(7.2)

Mittels der Regressionsrechnung kann wiederum eine Ausgleichskurve für die neu

entwickelten Störungsraten ermittelt werden. Auch hier muss ebenfalls (vgl. Kapitel 6) eine

Worst-Case Annahme bzgl. fehlender Daten angesetzt werden. Es wird, wie bei der

Ermittlung der Störungsraten bei Ist-Instandhaltung, die Funktion in die fehlenden Bereiche

interpoliert. Die Gesamtstörungsrate unter Einfluss der Verzögerung der nächsten Maß-

nahme ergibt sich abschließend durch Addition der beiden Ausgleichskurven der Grund-

störungsrate bei Ist-Instandhaltung und der Zusatzstörungsrate. Eine Addition der beiden

Ausgleichskurven erscheint sinnvoller, als die direkte Addition der Störungsraten vor

Regression. Letzter Ansatz würde ggf. zu einer Füllung der bisherigen Datenlücken führen

und eine anschließende Regressionsrechnung würde somit die hinzugekommen Störungen

falsch abbilden. Beispielhaft ist das Vorgehen am Betriebsmittel Freileitungen mit Typunter-

scheidung Holzmast in Bild 48 dargestellt.

0 10 20 30 40 50 600

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungrate Ausgleichskurve Freileitungen - Holzmasten, Verzug um 999 a

Störungsrate

Gesamtrate

Grundrate

Zusatzrate

0 10 20 30 40 50 600

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]


Störungsrate

Gesamtrate

Grundrate

Zusatzrate

Bild 48: Gesamtstörungsrate der Freileitungen – Holzmasten bei Ist-Instandhaltung

(links), Zusatzstörungen bei Verzug der Folgemaßnahme um 5a (rechts)

0 a


Es bleibt zu beachten, dass auch ohne Verzögerung der aktuellen Instandhaltungszyklen

sich bereits Schäden zu Störungen entwickeln können. Dies ist ein Resultat der Annahme,

dass Schäden ohne Störung immer mit der nächsten Maßnahme behoben werden. Somit

existieren in der Datengrundlage ggf. auch Schäden denen bereist ohne Verzögerung der

nächsten Maßnahme genügend Zeit zur Entwicklung bleibt. Daher wird bei der

Ergebnisauswertung im folgenden Kapitel auch immer eine mögliche Zusatzstörungsrate bei

null Jahren Verzug berechnet.

7.2 Ergebnisse

Grundlegend hängt auch hier der Erfolg des Modellansatzes von der zur Verfügung stehen-

den Datenbasis ab. Bei Betrachtung der für eine Entwicklung zur Verfügung stehenden

Datengrundlage aus Tabelle 5, zeigt sich für die Freileitungstechnologie ein sehr hoher Anteil

an Schäden ohne Störungen mit einer Entwicklungsdauer im Jahr der Feststellung. Diese

werden auf Grund der jährlichen Erfassung der Schadensdaten und Mengengerüste nicht

berücksichtigt, da nur die Schäden mit einer Entwicklungsdauer größer oder gleich einem

Jahr betrachtet werden. Des Weiteren bietet die Datengrundlage bei allen Kabeltechnolo-

gien, sowie den MS/NS-Transformatoren, den Vakuumleistungsschaltern sowie den Trenn-

schaltern mit Handantrieb und Motorantrieb nur eine sehr geringe Möglichkeit den obigen

Modellansatz zu analysieren. Diese werden daher in der folgenden Untersuchung nicht

betrachtet. Alle Kurvenverläufe können den Bildern 159 bis 165 im Anhang A.9 entnommen

werden.

7.2.1 Freileitungen – Holzmasten

Bild 159 bildet die jeweiligen Verläufe der Ausgleichsgeraden der Gesamtstörungsraten bei

Variation der Instandhaltungszyklen für die Freileitungen mit Holzmasten ab. An dieser Stelle

soll die Entstehung der Kurvenverläufe intensiver erläutert werden. In Bild 49 oben sind alle

sich ergebenen Gesamtstörungsraten bei Variation der Instandhaltungszyklen dargestellt. Es

zeigt sich, dass bereits die reine Annahme, dass Schaden sich zu Störungen entwickeln

können auch ohne Verzögerung der nächsten Maßnahme zu einem zusätzlichen Störungs-

aufkommen führt. Die sich so ergebene Gesamtstörungsrate ist um ca. 0,01 Störungen/a

höher als bei Ist-Instandhaltung. Jede weitere Verzögerung der nächsten Instandhaltung

führt zu einer Erhöhung der Anzahl entwickelter Schäden. Auf Grund der getätigten Annah-

me einer frühestmöglichen Entwicklung von Schäden zu Störungen sind die Kurvenverläufe

bei 5a und 10a Entwicklungsdauer deckungsgleich.

Generell zeigt sich, dass die Anwendung einer Schadens- zu Störungsentwicklung zu keiner

signifikanten Veränderung des Kurvenverlaufes bzw. Alterungsverhaltens bei den Holz-

masten geführt hat, sondern im Allgemeinen eine Verschiebung der Kurve in Abhängigkeit

der Verzögerung der Instandhaltung hervorruft. Jedoch existieren auch Kurvenverläufe,

welche kein konsistentes Verhalten über den gesamten Betrachtungszeitraum aufweisen.

Dies ist ein Resultat der zur Verfügung stehenden Datengrundlage zur Ermittlung der

Ausgleichskurven der Zusatzstörungsraten mittels Regressionsrechnung. Am Beispiel der

Holzmasten ist dies insbesondere bei Betrachtung der drei Gesamtstörungsraten „ohne“, und

mit „5a“ Verzögerung zu sehen. So liegt beispielsweise die Gesamtstörungsrate bei einer

Verzögerung der nächsten Instandhaltungsmaßnahme um 5a in den ersten Betriebsjahren

unterhalb der Kurve ohne Verzögerung der Instandhaltung. Dieses Verhalten ist ein Resultat

der unterschiedlichen Ausgleichskurven der Zusatzstörungsraten, wie der Vergleich bei

Verzug um 5a mit dem ohne Verzug zeigt (Bild 49 oben und Mitte). Aus den nicht

identischen Verläufen der Ausgleichskurven durch die Zusatzstörungsraten resultieren auch

die unterschiedlichen Verläufe der Ausgleichskurven der Gesamtstörungsraten.


0 10 20 30 40 50 600

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Freileitungen - Holzmasten, Störungsraten inkl. Maßnahmenverzögerung

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

0 10 20 30 40 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

0.045

0.05

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]


Störungsrate

Gesamtrate

Grundrate

Zusatzrate

0 10 20 30 40 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

0.045

0.05

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]


Störungsrate

Gesamtrate

Grundrate

Zusatzrate

Bild 49: Störungsrate Freileitungen Holzmasten bei Ist-Instandhaltung (Mitte),

Gesamtstörungsrate bei Verzug der IH-Zyklen um 2a (unten)


7.2.2 Netzstationen

Netzstationen – Gebäude/Gehäuse: Bei den Gebäuden ist der Zuwachs an Schäden mit

Störungen durch die Entwicklung am drastischsten. Es existieren bis zu 184 entwickelbare

Schäden. Dies macht sich sehr deutlich in den Störungsraten bei Verzögerung der

Maßnahmen. Bereits die reine Möglichkeit einer Störungsentwicklung führt zu einem stark

altersabhängigen Kurvenverlauf der Gesamtstörungsrate. Die Verläufe weisen alle nun

deutliche Verschleißerscheinungen auf (Bild 160). Jedoch zeigt sich hier auch ein Nachteil

des angewendeten Ansatzes. Die Verläufe weisen insbesondere nach dem 50. Betriebsjahr

keine Konsistenz mehr auf. Trotz steigender Anzahl neuentwickelter Störungen, weisen die

Ausgleichskurven mit steigender Verzögerung der Folgemaßnahme ein geringeres Störungs-

aufkommen aus. Dies resultiert daraus, dass mit zunehmender Entwicklungsdauer sich zwar

mehr Schäden zu Störungen entwickeln können, diese sich jedoch tendenziell in den zuvor

unbekannten Bereichen des hohen Betriebsmittelalters entwickeln. Die so neu hinzugewon-

nenen Informationen bzgl. der Störungsraten im hohen Betriebsmittelalter führen in der

Regressionsrechnung zu veränderten Kurvenverläufen in der Regressionsrechnung ab dem

50ten Lebensjahr.

Netzstationen – Lastschalter: Alle in Bild 161 dargestellten Ausgleichskurven bei Variation

der Maßnahmenzyklen weisen die gleiche Altersabhängigkeit wie bei Ist-Instandhaltung auf.

Die Störungsrate erhöht sich durch eine Entwicklungsmöglichkeit der Schäden jedoch um ca.

0,001 Störungen/a. Fast alle zusätzlichen Schäden mit Störung werden bereits bei einer

Entwicklung ohne Verzug generiert.

7.2.3 Umspannwerk

Umspannwerk – Leistungsschalter: Die generierten Verläufe der Ausgleichskurven in

Abhängigkeit der Maßnahmenverzögerung bei den ölarmen Leistungsschaltern sind in Bild

162 dargestellt. Insgesamt sind bei einem Verzug der Instandhaltungsmaßnahmen um mehr

als 1a bis zu 130 Schäden mit Störungen zusätzlich generiert. Dies entspricht einer Verdrei-

fachung der Gesamtanzahl an Schäden mit Störungen und spiegelt sich auch in den

Verläufen der Gesamtstörungsrate in Abhängigkeit der gewählten Maßnahmenverzögerung

wieder. Mit zunehmender Maßnahmenverzögerung weisen die Zusatzstörungen eine zuneh-

mende Altersabhängigkeit auf, wie sich an den veränderten Kurvenverläufen ablesen lässt.

Umspannwerk – Trennschalter: Der Hauptanteil der neuentwickelten Schäden existiert bei

den Trennschaltern in der Druckluft Technologie. Hier können sich durch Maßnahmenverzug

bis zu 71 Schäden ohne Störung zu Schäden mit Störung entwickeln. Dies entspricht ca.

einer Verdreifachung der Gesamtanzahl der Schäden mit Störung, wobei ein wesentlicher

Teil der Schäden sich ohne Maßnahmenverzug entwickelt (vgl. Bild 163). Alle Verläufe

weisen nach einer Schadensentwicklung ein deutlich alterungsabhängiges Verhalten auf.

Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren: Die HS/MS-Transformatoren weisen die größte

Abhängigkeit von den gewählten Instandhaltungszyklen auf. Alle Verläufe sind durchweg

konsistent. Insbesondere die Verlängerung der Ist Instandhaltungszyklen um mehr als

2 Jahre führt zu signifikanten Erhöhungen der Störungsraten in den späten Betriebsjahren.

Dies führt bereits im 40. Betriebsjahr zu einer nahezu Verfünffachung der Gesamtstörungs-

rate (vgl. Bild 164). Diese deutlichen Einflüsse auf die Störungsraten durch Verzögerungen

der Instandhaltungszyklen sind in Anbetracht der Vielzahl an Bauteilen eines Leistungstrans-

formators, welche einer Alterung unterliegen können, auch denkbar.


7.3 Sensitivitätsanalyse und Modellerweiterungen

Im Folgenden soll der Ansatz bzgl. der maximalen Entwicklungsdauern sowie dem nicht

bekannten Verhalten eines Schadens zu Störungsüberganges innerhalb möglicher Entwick-

lungsintervalle hin untersucht werden. Dies soll mit einer Sensitivitätsanalyse bzgl. der

getroffenen Annahmen durchgeführt werden. Dabei wird sowohl das Zulassen von Entwick-

lungsintervallen, als auch der Einfluss der festgelegten maximalen Entwicklungsdauer von

5a für Schäden ohne Störung und einer Entwicklungsdauer von mehr als 3a untersucht. Die

Vorgehensweise wird in Kapitel 7.3.1 erläutert. Desweiteren wird ein möglicher Alterungs-

effekt mit in das Modell integriert. Die Ergebnisse der Sensitivitätsanalysen und der Modell-

erweiterung werden abschließend beispielhaft an der Komponente HS/MS-Transformator

diskutiert (Kapitel 7.3.2). Diese Komponente wird gewählt, da sie die meisten Schäden ohne

Störung enthält, welche eine Entwicklungsdauer von mehr als einem Jahr aufweisen und

somit auch der größtmöglichen Beeinflussung der bisherigen Annahmen unterliegt.

7.3.1 Variation des zeitlichen Entwicklungsverhaltens von Schäden zu Störungen

Bei der Wahl von Intervallen bzgl. der Entwicklungsdauer der Schäden zu Störungen ist

bisher ungewiss wann genau der Endzeitpunkt der Entwicklung innerhalb des Intervalls

vorliegt. Aus diesem Grund wurde bisher die Worst-Case Annahme der minimalen Entwick-

lungsdauer getroffen. Diese Annahme wird nun aufgehoben und dadurch ersetzt, dass das

Eintreten eines Schadens mit Störung innerhalb des Entwicklungsintervalls abhängig ist von

einer Eintrittswahrscheinlichkeit einer Schaden-zu-Störungsentwicklung. Es wird für das

entsprechende Übergangsjahr eine gleichverteilte Zufallszahl ermittelt. Somit wird unterstellt,

dass alle Zeitpunkte innerhalb des Intervalls für ein Übergang des Schadens ohne Störung

zu einem Schaden mit Störung gleichwahrscheinlich sind. Die Endzeitpunkte des Entwick-

lungsintervalls werden zwischen 5a, 8a und 10a variiert.

Des Weiteren kann ein Alterungseffekt in der Modellierung berücksichtigt werden. Es wird

versucht damit abzubilden, dass sich mit steigendem Betriebsmittelalter Schäden ohne

Störung schneller zu Schäden mit Störung entwickeln und somit die Wahrscheinlichkeit einer

Entwicklung mit steigendem Betriebsmittelalter zunimmt. Diese Annahme ist auf die Alterung

der Betriebsmittel zurückzuführen. In [21] wird Alterung definiert, als „eine nicht umkehrbare,

schädliche Änderung der Betriebsfähigkeit von Isoliersystemen. Solche Änderungen sind

durch eine mit der Zeit anwachsenden Fehlerhäufigkeit gekennzeichnet“. Somit umfasst der

Begriff Alterung alle irreversiblen Änderungen, welche an Teilen eines Betriebsmittels

entstehen und zu einer Minderung der elektrischen oder mechanischen Festigkeit führen. Als

Beispiel solcher Änderungen wird der Abbau der Zellulose in einer Öl-Papier-Isolierung

aufgeführt. Mit dem Abbau der Zellulose geht eine Verschlechterung des Feststoffes einher,

welche durch die Entfernung der Abbauprodukte nicht mehr beseitigt werden kann. Ähnlich

ist es mit den mechanischen Abnutzungen, welche an den bewegten Teilen eines

Betriebsmittels entstehen, die durch die IH nicht mehr rückgängig gemacht werden können

[21]. Im schlimmsten Fall ist davon auszugehen, dass alle Betriebsstoffe einer elektrischen

Komponente Alterung erfahren und somit einen mit steigendem Betriebsalter schlechter

werdenden Zustand aufweisen.

Aus diesem Grund wird in die Modellierung der Schaden zu Störung-Entwicklung ein

Alterungseffekt einbezogen. Basierend auf [19] wird mit steigendem Betriebsmittelalter eine

prozentuelle Kürzung des Endpunkts der Schaden zu Störung-Entwicklung erfolgen. Die in

[19] hergeleitete Gleichung für die Ermittlung des neuen Endzeitpunktes der Schaden- zu

Störungsentwicklung basiert auf den bekannten und für alle betrachteten Betriebsmittel


gleichen IH-Zyklen. Da in diesem Projekt die Betriebsmittel keine einheitliche IH-Strategie

aufweisen, ist aus diesem Grund eine Anpassung der Vorgehensweise nötig.

Für die Abbildung des Alterungseffekts werden folgende Annahmen getroffen [19]:

Zum Ende des Berechnungszeitraums erfolgt eine Kürzung der Schaden zu Störungs-

entwicklungsdauer um 50 %.

Die Kürzung erfolgt ganzzahlig und linear mit dem steigenden Betriebsmittelalter.

In [19] werden die Alterungsfaktoren nach dem Jahr der IH-Maßnahmen ausgerichtet. In

dieser Arbeit werden sie dagegen an das Alter des Betriebsmittels gebunden. Bild 50 zeigt

beispielhaft die Alterungsfaktoren für eine Betriebsmittelklasse, welche im 50. Betriebsjahr

das Ende des Berechnungszeitraums erreicht. Im 50. Betriebsjahr beträgt der Alterungs-

faktor ka(t) = 0,5. Die restlichen Alterungsfaktoren resultieren aus dieser Annahme.

Beispielhaft entspricht somit der Alterungsfaktor der Schäden ohne Störung im Zeitraum von

dem 20. Betriebsjahr bis zu dem 30. Betriebsjahr einem Wert von ka(t) = 0,8. Der daraus

resultierende neue Endzeitpunkt der Schaden- zu Störungsentwicklung wird nach folgender

Formel berechnet:

𝑐′ 𝑡 = 𝑐 ∙ 𝑘𝑎 𝑡

(7.3)

Bild 50: Alterungsfaktoren für Schadensbefunde einer Betriebsmittelklasse

7.3.2 Ergebnisse

Die Modellerweiterungen haben insbesondere einen Einfluss auf Schäden ohne Störungen,

welche eine Entwicklungsdauer von mehreren Jahren vorweisen. Daher werden die

Ergebnisse im Folgenden an den Komponente HS/MS-Transformator diskutiert. Diese wird

gewählt da sie die meisten Schäden ohne Störung enthält, welche eine relativ hohe Anzahl

an Daten mit einer großen Zeitspanne der Entwicklungsdauer aufweisen (vgl. Tabelle 5).

Zunächst wird am Beispiel der HS/MS-Transformatoren der Einfluss unterschiedlicher

maximaler Entwicklungsdauern diskutiert. Dabei wird in beiden Fällen eine gleichverteilte

Eintrittswahrscheinlichkeit über den Entwicklungszeitraum angenommen. In Bild 51 sind die

Gesamtstörungsraten in Abhängigkeit des jeweiligen Instandhaltungsverzuges dargestellt.

Einmal unter der Annahme einer maximalen Entwicklungsdauer von 5a (oben) und ein

anderes Mal von 10a (unten). Wie erwartet hat die Wahl der maximalen Entwicklungsdauer

einen Einfluss auf den Kurvenverlauf, da sich mit zunehmender Dauer die Schäden erst in

späteren Betriebsmittelalter entwickeln. Dieses Verhalten spiegeln alle Kurven unabhängig

von der Verzögerungsdauer wieder.


Bild 51: Gesamtstörungsraten bei 5a (oben) und 10a (unten) maximaler

Entwicklungsdauer und Verzögerung der Maßnahmen

0 10 20 30 40 50 600

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te 1

/a]

HS/MS Transformatoren, Störungsraten (max. Entwicklungsdauer 5a)

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

0 10 20 30 40 50 600

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te 1

/a]

HS/MS Transformatoren, Störungsraten (max. Entwicklungsdauer 10a)

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a


Im Folgenden wird die nächste geplante Maßnahme um 5a verzögert. In Bild 52 sind die

Verläufe der unterschiedlichen Ausgleichskurven für die entstehenden Störungsraten der

HS/MS-Transformatoren in Abhängigkeit der gewählten Modellansätze zu sehen. Es zeigt

sich, dass sich mit zunehmender Entwicklungsdauer weniger Schäden entwickeln. Dieses

Verhalten ist Konsequent auf Grund der nur um 5a verzögerten Folgemaßnahme. Die

Anwendung eines Alterungsfaktors führt zu einer Abschwächung der Steigung in den

späteren Betriebsjahren. Dieser Effekt beruht auf der Tatsache, dass die Entwicklungsdauer

in den Endjahren durch die Alterung gekürzt wurde.

0 10 20 30 40 50 600

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te 1

/a]

Störungrate Ausgleichskurve UWSST - HS/MS Transformatoren, Störungsraten (bei 5a Maßnahmenverzug)

5a Ent.

8a Ent.

10a Ent.

10a Ent. + Alterung

Bild 52: Einfluss der Annahmen auf die Gesamtstörungsrate am Beispiel der

HS/MS-Transformatoren bei 5a Maßnahmenverzug

Es zeigt sich, dass die Ergebnisse bei entsprechend vorliegender Datengrundlage ein

logisches Verhalten aufweisen. Jedoch macht die stellenweise geringe Anzahl vorliegender

Schäden mit Störungen vor und nach der Entwicklung, eine Anwendung und abschließende

Analyse dieses Ansatzes nur schwer möglich und beinhaltet statistische Unsicherheiten. Zur

Analyse und Berücksichtigung dieser Aspekte wäre jedoch ein erhöhtes Störungsaufkom-

men notwendig.

Zuverlässigkeitsberechnungen AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 77 -

8 Zuverlässigkeitsberechnungen

8.1 Prinzipielles Vorgehen zur Ableitung der Eingangsdaten

Mit Hilfe von Zuverlässigkeitsberechnungen können die Auswirkungen von Alterung und

Instandhaltung der Komponenten auf das Verhalten des Netzes nachgebildet werden. Dabei

werden spezielle Ausfallmodelle zur probabilistischen Zuverlässigkeitsberechnung verwen-

det, auf welche das in diesem Projekt verwendete Zuverlässigkeitsprogramm RAMSES [17]

zurückgreift:

Einfachausfall mit Schutzauslösung (EAS): Einfachausfall mit Ausschaltung durch

Schutzeinrichtungen.

Unverzögerte Handausschaltung (UHA): Einfachausfall mit Ausschaltung von Hand.

Verzögerte Handausschaltung (VHA): Einfachausfall mit Ausschaltung von Hand.

Hier steht, im Gegensatz zur unverzögerten Handausschaltung, eine längere aber auf

übliche Dauern beschränkte Zeitspanne zu Verfügung.

Aus dem Bild 12 (Kapitel 4.3.1) war die Störungsbeschreibung im Erfassungsschema zu

erkennen. Dieser Punkt wurde neu in das Erfassungsschema aufgenommen, um die

Möglichkeit einer direkten Zuordnung der Ereignisse zu dem jeweiligen Ausfallmodell

herzustellen. Dadurch konnten die einzelnenn Netzbetreiber direkt bei der Beschreibung der

Störung die notwendigen Angaben, welche für die spätere Zuverlässigkeitsberechnung von

Bedeutung sind, vornehmen. Die aus dem Projekt berechneten Schadensraten werden auf

die einzelnen Ausfallmodelle aufgeteilt. Hierbei werden nur Schäden mit Störung als

Eingangsdaten verwendet (siehe Anhang A.10). Zusätzlich sind die einzelnen Aus-Dauern

ermittelt worden (Tabelle 13). Des Weiteren werden altersunabhängige Raten für Störungen,

die nicht mit einem Schaden verbunden sind, aus der FNN- Statistik ermittelt [25].

Bei den Zuverlässigkeitsberechnungen wurde nicht berücksichtigt, dass zur Begrenzung der

Unterbrechungsdauer der Kunden bei Störungen auf Stichleitungen ein Aggregat zum

Einsatz kommen kann, was die Zeit bis zur Wiederversorgung in der Regel auf 3 bis

4 Stunden begrenzt.

8.2 Beschreibung der verwendeten Modellnetze

Es wurden zwei Modellnetze von zwei beteiligten Netzbetreibern zur Verfügung gestellt, für

welche die Zuverlässigkeitsberechnung beispielhaft erfolgt. Dabei erfolgt die Unterteilung in

die Topologie eines städtischen und ein ländliches Netzes.

Städtisches Netz

- Zentrale Umspannanlage (Doppel-Sammelschiene)

- HS/MS-Transformatoren

- Stationen

- Kabel

- Netzkonfiguration offene Ringe

- Sternpunkbehandlung Erdschlusskompensation


Ländliches Netz

- Zentrale Umspannanlage (Doppel-Sammelschiene)

- HS/MS-Transformatoren

- Stationen

- Freileitung

- Kabel

- Netzkonfiguration offene Ringe mit Stichen

- Sternpunkbehandlung Erdschlusskompensation

Die Unterbrechungshäufigkeit und die Nichtverfügbarkeit wurden für die einzelnen Kunden

des Netzes ausgewertet. Für die Kunden erfolgt die Darstellung der Unterbrechungs-

häufigkeit und der Nichtverfügbarkeit als Mittelwert über einen Prognosezeitraum von

15 Jahren. Bei den nachfolgenden Auswertungen wurden drei verschiedene Strategien,

welche rein beispielhaft ausgewählt wurden, fokussiert:

Erneuerung nach 30 Jahren



Hierbei werden die Auswirkungen der verschiedenen Erneuerungsstrategien miteinander

verglichen. Der Einfluss resultiert aus der unterschiedlichen Alterungsstruktur der Betriebs-

mittel. Bei dieser Vorgehensweise gibt es folgende Punkte zu berücksichtigen:

Papiermassekabel und PE- Kabel werden beim Erreichen der vorgegeben Erneue-

rungszyklen durch ein VPE- Kabel ersetzt.

Betriebsmittel, welche beim Beginn der Zuverlässigkeitsrechnung ein über dem

Erneuerungszyklus befindliches Alter aufweisen, werden im nächsten Schritt dem

tatsächlichen Zyklusalter angepasst. D.h. für Betriebsmittel, welche z.B. das Alter von

38 Betriebsjahren im Mengengerüst (Basis) des Netzes aufweisen, wird bei einem

Erneuerungszyklus von 30 Jahren im nächsten Schritt (Prognosezeit von einem Jahr)

das Alter auf 8 Jahre, bei ggf. neuer Technologie, gesetzt. Dadurch wird ein radikaler

Schnitt des Mengengerüsts am Anfang der Berechnung verhindert und es wird eine

kontinuierliche Erneuerung gemäß einem bestimmten Zyklus realistisch nachgebildet.


8.3 Ergebnisse für das Stadtnetz

8.3.1 Erneuerung der Betriebsmittel nach 30 Jahren

Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 30 Jahren komplett erneuert. In

den Bildern 53 und 54 ist am Anfang eine etwas höhere Unterbrechungshäufigkeit und

Nichtverfügbarkeit zu erkennen. Danach sinken die Werte bei beiden Darstellungen. Hierbei

ist der Einfluss der Erneuerungsstrategie von 30 Jahren in den einzelnen Abschnitten (im

ersten Jahr und im dritten Jahr) zu erkennen. Die weiteren Erneuerungszyklen sind in den

Bildern vereinzelt zu erkennen. Die Werte der Nichtverfügbarkeit, bei der Darstellung von

allen Erneuerungsstrategien, sind aufgerundet. Bei dieser Erneuerungsstrategie bleibt

festzuhalten, dass sich die Ausfallhäufigkeit und die Nichtverfügbarkeit auf einen bestimmten

Wert stabilisieren.

Bild 53: Kundenbezogene Unterbrechungshäufigkeit bei einer Erneuerungsstrategie

von 30 Jahren

Bild 54: Kundenbezogene Nichtverfügbarkeit bei einer Erneuerungsstrategie von

30 Jahren



Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 40 Jahren komplett erneuert. In

den Bildern 55 und 56 ist der Einfluss der Erneuerungszyklen ebenfalls zu erkennen. Die

Werte sinken nach einer Prognosezeit von 0 bis 4 Jahren etwas ab. Im weiteren Verlauf

variieren die Werte in einem relativ kleinen Intervall, was auf die kontinuierliche Erneuerung

der Betriebsmittel, bei Erreichen von einem Erneuerungszyklus bedingt durch die

Altersstruktur des Netzes, zurückzuführen ist. Nach 12 Jahren macht sich wieder der

Erneuerungszyklus stärker bemerkbar. Danach erfahren die Werte wieder einen relativ

leichten Anstieg. In Vergleich zu der 30-jährigen Erneuerungsstrategie ist zu erkennen, dass

sich die Werte relativ langsam ändern, was auf die verlängerten Erneuerungszyklen

zurückzuführen ist.


von 40 Jahren


40 Jahren



Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 50 Jahren komplett erneuert

und die kontinuierliche Steigung der Ausfallhäufigkeit ist bis in das 12. Jahr zu erkennen, da

die Alterungskurve einiger Kabeltypen mit dem Alter stärker zunimmt. Der Erneuerungs-

zyklus ist hier im 13. Jahr der Prognosezeit erstmals zu erkennen und wirkt sich im 15. Jahr

stärker aus. Hier wirken sich die Alterungseffekte der Betriebsmittel stärker auf die Ausfall-

häufigkeit und Nichtverfügbarkeit aus, welche erst in einer relativ fortgeschrittenen

Prognosezeit durch einen Erneuerungszyklus wieder gesenkt werden.


von 50 Jahren


50 Jahren


8.4 Ergebnisse für das Landnetz


Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 30 Jahren, genau wie bei der

Betrachtung des Standnetzes, komplett erneuert. Die einzelnen Erneuerungszyklen sind aus

den Bildern 59 und 60 zu erkennen. Dabei erfolgt nach einer anfänglichen Senkung der

Unterbrechungshäufigkeit und Nichtverfügbarkeit in verschiedenen Zyklen immer ein leichter

Anstieg welcher nach einer bestimmten Prognosezeit wieder, aufgrund einer Erneuerung

bestimmter Betriebsmittel, eine Absenkung erfährt. Nach einer Prognosezeit von 10 Jahren

stabilisiert wird der Wert auf eine relative Größe stabilisiert. Dies deutet darauf hin, dass die

meisten älteren Kabel mit der PE und PM Technologie spätestens bis zum 9. Jahr durch die

VPE Kabeln ersetzt wurden. Die Alterungseffekte treten bei dieser Technologie erst im

fortgeschrittenen Alter stärker auf.


von 30 Jahren


30 Jahren



Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 40 Jahren komplett erneuert.

Im Vergleich zum 30 Jahre Zyklus sinkt der Wert der Unterbrechungshäufigkeit und

Nichtverfügbarkeit am Anfang (Prognosezeit 1, Bilder 61 und 62) und bleibt danach in einer

bestimmten Prognosezeit relativ gleich. Danach erfährt er einen exponentiellen Anstieg der

Werte. Dies deutet darauf hin, dass am Anfang die älteren PM und PE Kabel durch die VPE

Kabeln ersetzt werden und das verbleibende Mengengerüst einer kontinuierlichen Alterung

unterworfen wird. In Vergleich zu der 30 jährigen Erneuerungsstrategie ist nach einer

anfänglichen Absenkung eine kontinuierliche Steigerung der Werte zu verzeichnen, was auf

eine stärkere Alterung der Kabel, ab einem bestimmten Alter, zurückzuführen ist.


von 40 Jahren


40 Jahren



Bei dieser Variante werden die einzelnen Betriebsmittel nach 50 Jahren komplett erneuert.

Der exponentielle Anstieg der Werte ist ähnlich wie bei dem 40 Jahreszyklus zu interpre-

tieren, wobei der relative Unterschied in der anfänglichen Prognosezeit zu sehen ist. Das

Mengengerüst wird hier relativ spät von einem Erneuerungszyklus erfasst (bedingt durch die

Altersstruktur des Netzes). Hier bleiben die Werte bis zu einem bestimmten Zeitpunkt relativ

gleich und steigen dann nach einer kleinen Absenkung (Erneuerung einiger weniger

Betriebsmittel) wieder exponentiell an, da die Alterungskurve einiger Kabeltypen mit dem

Alter stärker zunimmt.


von 50 Jahren


50 Jahren

Ausblick AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 85 -

9 Ausblick

In dieser Arbeit wurde auf eine breite Qualität und Quantität der Daten sowie auf einen

größeren Detailierungsgrad der Statistik großen Wert gelegt. Dadurch sollte einerseits die

Möglichkeit einer hinreichend belastbaren Datenbasis für die Entwicklung passender

Prognosemodelle gegeben werden und mit Hilfe des entsprechenden Detaillierungsgrades

andererseits wichtige Informationen im Hinblick auf den Instandhaltungseinfluss erzielt

werden. Die Datenbasis ist im Vergleich zu dem Vorgängerprojekt stark angestiegen (mit

insgesamt 35.259 Schäden). Es war aber nicht immer möglich eine detaillierte Schadens-

beschreibung vorzunehmen (z.B. vollständige Störungsbeschreibung, letzte und nächste

geplante Maßnahme oder das dazugehörige Alter des schadensbetroffenen Betriebsmittels),

sodass wichtige Informationen nicht immer ausgewertet werden konnten. Da eine detaillierte

Beschreibung der Schadensdaten für die qualitative Auswertung von besonderem Interesse

ist, sollte im Hinblick auf die Anwendung und Weiterentwicklung der Prognosemodelle eine

fortführende Datenübermittlung an die FGH angestrebt werden.

Wissenstransfer in die Wirtschaft AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 86 -

10 Wissenstransfer in die Wirtschaft

Nr. Transfermaßnahme Ziel Zeitraum

1 Vorstellung der (Zwischen-) Ergebnisse auf den Sitzungen des Projekt-begleitenden Ausschusses

Steuerung des Entwicklungspro-zesses durch direkte Rückmeldung der beteiligten Unternehmen

halbjährlich

12 Abschlusssitzung Diskussion und Prüfung der erzielten Ergebnisse mit dem beteiligten Netzbetreiber

5.03.2013

2 Information des FGH-Forschungsbeirates Bewertung und Diskussion der Ergebnisse im Expertenkreis

halbjährlich

3 Beitrag auf der FGH-Fachtagung1

„Anlagen- und Versorgungszuver-lässigkeit“ in Heidelberg

Austausch mit der Fachwelt 23.-24.09.2010

4 Beitrag auf IAEW-FGH-Zuverlässig-keitsseminar

2 in Aachen

Austausch mit der Fachwelt 6.04.2011

5 Beitrag zur Fachtagung „Herausforderun-gen für Mittel- und Niederspannungsnetze“ im Rahmen des ETG-Kongresse

Information der fachlichen Öffentlichkeit, national

08.-09.11.2011

6 The 12th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, PMAPS 2012 Istanbul Turkey

Information der fachlichen Öffentlichkeit, international

10.-14.05.2012

7 VDE Kongress 2012: Smart Grid – Intelli-gente Energieversorgung der Zukunft

Information der fachlichen Öffentlichkeit, national

5.-06.11. 2012

8 CIRED 2013 Electricity Distribution Systems for a Sustainable Future

Information der fachlichen Öffentlichkeit, international

10.-13.06.2013

9 Publikation in Fachzeitschriften (z.B. ew) und im Internet auf FGH-Homepage

Bereitstellung der Ergebnisse für interessierte Wissenschaftler und Anwender

4. Projekthalbjahr und nach

Projektende

10 Beratung / Weiterbildung: INTERASS-Anwendertreffen

Direkte Unterstützung der Anwender bei der praktischen Umsetzung

7.02.2013

11 Demonstrationsprojekt / Pilotanwendung Verifikation der entwickelten Prognosemodelle bei Netzbetreibern

sofort nach Projektende

13 FNN-Projektgruppe Störungsstatistik Vorstellung und Diskussion der Schadensstatistik

24.10.2012

14 Übernahme der Ergebnisse in Arbeits-blätter / Technische Regelwerke, vorwie-gend in interne Richtlinien zur Instand-haltung und des Asset Managements der Netzbetreiber (Unterstützung durch FNN)

Vereinheitlichung von Begriffen und Prozessen der Datenerfassung und Ereignisdokumentation

sofort nach Projektende

15 Asset-Management-Statistik – Angliede-rung an FNN-Störungs- und Verfügbar-keitsstatistik

Verbandsweite Erfassung und Auswertung von Schadensdaten

ca. 12 Monate nach Projektende

16 Übernahme in die akademische Lehre der RWTH Aachen

Vorbereitung zukünftiger Fachkräfte auf die Thematik

ca. 12 Monate nach Projektende

1 Die FGH veranstaltet einmal pro Jahr eine Fachtagung zu ausgewählten Themen und Problemstellungen der elektrischen Energieversorgung, auf der aktuelle Trends aus Forschung und Entwicklung präsentiert werden.

2 Die FGH ist Ausrichter von Seminaren zu ausgewählten Themen der elektrischen Energieversorgung (z.B. „Versorgungsqualität“), in die aktuelle Forschungsergebnisse eingebunden werden.

Literaturverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 87 -

11 Literaturverzeichnis

[1] Windmöller, R.: Die wirtschaftliche Bedeutung der Versorgungsqualität. Elektrizitäts-

wirtschaft 97 (1998), H. 25, S. 14-22

[2] T.A. Cook Consultants: Zukunft der Instandhaltung in der Utility-Industrie. Weinert &

Partner Werbeagentur GmbH, Berlin, 2005

[3] EnWG: Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung. Bundesgesetzblatt Jahrgang

2005 Teil 6 $ 49: Anforderungen an Energieanlagen, Berlin, 7. Juli 2005

[4] Schwan, M.; Weck, K.-H.; Schnettler, A.; Schneider, A.; Wellßow, W.H.; Kaiser, M.:

Asset-Management von Verteilungsnetzen unter Anwendung eines Kostenrisiko-

Managements. ETG-Fachbericht 94 „Energietechnik für die Zukunft“ (2003), S. 75-83

[5] Schwan, M.: Aspekte der Zuverlässigkeitsberechnung elektrischer Energieversor-

gungsnetze im liberalisierten Markt. Dissertation Universität des Saarlandes 2003,

Logos Verlag Berlin, 2003

[6]3 Schwan, M.; Schilling, K.; Zickler, U.; Schnettler, A.: Component Reliability Prognosis

in Asset Management Methods. 9th PMAPS, Stockholm, June 2006

[7] Angenend, M.; Inden, F.-D.; Pospischill, H.; Roth, M.; Hügel, R.; Sorg, A.; Weber, T.;

Weck, K.-H.; Wellßow, W.H.: Auswirkung von Instandhaltungsstrategien auf das Stö-

rungsgeschehen. Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Jg. 51 (2001), H. 4, S. 174-178

[8] Schneider, J.: Asset Management – Status Quo und Quo Vadis. FGH-Fachtagung

„Asset-Management in Verteilungsnetzen – Methoden, Daten, Praxiserfahrungen“ 27. -

28. September 2006 in Heidelberg

[9] Schwan, M.; Schilling, K.; Mangklabruks, K.: Zuverlässigkeitsorientiertes Asset

Management in Verteilungsnetzen. FGH-Fachtagung „Asset-Management in Vertei-

lungsnetzen – Methoden, Daten, Praxiserfahrungen“ 27. - 28. September 2006 in

Heidelberg

[10] Fritz, W.: Berücksichtigung von Budget- und Ressourcengrenzen bei der langfristigen

Erneuerungsplanung. FGH-Fachtagung „Asset-Management in Verteilungsnetzen –

Methoden, Daten, Praxiserfahrungen“ 27. - 28. September 2006 in Heidelberg

[11] FGH e.V.: Asset-Management von Verteilungsnetzen – Komponentenverhalten und

Analyse des Kostenrisikos. Technischer Bericht 299, Mannheim, Februar 2006

[12] Balzer, G.; Bakic, K.; Haubrich, H.-J.; Neumann, C.; Schorn, C.: Selection of an

Optimal Maintenance and Replacement Strategy of H.V. Equipment by a Risk

Assessment Process. CIGRE Session N° 41, Paris, 2006

[13] Carer, P.; Gauthier, L.; Sabeg, S.; Spelleman, C.; Stawinski, G.: Impact of Ageing on

the MV Asset Reliability. 18th CIRED, Turin, June 2005

Literaturverzeichnis AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 88 -

[14] Lehtonen, M.: On the Optimal Strategies of Condition Monitoring and Maintenance

Allocation in Distribution Systems. 9th PMAPS, Stockholm, June 2006

[15] Cigré WG D1.17: Fundamental Aspects of Data Quality for HV Asset Condition

Assessment. ELECTRA No. 228, October 2006

[16] Federlein, S.; Schnettler, A.; Zickler, U.; Schneider, J.: Asset Management Processes

for Future Substation Technologies. CIGRE SC B3 Meeting, Berlin, September 2007

[17] Cheng, S.; Vennegeerts, H.; von Sengbusch, K.: Rechnergestützte probabilistische

Zuverlässigkeitsanalyse – Weiterentwicklung von Ramses. Jahresbericht 2003 des

Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen in Verbin-

dung mit der Forschungsgesellschaft Energie an der RWTH Aachen e.V., Aachener

Beiträge zur Energieversorgung, Bd. 92, Klinkenberg-Verlag Aachen, 2003, S. 97-101

[18] Balzer, G.; Schorn, C.: Asset Management für Infrastrukturanlagen – Energie und Was-

ser, Springer-Verlag, Berlin Heidelberg, 2011

[19] Federlein, S.: Modellierung des typspezifischen Störungsaufkommens von Hochspan-

nungs-Schaltgeräten, Dissertation am Institut für Hochspannungstechnik der RWTH

Aachen, 2010

[20] Hartung, J.; Elpelt, B.; Klösener, K.-H.: Statistik – Lehr- und Handbuch der ange-

wandten Statistik, 15. Auflage, Oldenburg Verlag München, München, 2009

[21] Patsch, R.; Kindersberger, J.; König, D.: Alterung von Betriebsmitteln – ein Überblick,

Vorträge der ETG-Fachtagung (ETG-FB 87), Berlin, 2002

[22] Hille, C.: Simulatorische Analyse und Optimierung von Asset Management Strategien

im regulierten Umfeld der Elektrizitätsversorgung, Dissertation, RWTH-Aachen, 2012.

[23] Brandl, M.: Altersabhängigkeit der Störungsraten von MS-Kabeln – verbesserte Ana-

lyseverfahren: Basis für die Asset Simulation, FGH-Fachtagung, Heidelberg, 2010

[24] Zickler, U.; Planic, M.; Kahlen, C.; Gitis, A.; Schnettler, A.: Typenspezifische Bewertung

der Komponentenzuverlässigkeit zur Prognose der Versorgungsqualität in Verteilungs-

netzen, VDE-Kongress – Intelligente Energieversorgung der Zukunft 5.11.-6.11.2012,

Stuttgart

[25] Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN): Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik –

Berichtsjahr 2010. 1. Ausgabe, Dezember 2011

[26] DIN V VDE 0109-1 (VDE V 0109-1):2008-07: Instandhaltung von Anlagen und Be-

triebsmitteln in elektrischen Versorgungsnetzen – Teil 1: Systemaspekte und Verfahren

3 Die Veröffentlichung basiert auf dem AiF-Forschungsvorhaben Nr. 13695 N und erhielt den

PMAPS INTERNATIONAL CONFERENCE PRIZE PAPER AWARD – First Prize in Track 3

Anhang AiF-Vorhaben-Nr. 16391 N - 89 -

Anhang

A.1 Struktur Schadenstatistik ........................................................................................90

A.2 Maßnahmenkatalog .............................................................................................. 104

A.3 Tätigkeiten sowie Kriterien zur Planung und Durchführung der IH-Maßnahmen im Überblick .......................................................................................................... 111

A.4 Altersabhängige Darstellung mit Schätzwerten ..................................................... 116

A.5 Anlass der Schadenmeldung und Schadenursache .............................................. 120

A.6 Maßnahmenkosten ............................................................................................... 129

A.7 Schäden mit Störungen ........................................................................................ 142

A.8 Schäden ohne Störungen ..................................................................................... 170

A.9 Instandhaltungseinfluss ........................................................................................ 184

A.10 Eingangsdaten der Zuverlässigkeitsberechnung ................................................... 187


A.1 Struktur Schadensstatistik

Netzdaten

Umspannwerk / Schaltstation

Anzahl Anlagen Freiluft, luftisoliert Innenraum, luftisoliert, offen Innenraum, luftisoliert, metallgek. Gasisoliert Sonstige

Eingabefelder (integer**)

Anzahl Felder Freiluft, luftisoliert Innenraum, luftisoliert, offen Innenraum, luftisoliert, metallgek. Gasisoliert Sonstige


Netzstation

Anzahl Stationen Einbau, gasisoliert Einbau, luftisoliert Gebäude, gasisoliert Gebäude, luftisoliert Kompakt, gasisoliert Kompakt, luftisoliert Mast Sonstige Kundenstationen


Anzahl Felder Einbau, gasisoliert Einbau, luftisoliert Gebäude, gasisoliert Gebäude, luftisoliert Kompakt, gasisoliert Kompakt, luftisoliert Mast Sonstige


Kabelanlage

Stromkreislänge Kabel in km Papiermasse-Kabel PE-Kabel VPE-Kabel Sonstige Kunststoffkabel


Freileitung Stromkreislänge Freileitungen in km Eingabefeld (integer**)


Anlagendaten

Teilsystem Datenfeld Feldtyp Inhalt Auswahlfeld


Anlagenname Eingabefeld

(alphanumerisch*)

Hersteller Auswahlfeld

ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva

Baumeister

Beluk

Calor-Emag

Concordia

Diverse

Driescher

Driescher - Moosburg

Driescher - Wegberg

Ormazabal

Ritter

Sachsenwerk

SAG

Siemens

Siemens-Schuckert-Werke

Sprecher

Verviers Bruxelles EIB

Konstruktionstyp Auswahlfeld

Freiluft, luftisoliert

Freiluft, luftisoliert metallgekapselt

Innenraum, luftisoliert metallgekapselt

Innenraum, luftisoliert offen

Feststoffisoliert

Gasisoliert

Zahl der Leitungsfelder

Eingabefeld (integer**)

Zahl der sonstigen Felder


Zahl der Sammelschienen

Auswahlfeld

1

2

3


Teilsystem Datenfeld Feldtyp Inhalt Auswahlfeld

Netzstation


(alphanumerisch*)


ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva

Diverse


Driescher - Wegberg

F & G

Lahmeyer

Ormazabal

Schrack

Siemens

Funktionstyp Auswahlfeld

Gemischte Station

Letztverbraucherstation

Ortsnetzstation


Einbaustation, gasisoliert

Einbaustation, luftisoliert

Gebäudestation, gasisoliert

Gebäudestation, luftisoliert

Kompaktstation, feststoffisoliert

Kompaktstation, gasisoliert

Kompaktstation, luftisoliert

Maststation

Maststation mit Gehäuse

Kabelanlage


(alphanumerisch*)

Typ der Kabelanlage

Auswahlfeld

Gemischt

Kunststoff

Papiermasse

Freileitung


(alphanumerisch*)

Errichtungsjahr Eingabefeld (integer**)

Material der Masten

Auswahlfeld

Beton

Holz

Stahl

Gemischt


Schadenortbeschreibung

Umspannwerk/Schaltstation

Teilsystem Komponente Datenfeld Feldtyp Inhalt Auswahlfeld


Leistungsschalter

Baujahr Eingabefeld (integer**)


Druckgas

Druckluft

Expansin

Ölarm

SF6

Vakuum

Antriebstyp Auswahlfeld

Druckluft

Federkraft/Hand

Federkraft/Motorisch

Hydraulisch

Fahrwagenanlage Auswahlfeld

Ja

Nein

Unbekannt


ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva

BBC

Calor-Emag

Concordia

Driescher


Driescher - Wegberg

F & G

Krone

Ormazabal

Pfisterer

Sachsenwerk

Siemens


Sonstige

Verviers Bruxelles EIB

Voigt & Häffner

Hersteller-bezeichnung

Eingabefeld (alphanumerisch*)

Schadenort Leistungsschalter

Auswahlfeld

Antrieb

Einfahrmechanik

Strombahn

Sekundäreinrichtung


HS/MS-Transformator




MS/MS-Transformator Nennleistung [MVA]


Durchschnittliche Tageshöchstlast

Auswahlfeld

< 50 %

> 100 %

50 - 100 %

Mittlere Jahres-benutzungsdauer [h]



ABB

ABB Lepper

ACC

ACEC

ACM

AEG

ALSTOM

Alstom Türkei

Ansaldo

Areva

Asea Bad Honnef

ASGEN

BBC

BEW

Breda

Celme

Demag

Dominit

EAG

EBG

EIG

Elin

Elmowa

F & G

France Transfo

Garbe-Lahmeyer

Gobiet

Görler

Heim

HG Fischer

HTT

IEO

Ita Trafo

Jeumont Schneider

Kentler

Koch und Ster.

Lahmeyer

Lepper

Lepper Dominit

Maffei

May & Christi

Pauwels

Piller



Poege

Rathgeber

Sachsenwerk

Savoisienne

SBG

Schorch

Siemens

Siemens Dresden Siemens-Schuckert-Werke

Smit

Sonstige

Starkstromgerätebau

Tamini

Thyssen

Tironi

Topp

Trafo Union

TRO Berlin

VA Tech EBG

VEB

Volta



Schadenort HS/MS- und MS/MS-Transformator

Auswahlfeld

Ausdehnungsgefäß

Durchführung

Gehäuse

Isolierung

Kern

Kühlanlage Sonstige Sekundäreinrichtung Sonstiger äußerer Schaden

Stufenschalter Unbekannter innerer Schaden


Sammelschiene



blank

teilisoliert

vollisoliert


ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva


Driescher - Wegberg

F & G

Lahmeyer



Ormazabal

Schrack

Siemens


Sonstige

Schadenort Sammelschiene

Auswahlfeld

Durchführung

Einfahr-Kontakte

Leiter


Steckverbindung

Stützer


Trennschalter



Abgangstrenner

Abgangstrenner mit Erder

Dreistellungsschalter

Sammelschienen-trenner


Druckluft

Hand

Motorisch


ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva

BBC

Calor-Emag

Conti Elektro


Driescher - Wegberg

F & G

Ormazabal

Siemens


Sonstige

Voigt & Häffner



Schadenort Trennschalter

Auswahlfeld

Antrieb

Strombahn


Weitere Auswahlmöglichkeit/Differenzierung beim Schadenort HS/MS-Transformator und

MS/MS-Transformator (siehe folgende Tabelle).


Ausdehnungsgefäß Durchführungstyp Durchführung DIN-Durchführung Gehäuse Kondensator-Durchführung Isolierung Durchführung unbekannt Kern

Schadenort Stufenschalter

Kühlanlage

Isolierung

Sonstige Sekundäreinrichtung

Lastumschalter

Sonstiger äußerer Schaden Schaltertyp Motorantrieb

Stufenschalter Öl-Schalter Wähler/Wender

Unbekannter innerer Schaden Vakuum-Schalter Sonstiges Netzstation/Kabelanlage/Freileitung

Teilsystem Komponente Datenfeld Feldtyp Inhalt

Auswahlfeld

Netzstation Gebäude / Gehäuse

Errichtungsjahr Eingabefeld (integer**)

Jahr der letzten Sanierung



Fertigbauweise - Beton

Fertigbauweise - Kunststoff

Fertigbauweise - Metall

Gemauert

Integriert


Betonbau

Driescher - Wegberg

Fa. Seibel

Gräper

Griesmann

Kalchschmid

Lahmeyer

Maier und Stadlinger

Marbeton

Scheidt

Sonstige

Thosti

Netzstation Lastschalter



Abgangs-Lastschalter Sammelschienen-Lasttrennschalter


Druckluft

Hand

Motorisch

Lastschalter-Sicherungs-Kombination

Auswahlfeld

Ja

Nein

Unbekannt



Auswahlfeld


ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva

BBC

Calor-Emag

Concordia

Driescher

Driescher - Moosburg Driescher - Wegberg

F & G

Kehrs

Krone

Minor

Mipak

Möller

Ormazabal

Pfisterer

Sachsenwerk

Siemens

Sonstige

Voigt & Häffner



Schadenort Lastschalter

Auswahlfeld Antrieb

Strombahn

Netzstation MS/NS-Transformator


Nennleistung [kVA]


Durchschnittliche Tageshöchstlast

Auswahlfeld

< 50 %

> 100 %

50 - 100 %


Gießharztrans-formator

Mideltransformator

Öltransformator

Hersteller Auswahlfeld siehe HS/MS-Transformator

Herstellerbezeichnung


Schadenort MS/NS-Transformator

Auswahlfeld

Durchführung/ Stecker

Gehäuse

Ik-Unterbrecher

Isolierung

Kern

Sekundär-einrichtung



Auswahlfeld

Sonstiger äußerer Schaden

Umsteller

Unbekannter innerer Schaden

Netzstation Sammelschiene



blank

teilisoliert

vollisoliert


ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva


Driescher - Wegberg

F & G

Lahmeyer

Ormazabal

Schrack

Siemens

Sonstige

Schadenort Sammelschiene

Auswahlfeld

Durchführung

Einfahr-Kontakte

Leiter


Steckverbindung

Stützer

Kabelanlage Endverschluss

Einbaujahr Eingabefeld (integer**)

Einbauort Auswahlfeld

Freileitungs-abgang

Netzstation

Umspannwerk/ Schaltstation


Kunststoff-Auf-schiebetechnik

Kunststoff-Kalt-schrumpftechnik

Kunststoff-Warm-schrumpftechnik

Papiermasse-Nass

Papiermasse-Trocken


3M

ABB

AEG



Auswahlfeld

Alcatel

BBC

Elastimold

Euromold

F & G

Hannemann

Kabelmetal

KabelRheidt

Nexans

NKT

Raychem

Siemens

Sonstige

Kabelanlage Kabel

Verlegejahr Eingabefeld (integer**)

Kabeltyp Auswahlfeld

Papiermasse Kabel

PE Kabel PE Kabel, silikonisiert

PVC Kabel

Sonstige Kabel

VPE Kabel

VPE Kabel, graphitiert VPE Kabel, silikonisiert

Kabelkennzeichnung nach VDE



ABB Energiekabel

AEG

Alcatel

Bayka

F & G

Kabel & Draht

Kabelmetal

Kaiser

KW Brugg

KW Oberspree

Nexans

NKT Cables

Pirelli

Prysmian

Siemens

Sonstige

Südkabel

Kabelanlage Muffe

Einbaujahr Eingabefeld (integer**)


Abzweigmuffe

Endmuffe

Übergangsmuffe



Auswahlfeld

Verbindungsmuffe


Kunststoff-Auf-schiebetechnik

Kunststoff-Gießharztechnik

Kunststoff-Kalt-schrumpftechnik

Kunststoff-Warm-schrumpftechnik

Kunststoff-Wickeltechnik

Papiermasse-Nass

Papiermasse-Trocken

Verbindertyp Auswahlfeld

Press-Verbinder

Schraub-Verbinder

Unbekannt




3M

ABB

AEG

Alcatel

BBC

Cellpack

Elastimold

Euromold

F & G

Kabelmetal

KabelRheidt

Nexans

NKT

Raychem

Siemens

Sonstige

TECE - Thews & Klüver

Freileitung

Beschilderung Keine weitere Unterteilung

Erdungsanlage Keine weitere Unterteilung

Fundament Keine weitere Unterteilung

Isolator

Aufhängeart Auswahlfeld Einfach-Isolator

Doppel-Isolator

Isolatortyp Auswahlfeld

Abspannisolator

Hängeisolator

Stützisolator, auf Traverse

Stützisolator,



Auswahlfeld

direkt am Mast

Leiterseil Keine weitere Unterteilung

Mast Masttyp Auswahlfeld

Abspannmast

Abzweigmast

Endmast

Maststation

Tragmast

Winkelabspann-mast

Winkelabzweig-mast

Winkeltragmast

Freileitung Mastschalter



Freileitungs-Lasttrennschalter

Freileitungs-Trenner


Druckluft

Hand

Motorisch


ABB

ABB Calor Emag

AEG

ALSTOM

Areva

BBC

Calor-Emag

Concordia

Conti Elektro

Driescher


Driescher - Wegberg

F & G

Kehrs

Krone

Minor

Mipak

Möller

Ormazabal

Pfisterer

Sachsenwerk

Siemens

Sonstige

Voigt & Häffner

Herstellerbezeichnung




Auswahlfeld

Schadenort Mastschalter

Auswahlfeld Antrieb

Strombahn

Traverse / Querträger

Keine weitere Unterteilung

Überspannungs-ableiter


Vogelschutz-einrichtung


Sonstiges Keine weitere Unterteilung


Fragenkatalog zur Erfassung der Instandhaltungsmaßnahmen

1 Angaben zu den Maßnahmen der Instandhaltung

Inspektion Sichtkontrolle Begehung

Funktionsprüfung Wartung Revision

Instandsetzung Verbesserung Keine

Sonstige: Maßnahme 1:

Maßnahme 2:

Maßnahme 3:

Wie sind die benannten Maßnahmen definiert? Bitte tragen Sie den genauen Wortlaut ein und

nennen Sie die Quellen (Handlungshandbuch, sonstige Regelwerke), in denen die Definitionen

festgeschrieben sind.

Bitte Name eintragen

Bitte hier eintragen

Netzbetreiber Beantwortet vonBitte Name eintragen

Die Angaben beziehen sich auf das Teilsystem bzw. die Komponentenklasse:

Die nachfolgenden Angaben sind differenziert nach den vier Teilsystemen

Umspannwerk/Schaltstation, Netzstation, Kabelanlage und Freileitung zu betrachten,

ggf. nach Komponentenklassen wie z.B. Leistungsschalter, Transformator etc. Der

Fragenkatalog ist für jedes Teilsystem bzw. jede Komponentenklasse einmal

auszufüllen, für welche Schadendaten erhoben werden.

Wir bitten Sie hierfür die Excel-Datei entsprechend zu kopieren und

mehrfach zu verwenden.

Welche Instandhaltungsmaßnahmen werden regulär durchgeführt?

Falls die vorgegebenen Bezeichnungen nicht mit Ihren übereinstimmen, geben Sie bitte unter

"Sonstige" die genauen Bezeichnungen an, die in Ihrem Unternehmen gebräuchlich sind.

Definition:

Quelle:

A.2 Maßnahmenkatalog

Allgemeine Angaben und die Fragestellung 1


Fragestellung 2

2 A

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Fragestellung 3

3 A

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Jahr

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Maß

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Fragestellung 4

4 Angaben zu gesonderten Maßnahmen

Welche gesonderten Maßnahmen zur Zustandsbestimmung der Komponenten

werden durchgeführt?

Welche gesonderten Maßnahmen zur Überwachung besonders wichtiger oder

störungsanfälliger Komponenten gibt es?

Bezeichnung:

Beschreibung:

Bezeichnung:

Beschreibung:


Fragestellung 5

5 Angaben zur Dokumentation der durchgeführten Maßnahmen

Ja Nein

Ja Nein

Ja Nein

Ja Nein

Ja Nein

Falls ja, in welchem System erfolgt die digitale Datenerfassung?

Wie werden gesonderten Maßnahmen (z.B. Diagnose/Überwachung) dokumentiert?

Werden die Ergebnisse dieser Maßnahmen digital erfasst?

Werden die Ergebnisse dieser Maßnahmen digital erfasst?

Wird das Beheben kleiner Mängel als Schaden dokumentiert?

Werden die Ergebnisse systematisch ausgewertet und zur Planung

zukünftiger IH-Maßnahmen verwendet?

Werden die Ergebnisse systematisch ausgewertet und zur Planung

zukünftiger IH-Maßnahmen verwendet?

Wie werden die Maßnahmen zur Instandhaltung und Instandsetzung dokumentiert?

Falls ja, in welchem System erfolgt die digitale Datenerfassung?


Fragestellung 6

6 Weitere Angaben zu den Instandhaltungsstrategien

Außerbetriebsetzung Instandsetzung/Ersatz

sofort

verzögert - innerhalb von 24 h

verzögert - innerhalb einer Woche

verzögert - nach einer Woche

% Anlagenzustand

% Betriebsmittelalter

% Bedeutung für die Versorgungszuverlässigkeit

% Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit

% Betriebskosten

% Kosten der Instandsetzung

% Kosten der Neubeschaffung

% Sonstiges:

Ja Nein

Verlängerung der IH-Zyklen

Instandsetzung nur nach Auftreten einer Störung

Berücksichtigung des Zustandes einer Anlage

Berücksichtigung der Wichtigkeit einer Anlage

Abschätzung und Berücksichtigung des entstehenden Risikos

Sonstige:

Wie sind die Kriterien zur Abgrenzung zwischen Instandsetzung und Austausch/Neubau einer

Komponente festgelegt? Bitte bewerten Sie die Wichtigkeit der Kriterien prozentual.

Falls ja, in welcher Form wurden diese festgelegt?

Wie ist der Instandhaltungsumfang festgelegt? (z.B. Investitionsplan, Instandhaltungsplan)

Hat es in den vergangenen 10 Jahren signifikante Änderungen der

Instandhaltungsstrategie gegeben?

Wie wird mit Mängeln, die eine unmittelbare Gefahr bilden, verfahren?


Fragestellung 7

7 Aufteilung des Instandhaltungsbudgets

Ja Nein

1 - niedrigste Priorität

6 - höchste Priorität

Werden die einzelnen Teilsysteme/Komponentenklassen bei der Vergabe der Budgets für die

Instandhaltung in unterschiedlichem Maße berücksichtigt?

Falls ja, vergeben Sie bitte eine Punktzahl von 1 bis 6 für das betrachtete Teilsystem bzw. die

betrachtete Komponentenklasse.


A.3 Tätigkeiten sowie Kriterien zur Planung und Durchführung der

IH-Maßnahmen im Überblick

Überblick der Tätigkeiten der IH-Maßnahmen

Tabelle 7: Ölarme Leistungsschalter

Tätig-keiten

Inspektion Sicht-kontrolle

Bege-hung

Funk-tions-prüfung

Wartung Revision Instand-setzung

Verbesse-rung

Frei-schalten

25 %

80 % 100 % 100 % 100 % 100 %

Visuelle Kontrolle

100 % 100 % 100 % 20 % 50 % 66 % 10 %

60 % 50 % 33 % 70 % 100 %

Kontrolle der Funktion

100 % 87,5 % 100 % 60 % 50 %

12,5 %

40 % 50 %

Reinigen / Schmieren

33 %

20 % 100 % 100 % 20 % 50 %

75 %

20 %

70 % 50 %

Beheben kleiner Mängel

25 %

20 % 62,5 % 100 % 30 %

25 %

20 % 37,5 %

40 % 50 %

Austausch Verschleiß-teile

75 % 100 % 50 %

25 %

10 %

Austausch Funktions-komp.

37,5 % 33 % 100 %

25 % 33 %

Steigerung Funktions-sicherheit

12,5 % 33 % 30 % 100 %

50 %

30 %


Tabelle 8: Vakuum Leistungsschalter

Tätig-keiten

Inspektion Sicht-kontrolle

Bege-hung

Funk-tions-prüfung

Wartung Revision Instand-setzung

Verbesse-rung

Frei-schalten

100 % 100 % 100 % 100 % 100 %

Visuelle Kontrolle

100 % 100 % 100 % 20 % 62,5 % 50 % 10 %

60 % 37,5 % 50 % 70 % 100 %


100 % 75 % 100 % 70 % 100 %

12,5 %

30 %


50 %

20 % 87,5 % 100 % 20 % 100 %

100 %

12,5 %

70 %


50 %

20 % 62,5 % 100 % 30 %

25 %

50 % 100 %


75 % 100 % 50 %

25 %

20 %


25 % 25 % 100 %

25 % 25 %


25 % 40 % 100 %

37,5 %

30 %


Tabelle 9: HS/MS-Transformator

Tätigkeiten Inspektion Sicht-kontrolle

Bege-hung

Funk-tions-prüfung

Wartung Wartung SLS

Instand-setzung

Verbesse-rung

Frei-schalten

50 %

100 % 83,3 % 100 % 100 % 100 %

Visuelle Kontrolle

100 % 100 % 100 % 50 % 50 % 44,4 % 11,1 %

50 % 50 % 44,4 % 55,6 % 100 %


100 % 50 % 55,6 % 44,4 %

16,7 %

16,7 % 22,2 % 55,6 % 100 %


16,7 %

50 % 83,3 % 88,9 % 11,1 %

50 %

16,7 % 11,1 % 66,7 % 100 %


33,3 %

50 % 50 % 66,7 % 11,1 %

33,3 %

50 % 22,2 % 33,3 %


16,7 %

50 % 77,8 % 22,2 %

25 % 16,7 % 22,2 % 33,3 %


33,3 % 100 %

16,7 % 22,2 %


11,1 % 22,2 % 100 %

25 % 16,7 % 22,2 % 22,2 %


Überblick der Kriterien zur Planung und Durchführung der IH-Maßnahmen

Tabelle 10: Ölarme Leistungsschalter

Kriterien Inspektion Sichtkon-trolle

Begehung Funktions-prüfung

War-tung

Re-vision

Instand-setzung

Ver-besse-rung

Zeit

100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %

1 a 0,25 a 0,15 a 4,2 a 8,2 a 13,25 a

Zustand 25 %

40 % 37,5 %

90 % 100 %

Wichtigkeit Zuverlässigkeit

25 % 33 % 50 % 20 % 62,5 % 66 % 20 % 50 %

Wichtigkeit technisch

25 % 33 %

50 % 66 % 20 % 50 %

Wichtigkeit wirtschaftlich

25 %

12,5 % 33 % 20 % 50 %


100 %

Sonstige

33 %

12,5 %

50 %

Tabelle 11: Vakuum Leistungsschalter

Kriterien Inspektion Sicht-kontrolle

Begehung Funktions-prüfung

War-tung

Re-vision

Instand-setzung

Ver-besse-rung

Zeit

100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %

0,75 a 0,3 a 0,25 a 4,67 a 9,5 a 12 a

Zustand

40 % 25 % 50 % 90 % 100 %


50 % 50 % 50 % 20 % 50 % 75 % 50 % 100 %


50 % 50 %

20 % 37,5 % 50 % 30 % 100 %


50 %

12,5 % 25 % 30 % 100 %


100 %

Sonstige

50 %

12,5 %

100 %


Tabelle 12: HS/MS-Transformator

Kriterien Inspek-tion

Sicht-kontrolle

Bege-hung

Funktions-prüfung

War-tung

War-tung SLS

Instand-setzung

Ver-besse-rung

Ölunter-suchung

Zeit

100 % 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %

77,8 %

1,1 a 0,1 a 1/12 a 1,6 a 5,3 a 7,4 %

4,7 a

Zustand

11,1 % 100 % 100 % 22,2 %


33,3 % 33,3 %

25 % 50 % 22,2 % 33,3 %


16,7 % 33,3 %

50 % 33,3 % 33,3 % 33,3 %


16,7 % 33,3 %

33,3 %


100 %

Sonstige 16,7 %

55,6 %


A.4 Altersabhängige Darstellung mit Schätzwerten

0 10 20 30 40 50 60 a 800

50

100

150

200

250

300

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

Genaue Werte

Schätzwerte

Bild 65: Mast mit 7395 Schäden (davon sind ca. 2,6 % Schätzwerte)

0 10 20 30 40 50 60 70 a 900

10

20

30

40

50

60

70

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

Schätzwerte

Genaue Werte

Bild 66: Kabel mit 1776 Schäden (davon sind ca. 13,7 % Schätzwerte)


0 10 20 30 40 50 60 70 a 900

2

4

6

8

10

12

14

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

Schätzwerte

Genaue Werte

Bild 67: Muffen mit 287 Schäden (davon sind ca. 10,10 % Schätzwerte)

0 10 20 30 40 a 600

10

20

30

40

50

Betriebsjahre

An

za

hl d

er

Ere

ign

isse

Abgangstrenner

Abgangstrenner mit Erder

Sammelschienentrenner

Bild 68: Trennschalter mit 282 Schäden


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 a 600

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

Lastschalter

Bild 69: Lastschalter 105 Schäden

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 a 600

1

2

3

4

5

Betriebsjahre

Anza

hl de

r E

reig

nis

se

M/N-Transformator

Bild 70: MS/NS-Transformator mit 40 Schäden


0 10 20 30 40 a 600

5

10

15

20

25

30

35

40

Betriebsjahre

An

za

hl d

er

Ere

ign

isse

HS/MS-Transformator

MS/MS-Transformator

Bild 71: HS/MS- und MS/MS-Transformator


A.5 Anlass der Schadenmeldung und Schadenursache

0 20 40 % 80

Bewuchs (Freileitung)Fremde Einwirkungen


Minderung der mech. Eigenschaften - SonstigesNicht untersucht

SonstigesUnbekannt

Schadenanteile

1.38

25.24

0.11

69.10

0.53

0.53

1.70

0.53


Begehung/Sichtkontrolle

Inspektion



Bild 72: Fundament mit 939 Schäden

0 10 20 30 % 50 60

Bewuchs (Freileitung)Fertigungs- und Werkstofffehler

Fremde EinwirkungenMinderung der mech. Eigenschaften - Korrosion

Minderung der mech. Eigenschaften - MaterialermüdungMinderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges

MontageNicht untersucht

SonstigesUnbekannt

Schadenanteile

12.61

0.13

21.07

8.55

50.66

0.22

1.34

0.25

2.43

0.67

1.84



Inspektion

Wartung



Bild 73: Mast mit 5979 Schäden


0 10 20 30 40 % 60

Fremde Einwirkungen


Minderung der mech. Eigenschaften - Korrosion

Montage

Nicht untersucht

Sonstiges

Unbekannt

Schadenanteile

19.51

0.22

66.14

2.91

7.40

1.12

2.70

Inspektion


Bild 74: Erdungsanlage mit 446 Schäden

0 5 10 15 20 % 30

Instandhaltung

Fremde Einwirkungen


Montage

Sonstiges

Unbekannt

Schadenanteile

1.37

23.30

27.40

10.96

17.81

19.18

Inspektion


Bild 75: Beschilderung mit 73 Schäden

0 10 % 30 40

Bedienung/ÜberwachungFremde Einwirkungen


Minderung der elektr. Eigenschaften - SonstigesMinderung der mech. Eigenschaften - Kontankteinstellung


Minderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges


SonstigesUnbekannt

Schadenanteile

1.08

13.98

11.83

1.08

3.23

1.08

1.08

5.38

7.53

2.15

3.23

7.53

8.60

32.26




Funktionsprüfung

Inspektion


Bild 76: Mastschalter mit 93 Schäden


0 10 20 30 % 50 60

Fertigungs- und Werkstofffehler

Fremde Einwirkungen


Minderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung


Überbeanspruchung - mechanisch

Nicht untersucht

Unbekannt

Schadenanteile

0.30

5.17

59.57

31.31

0.61

0.30

0.91

1.82


Inspektion

Wartung



Bild 77: Traverse/Querträger mit 329 Schäden

0 20 40 % 80

Fremde Einwirkungen

Minderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler

Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand

Minderung der elektr. Eigenschaften - Sonstiges


Überbeanspruchung - elektrisch

Unbekannt

Schadenanteile

81.01

3.80

1.27

1.27

6.33

2.53

3.80




Inspektion



Bild 78: Überspannungsableiter mit 79 Schäden


0 20 40 % 80 100

Fremde Einwirkungen


Montage

Nicht untersucht

Unbekannt

Schadenanteile

90.00

1.67

3.33

3.33

1.67

Inspektion


Bild 79: Vogelschutzeinrichtung mit 60 Schäden

0 10 20 % 40 50 60

Bewuchs (Freileitung)Instandhaltung

Fertigungs- und WerkstofffehlerFremde Einwirkungen

Minderung der elektr. Eigenschaften - IsolationsfehlerMinderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung


Minderung der mech. Eigenschaften - KontakteinstellungMinderung der mech. Eigenschaften - Korrosion


Planung und BemessungMontage

Überbeanspruchung - elektrischMontage

Überbeanspruchung - mechnisch

Schadensanteile

0.71

1.42

0.71

14.18

3.55

0.71

0.71

3.55

2.84

3.55

0.71

0.71

1.42

0.71

0.71

0.71

1.42

61.70




Inspektion


Wartung



Bild 80: MS/NS-Transformator mit 141 Schäden


0 5 10 15 % 25 30

Bewuchs (Freileitung)Einstellung von Schutzeinrichtungen









Überbeanspruchung - mechanischNicht Untersucht

Schadensanteile

1.08

0.11

4.21

1.40

7.02

0.22

0.32

0.97

1.84

0.11

3.56

3.89

17.49

8.21

3.46

0.22

0.86

0.54

8.10

7.24

29.16





Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion


Wartung


Bild 81: Gebäude/Gehäuse mit 926 Schäden

0 10 % 30 40

Fremde Einwirkungen


Minderung der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung


Minderung der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit

Unbekannt

Schadensanteile

26.67

33.33

6.67

6.67

20.00

6.67



Inspektion


Wartung


Bild 82: Sammelschiene NST mit 15 Schäden


0 10 20 % 40 50

Bedienung/Überwachung


Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand

Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung



Minderung der mech. Eigenschaften - Kontakteinstellung

Minderung der mech. Eigenschaften - Materialermüdung

Minderung der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit

Minderung der mech. Eigenschaften - Verharzung

Minderung der mech. Eigenschaften - Verschleiß


Schadensanteile

3.03

3.03

3.03

15.15

3.03

3.03

42.42

3.03

9.09

9.09

3.03

3.03



Inspektion

Wartung



Bild 83: MS/MS-Transformator mit 33 Schäden

0 10 20 % 40 50





Sonstiges

Unbekannt

Schadensanteile

45.45

9.09

18.18

9.09

9.09

9.09




Inspektion



Bild 84: Sammelschiene UW/SST mit 11 Schäden


0 10 20 30 % 50

Bedienung / ÜberwachungEinstellung von Schutzeinrichtungen


Min. der elektr. Eigenschaften - IsolationsfehlerMin. der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand

Min. der elektr. Eigenschaften - KontaktermüdungMin. der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung

Min. der elektr. Eigenschaften - SonstigesMin. der mech. Eigenschaften - KontakteinstellungMin. der mech. Eigenschaften - Materialermüdung

Min. der mech. Eigenschaften - UndichtigkeitMin. der mech. Eigenschaften - VerharzungMin. der mech. Eigenschaften - VerschleißMin. der mech. Eigenschaften - Sonstiges

Überbeanspruchung - elektrischNicht untersucht

SonstigesUnbekannt

Schadensanteile

0.411.22

0.410.411.63

16.530.41

2.042.45

1.024.49

53.886.94

2.242.86

0.820.610.411.22





Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion


Wartung



Bild 85: Ölarme Leistungsschalter mit 490 Schäden

0 10 20 30 % 50

InstandhaltungMin. der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler

Min. der elektr. Eigenschaften - KontaktermüdungMin. der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung

Min. der elektr. Eigenschaften - SonstigesMin. der mech. Eigenschaften - Kontakteinstellung

Min. der mech. Eigenschaften - KorrosionMin. der mech. Eigenschaften - Materialermüdung

Min. der mech. Eigenschaften - VerharzungMin. der mech. Eigenschaften - VerschleißMin. der mech. Eigenschaften - Sonstiges

MontageUnbekannt

Schadensanteile

2.08

4.17

4.17

2.08

12.5

6.25

2.08

2.08

16.67

2.08

10.41

2.08

33.33





Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion


Wartung



Bild 86: Vakuum Leistungsschalter mit 48 Schäden


0 10 % 30 40


Min. der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler

Min. der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung

Min. der elektr. Eigenschaften - Sonstiges

Min. der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit

Überbeanspruchung- elektrisch

Sonstiges

Schadensanteile

33.33

6.67

13.33

13.33

6.67

6.67

20.00





Funktionsprüfung



Bild 87: SF6 Leistungsschalter mit 15 Schäden

0 10 20 30 40 % 60

Einstellung von SchutzeinrichtungenInstandhaltung




Minderung der mech. Eigenschaften - KontakteinstellungMinderung der mech. Eigenschaften - Korrosion

Minderung der mech. Eigenschaften - MaterialermüdungMinderung der mech. Eigenschaften - UndichtigkeitMinderung der mech. Eigenschaften - VerharzungMinderung der mech. Eigenschaften - VerschleißMinderung der mech. Eigenschaften - Sonstiges

MontageÜberbeanspruchung - mechanisch


Unbekannt

Schadensanteile

0.24

1.22

2.93

4.88

0.24

3.41

2.20

8.30

2.20

1.95

2.68

54.63

0.24

4.40

1.22

0.24

0.24

2.44

1.22

5.12





Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion


Wartung



Bild 88: HS/MS-Transformator mit 410 Schäden


0 5 10 15 20 25 30 % 40 45

Bedienung/ ÜberwachungInstandhaltung

Fertigungs- und WerkstoffehlerFremde Einwirkung

Minderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand

Minderung der elektr. Eigenschaften - SonstigesMinderung der mech. Eigenschaften - Korrosion

Minderung der mech. Eigenschaften - MaterialermüdungMinderung der mech. Eigenschaften - VerharzungMinderung der mech. Eigenschaften - Verschleiß


Schadenanteile

0.37

0.73

1.10

37.73

2.56

2.56

1.10

0.73

0.37

11.72

1.10

1.10

38.83


Diagnose

Funktionsprüfung




Bild 89: Muffe mit 273 Schäden

0 10 % 30 40

InstandhaltungMinderung der elektr. Eigenschaften - Isolationsfehler

Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktabbrand Minderung der elektr. Eigenschaften - Kontaktermüdung

Minderung der elektr. Eigenschaften - Verschmutzung Minderung der elektr. Eigenschaften - SonstigesMinderung der mech. Eigenschaften - Korrosion

Minderung der mech. Eigenschaften - MaterialermüdungMinderung der mech. Eigenschaften - Undichtigkeit

Minderung der mech. Eigenschaften - SonstigesÜberbeanspruchung - elektrisch

SonstigesUnbekannt

Schadenanteile

2.63

31.58

5.26

7.89

2.63

15.79

2.63

2.63

13.16

2.63

2.63

7.89

2.63


Begehung/Sichtkontrolle

Diagnose

Funktionsprüfung

Inspektion


Wartung



Bild 90: Endverschluss mit 38 Schäden


A.6 Maßnahmenkosten

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 60000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 91: Leistungsschalter Gesamtbetrachtung mit 507 Schäden

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 92: Leistungsschalter mit 57 Schäden mit Störung


0 500 1000 1500 2000 2500 3000 35000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 93: Leistungsschalter mit 450 Schäden ohne Störung

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 1000011000 1200013000 14000 150000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 94: HS/MS-Transformator Gesamtbetrachtung mit 356 Schäden


0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.0000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 95: HS/MS-Transformator mit 91 Schäden mit Störung

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 160000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 96: HS/MS-Transformator mit 264 Schäden ohne Störung


0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 97: MS/MS-Transformator Gesamtbetrachtung mit 29 Schäden

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 98: MS/MS-Transformator mit 19 Schäden ohne Störung


0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 90000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 99: Trennschalter Gesamtbetrachtung mit 277 Schäden

0 400 800 1.200 1.6000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 100: Trennschalter mit 192 Schäden ohne Störung


0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500100000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 101: MS/NS-Trafo Gesamtbetrachtung mit 121 Schäden

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 100000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 102: MS/NS-Transformator 79 Schäden mit Störung


0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 100000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 103: MS/NS-Transformator mit 38 Schäden ohne Störung

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000 240000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 104: Gebäude/Gehäuse Gesamtbetrachtung mit 321 Schäden


0 50 100 150 200 250 300 350 4000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 105: Beschilderung mit 59 Schäden ohne Störung

0 400 800 1.200 1.600 2.0000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 106: Erdungsanlage mit 108 Schäden ohne Störung


0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 2.200 2.400 2.6000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 107: Fundament mit 828 Schäden ohne Störung

0 1000 2000 3000 4000 5000 60000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 108: Mastschalter mit 18 Schäden ohne Störung


0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 90000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 109: Traverse/Querträger mit 40 Schäden ohne Störung

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 50000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 110: Leiterseil mit 56 Schäden ohne Störung


0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 70000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 111: Endverschluss Gesamtbetrachtung mit 7 Schäden

0 400 800 1.200 1.600 2.000 2.400 2.800 3.200 3.5000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 112: Isolator mit 334 Schäden ohne Störung


0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 90000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 113: Mast mit 169 Schäden ohne Störung

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.0000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 114: Muffe 139 Schäden mit Störung


0 4000 8000 12000 16000 20000 24000 28000 32000 36000 40000 44000 480000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 115: Kabel Gesamtbetrachtung mit 801 Schäden

0 2500 5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000 22500 250000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Maßnahmenkosten

Hn

Bild 116: Muffe Gesamtbetrachtung mit 142 Schäden


A.7 Schäden mit Störungen

0 10 20 30 40 50 600

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0008

0.0016

0.0024

0.0032

0.0040

0.0049

0.0057

0.0065

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 700

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]


0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]


Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 117: Freileitungen – alle Masttypen, altersabhängige Störungsrate (oben),

Mengengerüst 42873 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate,

52 Schäden mit Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 600

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0008

0.0016

0.0024

0.0032

0.0040

0.0049

0.0057

0.0065

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen (ohne FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen (ohne FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 118: Freileitungen – alle Masttypen ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige

Störungsrate (oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 27 Schäden

mit Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 600

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0008

0.0016

0.0024

0.0032

0.0040

0.0049

0.0057

0.0065

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen (nur FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - alle Masttypen (nur FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 119: Freileitungen – alle Masttypen nur Fremdeinwirkung, altersabhängige




0 10 20 30 40 50 600

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0006

0.0012

0.0018

0.0024

0.0030

0.0036

0.0042

0.0048

0.0054

0.0060

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - Betonmasten


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 700

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Freileitungen - Betonmasten

0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - Betonmasten

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 120: Freileitungen – Betonmasten, altersabhängige Störungsrate (oben),




0 10 20 30 40 50 600

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0006

0.0012

0.0018

0.0024

0.0030

0.0036

0.0042

0.0048

0.0054

0.0060

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - Betonmasten (ohne FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - Betonmasten (ohne FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 121: Freileitungen – Betonmasten ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige




0 10 20 30 40 50 600

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0006

0.0012

0.0018

0.0024

0.0030

0.0036

0.0042

0.0048

0.0054

0.0060

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - Betonmasten (nur FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - Betonmasten (nur FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 122: Freileitungen – Betonmasten nur Fremdeinwirkung, altersabhängige




0 10 20 30 40 500

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0037

0.0075

0.0112

0.0150

0.0187

0.0225

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - Holzmasten


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

50

100

150

200

250

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Freileitungen - Holzmasten

0 10 20 30 40 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

0.045

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - Holzmasten

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 123: Freileitungen – Holzmasten, altersabhängige Störungsrate (oben),




0 10 20 30 40 500

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0037

0.0075

0.0112

0.0150

0.0187

0.0225

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - Holzmasten (ohne FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

0.045

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - Holzmasten (ohne FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 124: Freileitungen – Holzmasten ohne Fremdeinwirkung, altersabhängige




0 10 20 30 40 500

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0037

0.0075

0.0112

0.0150

0.0187

0.0225

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - Holzmasten (nur FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

0.045

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Freileitungen - Holzmasten (nur FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 125: Freileitungen – Holzmasten nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige




0 10 20 30 40 500

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0006

0.0013

0.0019

0.0025

0.0032

0.0038

0.0044

0.0051

0.0057

0.0063

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Freileitungen - Stahlmasten


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Freileitungen - Stahlmasten

Bild 126: Freileitungen – Stahlmasten, altersabhängige Störungsrate, 4 Schäden mit

Störung (oben), Mengengerüst 12201 km (unten),


0 5 10 15 20 25 30 350

2

4

6

8

10

12

14

16

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0278

0.0556

0.0834

0.1112

0.1390

0.1668

0.1946

0.2224

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - VPE


Störungsrate


0 5 10 15 20 25 30 35 400

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Kabel - VPE

0 5 10 15 20 25 30 350

0.05

0.1

0.15

0.2

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - VPE

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 127: Kabel – VPE, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 58723 km

(Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 214 Schäden mit Störung

(unten)


0 5 10 15 20 25 30 350

2

4

6

8

10

12

14

16

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0278

0.0556

0.0834

0.1112

0.1390

0.1668

0.1946

0.2224

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - VPE (ohne FE)


Störungsrate


0 5 10 15 20 25 30 350

0.05

0.1

0.15

0.2

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - VPE (ohne FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 128: Kabel – VPE ohne Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate

(oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 100 Schäden mit Störung

(unten)


0 5 10 15 20 25 30 350

2

4

6

8

10

12

14

16

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0278

0.0556

0.0834

0.1112

0.1390

0.1668

0.1946

0.2224

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - VPE (nur FE)


Störungsrate


0 5 10 15 20 25 30 350

0.05

0.1

0.15

0.2

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - VPE (nur FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 129: Kabel – VPE nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben)

sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 114 Schäden mit Störung (unten)


0 5 10 15 20 25 30 350

5

10

15

20

25

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0312

0.0623

0.0935

0.1247

0.1559

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - PE


Störungsrate

mittlere Störungsrate: 0.0013235

0 5 10 15 20 25 30 35 400

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Kabel - PE

0 5 10 15 20 25 30 350

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - PE

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 130: Kabel – PE, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst 4708 km

(Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 249 Schäden mit Störung

(unten)


0 5 10 15 20 25 30 350

5

10

15

20

25

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0312

0.0623

0.0935

0.1247

0.1559

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - PE (ohne FE)


Störungsrate


0 5 10 15 20 25 30 350

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - PE (ohne FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 131: Kabel – PE ohne Fremdeinwirkungen, altersabhängige Störungsrate (oben)

sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 248 Schäden mit Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 60 70 800

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0114

0.0227

0.0341

0.0454

0.0568

0.0681

0.0795

0.0909

0.1022

0.1136

0.1249

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - Papiermasse


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 70 80 900

500

1000

1500

2000

2500

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Kabel - Papiermasse

0 10 20 30 40 50 60 70 800

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - Papiermasse

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 132: Kabel – Papiermasse, altersabhängige Störungsrate (oben), Mengengerüst

39656 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 917 Schäden mit

Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 60 70 800

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0114

0.0227

0.0341

0.0454

0.0568

0.0681

0.0795

0.0909

0.1022

0.1136

0.1249

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - Papiermasse (ohne FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 70 800

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - Papiermasse (ohne FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 133: Kabel – Papiermasse ohne Fremdwirkungen, altersabhängige Störungsrate

(oben) sowie Ausgleichskurve der Störungsrate, 685 Schäden mit Störung

(unten)


0 10 20 30 40 50 60 70 800

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0114

0.0227

0.0341

0.0454

0.0568

0.0681

0.0795

0.0909

0.1022

0.1136

0.1249

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden mit Störung und Störungsrate Kabel - Papiermasse (nur FE)


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 70 800

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/(

km

*a)]

Störungsrate Kabel - Papiermasse (nur FE)

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 134: Kabel – Papiermasse nur Fremdeinwirkungen, altersabhängige




0 10 20 30 40 50 600

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0026

0.0051

0.0077

0.0103

0.0128

0.0154

0.0179

0.0205

0.0231

0.0256

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate Netzstationen - Gebäude


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 700

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Betriebsjahre [a]

Anzahl

Mengengerüst Netzstationen - Gebäude

Bild 135: Netzstationen – Gebäude, altersabhängige Störungsrate, 3 Schäden mit

Störung (oben), Mengengerüst 89482 Stück (unten)


0 10 20 30 40 50 60 700

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0003

0.0006

0.0008

0.0011

0.0014

0.0017

0.0020

0.0022

0.0025

0.0028

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate Netzstationen - Lastschalter


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 70 800

500

1000

1500

2000

2500

Betriebsjahre [a]

Anzahl

Mengengerüst Netzstationen - Lastschalter

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Störungsrate Netzstationen - Lastschalter

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 136: Netzstationen – Lastschalter, altersabhängige Störungsrate (oben),

Mengengerüst 61719 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der

Störungsrate, 15 Schäden mit Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 600

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0001

0.0002

0.0003

0.0004

0.0006

0.0007

0.0008

0.0009

0.0010

0.0011

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate Netzstationen - Transformatoren


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 700

500

1000

1500

2000

2500

Betriebsjahre [a]

Anzahl

Mengengerüst Netzstationen - Transformatoren

Bild 137: Netzstationen – MS/NS-Transformatoren, altersabhängige Störungsrate

7 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 60681 Stück, (unten)


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

1

2

3

4

5

6

7

8

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0017

0.0034

0.0051

0.0068

0.0086

0.0103

0.0120

0.0137

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - ölarme Leistungsschalter


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

100

200

300

400

500

600

700

800

Betriebsjahre [a]

Anzahl

Mengengerüst UWSST - ölarme Leistungsschalter

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.005

0.01

0.015

0.02

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Störungsrate UWSST - ölarme Leistungsschalter

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 138: Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter, altersabhängige Störungsrate

(oben), Mengengerüst 13576 Stück (Mitte) sowie Ausgleichskurve der



0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0007

0.0015

0.0022

0.0029

0.0036

0.0044

0.0051

0.0058

0.0066

0.0073

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - Vakuum Leistungsschalter


Störungsrate


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

50

100

150

200

250

300

350

400

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst UWSST - Vakuum Leistungsschalter

Bild 139: Umspannwerk – Vakuumleistungsschalter, altersabhängige Störungsrate,

8 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 6278 Stück (unten)


0 10 20 30 40 50 600

1

2

3

4

5

6

7

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0095

0.0190

0.0286

0.0381

0.0476

0.0571

0.0667

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - Trennschalter


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 700

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Betriebsjahre [a]

Anzahl


0 10 20 30 40 50 600

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Störungsrate UWSST - Trennschalter

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 140: Umspannwerk – Trennschalter alle Technologien, altersabhängige

Störungsrate (oben), Mengengerüst 39519 Stück (Mitte) sowie

Ausgleichskurve der Störungsrate, 86 Schäden mit Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 600

1

2

3

4

5

6

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0370

0.0741

0.1111

0.1481

0.1852

0.2222

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - Trennschalter Druckluft


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 60 700

100

200

300

400

500

600

700

Betriebsjahre [a]

Anzahl

Mengengerüst UWSST - Trennschalter Druckluft

0 10 20 30 40 50 600

0.05

0.1

0.15

0.2

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Störungsrate UWSST - Trennschalter Druckluft

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 141: Umspannwerk – Trennschalter Druckluft, altersabhängige Störungsrate




0 10 20 30 40 500

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0071

0.0143

0.0214

0.0286

0.0357

0.0429

0.0500

0.0571

0.0643

0.0714

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - Trennschalter Handantrieb


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

200

400

600

800

1000

1200

Betriebsjahre [a]

Anzahl

Mengengerüst UWSST - Trennschalter Handantrieb

0 10 20 30 40 500

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Störungsrate UWSST - Trennschalter Handantrieb

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 142: Umspannwerk – Trennschalter Handantrieb, altersabhängige Störungsrate




0 5 10 15 20 25 30 35 400

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden m

it S

töru

ng

0.0000

0.0036

0.0071

0.0107

0.0143

0.0179

0.0214

0.0250

0.0286

0.0321

0.0357

Stö

rungsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - Trennschalter Motorantrieb


Störungsrate


0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

50

100

150

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst UWSST - Trennschalter Motorantrieb

Bild 143: Umspannwerk – Trennschalter Motorantrieb, altersabhängige Störungsrate,

8 Schäden mit Störung (oben), Mengengerüst 988 Stück (unten)


0 10 20 30 40 500

1

2

3

4

5

6

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

mit S

töru

ng

0.0000

0.0417

0.0833

0.1250

0.1667

0.2083

0.2500

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Schäden mit Störung und Störungsrate UWSST - HS/MS Transformatoren


Störungsrate


0 10 20 30 40 50 600

20

40

60

80

100

120

140

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst UWSST - HS/MS Transformatoren

0 10 20 30 40 500

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/a

]

Störungsrate UWSST - HS/MS Transformatoren

Störungsrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 144: Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren, altersabhängige Störungsrate




A.8 Schäden ohne Störungen

0 10 20 30 40 50 600

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

oh

ne S

töru

ng

0.0000

0.3186

0.6372

0.9557

1.2743

1.5929

Sch

ad

en

sra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Freileitungen - alle Masttypen

Schäden ohne Störung

Schadenrate

mittlere Schadensrate: 0.0098052

0 10 20 30 40 50 60 700

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Betriebsjahre [a]

Lä

nge

[km

]


0 10 20 30 40 50 600

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

Betriebsjahre [a]

Sch

ad

en

sra

te [

1/(

km

*a)]

Schadensrate Freileitungen - alle Masttypen

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 145: Freileitungen – alle Masttypen, altersabhängige Schadensrate (oben),

Mengengerüst 42873 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate,

25643 Schäden ohne Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 600

100

200

300

400

500

600

700

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

oh

ne S

töru

ng

0.0000

0.4570

0.9141

1.3711

1.8282

2.2852

2.7423

3.1993

Sch

ad

en

sra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Freileitungen - Betonmasten


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 60 700

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Betriebsjahre [a]

Lä

nge

[km

]

Mengengerüst Freileitungen - Betonmasten

0 10 20 30 40 50 600

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Betriebsjahre [a]

Sch

ad

en

sra

te [

1/(

km

*a)]

Schadensrate Freileitungen - Betonmasten

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 146: Freileitungen – Betonmasten, altersabhängige Schadensrate (oben),




0 10 20 30 40 500

19

38

58

77

96

115

134

154

173

192

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

ch

äden o

hne S

töru

ng

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Freileitungen - Holzmasten


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 600

50

100

150

200

250

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Freileitungen - Holzmasten

0 10 20 30 40 500

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Betriebsjahre [a]

Sch

ad

en

sra

te [

1/(

km

*a)]

Schadensrate Freileitungen - Holzmasten

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 147: Freileitungen – Holzmasten, altersabhängige Schadensrate (oben),




0 10 20 30 40 500

50

100

150

200

250

300

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden o

hne S

töru

ng

0.0000

0.4081

0.8162

1.2243

1.6324

2.0405

2.4487

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Freileitungen - Stahlmasten


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 600

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Betriebsjahre [a]

Lä

nge

[km

]

Mengengerüst Freileitungen - Stahlmasten

0 10 20 30 40 500

0.5

1

1.5

2

Betriebsjahre [a]

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schadensrate Freileitungen - Stahlmasten

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 148: Freileitungen – Stahlmasten, altersabhängige Schadensrate (oben),




0 5 10 15 20 25 30 350.0000

0.3000

0.6000

0.9000

1.2000

1.5000

1.8000

2.1000

2.4000

2.7000

3.0000

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden o

hne S

töru

ng

0

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

0.02

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Kabel - VPE


Schadenrate

mittlere Schadensrate: 7.8241e-006

0 5 10 15 20 25 30 35 400

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Kabel - VPE

0 5 10 15 20 25 30 350

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

0.045

Betriebsjahre [a]

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schadensrate Kabel - VPE

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 149: Kabel – VPE, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst

58723 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 17 Schäden

ohne Störung (unten)


0 5 10 15 20 25 30 350

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

ch

äden o

hne S

töru

ng

0.0000

0.0010

0.0019

0.0029

0.0038

0.0048

0.0057

0.0067

0.0077

0.0086

0.0096

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Kabel - PE


Schadenrate


0 5 10 15 20 25 30 35 400

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Betriebsjahre [a]

Länge [

km

]

Mengengerüst Kabel - PE

Bild 150: Kabel – PE, altersabhängige Schadensrate, 7 Schäden ohne Störung

(oben), Mengengerüst 4708 km (unten)


0 10 20 30 40 50 60 70 800.0000

0.5000

1.0000

1.5000

2.0000

2.5000

3.0000

3.5000

4.0000

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden o

hne S

töru

ng

0

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Kabel - Papiermasse


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 60 70 80 900

500

1000

1500

2000

2500

Betriebsjahre [a]

Lä

nge [

km

]

Mengengerüst Kabel - Papiermasse

0 10 20 30 40 50 60 70 800

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

Betriebsjahre [a]

Schadensra

te [

1/(

km

*a)]

Schadensrate Kabel - Papiermasse

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 151: Kabel – Papiermasse, altersabhängige Schadensrate (oben), Mengengerüst

39656 km (Mitte) sowie Ausgleichskurve der Schadensrate, 21 Schäden

ohne Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 600

5

10

15

20

25

30

35

40

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden o

hne S

töru

ng

0.0000

0.0084

0.0168

0.0252

0.0337

0.0421

0.0505

0.0589

0.0673

Schadensra

te [

Schäden/a

]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Netzstationen - Gebäude


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 60 700

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Betriebsjahre [a]

Anzahl

Mengengerüst Netzstationen - Gebäude

0 10 20 30 40 50 600

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Schadensra

te [

1/a

]

Schadensrate Netzstationen - Gebäude

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 152: Netzstationen – Gebäude, altersabhängige Schadensrate (oben),


Schadensrate, 630 Schäden ohne Störung (unten)


0 10 20 30 40 50 60 700.0000

0.9000

1.8000

2.7000

3.6000

4.5000

5.4000

6.3000

7.2000

8.1000

9.0000

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

ch

äden o

hne S

töru

ng

0

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

0.02

Schadensra

te [

Schäden/a

]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Netzstationen - Lastschalter


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 60 70 800

500

1000

1500

2000

2500

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst Netzstationen - Lastschalter

0 10 20 30 40 50 60 700

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

Betriebsjahre [a]

Sch

ad

en

sra

te [

1/a

]

Schadensrate Netzstationen - Lastschalter

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 153: Netzstationen – Lastschalter, altersabhängige Schadensrate (oben),




0 10 20 30 40 50 600

0.5

1

1.5

2

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

oh

ne

Stö

run

g

0

0.5

1

1.5

2

x 10-3

Sch

ad

en

sra

te [

Sch

äd

en

/a]

Schäden ohne Störung und Schadensrate Netzstationen - Transformatoren


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 60 700

500

1000

1500

2000

2500

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst Netzstationen - Transformatoren

0 10 20 30 40 50 600

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

Betriebsjahre [a]

Sch

ad

en

sra

te [

1/a

]

Schadensrate Netzstationen - Transformatoren

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 154: Netzstationen – MS/NS-Transformatoren, altersabhängige Schadensrate




0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

10

20

30

40

50

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden o

hne S

töru

ng

0.0000

0.0493

0.0986

0.1479

0.1973

0.2466

Schadensra

te [

Schäden/a

]

Schäden ohne Störung und Schadensrate UWSST - ölarme Leistungsschalter


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 600

100

200

300

400

500

600

700

800

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst UWSST - ölarme Leistungsschalter

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

Betriebsjahre [a]

Sch

ad

en

sra

te [

1/a

]

Schadensrate UWSST - ölarme Leistungsschalter

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 155: Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter, altersabhängige Schadensrate




0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

0.5

1

1.5

2

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

oh

ne

Stö

run

g

0

0.005

0.01

0.015

0.02

Sch

ad

en

sra

te [

Sch

äd

en

/a]

Schäden ohne Störung und Schadensrate UWSST - Vakuum Leistungsschalter


Schadenrate


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

50

100

150

200

250

300

350

400

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst UWSST - Vakuum Leistungsschalter

0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

Betriebsjahre [a]

Schadensra

te [

1/a

]

Schadensrate UWSST - Vakuum Leistungsschalter

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 156: Umspannwerk – Vakuumleistungsschalter, altersabhängige Schadensrate




0 10 20 30 40 50 600

5

10

14

19

24

29

33

38

43

Betriebsjahre [a]

Anzahl S

chäden o

hne S

töru

ng

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

Schadensra

te [

Schäden/a

]

Schäden ohne Störung und Schadensrate UWSST - Trennschalter


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 60 700

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Betriebsjahre [a]

Anzahl


0 10 20 30 40 50 600

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

Betriebsjahre [a]

Sch

ad

en

sra

te [

1/a

]

Schadensrate UWSST - Trennschalter

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 157: Umspannwerk – Trennschalter, altersabhängige Schadensrate (oben),




0 10 20 30 40 500

5

10

15

20

25

Betriebsjahre [a]

An

za

hl S

ch

äd

en

oh

ne S

töru

ng

0.0000

0.0454

0.0908

0.1361

0.1815

0.2269

Sch

ad

en

sra

te [

Sch

äd

en

/a]

Schäden ohne Störung und Schadensrate UWSST - HS/MS Transformatoren


Schadenrate


0 10 20 30 40 50 600

20

40

60

80

100

120

140

Betriebsjahre [a]

An

za

hl

Mengengerüst UWSST - HS/MS Transformatoren

0 10 20 30 40 500

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

Betriebsjahre [a]

Schadensra

te [

1/a

]

Schadensrate UWSST - HS/MS Transformatoren

Schadensrate

Ausgleichskurve

Konfidenzintervalle

Bild 158: Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren, altersabhängige Schadensrate




A.9 Instandhaltungseinfluss

0 10 20 30 40 50 600

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

1/(

km

*a)]

Freileitungen - Holzmasten, Störungsraten inkl. Maßnahmenverzögerung

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

Bild 159: Freileitungen – Holzmasten

0 10 20 30 40 50 60 700

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te 1

/a]

Netzstationen - Gebäude, Störungsraten inkl. Maßnahmenverzögerung

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

Bild 160: Netzstationen – Gebäude


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te 1

/a]

Netzstationen - Lastschalter, Störungsraten inkl. Maßnahmenverzögerung

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

Bild 161: Netzstationen – Lastschalter

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

0.04

0.045

0.05

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te 1

/a]

Störungrate Ausgleichskurve UWSST - ölarme Leistungsschalter, Störungsraten (inkl. Maßnahmenverzug)

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

Bild 162: Umspannwerk – ölarme Leistungsschalter


0 10 20 30 40 50 600

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te 1

/a]

UWSST - HS/MS Transformatoren, Störungsraten inkl. Maßnahmenverzögerung

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

Bild 163: Umspannwerk – HS/MS-Transformatoren

0 10 20 30 40 50 60 700

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te 1

/a]

UWSST - Trennschalter Druckluft, Störungsraten inkl. Maßnahmenverzögerung

Ist-IH

Ohne

1a

2a

5a

10a

Bild 164: Umspannwerk – Trennschalter Druckluft


A.10 Eingangsdaten der Zuverlässigkeitsberechnung

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.005

0.01

0.015

0.02

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Sch

äd

en

mit S

töru

ng/(

km

*a)]

Freileitungen - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 165: Freileitungen – alle Masttypen, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung

bei praktizierter Instandhaltung

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.005

0.01

0.015

0.02

0.025

0.03

0.035

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Sch

äd

en

mit S

töru

ng/(

km

*a)]

Kabel - Papiermasse - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 166: Kabel – Papiermasse, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei

praktizierter Instandhaltung


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Sch

äd

en

mit S

töru

ng/(

km

*a)]

Kabel - PE - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 167: Kabel – PE, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter

Instandhaltung

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

Schäden m

it S

töru

ng/(

km

*a)]

Kabel - VPE - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 168: Kabel – VPE ohne Altersunterscheidung, Eingangsdaten

Zuverlässigkeitsberechnung bei praktizierter Instandhaltung


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.5

1

1.5

2

Betriebsjahre [a]

Stö

rungsra

te [

Schäden m

it S

töru

ng/(

km

*a)]

Kabel - VPE alt - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 169: Kabel – VPE alt, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Sch

äd

en

mit S

töru

ng/(

km

*a)]

Kabel - VPE neu - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 170: Kabel – VPE neu, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei



0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

0.02

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Stö

run

ge

n/a

]Netzstationen - Lastschalter - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 171: Netzstationen – Lastschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung

bei praktizierter Instandhaltung

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Stö

run

ge

n/a

]

Netzstationen - Transformatoren - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 172: Netzstationen – Transformatoren, Eingangsdaten



0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Stö

run

ge

n/a

]UWSST - HS/MS Transformatoren - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 173: UWSST – HS/MS-Transformatoren, Eingangsdaten


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.005

0.01

0.015

0.02

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Stö

run

ge

n/a

]

UWSST - Leistungsschalter - Alle Störungsraten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

LSV

Bild 174: UWSST – Alle Leistungsschalter, Eingangsdaten



0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 500

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

0.02

Betriebsjahre [a]

Stö

run

gsra

te [

Stö

run

ge

n/a

]UWSST - Trennschalter - Alle Störungsraten

Häufigkeiten

Gesamtstörungsrate

Addition

EAS

UHA

VHA

Bild 175: UWSST – Trennschalter, Eingangsdaten Zuverlässigkeitsberechnung bei


Tabelle 13: Verwendete Aus-Dauern in h

Betriebsmittel Schutzauslösung Handausschaltung

Freileitungen 1,6 2,7

Kabel - Papiermasse 46,6 51,3

Kabel - PE 27,4 11,3

Kabel - VPE 34,8 15,9

Netzstationen - Gebäude 14,7 14,7

Netzstationen - Lastschalter 18,6 18,6

Netzstationen - Transformatoren 8,4 8,4

UWSST - HS_MS-Transformatoren 20,0 20,0

UWSST - Trennschalter 6,0 6,0

UWSST - Leistungsschalter 7,0 7,0

UWSST - Sammelschiene 6,0 6,0

Documents

Asset-Management von Verteilungsnetzen · Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. AiF/IGF-Vorhaben 16391N: Entwicklung typspezifischer Prognosemodelle