Seit der Liberalisierung der elektrischen Energieversorgung und der Einführung des Gesetzes für den Vorrang von erneuerbaren Energien hat sich das Umfeld des Übertragungsnetzbetreibers völlig verändert. In dieser neuen Situation müssen die Investitions- und Betriebskosten vollständig aus den Erlösen aus den gesetzlich limitierten Netzentgelten bestritten werden. Viele Übertragungsnetzbetreiber sehen das größte Potential an Kostenreduzierung in neuen Instandhaltungsstrategien. Der Status Quo in den letzten Jahrzehnten sah bei der Bewirtschaftung der Betriebsmittel eine zeitorientierte Abarbeitung vor. Die Idee ist der Wechsel zu einer risikoorientierten Instandhaltung.

Für die Berechnungen in dieser Arbeit wurde ein Übertragungsnetzmodell erstellt, welches die drei höchsten Spannungsebenen beinhaltet. Als Pate wurde das Kernstück eines der vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland ausgewählt. Dieser Netzausschnitt beinhaltet sowohl ländliche als auch urban ausgeprägte Strukturen des Übertragungsnetzes. Das Hauptaugenmerk liegt dabei auf dem 380-kV-Übertragungsnetz. Alle Strategien, die in dieser Arbeit vorgestellt werden, beziehen sich auf die Betriebs-mittel in dieser Spannungsebene.

Die vorliegende Arbeit zeigt, dass für die Bestimmung von risikoorientierten Maßnahmen im Übertragungsnetz eine Vielzahl von Daten benötigt wird, um das Ziel einer effizienteren Bewirtschaftung des Übertragungsnetzes zu erreichen. Um die Bedeutung des einzelnen Betriebsmittels festzustellen, sind z.B. sowohl dessen Alter, der detaillierte Aufbau der Schaltanlagen als auch eine Vielzahl an Last- und Auslastungszuständen des Übertragungsnetzes notwendig. Andernfalls ist keine entsprechende Risikoidentifikation möglich bzw. in einigen Fällen ist eine konträre Aussage zur Bedeutung der einzelnen Betriebsmittel die Folge. Die darauf aufbauenden Strategien könnten dann sogar höhere Betriebskosten verursachen. Basierend auf der Value-at-Risk Methode wird eine Möglichkeit der Risikoidentifikation für Betriebsmittel, Betriebsmittelgruppen und frei wählbaren Clusterungen vorgestellt, die es ermöglicht, eine Vielzahl an Daten zu einer Risikokennzahl zu bündeln. Für die Bestimmung der benötigten Kombinationen der unterschiedlichen Lastsituationen, altersabhängigen Zuverlässigkeitskenndaten und der normalverteilten Reparaturkosten der Betriebsmittel wird eine Monte Carlo Simulation verwendet.

Mit Hilfe des erstellten Übertragungsnetzmodells wird gezeigt, welche Möglichkeiten an Risiko-, Betriebs- und Investitionskostenoptimierungen mit der entwickelten VaR-Methode möglich sind. Mit Veränderungen in der Instandhaltungsintensität in Bezug

auf den Risikowert des Betriebsmittels können die Betriebskosten gesenkt und gleich-zeitig die Gesamtrisikokosten konstant gehalten werden. In den Betriebsgruppen Leistungsschalter und Leistungstransformator liegt ein großes Optimierungspotential. Diese beiden Gruppen sind sehr kapitalintensiv und haben eine übergeordnete Bedeutung. Des Weiteren wird gezeigt, dass auch andere Cluster, wie z.B. die Felder in Schaltanlagen oder komplette Schaltanlagen, sinnvoll bei der Erstellung von Instandhaltungsstrategien sind.

Die Ergebnisse dieser Arbeit verdeutlichen, dass die Umstellung von zeit- zu risikoorientierten Maßnahmen für Betriebsmittel in der elektrischen Übertragungsnetzebene ein enormes Potential an Kostenreduzierung bzw. Effizienzsteigerungen von Investitionen ermöglicht. Vor dessen Einführung steht allerdings ein hoher Aufwand für die Datensammlung.