<?page no="0"?> Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen kompakt MARKUS PALIC KONSTANTIN O. PAPAILIOU GUNTRAM SCHULTZ <?page no="1"?> Die Omexom Hochspannung GmbH bringt Energie zu den Menschen. Sie ist Komplettdienstleister für Infrastruktur im Freileitungs- und Erdkabelbau. WENN KNOW-HOW AUF BEGEISTERUNG TRIFFT www.omexom.de <?page no="2"?> Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen kompakt <?page no="4"?> Markus Palic, Konstantin O. Papailiou, Guntram Schultz Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen kompakt <?page no="5"?> ISBN 978-3-381-10481-9 (Print) ISBN 978-3-381-10482-6 (ePDF) ISBN 978-3-381-10483-3 (ePub) Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http: / / dnb.dnb.de abrufbar. DOI: https: / / doi.org/ 10.24053/ 9783381104826 © 2023 expert verlag ‒ ein Unternehmen der Narr Francke Attempto Verlag GmbH + Co. KG Dischingerweg 5 · D-72070 Tübingen Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetztes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikro‐ verfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Alle Informationen in diesem Buch wurden mit großer Sorgfalt erstellt. Fehler können dennoch nicht völlig ausgeschlossen werden. Weder Verlag noch Autor: innen oder Herausgeber: innen übernehmen deshalb eine Gewährleistung für die Korrektheit des Inhaltes und haften nicht für fehlerhafte Angaben und deren Folgen. Diese Publikation enthält gegebenenfalls Links zu externen Inhalten Dritter, auf die weder Verlag noch Autor: innen oder Herausgeber: innen Einfluss haben. Für die Inhalte der verlinkten Seiten sind stets die jeweiligen Anbieter oder Betreibenden der Seiten verantwortlich. Internet: www.expertverlag.de eMail: info@verlag.expert Elanders GmbH <?page no="6"?> 11 13 1 15 1.1 15 1.2 20 1.3 23 1.4 27 1.5 30 1.6 33 1.7 36 2 41 2.1 41 2.1.1 43 2.1.2 45 2.1.3 47 2.1.4 47 2.1.5 51 2.1.6 51 2.1.7 54 2.1.8 55 2.2 56 2.2.1 57 2.2.2 59 2.2.3 60 2.2.4 67 2.2.5 70 2.2.6 72 2.2.7 72 3 75 3.1 75 Inhalt Geleitwort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorwort der Autoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung . . . . . . . . Historie der Stromübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen . . . . . . . . Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze . . . . . . . . . . . . . . Grundlagen der Netzplanung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Netzbetrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungstrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastformen und Landschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kompakte Doppelfreileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kompakte Mehrfachfreileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schutzbereiche von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Landwirtschaftlich genutzte Bereiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Waldflächen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bereiche mit Höhenbeschränkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Siedlungsbereiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Drehstrom-Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gleichstrom-Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verlegearten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffen- und Übergangsanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kreuzungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassen mit temporären Gestängen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassenausnutzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verfahren für Hochspannungsleitungen (110-kV) . . . . . . . . . . . . . . . . . <?page no="7"?> 3.2 77 3.2.1 77 3.2.2 77 3.2.3 78 3.3 82 3.4 82 3.5 83 3.5.1 84 3.5.2 85 3.5.3 86 3.6 87 3.7 89 3.7.1 90 3.7.2 92 3.8 93 3.9 95 3.9.1 95 3.9.2 97 3.9.3 100 3.9.4 102 3.10 103 4 107 4.1 107 4.1.1 108 4.1.2 108 4.1.3 108 4.1.4 109 4.1.5 109 4.2 110 4.2.1 111 4.2.2 112 4.2.3 113 4.2.4 114 4.2.5 115 4.2.6 115 4.2.7 117 4.2.8 118 4.2.9 118 4.2.10 119 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) . . . . . Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verfahren für nicht vordringliche Höchstspannungsleitungen . . . . . . Entwicklung des Europäischen Netzverbundes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Raumordnungsverfahren (ROV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aufgabe der Raumordnung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ablauf eines Raumordnungsverfahrens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Raumordnerische Beurteilung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bundesfachplanung (BFP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Planfeststellungsverfahren (PFV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ablauf des Planfeststellungsverfahrens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Der Planfeststellungsbeschluss . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Das NOVA-Prinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln . . . . . . . . . . . . . Strategische Umweltprüfung (SUP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beeinträchtigungen der Avifauna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Landschaftspflegerischer Begleitplan und Eingriffsausgleich . . . . . . . Entschädigungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungstechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilgewicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Eislasten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Windlasten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung der Komponenten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elektrische Anforderungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Leiterseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Typen und grundlegende Eigenschaften von Leiterseilen . . . . . . . . . . Kriechen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilverhalten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seildurchhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilbelastung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Thermisches Verhalten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Korona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bündelleiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hochtemperatur-Leiterseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Inhalt <?page no="8"?> 4.2.11 121 4.2.12 123 4.3 127 4.3.1 128 4.3.2 132 4.3.3 133 4.3.4 133 4.4 137 4.4.1 138 4.4.2 140 4.4.3 141 4.4.4 141 4.5 142 4.5.1 143 4.5.2 143 4.5.3 144 4.5.4 144 4.5.5 145 4.5.6 145 4.5.7 146 4.6 147 4.6.1 147 4.6.2 147 4.6.3 148 4.6.4 150 4.6.5 152 4.7 154 4.8 155 4.8.1 155 4.8.2 155 5 157 5.1 157 5.2 162 5.3 163 5.3.1 164 5.3.2 165 5.3.3 168 5.4 169 5.5 171 Freileitungs-Monitoring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilschwingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Isolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Klassifizierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Porzellanisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Glasisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verbundisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Armaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Isolatorkettenarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schwingungsdämpfer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abstandshalter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tragwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Materialien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastarten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Entwurf der Tragwerks-Geometrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Auf Tragwerke wirkende Belastungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Blitzschutz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gründungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Leitungsbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vermessung und Mastausteilung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorbereitung der Baustelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gründungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilverlegung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspektion und Wartung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verstärkung und Ertüchtigung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . Verstärkung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ertüchtigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabeltechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelaufbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelkonstruktionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mittelspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hochspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Höchstspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gasisolierte Rohrleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung . . . . . . . . . . . . . . Inhalt 7 <?page no="9"?> 5.6 171 5.6.1 173 5.6.2 175 5.6.3 177 5.7 178 5.8 181 6 183 6.1 183 6.1.1 184 6.1.2 185 6.1.3 188 6.1.4 188 6.1.5 189 6.2 191 6.3 192 6.4 196 6.5 197 6.6 199 6.7 201 6.7.1 201 6.7.2 203 6.7.3 204 7 207 7.1 208 7.2 209 7.3 210 7.4 211 7.4.1 211 7.4.2 212 7.4.3 212 7.4.4 213 7.4.5 214 217 219 231 Kabel-Garnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Endverschlüsse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Steckbare Anschlusssysteme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel- und Bodenerwärmung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einsatzgebiete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elektrotechnische Aspekte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vergleich der elektrischen Eigenschaften . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Betriebsverhalten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Strombelastbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verluste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung . . . . . . . . . . . . . . . Zuverlässigkeit und Lebensdauer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elektrische und magnetische Felder (EMF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse im Netz . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zwischenverkabelung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Integration von Gleichstromleitungen in ein bestehendes Drehstromnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich zwischen Freileitungen und Kabeln . . . . . . . . . . . . . . Kostenkomponenten einer Leitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich in der Hochspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich in der Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . Entwicklungstendenzen und Ausblick . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Übertragungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verteilnetze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sektorenkopplung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Technische Entwicklungen im Netzbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hochtemperaturseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kompaktleitungen mit Verbundisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gasisolierte Leitungen (GIL) für Drehstrom und Gleichstrom . . . . . . . Supraleiterkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung - Overlay-Netz Danke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literaturverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Register . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Inhalt <?page no="10"?> 235 242 Abbildungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tabellenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inhalt 9 <?page no="12"?> Geleitwort Der Netzausbau steht seit Jahrzehnten im Mittelpunkt der öffentlichen Diskussion. Mal stärker, mal weniger stark. Das steigende Umweltbewusstsein und der nötige Ausbau der Energieinfrastruktur prallen immer wieder aufeinander. Einerseits sind Energie‐ versorger und Netzbetreiber gesetzlich verpflichtet, die Infrastruktur den wachsenden und sich derzeit massiv verändernden Rahmenbedingungen durch die Energiewende und der angestrebten Sektorenkopplung anzupassen. Andererseits ist der Ausbau der hierfür dringend nötigen Anlagen, seien es Windkraftanlagen, Energieleitungen, Umspannanlagen oder Konverterstationen mit Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden, die vielerorts von weiten Teilen der Bevölkerung abgelehnt werden. Trotz immer wieder neuer gesetzlicher Regelungen zum beschleunigten Ausbau geht es gemessen an den politischen Zielen zu langsam voran. Ein Dilemma, dass sich nicht abstellen, aber deutlich versachlichen ließe, wenn sich alle Beteiligten über die ökolo‐ gischen, technischen und wirtschaftlichen Gegebenheiten zum Infrastrukturausbau ausführlicher informieren würden. Erfahrungsgemäß entstehen die meisten Konflikte dadurch, dass sich die Experten in den einzelnen Disziplinen zu wenig mit den jeweils anderen austauschen. Das vorliegende Buch widmet sich einem derzeit sehr wichtigen Anliegen: dem Netzausbau. In einer kompakten und für jedermann verständlichen Weise beschreibt es die einzelnen technischen Komponenten, geht auf deren Umweltverträglichkeit ein und schildert die wichtigsten Verfahren zur Realisierung von Freileitungen und Kabeln in Hoch- und Höchstspannungsnetzen. Eine empfehlenswerte Lektüre für Einsteiger in das Thema Netzausbau und für Beteiligte an öffentlichen Genehmigungsverfahren für überregionale Energieleitungen. Matthias Otte Abteilungsleiter Netzausbau bei der Bundesnetzagentur <?page no="14"?> Vorwort der Autoren Durch die beschleunigte Verschiebung der Erzeugungsschwerpunkte im Zuge der Energiewende, weg von den traditionellen, meist nuklear und fossil betriebenen Kraft‐ werken in der Nähe der Lastschwerpunkte, hin zur regenerativen Stromerzeugung aus Windkraft in der Nord- und Ostsee, muss der Strom über mehrere leistungsstarke Lei‐ tungsverbindungen über viele hundert Kilometer in die Mitte und den Süden Deutsch‐ lands transportiert werden. Darüber hinaus muss das bestehende Drehstromnetz in allen Spannungsebenen massiv verstärkt und ausgebaut werden. Die anfängliche Absicht, den Ausbau des Hoch- und Höchstspannungs-Drehstromnetzes mehrheitlich in Form von Freileitungen zu realisieren, scheiterte am Widerstand der Bevölkerung. Durch die inzwischen etablierten Beurteilungs- und Genehmigungsverfahren, mit zum Teil exzessiver Öffentlichkeitsbeteiligung, befassen sich neben den Planern, den Genehmigungsbehörden und den Trägern öffentlicher Belange inzwischen auch Heerscharen von Bürgerinnen und Bürgern mit diesem Thema. Im Mittelpunkt der Diskussion stand und steht neben der grundsätzlichen Frage nach der Notwendigkeit von Leitungsprojekten stets der dringende Wunsch nach deren vollständigen Verkabelung. Die damit verbundenen technischen und wirtschaftlichen Auswirkungen, insbesondere im Hoch- und Höchstspannungsnetz, sind vielschichtig und komplex. Deshalb werden sie meist ignoriert. Die in den vergangenen rund 40 Jahren hinzugekommenen verfahrenstechnischen Rahmenbedingungen und ihre fortwährende Novellierung verlangen von allen Verfahrensbeteiligten neben einem soliden Grundwissen über die technische Ausgestaltung ein stetes Hinzulernen und gleichzeitig ein Höchstmaß an Flexibilität. Das vorliegende Buch stellt eine Kompaktversion des gleichnamigen Fachbuchs der Autoren dar. Es ist vorgesehen für Techniker und Ingenieure, die neu in das Thema einsteigen. Ebenso soll es technische Laien ansprechen, die an Genehmigungsverfahren für Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen und -kabel beteiligt sind. Es verzichtet auf wissenschaftlichen Tiefgang und führt leicht verständlich und umfassend in das Thema ein. Demzufolge ist es in einen technischen und einen verfahrenstechni‐ schen Teil gegliedert. Im technischen Teil werden die beiden Betriebsmittel Kabel und Freileitung beschrieben, in ihrer Funktionsweisen miteinander verglichen und ihr Zusammenwirken im Netz beschrieben. Der vorangestellte verfahrens- und um‐ welttechnische Teil gibt einen Überblick über die durchzuführenden Planungs- und Genehmigungsverfahren, die inzwischen größtenteils durch die Bundesnetzagentur detailliert vorgegeben werden. Karlsruhe/ Malters, im März 2023 Markus Palic, Konstantin O. Papailiou, Guntram Schultz <?page no="16"?> 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung 1.1 Historie der Stromübertragung Wie so oft in der Geschichte, beginnen bedeutende Entwicklungen mit einem Streit unter Experten. So auch bei der grundlegenden Entscheidung über die Spannungsart- und höhe bei der Fernübertragung elektrischer Energie. Die beiden Protagonisten Thomas Alva Edison und Nikola Tesla stritten im ausgehenden 19ten Jahrhundert un‐ erbittlich darüber. Während sich Edison als Verfechter des Gleichstroms (DC, aus dem Englischen: direct current) vehement für die Gleichstromübertragung einsetzte, bewies Tesla den größeren Weitblick, indem er eine Wechselstromübertragung bzw. mit deren Erweiterung auf drei Leiter eine Drehstromübertragung (AC, aus dem Englischen: alternating current) forderte, die wir heute auf unterschiedlichen Spannungsebenen in der öffentlichen Elektrizitätsversorgung europaweit mit einer Frequenz von 50 Hertz (Hz) einsetzen. Weshalb sich die Wechselbzw. Drehstromtechnik für die Fernübertragung elektrischer Energie besser eignet, wird in den folgenden Kapiteln eingehend behandelt. Dass wir uns heute erneut mit der Gleichstromübertragung in der Höchstspannungsebene befassen, hat mit dieser Entscheidung erst einmal nichts zu tun. Davon später. Abb.-1 Nikola Tesla (links) und Thomas Alva Edison (rechts) - zwei Protagonisten im Stromkrieg [1] <?page no="17"?> Nicola Tesla war ein serbischer Ingenieur, der sein Studium an der technischen Hochschule in Graz unvollendet abbrach. Danach folgten mehreren Stationen als Konstrukteur und Erfinder. Schließlich landete er 1882 bei „Continental Edison“ in Paris und arbeitete an der elektrischen Straßenbeleuchtung der Stadt. Der dortige Vorsteher Edisons kontinentaler Zweigstelle ermunterte ihn, der besseren Karrierechancen wegen, an den Hauptsitz der Firma nach New York zu wechseln. Dem Vernehmen nach begann dessen Empfehlungsschreiben an den Chef in den USA mit folgendem Wortlaut: „Mein lieber Edison: ich kenne zwei großartige Männer und sie sind einer von ihnen. Der andere ist der junge Mann.“ Der Autodidakt Edison begann seine Karriere ohne eine besondere Ausbildung bei der mit Gleichstrom betriebenen Telegrafie und war der festen Überzeugung, dass auch die Starkstromübertragung mit Gleichstrom erfolgen müsste. Er erkannte Teslas Genialität und beauftragte ihn, mit Aussicht auf eine erkleckliche Prämie, seine Gleich‐ strommotoren zu verbessern, um sich nicht weiter mit der vermeintlich untauglichen Wechselstromtechnik zu befassen. Als die versprochene Prämie trotz erfolgreicher Bewältigung der Aufgabe ausblieb, kündigte Tesla. Anschließend entwickelte er gemeinsam mit dem Großindustrielle George Westing‐ house die Wechselstromtechnik weiter und begann, sie auch zur Fernübertragung von Elektrizität einzusetzen. So gerieten Edison und Westinghouse, der Teslas Wech‐ selstromforschung unterstützte und deren Ergebnisse vermarktete, heftig aneinander. In dem Streit beschwor Edison stets die Gefahr, die von Wechselstrom ausgehe und verwies immer wieder auf den mit Wechselstrom betriebenen elektrischen Stuhl, der 1890 im Bundesstaat New York erstmals zum Einsatz kam. Edison unternahm einige Versuche, Wechselstrom wegen dessen Gefährlichkeit behördlich verbieten zu lassen. Ohne Erfolg. Für die Elektrizitätsübertragung über weite Strecken erwies sich Gleichstrom als weniger geeignet. Die erste Gleichstrom-Überland-Freileitung, die Oskar von Miller (Abb. 2), der spätere Gründer des Deutschen Museums, anlässlich der „Münchner Elektrizitätsausstellung“ 1881 bauen ließ, zeigte es überdeutlich. Der von einer 1,5-PS-Dampfmaschine angetriebene Gleichstromgenerator im 57 km entfernten Mies‐ bach erzeugte die nötige elektrische Energie mit einer Anfangsspannung von etwa 2 kV. Am Leitungsende, auf dem Münchner Ausstellungsgelände, wo sie eine Pumpe für einen kleinen Wasserfall antrieb, betrug sie lediglich noch rund 1,5-kV. Die zur Hoch‐ spannungsleitung missbrauchte Telegrafenleitung hatte einen Leitungswiderstand von 3.000 Ohm (Ω) und brachte es gerade einmal auf einen Wirkungsgrad von rund 25 % [1]. Die Wahl eines größeren Querschnitts hätte das Ergebnis sicher verbessert, zufrieden‐ stellend wäre es dennoch nicht gewesen. Da sich die übertragene elektrische Leistung aus dem Produkt aus Strom und Spannung ergibt, wären für die Übertragung höherer Leistungen über längere Strecken, wegen der damals begrenzten Spannungshöhe, große Querschnitte aus teurem Kupfer notwendig gewesen. Obendrein führte das 16 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="18"?> Schalten hoher Gleichströme durch Lichtbögen an den Schaltkontakten fortwährend zu einem unerwünschten Abbrand. Abb.-2 Oskar von Miller [2] Abb.-3 Internationale Frankfurter Elektrizitätsausstellung 1891 [3] Rund zehn Jahre später war es erneut Oskar von Miller, der sich als Pionier hervortat. Für die 1891 in Frankfurt am Main stattfindende „Internationale Elektrotechnische Ausstellung“, die er organisierte, ließ er wieder eine Überlandleitung bauen (Abb. 3). Diesmal mit Drehstrom betrieben, einer Wechselstromvariante für die Übertragung hö‐ herer Leistungen, und in einem Design, welches sich für spätere Hochspannungs-Frei‐ leitungen als maßstäblich erweisen sollte. Die Einspeisung erfolgte in Lauffen am Neckar und die Leitungslänge betrug stattliche 175 km. Der Clou war diesmal die niedrige Generator-Spannung von 55 V, die über einen Transformator auf 15 000 V hochtransformiert und über die Freileitung nach Frankfurt weitergeleitet wurde, um im dortigen Ausstellungsgelände auf die Betriebsspannung der dort befindlichen Motoren und Glühlampen heruntertransformiert zu werden. Wie aber ist es möglich, Übertragungsspannungen in dieser atemberaubenden Höhe am Leitungsanfang herauf- und am Ende herunterzutransformieren? Das wollen wir uns im Folgenden genauer betrachten. Die Entdeckung der, dieses Phänomen beschreibenden Elektrodynamik reicht in die erste Hälfte des 19. Jahrhunderts zurück. Seither wurden deren Anwendungen weiterentwickelt und perfektioniert. Jeder, der in der Schule die Mittelstufe durchlief, kennt den Versuch, bei dem die Lehrerin oder der Lehrer einen Dauermagneten in eine mit Kupferdrähten umwickelte Spule tauchte. Der an den beiden Enden der Kupferwicklung angeschlossene Spannungsmesser schlug aus. D. h., eine Spannung wurde erzeugt. Sobald der Dauermagnet zur Ruhe kam, zeigte der Spannungsmesser keine Spannung mehr an. Das bedeutet, dass eine Spannung, die einen Stromfluss ermöglicht, nur dann erzeugt wird, wenn der Dauermagnet im Ringspalt der Spule ständig hin und her bewegt wird. Hierbei handelt es sich um das sogenannte Dynamo-Prinzip, als eine der Möglichkeiten der Stromerzeugung, wie sie beispiels‐ 1.1 Historie der Stromübertragung 17 <?page no="19"?> weise im Fahrrad-Dynamo und in Generatoren zur Stromerzeugung genutzt wird. Taucht man in die Spule einen Eisenkern und legt eine Spannung an, entwickelt sich der Eisenkern zu einem Magneten, der wie ein Permanentmagnet eiserne Gegenstände anzieht. Das Prinzip ist also umkehrbar. Einerseits lässt sich durch Bewegung mit einem Permanentmagneten in einer Spule eine Spannung erzeugen, und andererseits erzeugt eine stromdurchflossene Spule in einem Eisenkern ein Magnetfeld. Der nächste Gedankenschritt führt uns zu einer Anordnung, bei der eine Spule mit einem Eisenkern an eine Wechselspannung angeschlossen wird, die die Bewegung des Permanentmagneten aus der ersten Betrachtung ersetzt. Führt man den Eisenkern so weit aus der Spule heraus, dass eine zweite Spule aufgeschoben werden kann, so erzeugt die Wechselspannung in der ersten Spule über die magnetische Kopplung in der zweiten Spule ebenfalls eine Wechselspannung mit derselben Frequenz. Dies ist die Grundlage der Transformation. Entsprechend dem Verhältnis der Windungsanzahl in der einen Spule zur Windungsanzahl in der zweiten, ergeben sich nämlich die jeweiligen Höhen der Wechselspannungen in den Spulen. So induziert man beispielsweise (Abb. 4) von einer Spule mit der Windungszahl von N 1 =50 und einer angelegten Wechselspannung von U 1 =220 V in einer zweiten Spule mit einer Windungszahl von N 2 =25, eine Spannung von U 2 =110 V. Da sich die übertragene Leistung aus dem Produkt von Strom und Spannung ergibt, verhalten sich die Ströme auf der Primär- und Sekundärseite umgekehrt proportional zu den Spannungen. Das bedeutet in unserem Beispiel, dass bei einem Wechselstrom von I 1 =50 A auf der Primärseite, auf der Sekundärseite ein Strom von annähernd I 2 ≈100 A erzeugt wird. Annähernd deshalb, weil diese Anordnung, wie alle in der Technik, nicht verlustfrei arbeitet. Zur Optimierung des magnetischen Flusses in‐ nerhalb des Eisenkerns werden die Spulen wie in Abb. 4 gezeigt angebracht. In dieser Anordnung erreichen die Wirkungsgrade von Transformatoren 95-98 %. Bei dem als Drehstrom bezeichneten Dreiphasenwechselstrom werden alle drei Phasen in den drei Leitern über denselben Mechanismus transformiert. Über dieses physikalische Prinzip konnte in den Drehstromnetzen zwischen den Übertragungsspannungen und den Strömen nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten optimiert werden. In der Ausstellung präsentierten die Pioniere der Elektrizitätsübertragung das Projekt als „Kraftübertragung Lauffen-Frankfurt“. Die ankommende Hochspannung wurde anschließend auf 100 V heruntertransformiert und betrieb neben rund 1000 Glühlam‐ pen einen 74 kW starken Drehstrom-Synchronmotor, der auf dem Ausstellungsgelände eine Pumpe für einen mehrere Meter hohen künstlichen Wasserfall antrieb. Und das alles mit einem Übertragungswirkungsgrad von immerhin 75 %. Der mit Wasserkraft angetriebene Synchrongenerator, am anderen Ende der Leitung in Lauffen, hatte eine Leistung von 221 kW und erzeugte eine Wechselspannung mit einer Frequenz von 40 Hz [4]. Mit diesem Projekt bestätigte die Ausstellung eindrücklich die Leistungsfähigkeit der Elektrizität und deren vielfältige Nutzungsmöglichkeiten. Vor allem aber zeigte sie eines: Für eine wirtschaftliche Fernübertragung elektrischer Energie eignete sich 18 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="20"?> Abb.-4 Das Trafoprinzip die Wechselstromtechnik weitaus besser als ihr gleichmäßig fließender Gegenpart. In der einschlägigen Literatur wird dieses Ereignis häufig als die „Geburtsstunde“ der elektrischen Energieübertragung und -versorgung bezeichnet [5]. Durch die auf dem elektromagnetischen Prinzip beruhende Transformation von niedrigen auf hohe und höchste Spannungen und umgekehrt, verbunden mit außerordentlich hohen Transformations-Wirkungsgraden, konnten große elektrische Leistungen in einer höheren Spannungsebene mit geringen Verlusten über weite Strecken übertragen werden. Obendrein konnte der Stromfluss leichter unterbrochen werden, da sowohl der Strom als auch die Spannung in ihrem zeitlichen Verlauf Null-Durchgänge hatten. Das war der eigentliche Durchbruch für die Übertragungstechnik mit Wechselstrom und für den Ausbau von Stromnetzen. In den folgenden Jahren und Jahrzehnten stieg der Bedarf an Elektrizität rasant. Die Glühlampen verdrängten die Öl- und Gaslichter, und Elektromotoren der ver‐ schiedensten Gattungen übernahmen die individuellen Antriebe von Maschinen und verdrängten ebenso rasch die Dampfmaschinen mit ihren störungsanfälligen und un‐ fallträchtigen Transmissionen, die sich an den Decken der Fabrikhallen entlangzogen. Die lokalen Erzeuger, die in der Nähe liegende Verbraucher versorgten, schlossen sich zusammen oder wichen großen, effizienteren Erzeugungseinheiten, die in größerer Entfernung zu den Lastschwerpunkten lagen und so Transportleitungen und später Transport- und Verteilnetze benötigten, um diese zu erreichen. Da sich die elektrische Übertragungsleistung, wie erwähnt, aus dem Produkt von Spannung und Strom errechnet, konnten über Transformatoren beinahe beliebig hohe Spannungen erzeugt werden, die bei den Leitungen lediglich längere Isolatoren benötigten, die deutlich billiger herzustellen waren als Kupferleitungen mit großen 1.1 Historie der Stromübertragung 19 <?page no="21"?> Querschnitten für hohe Ströme. So entstanden wirtschaftliche, an die Transportentfer‐ nung angepasste und optimierte Höhen von Strömen und Spannungen. Die Transportentfernungen wurden immer größer, und sie zogen steigende Über‐ tragungsspannungen nach sich. Bald gab es die noch heute gern benutzte Faustformel, wonach die Übertragungsspannung je km Entfernung zwischen den Kraftwerken, Umspann- und Schaltanlagen ungefähr 1-kV betragen sollte. Damit wurde es möglich, die immer größer und effizienter werdenden Erzeugungs‐ einheiten, die sich rasch zu Großkraftwerken auswuchsen, dort zu platzieren, wo die Primärenergie zur Verfügung stand. Dies galt und gilt für die Wasserkraft und die fossilen Rohstoffe, im Fall von Braunkohle, die im Tagebau gefördert oder bei der Steinkohle, die auf See- und Flusswegen leicht zu den Kraftwerken transportiert werden konnte. So wurden die Kraftwerke immer weiter ausgebaut und die erzeugte elektrische Energie über immer größere Strecken zu den Verbrauchszentren, den großen Industrieanlagen und Großstädten transportiert. Auf diese Weise ließ sich auch der Transport der Energieträger optimieren. Die Rohstoffe für die Stromproduktion, die schwer waren und in großen physischen Mengen benötigt wurden, hatten so kurze bzw. bequeme Wege und die Elektrizität konnte an jedem Netzknoten in nahezu beliebiger Menge ein- und ausgespeist werden. 1.2 Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen Bereits 1912 wurde die erste 110-kV-Doppelfreileitung Europas zwischen dem Bran‐ denburgischen Lauchhammer und dem Sächsischen Riesa mit einer Länge von rund 50 km und einer Übertragungsleistung von 20 MW in Betrieb genommen. 1929 folgte die Spannungsstufe 220 kV. Die sogenannte „Nord-Süd-Leitung“ zog sich über insgesamt 600 km hin, von Brauweiler in der Nähe von Köln bis nach Tiengen, in Südbaden, unweit der Schweizerischen Grenze. Die erste 380-KV-Drehstrom-Freilei‐ tung in Deutschland nahm 1957 ihren Dienst auf, nachdem die Schweden bereits fünf Jahre zuvor eine Leitung in dieser Spannungsebene mit einer Übertragungsleistung von 1000 MW in Betrieb genommen hatten. Diese Leitung bildete den Ursprung des deutschen Höchstspannungs-Übertragungsnetzes in dieser Spannungsebene. Der Griff auf die bisher in Europa höchste Übertragungsspannung wurde nötig, weil die Braunkohlekraftwerke im rheinischen Revier stetig ausgebaut wurden, und die Über‐ tragungskapazitäten der darunterliegenden Spannungsebenen nicht mehr ausreichten [4]. Die als Donaumast bezeichnete Mastform, die bei dieser Leitung zum Einsatz kam, sollte später in Deutschland für Doppelfreileitungen im freien Gelände zum Standard werden (Abb.-5). Das Europäische Verbundnetz wird bis heute in dieser Spannungsebene und mit einer Frequenz von 50 Hz betrieben. Dass sich hieran in Zukunft etwas ändert, gilt als äußerst unwahrscheinlich. Hinzukommen wird allerdings die geplante Höchstspan‐ nungs-Gleichstromübertragung (HGÜ), vorwiegend über Erdkabel, die künftig als 20 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="22"?> Abb.-5 Leitungsmast im Leitungszug der 380-kV-Leitung Rommerskirchen-Hoheneck [6] integrierter Bestandteil des bestehenden Übertragungsnetzes für die Übertragung ho‐ her Leistungen zwischen weit voneinander entfernt liegenden Punkten vorgesehen ist. Die moderne Leistungselektronik und eine fortschrittliche Kabeltechnik ermöglichen, was in den Anfängen der Stromübertragung undenkbar war. In dünnbesiedelten Flächenstaaten wie Russland, China und Kanada ka‐ men zur Überbrückung größerer Dis‐ tanzen bald Drehstrom-Freileitungen mit noch höheren Übertragungsspan‐ nungen zum Einsatz. So baute die Ka‐ nadische Hydro-Quebec 1965 die erste 735-kV-Freileitung über 500 km mit einer Übertragungsleistung von 5.300 MW. 1985 nahm der kasachische Ener‐ gieversorger KEGOC die weltweit erste Drehstromfreileitung mit 1.150 kV in Betrieb. Nach mehreren Ausbaustufen misst die Leitung inzwischen über 1.400 km. Die Übertragungsleistung wird mit 5.500 MW angegeben. Bei dieser Span‐ nungsebene sollte es im Drehstrombe‐ reich weltweit erst einmal bleiben. Die Entwicklung der Spannungsstufen zeigt Abb.-6. Dank der modernen Halbleitertechnik können für den Transport von sehr gro‐ ßen Leistungen inzwischen auch hohe Gleichspannungen eingesetzt werden. Wie später zu sehen sein wird, bietet die Gleichspannungsbzw. Gleichstrom‐ übertragung eine hervorragende Mög‐ lichkeit, Energie über große Entfernun‐ gen mit sehr geringen Verlusten zu übertragen. Allerdings handelt es sich dabei bisher stets um Punkt-zu-Punkt-Verbin‐ dungen. An beiden Enden einer solchen Leitung sind großräumige Umrichter-Statio‐ nen erforderlich, die die Leitungen in das bestehende Höchstspannungs-Drehstrom‐ netz einbinden. 1.2 Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen 21 <?page no="23"?> Abb.-6 Entwicklung der Drehstrom-Spannungsstufen mit Freileitungen weltweit Die bisher höchste Spannungsebene für die Höchstspannungs-Gleichstromübertra‐ gung über Freileitungen beträgt ± 1.100 kV (also 2.200 kV zwischen Plus- und Minuspol). Mit wachsenden Übertragungsspannungen, und den damit einhergehenden größe‐ ren Abständen zwischen den Leitern, steigen die resultierenden elektrischen Feldstär‐ ken in der Nähe von Freileitungen in der Höchstspannungsebene stark an. Sie können, wie später zu sehen sein wird, zu risikobehafteten Sekundäreffekten führen, vor denen in der näheren Umgebung von Leitungen Schutzvorkehrungen nötig sind. Unabhängig von den elektrischen Phänomenen stieg durch das zunehmende Umweltbewusstsein in der Bevölkerung, insbesondere in Ländern mit freiheitlichen Gesellschaftsordnungen, mit Beginn der 1980er Jahre der Widerstand gegen Freileitungen in den höheren Spannungsebenen. Während sie bis dahin zwar nicht beliebt, aber doch als nötig erachtet worden waren, kippte die Stimmung, teilweise bis hin zur strikten Ablehnung. Militante Gruppen verübten Mitte der 1980er Jahre sogar Anschläge auf Höchstspan‐ nungsmaste, indem sie die Eckstiele ansägten. Glücklicherweise verliefen die Aktionen glimpflich. Allenthalben hörte man die Forderung nach Verkabelung. Dies galt fortan nicht nur für neu geplante Leitungen. Auch die bestehenden Freileitungen kamen in die Kritik und sollten unabhängig von ihrer Spannungsebene und -art verkabelt werden. 22 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="24"?> 1.3 Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungskabel Die Entwicklung gebrauchstauglicher Energiekabel dürfte mit einer Erfindung des gebürtigen Schweizers John Krüsi begonnen haben, der als Mitarbeiter von Edison drei isolierte Leiter in ein Stahlrohr einzog und mit heißem Teer vergoss. In der Patentschrift von 1883 wird auch eine Muffe beschrieben, in der die „Kabel“ verbunden werden (Abb. 7). Bis heute ähnelt der Aufbau von Muffen, also den Verbindungselementen von Kabelteilstrecken, diesem Grundmuster. Abb.-7 Darstellung des Kruesi-Tubes mit den drei Leitern im Rohr (unten), einer offenen Muffe (mittig) und einer verschlossenen Muffe (oben) [8] 1.3 Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungskabel 23 <?page no="25"?> Das patentierte Kabel diente der Stromübertragung vom ersten US-Kraftwerk „Pearl Street“ in New York, welches einige 100 von zuvor von Edison erfundenen Glühfaden‐ lampen in der Stadt versorgte, und die mit der von Edison bevorzugten Gleichstrom mit einer Gleichspannung von 110 V betrieben wurden. Mit zunehmenden Übertragungsspannungen stiegen die Anforderungen an die Spannungsfestigkeit des isolierenden Dielektrikums, das im Gegensatz zum Isolier‐ medium Luft bei Freileitungen, in den Kabeln auf wenige Zentimeter zusammen‐ schrumpfte. Ab der Jahrhundertwende verbesserten geschichtete, mineralölgetränkte Papieriso‐ lierungen die Spannungsfestigkeit der Starkstromkabel deutlich. Etwa zur gleichen Zeit kam auch die Umstellung der allgemeinen Stromversorgung von Gleichauf Wechselstrom, die für die höheren Übertragungsspannungen auch eine höhere Span‐ nungsfestigkeit benötigte. Bald folgten die ersten so genannten Gürtelkabel, die in den darauffolgenden Jahrzehnten zum Standard werden sollten. Sie bestanden aus drei mit ölgetränktem Papier umwickelten Adern, die noch einmal insgesamt eine weitere ölgetränkte, papierisolierte Lage als Gürtel und anschließend einen Bleimantel erhielten. Nach außen schützte sie eine innere Hülle, gefolgt von einer Bewehrung aus Stahlband und einer äußeren Schutzhülle aus Faserstoffen (Abb.-8+9). Abb.-8 Aufbau eines alten Gürtelkabels Abb.-9 30-kV-Gürtelkabel im Jahr 1911 [9] 1911 kam dieser Kabeltyp mit einer Betriebsspannung von 30 kV erstmals auf dem europäischen Kontinent bei der Versorgung der Stadt Berlin und dessen umgebenden Landbereichen zum Einsatz [9]. Das erste deutsche 110-kV-Ölkabel, ebenso aus drei Einzelleitern bestehend, wurde 1928 in Nürnberg verlegt. Nachdem Anfang der 1930er Jahre erste 220-kV-Ölkabel getestet wurden, errichtete der Pariser Energieversorger 1936 ein großes 220-kV-Ka‐ belnetz mit Niederdruckölkabeln in der Stadt [10]. 24 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="26"?> Anfang der 50er Jahre führte die rasant steigende Lastentwicklung der Nachkriegs‐ zeit in der 110-KV-Ebene zum breiten Einsatz von Niederdruck-Ölkabeln mit Blei und -Aluminiummänteln, sowohl in Einals auch in Dreileiterausführungen. Parallel hierzu bauten die Schweden 1952 die ersten 380-kV-Kabelstrecken als Ölkabel, die sie wenige Jahre später bereits auf 425-kV anhoben. Obschon die ersten kunststoffisolierten Kabel in der Niederspannungsebene bereits in den vierziger Jahren Verwendung fanden, kamen die ersten 110-kV-Polyethylen-Ka‐ bel (PE) in Deutschland erst 1973 auf den Markt. Anfängliche Probleme mit sogenann‐ ten water trees, also „Feuchtigkeitsbäumchen“ in feinen Rissen der Kunststoffisolation, die Teilentladungen und in der Folge Kabelfehler und Kabelzerstörungen verursachten, führten zur Weiterentwicklung in Richtung längs und -querwasserdichten, vernetzten Polyethylen-Kabeln (VPE). Diese haben sich in dieser Spannungsebene seither etabliert und sind allenthalben weit verbreitet. Mitte der siebziger Jahre wählten die Schluchseewerke AG für die Ableitung aus ihrem Kavernenkraftwerk in Wehr mit einer Systemlänge von 700 m einen bis dahin wenig verwendeten Leitungstyp. Eine sogenannte Gasisolierte Leitung (GIL), mit einer Betriebsspannung von 420 kV, führt den Drehstrom jeweils über einen auf Kunststoffisolatoren gestützten Rohrleiter in einem gasgefüllten größeren Rohr. Im Ringspalt befindet sich das unter Druck stehende Isoliergas Schwefelhexafluorid (SF 6 ). Aufgrund der hohen Kosten und dem Einsatz des als stärkstes Treibhausgas bekannten Isolationsmittels kam diese Technologie in der Folgezeit für den Stromtransport nur in Sonderfällen zum Einsatz. 1976 baute die Berliner Städtische Elektrizitätswerke AG (Bewag) die weltweit erste über 8 km lange innerstädtische 380-kV-Kabelverbindung. Sie bestand aus zwei papierisolierten Niederdruck-Ölkabel-Systemen in Einzelleiterausführung mit einem Leiterquerschnitt von 1.200 mm². Zur Ableitung der in den Kabeln erzeugten Wärme wurden sie in wasserdurchströmten Faserzementrohren verlegt. Die verbesserte Kunststoffkabeltechnologie führte 1988 zum ersten 220-kV-Dreh‐ stromkabel mit vernetztem Polyethylen (VPE) als Isolierstoff. Und schon 1996 ging das erste 380-kV-VPE-Kabel in Betrieb. Mit dem Aufkommen der Hochspannungs-Gleichstromübertragung entwickelte sich die VPE-Kabeltechnologie in diesem Segment in den vergangenen zwei Jahrzehn‐ ten ausgesprochen rasant. Während sich mit VPE-Gleichstromkabeln 1997 bei einer Betriebsspannung von + 10 kV, also insgesamt 20 kV, gerade mal eine Leistung von 3 MW übertragen ließ, lag sie 2017 mit + 640 kV bei 3.000 MW. Die übertragbare Leistung vertausendfachte sich innerhalb von 20 Jahren in mehreren Stufen. In den nächsten Jahren sollen die Nord-Süd-Kabelstrecken in Deutschland vorwie‐ gend als HGÜ-Kabel mit + 525 kV, einem Kupferquerschnitt von 3.000 mm² und einer Übertragungsleistung von mehr als 2.000 MW pro System verlegt werden. Die historische Entwicklung der Energiekabel zeigt Abb.-10. Im Zuge der Energiewende steht in Deutschland und sicher auch in ganz Europa künftig eine fundamentale Weiterentwicklung aller Netzebenen bevor. Der bisherige 1.3 Entwicklung der Hoch- und Höchstspannungskabel 25 <?page no="27"?> Netzausbau orientierte sich ausschließlich an leistungsfähigen Verbindungen von nach und nach entstandenen Erzeugungs- und Lastschwerpunkten, die zum großen Teil wenige hundert Kilometer voneinander entfernt lagen. In den kommenden Jahren und Jahrzehnten ist nunmehr eine grundlegende Neuausrichtung zu erwarten. Zu der bevorstehenden Abschaltung nuklearer und mit Kohle betriebener Kraftwerke, die von Windparks in der Nord- und Ostsee sowie durch weitläufig auf dem Festland verteilten Windkraft- und Photovoltaikanlagen sowie flexiblen Gaskraftwerken ersetzt werden sollen, passt die vorhandene Struktur des Höchstspannungsnetzes nicht mehr. Während es in den Verteilnetzen einer zum Teil massiven Verstärkung bedarf, damit Photovoltaik und Onshore-Windkraftanlagen restriktionsfrei in das Nieder, Mittel- und Hochspannungsnetz einspeisen können, benötigt das Übertragungsnetz leistungs‐ starke Verbindungen zwischen den neuen Erzeugungsschwerpunkten im Norden und den durch Kraftwerksstillegungen energetisch verwaisenden Süden der Republik. Die noch vor wenigen Jahren geplante Energieübertragung über mehrere Nord-Süd-Ver‐ bindungen, die auf einem massiven Ausbau des Höchstspannungs- Drehstromnetzes in Freileitungsbauweise basierte, scheiterte am zum Teil massiven Widerstand der Be‐ völkerung. Kaum wurde die Planung einer Höchstspannungs-Freileitung offenkundig, formierte sich der Widerstand auf breiter Front. Die Zerschneidung und Entwertung der ohnehin schon dicht besiedelten Landschaftsräume durch massive Freileitungen wurden von weiten Teilen der Bevölkerung strikt abgelehnt. Abb.-10 Spannungsstufen in der Entwicklung von Kabeltechniken 26 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="28"?> 1.4 Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung Die Frage, welche Spannungsart in der öffentlichen Stromversorgung Verwendung finden sollte, entschied sich, wie im vorangegangenen Kapitel ausführlich behandelt wurde, schon Ende der 1890er Jahre. Die Urväter der Elektrizitätsversorgung hatten, wie zu sehen war, gute Gründe, sich für Drehstrom zu entscheiden. Nun aber wird al‐ lenthalben von HGÜ, also von Hochspannung-Gleichstrom-Übertragung gesprochen, und sie wird für die Nord-Süd-Verbindungen sogar behördlich verordnet. Wie verträgt sich das? Die Energieübertragung mit Drehstrom in einem „vermaschten“ Höchstspan‐ nungsnetz genießt alle Vorzüge, die eine flächendeckende, mehr oder weniger homogene Verteilung von Erzeugungs- und Lastschwerpunkten an Land benötigt. Durch die bereits erwähnte Verschiebung der Erzeugungskapazitäten hin zur Offs‐ hore-Windkraft in die Gewässer der Nord- und Ostsee erfordert leistungsfähige Leitungsverbindungen zu den Lastbzw. Verbrauchsschwerpunkten in Deutschlands Süden und Südwesten. Die erstbeste Lösung, diese als Drehstrom-Freileitungen aus‐ zuführen, scheiterte am erbitterten Widerstand der Bevölkerung. Eine Verkabelung in der Spannungsebene mit Drehstromkabeln schied aus, weil sie bei größeren Ka‐ bellängen einen so hohen Blindleistungsbedarf besitzen, dass sie keine Wirkleistung mehr übertragen können. Was aber ist dieses sonderbare Phänomen „Blindleistung“? Betrachten wir zunächst eine Spule, die bei Motoren und Transformatoren in Form so genannter Wicklungen die Basis bildet. Ohne sie würden beide Betriebsmittel nicht funktionieren. Bevor durch eine solche Spule ein Strom fließt, muss an beiden Enden bereits die volle Spannung anliegen. Erst dann beginnt ein Strom zu fließen. Im Fachjargon heißt das, der Strom eilt der Spannung nach. Bei einer Wechselspannung bedeutet das, dass der Strom, kaum dass er zu fließen begonnen hat, durch die Umpolung schon wieder in die entgegengesetzte Richtung fließen muss. Bei einer Frequenz von 50 Hertz 100mal pro Sekunde. Damit ergibt sich ein geringerer Wirkanteil des Stromflusses, weil stets ein Teil träge zurückbleibt. Diesen ständig umkehrenden Anteil nennt man Blindstrom, da er zum tatsächlich wirksamen Stromtransport nicht beiträgt, den Leiterquerschnitt aber mit nutzt. Er wird als induktiver Blindstrom bezeichnet, der in Verbindung mit der anliegenden Wechselspannung die unerwünschte sogenannte Blindleistung bewirkt. Alle elektrotechnischen Bauelemente, bei denen der Strom durch Spulen fließt, sind potenzielle Verbraucher von induktivem Blindstrom. Im Bereich der elektrischen Energietechnik betrifft das neben Generatoren und Motoren auch Transformatoren und Freileitungen. Das ist die eine Seite der Medaille. Die andere Seite wirkt entgegengesetzt. Dieses Phänomen lässt sich anhand eines mit Wechselspannung betriebenen Kabels sehr anschaulich erklären. Betrachten wir anstelle einer Spule einen so genannten Kondensator. Dieser besteht aus zwei ausge‐ dehnten Platten, die durch ein isolierendes sogenanntes Dielektrikum getrennt sind. Legt man an die Platten eine Gleichspannung an, so verteilen sich die Ladungsträger 1.4 Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung 27 <?page no="29"?> auf den beiden Platten und es entsteht im Dielektrikum ein gleichmäßiges, elektri‐ sches Feld. Wird aber an die beiden Platten eine Wechselspannung angelegt, müssen die Ladungsträger im Takt der Frequenz ständig zwischen Spannungsquelle und den Platten hin und her fließen. Eine weitere Besonderheit bei dieser Anordnung ist, dass sich die Ladungsträger erst auf den beiden Platten verteilen müssen, bevor dazwischen eine Spannung dazwischen entstehen kann. D. h., der Strom muss erst fließen, bevor sich die Spannung aufbaut. Im elektrotechnischen Jargon eilt hier der Strom der Spannung voraus, während er bei Spulen dem Strom nacheilt. Quantitativ werden diese Eigenschaften bei Spulen durch den Begriff Induktivität (abgekürzt: L) und bei Kondensatoren durch den Begriff Kapazität C (abgekürzt: C) beschrieben. Abb.-11 Das Hochspannungskabel als langgestreckter Kondensator Hoch- und Höchstspannungskabel entsprechen in ihrer Bauform und ihren Wesens‐ eigenschaften einem langgestreckten, konzentrischen Kondensator. Die Leiterober‐ fläche wirkt als eine Platte und die Außenhülle, der Schirm, als die andere (Abb.-11, linker Bildteil). Stellen wir uns hierzu zwischen dem Leiter des Kabels und dessen Mantel eine Vielzahl kleiner Kondensatoren vor. Wird nun eine Wechselspannung U zwischen dem Leiter und den in der Regel geerdeten Außenmantel angelegt, wandern die Ladungsträger durch die ständige Umpolung zwischen der Quelle und den Platten hin und her. Auf diese Weise erzeugen sie einen Strom, der nur das Kabel belastet, aber zum eigentlichen Stromtransport nichts beiträgt. Der Gesamtstrom durch den Leiter, der als Scheinstrom bezeichnet wird, setzt sich aus dem wirksam übertragenen Strom, dem Wirkstrom und dem kapazitiven Blindstrom zusammen. Allerdings nicht algebraisch, sondern in Form zweier Vektoren, die senkrecht aufeinander stehen. Mit zunehmender Länge des Kabels steigt dessen Kapazität und somit auch der kapazitive Blindstrom. Bei Höchstspannungskabeln führt dieses Phänomen zu Län‐ genbeschränkungen. Wird nämlich für den Transport des Blindstroms der gesamte Leiterquerschnitt benötigt, kann kein Wirkstrom mehr übertragen werden. Dies ist der Grund dafür, dass in der Hoch- und Höchstspannungsebene die Integration von 28 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="30"?> Kabeln in das mit Drehstrom betriebene Leitungsnetz auf Verlegelängen meist weit unter 100-km beschränkt ist. Somit existieren zwei Arten von Blindstrom, die trotz ihres unerwünschten Er‐ scheinens segensreiche Eigenschaften besitzen. Sie lassen sich nämlich gegenseitig kompensieren. Da bei Kapazitäten der Strom der Spannung voraus- und bei Indukti‐ vitäten nacheilt, können Sie sich gegenseitig mit Blindstrom versorgen und so den Blindstromanteil im jeweiligen System reduzieren oder gänzlich aufheben. Damit kann über die Versorgungsleitungen ein hoher Anteil an Wirkstrom und damit verbunden an Wirkleistung übertragen werden. Einrichtungen zur Kompensation sind aber sowohl technisch wie auch wirt‐ schaftlich sehr aufwändig und machen längere Kabelverbindungen in Höchstspan‐ nungs-Drehstromnetzen zudem störungsanfälliger. Anders verhält es sich bei Gleichstromkabeln. Da Gleichstromkabel grundsätzlich keinen Blindleistungsbedarf besitzen, können sie in beliebigen Längen kompensations‐ frei in den höchsten Spannungsebenen eingesetzt werden. Hier liegt die Begrenzung lediglich im elektrischen Widerstand der Leiter, der zu Stromwärmeverlusten führt, die das Kabel erwärmen und bei ungünstiger Dimensionierung den Boden um die Kabel austrocknen können. Diese Gefahr lässt sich aber durch große Querschnitte und damit verbundene, niedrige elektrische Widerstände reduzieren. Nun stellt sich die Frage, weshalb sich die Urväter der Elektrizitätsversorgung damals nicht für den Gleichstrom entschieden, wie Edison es forderte. Gleichstrom hat gegenüber Wechselstrom zwei gravierende Nachteile. Zum einen funktioniert bei Gleichstrom das Trafoprinzip nicht. Da sich die transportierte elektri‐ sche Leistung aus dem Produkt von Strom und Spannung ergibt, ist eine wirtschaftliche Optimierung des Netzausbaus durch eine entsprechende Wahl der Übertragungsspan‐ nung und des Stromes hier nicht möglich. Zum anderen lassen sich hohe Gleichströme kaum schalten. Will man den Stromfluss unterbrechen, ziehen die Schaltkontakte einen Lichtbogen, der sich nur äußerst schwer löschen lässt. Erst die technische Entwicklung in den vergangenen Jahrzehnten hat Gleichstromschalter hervorgebracht, deren Einsatz jedoch nur zögerlich erfolgt. Deshalb werden bis jetzt HGÜ-Strecken auf der Wechselstromseite der Stromrichteranlagen geschaltet. Was aber hat sich seit dem Beginn der Stromübertragung so sehr verändert, dass heute möglich und gängig geworden ist, was damals unmöglich war? Bereits Ende der dreißiger Jahre des vergangenen Jahrhunderts wurde an Versuchsstrecken mit der Gleichstromübertragung experimentiert, die über Quecksilberdampf-Gleichrichter aus dem Drehstromnetz gespeist wurden. 1939 gelang es schließlich über sogenannte Quecksilberdampf-Ventile, vom Entwickler, der Schweizerischen BBC als „Mutatoren“ bezeichnet, auch netzgeführte Wechselrichter herzustellen [11]. Damit war man nun in der Lage, aus hohen Wechselspannungen nicht nur hohe Gleichspannungen zu erzeugen, sie konnten am anderen Ende auch wieder ohne rotierende Umformer in Wechselspannungen zurückgewandelt und in ein Drehstromnetz eingebunden werden. 1.4 Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung 29 <?page no="31"?> So wurden die Vorteile der Gleichstromtechnik zur Energieübertragung durch bessere Ausnutzung des Leiterquerschnitts genutzt. Aber auch die Verbindung von Netzen unterschiedlicher Frequenz oder unterschied‐ licher Verfahren zum Netzschutz gelang über so genannte Gleichstrom-Kurzkupplun‐ gen. Offshore-Windkraftanlagen können nur über Seekabel mit dem Festland verbunden werden. Dies macht bei größeren Entfernungen, wie zuvor ausgeführt Probleme, die sich nur mit Hilfe der Gleichstromtechnik wirtschaftlich lösen lassen. Der endgültige Durchbruch in der Stromrichter-Technologie gelang in den neunzi‐ ger Jahren des vergangenen Jahrhunderts mit bipolaren Transistoren (Insulated Gate Bipolar Transistor, IGBT). Ergo: Durch die moderne Halbleitertechnologie erfährt die Gleichstromübertragung eine Renaissance und eignet sich besonders für die Übertragung hoher Leistungen über große Entfernungen mittels Höchstspannungskabeln. Diese Verbindungen sind bisher aber lediglich Punkt-zu-Punkt-Verbindungen, die, wie schon erwähnt, wechselstrom‐ seitig geschaltet werden. 1.5 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze In den meisten europäischen Ländern unterscheidet man grundsätzlich zwischen Übertragungs- und Verteilnetzen (Abb. 12). Während Verteilnetze dazu dienen, die elektrische Energie auf den Spannungsebenen 0,4 bis hin zu 110 kV von den, in das Übertragungsnetz eingebetteten Umspannanlagen zu den Städten, Fabriken, den Handwerksbetrieben und Haushalten zu „verteilen“, obliegt dem Übertragungsnetz vorrangig die „Übertragung“ hoher Energiemengen zwischen den Einspeisungen aus Großkraftwerken, Offshore-Windparks und den Schalt- und Umspannanlagen über größere Distanzen. Dies erledigen sie auf den Spannungsebenen 150 (Offshore-Seeka‐ bel), 220 und 380 kV. Obschon alle Spannungsstufen über 1 kV definitionsgemäß als „Hochspannung“, und über 300 kV als „Höchstspannung“ gelten, haben sich im Sprachgebrauch unter Fachleuten im deutschsprachigen Raum vier Spannungsebenen etabliert. ■ Niederspannung bis 1000 V (in der Regel 230/ 400 V), ■ Mittelspannung, hauptsächlich 10 und 20-kV, ■ Hochspannung 110-kV sowie ■ Höchstspannung 150, 220 und 380-kV. 30 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="32"?> Abb.-12 Spannungsebenen in Deutschland In manchen Literaturstellen sind auch abweichende Definitionen und Spannungsebe‐ nen zu finden, auf die im Folgenden nicht weiter eingegangen wird. Die Höchstspannungsebene (220 und 380 kV) bildet in Deutschland die überge‐ ordnete Netzebene, die untereinander, mit Großkraftwerken und über sogenannte Kuppelleitungen mit den Höchstspannungsnetzen der Anrainerstaaten verbunden und so in das zentraleuropäische Verbundnetz eingebettet ist. Dieses Verbundnetz reicht von der nordöstlichen Region Polens bis zur südwestliche Spitze Portugals und wird als UCTE-Netz bezeichnet. Aber zurück zum deutschen Netz. Über eine Vielzahl von Umspannanlagen wird die Energie aus der Höchstspannungsebene in die 110-kV-Netze eingespeist. Große Met‐ ropolen wie Berlin, Hamburg oder München sind wegen ihres hohen Leistungsbedarfs direkt in das Höchstspannungsnetz eingebunden. Die darunterliegende 110-kV-Ebene übernimmt die Versorgung größerer Städte, ländlicher Regionen und größerer und mittlerer Fabrikationsanlagen. Gleichzeitig übernimmt ein eigenständiges, von der öffentlichen Versorgung unabhängiges 110-kV-Freileitungsnetz mit einer Frequenz von 16,7 Hertz die Bahnstromversorgung, die in sogenannten Unterwerken auf die Fahrdrahtspannung des Bahnnetzes von 15-kV heruntertransformiert wird. An das öffentliche 110-kV-Netz sind wiederum Mittelspannungsnetze mit verschie‐ denen Betriebsweisen über unzählige Umspannanlagen angeschlossen. Die meisten Mittelspannungsnetze werden mit 10 oder 20 kV betrieben und versorgen kleinere 1.5 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze 31 <?page no="33"?> Fabriken, größere Werkstätten und die Trafostationen in den Ortslagen der Städte und Gemeinden. In den Trafostationen entspringt auch die „letzte Meile“, also das Versorgungsnetz zu den Letztverbrauchen, das sich straßenzugweise verzweigt und Haushalte und kleine Betriebe in der niedrigsten Spannungsstufe der öffentlichen Stromversorgung mit 0,4-kV (landläufig 380 V) versorgt. Bis in die 90er Jahre des vorigen Jahrhunderts verliefen die Energieflüsse stets von Netzen der höheren zu Netzen mit den niedrigeren Spannungsebenen. Im Wesentlichen also von den über das Landesinnere verteilten Großkraftwerken, die in die Höchstspannungsebene einspeisen, hin zu den Verbrauchern in den darunterlie‐ genden Netzebenen. Dank der inzwischen in allen Spannungsebenen einspeisenden meist regenerativen Erzeugern, haben sich die Energieflussrichtungen zum Teil umgekehrt. Die Erzeugungsüberschüsse in den unterlagerten Netzen schwappen mitunter über in die darüberliegenden. Durch das Trafoprinzip, welches gleicher‐ maßen das Herunterwie Herauftransformieren ermöglicht, kann die Energie den Gegebenheiten entsprechend zwischen den Spannungsebenen vice versa fließen. Das bedeutet, dass Energieflüsse, wie am Beispiel der ersten großen Windparks in der Eifel, die bereits Anfang der 2000er Jahre mehr elektrische Energie in das Mittelspannungsnetz einspeisten, als dort entnommen werden konnte, im großen Stil in das überlagerte 110-kV-Netz übertrugen. Von nun an waren die Energieflüsse unabhängig von der Spannungs- und Netzebene. Mit dem sprunghaften Ausbau der Onshore-Windkraftanlagen entlang der windhöffigen Nord- und Ostseeküste entstand in den Mittel- und Hochspannungsnetzen der dortigen Netzbetreiber bald ein derartiger Erzeugungsüberschuss, dass er nur mit großer Mühe und aufwändigen Netzausbauten in das Höchstspannungsnetz aufgenommen werden konnte. Jahr für Jahr stieg die Zahl der so genannten Redispatch-Maßnahmen, die im Grunde nichts anderes bedeuten als Leistungsreduzierungen bei bzw. Stillsetzungen von Erzeu‐ gungsanlagen wegen drohender Netzüberlastungen. Mit großen Anstrengungen und mit hohem finanziellem Aufwand versuchen die Netzbetreiber die Leitungsverbin‐ dungen zu ertüchtigen, um Einschränkungen bei den Einspeisungen zu vermeiden. Schließlich müssen sie die Betreiber abgeregelter Anlagen für den Ausfall nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz so entschädigen, als ob sie eingespeist hätten. Die Netzstrukturen orientieren sich stets an den Aufgaben der einzelnen Netzbzw. Spannungsebenen. Oder anders gesagt: Die Netze werden den Anforderungen entspre‐ chend geplant und gebaut. So bildet das als Übertragungsnetz fungierende Höchstspan‐ nungsnetz, ein sogenanntes „Maschennetz“, in dem die Schalt- und Umspannanlagen spinnennetzartig miteinander verbunden sind. Hier kann man von einem einheitlichen Overlay-Netz sprechen, da die Leitungen in dieser Netzebene, wie schon beschrieben, europaweit miteinander galvanisch verbunden sind. Dadurch entstehen Redundan‐ zen, die ein Höchstmaß an Versorgungssicherheit versprechen. Dabei dienen die Schaltanlagen als Knotenpunkte, in denen mehrere Leitungen zusammenlaufen. So lassen sich abhängig von den Lastverhältnissen in den einzelnen Leitungszweigen optimale Betriebsweisen realisieren. Die Netze der vier Übertragungsnetzbetreiber in 32 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="34"?> Deutschland bilden darüber hinaus eigenständige Regelzonen, in denen die jeweiligen Betreiber für Frequenz- und Spannungshaltung verantwortlich sind. Dies wird am Ende dieses Kapitels ausführlich behandelt. Verknüpfungspunkte der Leitungen in der Höchstspannungsebene sind stets Schalt- und Umspannanlagen. Während Schaltanlagen lediglich dazu dienen, die angeschlos‐ senen Leitungen in betriebsoptimaler Weise miteinander zu verknüpfen, kommt den Umspannanlagen neben der Funktion als Schaltanlagen innerhalb einer Netzebene auch die Aufgabe der Spannungstransformation in die oder aus den darunterliegen‐ den Netzebenen zu (Abb. 13). Die Netze der Hochspannungsebene, der höchsten Verteilnetzebene, sind in der Regel nicht miteinander verbunden. Dies hat mehrere Gründe. Der Wichtigste ist die von Netzbetreiber zu Netzbetreiber unterschiedliche Betriebsweise der Netze und die eingesetzte Schutztechnik, durch die allein schon eine Verknüpfung nicht möglich ist. Abb.-13 Netzstrukturen in Deutschland 1.6 Grundlagen der Netzplanung Die Planung von Infrastruktureinrichtungen jedweder Art steht regelmäßig vor einem Dilemma. Baut man sie so, dass eine Versagenswahrscheinlichkeit gegen Null tendiert, sind sie unbezahlbar. Toleriert man andererseits durch sparsamen Ausbau ihr Versagen, sind die Ausbaukosten zwar geringer, aber die Versagenswahrscheinlichkeit und der damit einhergehende Schaden entsprechend hoch. Diese abstrakte Betrachtung gilt für 1.6 Grundlagen der Netzplanung 33 <?page no="35"?> Straßenebenso wie für IT-Infrastrukturen oder elektrische Netze. Stets besteht der Wunsch nach einem Höchstmaß an Versorgungssicherheit. Mit erhöhten Ausbaukos‐ ten gehen aber auch erhöhte Nutzungs- und Unterhaltungskosten einher. Abb.-14 Risikoabwägung beim Ausbau von Infrastruktureinrichtungen Andererseits steigen bei niedrigen Ausbaukosten diejenigen Kosten, die durch ihr Versagen verursacht werden. So ist es hier, wie in vielen anderen Bereichen, eine Optimierungsaufgabe. Schauen wir uns erst einmal die beiden Extreme an. Wenn einem Versagen eine große Schadensauswirkung folgt, sollte dessen Eintrittswahrscheinlichkeit gering sein. An‐ dererseits darf bei einer geringen Schadensauswirkung die Eintrittswahrscheinlichkeit höher sein. Legt man nun, wie in Abb. 14 gezeigt, eine Kurve zwischen die beiden Extreme, ergibt sich eine Fläche unterhalb dieser Kurve, in der das Versagens-Risiko akzeptiert wird. Alle Maßnahmen, die diese Bedingungen erfüllen, wären in dem Fall zulässig. Maßnahmen hingegen, die eine höhere Versagenswahrscheinlichkeit und/ oder eine größere Versagensauswirkung hätten, wären unzulässig. Dabei ist das „Risiko“ eines Ereignisses definiert als das Produkt aus Wirkungshöhe und Eintrittswahrscheinlich‐ keit. Übertragen wir dieses Prinzip auf die Versorgungszuverlässigkeit in Stromnetzen, so könnte man die beiden Extreme wie folgt beschreiben: Bei der Versorgung einer großen Metropole mit Krankenhäusern und anderen kritischen Infrastrukturen hätte der Versagensfall eine hohe Schadensauswirkung und könnte zu einer Gefährdungslage führen. Deshalb sind Netze in diesen Bereichen so 34 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="36"?> auszuführen, dass eine Ausfallwahrscheinlichkeit sehr gering ist. Handelt es sich hin‐ gegen um einen einzelnen landwirtschaftlichen Aussiedlerhof, wären die Schadensaus‐ wirkungen eher gering. Hier wird deshalb eine höhere Versagenswahrscheinlichkeit akzeptiert, die mit einem verzögerten Wiedereintritt der Versorgung einhergeht. Für die Ausbauplanung der Stromnetze, besonders aber des Hoch- und Höchstspan‐ nungsnetzes, gilt in Anlehnung an diese Planungs-Logik das so genannte (n-1)-Krite‐ rium. Es wird wie folgt definiert: „Ein Stromnetz erfüllt die Anforderungen des (n-1)-Kriteriums, wenn es für eine beliebige, technisch mögliche und/ oder betrieblich sinnvolle Ausgangssituation den Ausfall eines Betriebsmittels ohne unzulässige Einschränkung seiner Funktion über‐ steht“ [12]. Dieser Planungsgrundsatz besagt also, dass in einem Stromnetz bei tatsächlichen bzw. prognostizierten maximalen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben die Netz‐ sicherheit auch dann gewährleistet bleibt, wenn eine Komponente, etwa ein Trans‐ formator oder ein Stromkreis, ausfällt oder abgeschaltet wird. Das heißt, es darf in diesem Fall nicht zu unzulässigen Versorgungsunterbrechungen oder einer Aus‐ weitung der Störung kommen. Hierbei spielt es keine Rolle, ob die n-1-Sicherheit innerhalb einer Netzebene besteht. Es ist möglich und durchaus üblich, dasselbe Sicherheitsniveau dadurch zu erreichen, indem zum Beispiel die unterlagerte Ebene die Versorgungssicherheit auch bei Ausfall einer Einspeisung gewährleistet. In jedem Fall muss die Spannung innerhalb der zulässigen Grenzen bleiben und die verbleibenden Betriebsmittel dürfen nicht überlastet werden. Diese allgemein anerkannte Regel der Technik gilt grundsätzlich für alle Netzebenen. In Verteilnetzen werden allerdings je nach Kundenstruktur Versorgungsunterbrechungen in Grenzen toleriert, wenn sie innerhalb eines definierten Zeitraums behoben werden können. Andererseits wird in empfindlichen Bereichen des Übertragungsnetzes sogar ein über das (n-1)-Kriterium hinausgehender Maßstab angelegt, etwa, wenn besonders sensible Kunden wie Werke der Chemie- oder Stahlindustrie versorgt werden oder wenn ein Ausfall eine großflä‐ chigere Störung oder eine Gefahrensituation nach sich ziehen würde [13]. Ein Beispiel für einen nach dem (n-1)-Kriterium geplanten Mittelspannungs-Netz‐ bereich zeigt die Abb. 15. Dem links abgebildeten Teilnetz fehlt die Redundanz, es ist somit nicht n-1-sicher. Wird die Zuleitung zu oder vom Trafo unterbrochen oder ist der Trafo gestört, kann die Versorgung des gesamten Areals darunter nicht mehr gewährleistet werden. In der mittleren Darstellung finden sich zwei unabhängige Einspeisestellen, so dass trotz des Versagens einer der Netzverbindungen zum Trafo (rechte Darstellung) oder eines Trafos über dem verbleibenden, intakten Pfad die vollumfängliche Versorgung weiterhin gewährleistet bleibt. 1.6 Grundlagen der Netzplanung 35 <?page no="37"?> Abb.-15 Das (n-1)-Kriterium in Mittelspannungsnetzen Das (n-1)-Kriterium ist allerdings nicht unumstritten. So stellt sich immer wieder die Frage, ob eine Freileitung mit zwei Stromkreisen, die zum Beispiel in Deutschland als Standard gilt, ein oder zwei Betriebsmittel darstellt. Laut Definition zählt jeder Strom‐ kreis als ein Betriebsmittel. Bei einer Beschädigung des Mastes einer Doppelleitung wären aber beide Stromkreise in Mitleidenschaft gezogen. Allein schon bei Arbeiten an den Masten könnte es zur notwendigen Abschaltung beider Stromkreise kommen. Dasselbe gilt auch bei Kabeltrassen, die mit einem geringen Abstand zueinander parallel verlaufen. Auch hier besteht das Risiko, dass beispielsweise bei Bauarbeiten mit einem Bagger beide gleichzeitig beschädigt werden, wenn sie zu nah beieinanderliegen. Inzwischen setzt man in der Netzplanung bei der Versorgung von Einrichtungen mit störungsbedingt hohen Ausfallkosten zunehmend probabilistische Zuverlässigkeitsbe‐ rechnungen ein, die sich auf die inzwischen umfangreiche Datenbasis der BDEW Störungs- und Schadensstatistiken stützen können [13]. Mit diesen Methoden lassen sich Zuverlässigkeitsanalysen auf den jeweiligen Anwendungsfall bezogen detaillierter und präziser durchführen. 1.7 Netzbetrieb In das Gesamtnetz speisen in allen Spannungsebenen eine Vielzahl von Erzeugern ein (Abb. 16). Seien es Großkraftwerke, die in die Höchstspannungsebene, oder Fotovoltaik- und Onshore-Windkraftanlagen, die in die Mittel- und sogar in die Niederspannungsnetze einspeisen. Alle bilden im erweiterten Sinn einen einheitlichen Erzeugungsblock (Abb. 16, P Erzeugung ). Eine weitaus größere Zahl von Abnehmern entnimmt die elektrische Energie aus den unterschiedlichen Netzebenen. Auch diese sind sehr vielfältig. Sie reichen von großen Abnehmern, wie Industrieanlagen und 36 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="38"?> Metropolen über Gewerbebetriebe bis hin zu einzelnen Kleinsthaushalten. Sie alle beziehen elektrische Energie aus dem Netz und wandeln sie etwa in Stahlwerken, Heizungen, Beleuchtungsanlagen und vielem mehr in Nutzenergien um (Abb. 16, P Bedarf ). Den größten Teil der Stromerzeugung übernehmen derzeit rotierende Generatoren mit einer stabilen Drehzahl und von zum Teil beachtlichen Schwungmassen, die, wie später noch zu sehen sein wird, wesentlich zur Netzstabilität beitragen. Eine stabile Versorgung ist nur dann gewährleistet, wenn die erzeugte Gesamtleistung in jedem Augenblick genau so groß ist, wie der durch die Gesamtheit aller Abnehmer herrschende Leistungsbedarf. Das bedeutet: (2) P Erzeugung = P Bedarf Abb.-16 Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung und Bedarf 1.7 Netzbetrieb 37 <?page no="39"?> Abb.-17 Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch In der Energiewirtschaft wird sehr häufig von „Energieverbrauch“ und „Energiever‐ brauchern“ geschrieben und gesprochen. Vermutlich eine Terminologie, die Fachleute fremder Disziplinen einführten. Von Physikern oder Ingenieuren stammt sie sicher nicht. Denn Energie wird stets umgewandelt und nie verbraucht. Diese irreführende Bezeichnung hat sich allerdings im Sprachgebrauch so sehr verfestigt, dass wir sie im Folgenden ebenso verwenden wollen. Wohlwissend, dass sie nicht korrekt ist. Grundlage für die Netzstabilität ist die Frequenz. Sie wird durch die Drehzahl der Generatoren bestimmt. Mit nur geringsten Abweichungen liegt sie stets bei 50 Hertz (Hz). Drehen sie sich schneller, steigt die Frequenz. Drehen sie sich langsamer, sinkt sie. Das ist im Grunde das ganze Geheimnis der Netzstabilität. Nun werden sich einige fragen, wie schafft man es, die Frequenz konstant zu halten? Nur selten ist die Frequenz exakt 50,0 Hz. Über den Tag verteilt erreicht sie im Mittel diesen Wert aber ziemlich genau. Je geringer die Abweichungen zur Sollfrequenz sind, umso höher ist die Versorgungsqualität. Wie aber gelingt es, dieses Gleichgewicht möglichst genau zu erreichen? Die Gleichgewichtsbedingung zwischen Erzeugung und Bedarf bzw. Verbrauch lautet ja, dass sie gleich sein müssen. Dies lässt sich anhand einer Waage, wie in Abb.-17 abgebildet, sehr anschaulich darstellen. Verbraucherseitig ändert sich der Energiebedarf fortwährend. Zum Teil mit einer hohen Änderungsgeschwindigkeit. Wenn die Gleichgewichtsbedingung erfüllt werden 38 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="40"?> soll, muss einspeiseseitig ständig nachgeregelt werden. Steigt der Leistungsbedarf durch die Zuschaltung größerer Verbraucher, wirkt dies bremsend auf die einspeisen‐ den Schwungmassen und die Frequenz sinkt. In diesem Fall muss die einspeisende Leistung erhöht werden. Wird andererseits ein größerer Verbraucher vom Netz getrennt, beschleunigt dies die Generator-Schwungmassen mit der Folge, dass die Frequenz steigt. In diesem Fall muss die einspeisende Leistung entsprechend reduziert werden. Wie diese Leistungsregelung prinzipiell gehandhabt wird, zeigt Abb. 18. Je größer die Frequenzabweichung zum Sollwert 50 Hz ist, umso höher muss auch die Leistungsdifferenz sein. Im Falle einer überschießenden Frequenz muss die einge‐ speiste Leistung entsprechend reduziert werden. Bei Frequenzabfall ist eine Erhöhung der einzuspeisenden Kraftwerksleistung nötig. Diese Art von Leistung bezeichnet man als Regelleistung. Sie wird in Deutschland von den vier für die so genannte Frequenzhaltung verantwortlichen Übertragungs‐ netzbetreibern (ÜNB) in Ausschreibungsverfahren beschafft. Das bedeutet, dass sich Betreiber flexibler Kraftwerke an den Ausschreibungen der ÜNB beteiligen, und die günstigsten den Zuschlag erhalten. Die Teilnahme an der Ausschreibung bedarf einer Präqualifikation und ist an mehrere technische Anforderungen gekoppelt, wovon die wichtigste eine möglichst hohe Leistungsänderungsgeschwindigkeit sein dürfte. Abb.-18 Leistungs-Frequenz-Kennlinie im Deutschen Verbundnetz Bei jeder Gleichgewichtsstörung der Leistungsbilanz stemmen sich zuallererst die Schwungmassen der Generatoren einer Drehzahländerung entgegen. Dieser erste sta‐ bilisierende Effekt muss unmittelbar durch die Primärregelung ergänzt bzw. abgelöst 1.7 Netzbetrieb 39 <?page no="41"?> werden. Das bedeutet, dass zu jeder Zeit ausreichend Regelleistung zur Verfügung stehen muss, um die Leistungsdefizite bzw. -überschüsse innerhalb einer Regelzone ausgleichen zu können. Diese wird als Regelreserve bezeichnet. Zur Bestimmung ihrer Höhe erstellen die ÜNB eine Netzsicherheits-Planungsrechnung. Die Regelreserve muss dabei so bemessen sein, dass sich die ÜNB in Notfällen untereinander und auch innerhalb des zentraleuropäischen Netzes aushelfen können. Derzeit liegt die sogenannte Primärregelleistung für das gesamte UCTE-Netz bei 3.000 MW. Die vier deutschen ÜNB tragen aktuell mit 700 MW dazu bei [14]. Die vorausschauende Bestimmung der Regelreserve wird indessen zunehmend schwieriger, weil immer mehr fluktuierende Einspeisungen aus großen Wind- und Fotovoltaikanlagen die Volatilität bei der Einspeisung erhöhen und damit die Einsatz‐ prognosen erschweren. Trotz großer Schwankungen der in Deutschland per Gesetz vorrangig ins Netz aufzunehmenden regenerativen Energien ist es den Netzbetreibern in den vergangenen Jahren gelungen, die Versorgung, von Katastrophen einmal abgesehen, weitestgehend unterbrechungsfrei aufrechtzuerhalten. Allerdings darf man nicht verschweigen, dass es mit der Zunahme fluktuierender Leistungen in den letzten Jahren auch zu einer besorgniserregenden Zunahme der Redispatch-Maßnahmen zum Schutz vor Netzüberlastungen und Frequenzsprüngen gekommen ist. Ebenso ereigneten sich vermehrt kritische Situationen, in denen die Netzbetreiber mit einem enormen Aufwand buchstäblich in letzter Minute Netzstörungen abwenden konnten. So gut es auch um die Versorgungszuverlässigkeit bisher bestellt war, dürfen die Risiken nicht übersehen werden. Der störungsbedingte Ausfall von wichtigen Verbin‐ dungsleitungen, großer Kraftwerksblöcke oder gar ganzer Kraftwerke, können zu einer Versorgungsnotlage führen, die schlimmstenfalls in einem flächendeckenden Blackout mündet. 40 1 Geschichte und Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="42"?> Abb. 19 110-kV-Leitungsausschnitt mit einem Win‐ kelabspannmast im Vordergrund und Tragmasten im Hintergrund 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen Die Aufgabe der Trassierung von Freileitungs- und Kabelstrecken bestand ursprünglich darin, kostengünstige Verbindungsmöglichkeiten zwischen geographischen Punkten zu suchen, zwischen denen elektrische Energie transportiert werden sollte. Die Leitun‐ gen, gleich welcher Art, stießen bei der Bevölkerung in der Wiederaufbauphase nach dem Zweiten Weltkrieg auf Verständnis. Sie waren Zeichen eines begrüßenswerten technischen Fortschritts, der den Betrieb arbeitserleichternder Maschinen ermöglichte, die den Menschen im Haushalt, in den Fabriken und in der Landwirtschaft von zum Teil schwerer körperlicher Arbeit befreite. Die zunehmende Überfremdung aller Landschaftsräume mit den verschiedensten technischen Einrichtungen, die allesamt unverzichtbare Bestandteile einer modernen Industriegesellschaft geworden sind, führten in der Folgezeit zu einem Bewusstseinswandel, der, wie schon im Kapitel zuvor erwähnt, seinen Höhepunkt in der strikten Ablehnung von jedweden technischen Einrichtungen durch ganze Bevölkerungsgruppen erreichte. In der Leitungsbaugeschichte bildeten sich unabhängig davon Trassierungsprinzi‐ pien heraus, die auf die Eigenheiten der Siedlungs-, Natur- und Landschaftsräume, soweit dies technisch möglich ist, Rücksicht nehmen. 2.1 Freileitungstrassen Folgt man der Trasse einer Freileitung, so fällt auf, dass sich Maste in der Leitungs‐ flucht von denen an den Winkelpunkten auch bei gleicher Mastgeometrie deutlich unterscheiden. Maste in der Flucht tragen die Leiterseile über herabhängende Iso‐ latoren und werden neben der verti‐ kalen Gewichtskraft lediglich durch Windkräfte auf das Leiterseil, die Iso‐ latoren und sich selbst belastet. Sie werden als Tragmaste bezeichnet. An Masten in den Winkelpunkten sind die Leiterseile aus beiden Richtungen abge‐ spannt. Sie werden dementsprechend als Winkelabspannmaste bezeichnet und nehmen neben den Gewichts- und Windkräften die Zugkräfte aus beiden Fluchten auf. Diese Maste treten we‐ gen ihrer wesentlich aufwändigeren <?page no="43"?> Konstruktion stärker in Erscheinung. Sie wiegen rund das Zweibis Dreifache eines Tragmastes derselben Kategorie. Abb. 19 zeigt beispielhaft einen Abspann- und Tragmast in einem Leitungszug. Die Bestandteile bzw. Komponenten einer Freileitung zeigt Abb. 20. Maste werden mehrheitlich in einer Stahl-Gitterkonstruktion ausgeführt, deren statische Bemessung alle denkbaren Lastfälle berücksichtigt. Bei Sonderbauweisen kommen Stahlrohrmaste zum Einsatz. Die spannungsführenden Außenleiter bestehen bei konventioneller Bauweise aus Aluminium-Stahl-Verbundseilen und werden je nach Spannungsebene und benötigter Stromtragfähigkeit als Einzelseil (hauptsächlich bis 110 kV), als Zwei‐ erbündel (in der 110- und 220-kV-Ebene) und als Dreier- oder Viererbündel (in der 380-kV-Ebene) gelegt. Bündelleiter erhalten gleichmäßig im Spannfeld verteilte soge‐ nannte Feldabstandhalter, die die Teilleiter daran hindern, durch Wind oder die Kraft‐ wirkung im Kurzschlussfall zusammenzuschlagen. Isolatoren-Ketten unterscheiden sich hauptsächlich durch die Bauweise und das Baumaterial. In Deutschland, Österreich und der Schweiz kommen mehrheitlich Langstab-Porzellanisolatoren zum Einsatz. In Fällen besonderer Beanspruchung oder Anforderungen werden auch Glaskappen- oder Silikon-Verbundisolatoren mit glasfaserverstärktem Kern verbaut. Die Erdseile, die auch dem Blitzschutz der Außenleiter dienen, sind ebenso mehrheitlich als Alumi‐ nium-Stahl-Verbundseile ausgeführt. Sie verfügen über einen kleineren Gesamtquer‐ schnitt bei gleichzeitig erhöhtem Stahlanteil. Häufig enthalten sie Lichtwellenleiter (LWL), die von den Netzbetreibern für Telekommunikations- und Steuerungszwecke genutzt werden. Abb.-20 Bestandteile und Komponenten von und an Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen 42 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="44"?> 2.1.1 Mastformen und Landschaft In allen Spannungsebenen entstanden im Laufe der Freileitungs-Baugeschichte unter‐ schiedliche Mastformen. Ursächlich hierfür waren verschiedene Geländetypen oder Sachzwänge, die jeweils andere Mastformen optisch und technisch befriedigend oder befriedigender aufnehmen konnten. Aus der Vielzahl von Ausführungsvarianten, die in der Vergangenheit mit mehr oder weniger guten Erfolg erprobt worden, haben sich, hauptsächlich im deutschsprachigen Raum, drei heute gebräuchliche Mastformen für Doppelleitungen mit zwei Stromkreisen entwickelt (Abb.-21). A B C Abb.-21 Grundformen für Doppelfreileitungen am Beispiel der 110-kV-Ebene Andere Mastformen verkörpern entweder Kombinationen aus den gezeigten Grund‐ formen oder sie stehen in enger Verwandtschaft mit einer von ihnen. Die Wahl der Mastform hängt in den meisten Fällen von topographischen Gegebenheiten ab, soweit keine übergeordneten Restriktionen bestehen. 2.1 Freileitungstrassen 43 <?page no="45"?> Abb. 22 Einsatzbeispiel für ein 220-kV-Donaumast‐ bild mit außenliegenden Erdseilen Abb.-23 Einebenenmastbild vor einem Feldgehölz Donaumastbild Das Donaumastbild (Abb. 21, a) eignet sich besonders für die Verwendung in breiten Tälern und freien Landschaften mit vorwiegend landwirtschaftlicher Nutzung, in denen weder in der Höhe noch in der Breite Einschränkung beste‐ hen. Dieses Design wird häufig als Stan‐ dard-Mastform bezeichnet und gilt als konstruktiv ausgewogen. Bei diesem Mastbild lassen sich gegenüber anderen Formen unter sonst vergleichbaren Be‐ dingungen die niedrigsten resultieren‐ den Werte für elektrische und magnet‐ ische Felder im Nahbereich der Leitung erreichen. Ein Anwendungsbeispiel zeigt Abb.-22. Einebenenmastbild Soll die Leitung über Wald oder vor einer Wald- oder Feldgehölzkulisse geführte werden, fällt die Wahl in der Regel auf das Einebenenmastbild (Abb. 21, b). Diese Mastkonstruktion führt zwar zu einer breiteren Leitungstrasse. Der Vorteil der Leitungsausführung vor einem Deckungs‐ bereich, so dass sich keine Mast-und Lei‐ tungsteile über die Kulisse in den offenen Sichthintergrund erheben, überwiegt in den meisten Fällen. Bei der Führung über Waldbestände lässt sich mit diesen Ge‐ stängetyp die kleinste Leitungsgesamt‐ höhe erzielen. Ein Anwendungsbeispiel vor einer Sichtkulisse zeigt Abb.-23. 44 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="46"?> Abb.-24 Ausführungsbeispiel mit einem 110-kV Tonnenmast-Gestänge Tonnenmastbild Bei Trassen in engen Tälern bzw. an Berghängen hat sich das Tonnenmast‐ bild bewährt Abb. 21, c. Durch die kurze Ausladung der untersten Traver‐ sen kann die Aufhängepunktshöhe an Steilhängen unter der Berücksichtigung des Ausschwingens der unteren Leiter‐ seile bei diesem Masttyp, gegenüber den beiden zuvor vorgestellten, kleiner ge‐ halten werden. Ein weiteres Motiv für den Einsatz dieses Gestängetyps, wel‐ ches zunehmend mehr an Bedeutung gewinnt, ist der Ersatz von Einfachlei‐ tungen durch Doppelleitungen in dersel‐ ben Trasse und unter dem Zwang, mit der vorhandenen Trassenbreite auszu‐ kommen. Ein Ausführungsbeispiel die‐ ses Mastbildes zeigt Abb.-24. 2.1.2 Kompakte Doppelfreileitungen Der Zwang, auch in der Höchstspannungsebene den Eingriff in Natur und Landschaft zu reduzieren, führte in den zurückliegenden Jahrzehnten zu einer Reihe von Konzep‐ ten für kompakte Doppelfreileitungen. Die Herausforderung, eine 380-kV-Leitung in Höhe und Spannfeldlänge an eine bestehende 110-kV-Leitung anzupassen, führte beispielsweise zur Entwicklung eines extrem kompakten 380-kV-Gestänges in Ein‐ ebenen-Bauform mit konventionellen Leitungsbaukomponenten. Die Parallelführung beider Leitungen führte in diesem Fall zum geringstmöglichen Landschaftseingriff (Abb. 25). Beide Leitungen wurden inzwischen an mehreren Stellen unter Einhaltung der Sicherheitsabstände unterbaut. 2.1 Freileitungstrassen 45 <?page no="47"?> Im freien Gelände unterbaut Abb.-25 Kompakte 380-kV-Freileitung mit einer 110-kV-Leitung parallel geführt Eine andere Form der Kompaktbauweise mit hoher Übertragungsleistung in der Höchstspannungsebene wird über Tragseile realisiert, an denen die Leiterseilbündel, alle ca. 20 m girlandenartig befestigt sind (Abb. 26). Die Bündelkonfiguration der Leiterseile wird so durch ein straff gespanntes Stahlseil (wie bei Seilbahnen) ergänzt. Damit lässt sich der Durchhang bei Verwendung konventioneller Leiterseile deutlich reduzieren. Gleichzeitig können Leiterseile mit größeren Leiterquerschnitten für mehr Übertragungsleistung an die Stahlseile angehängt werden. Dies führt zu niedrigeren Masten und zu schmaleren Trassen. Die Masten sind in Vollwandbauweise ausgeführt und besitzen an den Abspannpunkten in den Leitungswinkeln durch die erhöhten Zugkräfte deutlich massivere Fundamente als konventionelle Gittermaste. Diese, vom Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz in Gemeinschaft mit dem Leitungsbauunterneh‐ men SPIE SAG in der zweiten Hälfte des vorigen Jahrzehnts als Pilotprojekt errichtete Anlage verfolgt unter anderem das Ziel, bestehende 220-kV-Leitungen durch leistungs‐ starke 380-kV-Leitungen zu ersetzen, ohne den Trassenkorridor und die Leitungshöhe zu verändern. Sie befindet sich derzeit noch in der Testphase. Abb.-26 Einebenen-Anordnung der Zweierbündel mit Tragseilen 46 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="48"?> Abb.-27 Ausführungsbeispiel ei‐ ner 380/ 110-kV-Vierfachleitung, zunächst mit einem Stromkreis 380-kV und drei Stromkreisen 110-kV belegt 2.1.3 Kompakte Mehrfachfreileitungen Unter Mehrfachfreileitungen in kompakter Bauweise versteht man die Zusammen‐ fassung von mehr als zwei Stromkreisen auf einem Gestänge, ohne dass von der herkömmlichen Anordnung und Baulänge der Isolatoren bzw. Isolatorenketten abge‐ wichen wird. Unter diesen Begriff sind auch Fälle einzuordnen, bei denen die kompakte Bauweise nur durch Sonderbauformen der Isolatoren ermöglicht wird. Beispielsweise in V oder Y-Form oder als Sonderfall der V-Kette die asymmetrische Anordnung der Isolatorenstränge. Zunehmender Platzmangel für Stromtrassen und das Bündelungsgebot für Bandinf‐ rastruktureinrichtungen führte lange vor der Einführung öffentlich-rechtlicher Geneh‐ migungsverfahren zur Entwicklung von Mastformen für mehr als die bisher gezeigten zwei Stromkreise. Während unter Bündelung anfangs die Anordnung von mehreren Leitungen nebeneinander verstanden wurde, konzentrierte sich der Bündelungszwang in zunehmendem Maße auf die Zusammenfassung von mehreren Stromkreisen auf einem Gestänge. Hier wurden vier und teilweise sechs Stromkreise auf einem gemein‐ samen Gestänge zusammengefasst und die Trassenausnutzung deutlich gesteigert. Dies ging zulasten der Betriebssicherheit und Verfügbarkeit der einzelnen Stromkreise. Hier genügte es nun nicht mehr, lediglich denjenigen Stromkreis außer Betrieb zu nehmen, an dem gearbeitet wurde, sondern auch den oder die darunter liegenden. Der häufigste Anwendungsfall für Kompakt-Leitun‐ gen ist die Zusammenfassung von Stromkreisen unter‐ schiedlicher Spannungsebenen, die einen Teil der Stre‐ cke auf einem gemeinsamen Gestänge geführt werden können. Einen weiteren Schwerpunkt bilden Verbund‐ leitungen, für die es aufgrund ihrer Größe an Trassen mangelt, und sie deshalb zusammengefasst werden müssen. Bei Kompaktleitungen, hier insbesondere im Höchstspannungsbereich, lassen sich die Prinzipien der landschaftsgerechten Führung nicht oder nur unzu‐ reichend umsetzen. Die natürlichen Deckungsbereiche aus der Topografie und dem Bewuchs reichen für die optische Auflösung solcher Leitungen meist nicht aus. Das Ausführungsbeispiel für eine mögliche Vierfach‐ leitung mit zwei 380-kV- und zwei 110-kV-Stromkrei‐ sen zeigt Abb.-27. 2.1.4 Schutzbereiche von Freileitungen Unter Schutzbereichen werden im Folgenden Bereiche verstanden, die durch die elektrischen, seilmechani‐ schen und statischen Eigenschaften einer Freileitung 2.1 Freileitungstrassen 47 <?page no="49"?> Abstandsregeln beinhalten, die sowohl einen störungsfreien als auch gefahrfreien Be‐ trieb der Leitungen sicherstellen. Grundsätzlich unterscheidet man bei einer Freileitung zwischen den inneren und den äußeren Abständen. Innere Abstände bestimmen alles, was innerhalb der Freileitung zu beachten ist. Also die Abstände von Leitern zum Gestänge und die Abstände innerhalb des Freilei‐ tungsfeldes, also zwischen den Leitern und zwischen ihnen und den Erdseilen bzw. Erdseilluftkabeln. Hier geht es um die Auslegung der Freileitung, die eine ausreichende Festigkeit gegen Überspannungen aufweist und so eine hohe Betriebssicherheit ge‐ währleistet. Bei einer wirtschaftlichen Auslegung der Leitungen wird allerdings eine begrenzte Zahl von Überschlägen über kritische innere Abstände, die zu diesem Zweck eingepegelt werden, akzeptiert. Die äußeren Abstände hingegen gelten zwischen den spannungsführenden Leitern und Einrichtungen sowie Gegenständen in der Nähe der Freileitung. Also Abstände zur Geländeoberfläche, zu Gebäuden und anderen Infrastruktureinrichtungen, wie z. B. Bahntrassen und anderen Freileitungen. Sie werden so bemessen, dass sie eine Gefährdung der Öffentlichkeit durch Überschläge sicher vermeiden. Dies gilt für Dritte ebenso wie für das Personal von Netzbetreibern oder Leitungsbaufirmen. Die inneren Abstände werden demnach so bemessen, dass im Falle einer z. B. durch Blitzeinschlag verursachten Überspannung Überschläge mit höherer Wahrscheinlichkeit innerhalb der Freileitung und nicht zu Objekten in deren Nähe stattfinden. In beiden Fällen wird grundsätzlich zwischen dem kleinsten zulässigen Abstand zwischen zwei spannungsführenden Leitern (D pp ) und zwischen einem Leiter und einem Erdseil bzw. geerdeten Konstruktionsteilen (D el ) in Luft unterschieden [7]. Die Abstände bei den Betriebsspannungen im Hoch- und Höchstspannungsbereich zeigt die Tabelle 1. Tab. 1 Kleinste zulässige Abstände bei Freileitungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene Die Höhe von Masten ergibt sich aus dem Durchhang der Leiterseile, einer Sicherheits‐ zone (auch Sicherheitsbereich genannt), die mit steigender Betriebsspannung größer wird, sowie der Höhe der zu überquerenden Hindernisse, die als konkrete Bauten oder als Lichtraum-Profile von Straßen, Schienenwegen sowie des freien Geländes vorliegen 48 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="50"?> (Abb. 28). Die Hierbei einzuhaltenden Abstände werden durch das jeweils aktuelle einschlägige Vorschriftenwerk vorgegeben. a) b) Abb.-28 Sicherheitszone von Hoch- und Höchstspannungs-Freileitungen, a) Längsschnitt (Profil), b) Querschnitt Ein Beispiel für die Bestimmung der Abspannhöhen bei Winkelabspannmasten bzw. der Aufhängepunktshöhen bei Tragmasten für Freileitungen in der 110-, 220 und 380-KV-Ebene zeigt die Tabelle 2. Die Abmessungen der Maste oberhalb des unteren Aufhängebzw. Abspannpunktes richten sich nach der gewählten Mastform und der für die Isolatorenlänge maßgeblichen Spannungsebene. Dabei nehmen die Abmessun‐ gen der Maste mit steigender Betriebsspannung sprunghaft zu. Häufig sieht sich die Trassierung mit dem Wunsch konfrontiert, Freileitungsmaste möglichst niedrig zu halten. Dies führt zu kürzeren Spannweiten und, auf die Leitungs‐ länge bezogen, zu mehr Masten. Eine übertriebene Handhabung dieses gutgemeinten Aspektes führt bei konventioneller Bauweise zu einer Erhöhung der Baukosten und gleichzeitig zu einer optischen „Landschaftsvergitterung“ [7]. Optimierungsuntersu‐ chungen in der 110-kV-Ebene haben gezeigt, dass mit Spannweiten zwischen 280 und 300 m sowohl optisch als auch kostentechnisch günstige Verhältnisse erreicht werden können [15]. Bei 380-kV-Leitungen betragen die Regelspannweiten durchschnittlich 380 bis 400 m. Bei besonderen topologischen Gegebenheiten können die Spannwei‐ ten zum Teil stark von den Regelspannweiten abweichen. So können zum Beispiel Talüberspannungen das Doppelte und mehr der Regelspannweite betragen, ohne dass sich die Höhen der unteren Abspannpunkte der begrenzenden Maste gegenüber dem Normaltyp wesentlich ändern. Umgekehrt können besondere Geländeverhältnisse, Hindernisse oder Anschlusssituationen zu bestehenden Leitungen kürzere Spannwei‐ ten erfordern. Die für den Durchhang zu berücksichtigende maximale Leiterseiltem‐ peratur beträgt bei konventionellen Al/ St-Verbundseilen in der Regel 80 °C. Diese maximale Dauerbetriebstemperatur ist für die gängigen Seiltypen AL1/ ST1A und AL3/ ST1A in den jeweils gültigen Vorschriften vorgegeben. Diese Seiltemperatur wird bei entsprechenden meteorologischen Bedingungen, wie Windstille bei gleichzeitig 2.1 Freileitungstrassen 49 <?page no="51"?> starker Sonneneinstrahlung in Verbindung mit dem maximal zulässigen Leiterstrom erreicht [16]. Tab. 2 Bestimmung der durchschnittlichen Höhen der Aufhängebzw. Abspannpunkte der unteren Seile an 110- und 380-kV-Freileitungsmasten Weiterhin ist zu berücksichtigen, dass die Leiterseile während ihrer Lebensdauer einer bleibenden Seillängung unterworfen sind, die abhängig vom Querschnittsverhältnis nach 30 Jahren bei Seilen mit hohem Stahlanteil bei ca. 0,8 Promille und bei solchen mit hohem Aluminiumanteil bei ca. 1,2 Promille der Länge liegen. Die Einhaltung der Sicherheitsabstände zu Kreuzungsobjekten über die gesamte Bestandsdauer der Leitung legt eine großzügige Bemessung der Masthöhen nahe. Einige Netzbetreiber berücksichtigen die Längung durch einen sogenannten Temperaturzuschlag zur maxi‐ malen Leiter-Betriebstemperatur. Das bedeutet, der Durchhang wird für eine höhere Temperatur (meist 120 °C) bemessen und bildet so eine Durchhangs-Reserve, in die sich das Seil während der Standzeit gewissermaßen „hineinlängen“ kann. Damit sind alle mit der bleibenden Seildehnung verbundenen Risiken ausreichend berücksichtigt. Seile von Freileitungen schwingen durch Wind beeinflusst aus und überstreichen dabei eine Fläche, die über die seitliche Begrenzung der äußeren Mastfluchten hinaus‐ reicht. Die senkrechte Projektion des äußersten ausgeschwungenen Leiterseils zuzüg‐ lich des Mindest-Sicherheitsabstands beidseits der Trassenmitte wird als Schutzstreifen bezeichnet (Abb. 29). Innerhalb dessen ist der Raum nur eingeschränkt nutzbar, z. B. in Form einer Höhenbegrenzung bei Bepflanzungen bzw. bei Unterbauungen. Diese Flächen werden ohne Änderung der Eigentumsverhältnisse durch die Netzbetreiber durch Dienstbarkeiten in den Grundbüchern dinglich gesichert. Die Wertminderung, die sich durch die Nutzungseinschränkung im Schutzbereich bzw. durch die Mastfläche selbst ergibt, wird ebenso wie bei Kabeltrassen über eine einmalige Entschädigung an die Grundstückseigentümer ausgeglichen. Die Leitungsplaner bemühten und bemühen sich stets, die Mastformen an den Landschaftstyp anzupassen und die jeweilige Raumnutzung zu berücksichtigen, um 50 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="52"?> Nutzungskonflikte zu minimieren. Hierbei spielen neben den raumordnerischen Kri‐ terien diejenigen des Natur- und Landschaftsschutzes eine besondere Rolle. 2.1.5 Landwirtschaftlich genutzte Bereiche Bei landwirtschaftlich genutzten Flächen besteht unabhängig von der Art der Nut‐ zung die Zielsetzung, Maste in der Nähe von Wirtschaftswegen zu platzieren. Die Verringerung der Behinderung bei der Bewirtschaftung der Felder (um die Duldung zu erleichtern) steht hier ebenso im Vordergrund wie die Vermeidung unnötiger Flurschäden. Ansonsten erfolgt die Austeilung der Maststandorte unter weitgehend optimaler Ausnutzung der Topografie. Die Durchhänge der Leiterseile und die unteren Aufhängepunktshöhen an den Masten werden so bemessen, dass eine fachgerechte Bewirtschaftung der Felder ohne Beeinträchtigung möglich ist. Allenfalls gibt es Wuchsbeschränkungen für Feldgehölze. Abb.-29 Schematische Darstellung des Schutzstreifens eines Spannfeldes in der Draufsicht 2.1.6 Waldflächen Soll eine Trasse durch ein bewaldetes Gebiet führen, so stellt sich zunächst die Frage, ob geschlossenen Waldgebieten auch unter Inkaufnahme von Mehrlängen ausgewichen werden kann, oder ob sie durch-bzw. überquert werden sollen. Erweist sich die Umfahrung als aufwendig oder aus anderen Gründen als unmöglich, stellt sich die Frage: Waldüberspannung oder Schneise? 2.1 Freileitungstrassen 51 <?page no="53"?> Während eine Waldüberspannung bei Berücksichtigung der Endwuchshöhen mit Ausnahme der Maststandorte einen uneingeschränkten Forstbetrieb zulässt, sind Schneisen forstwirtschaftlich nur eingeschränkt nutzbar. Obwohl Schneisen bei ent‐ sprechender Bewirtschaftung eine hohe Biodiversität aufweisen können, fordern Forstbehörden meist mit Nachdruck Überspannungen, um so Nutzungseinschränkun‐ gen zu verhindern. Andererseits werden Überspannungen aus der Sicht der Land‐ schaftspflege oft negativ beurteilt. Waldüberspannend geführte Mehrfachleitungen im Hoch- und Spannungsbereich erheben sich meist zu dominierenden Elementen des Landschaftsbildes mit einer massiven Fernwirkung. Ein Sachverhalt, der einem neutralen Beobachter das Gefühl verantwortungsloser Landschaftsverschandelung vermittelt. Die Trassierungspraxis zeigte in der Vergangenheit, dass es für derartige Fälle kein Patentrezept gibt. Hier sind sorgfältig abgewogene Einzelfallentscheidungen zu treffen [7]. Walddurchquerung In zerklüfteten Waldbeständen kann eine Walddurchquerung eine gute Lösung dar‐ stellen. Auf diese Weise können Freiflächen für die Trasse genutzt und der Aufhieb minimiert werden. Für die Durchstiche zwischen den Freiflächen sollten nach Möglich‐ keit schmale Stellen genutzt werden. Unter der Voraussetzung, dass in einer möglichst gestreckten Linienführung ohne große Umwege jeweils schmale Stellen gefunden werden können, fällt die Entscheidung angesichts der maßvollen Aufhiebsflächen in der Regel zugunsten einer Schneise. In solchen Fällen stellt sie die trassierungstech‐ nisch günstigste Lösung dar. In Beständen, bei denen es sich um ökologisch wertvolle Biotope handelt oder erhöhte Windbruchgefahr besteht, ist die Zustimmung seitens der Forstbehörden zu einer Schneise auch für kleinere Flächen meist nicht zu erhalten. Bei der Bemessung von Waldschneisen unterscheidet man zwischen zwei Fällen. Bei neu einzuschlagenden Schneisen ergibt sich die Schneisenbreite aus der Betrachtung eines zur Trassenachse quer fallenden Baumes im Endwuchs zuzüglich des Sicherheits‐ abstandes (Abb. 30, rechter Bildteil). Mit steigender Endwuchshöhe und steigender Be‐ triebsspannung wird die Schneise damit größer. Bei neu angelegten Schneisen besteht für die entstandenen Randbäume, die zuvor dem Waldbestand angehörten und über keinen ausgeprägten Trauf verfügen, ein hohes Umbruchrisiko. Hier muss sichergestellt werden, dass der fallende Baum den Schutzbereich der ruhenden Leiter nicht erreicht. Verläuft die Leitung hingegen entlang eines gewachsenen Waldrands oder in einer bestehenden Schneise, die leitungsseitig über einen Trauf verfügt, ist wegen der vergleichsweisen hohen Standsicherheit der Randbäume ein Umbruch deutlich unwahrscheinlicher. Infol‐ gedessen muss dieser auch nicht zwingend berücksichtigt werden. 52 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="54"?> Abb.-30 Abmessungen von Waldschneisen, links bei gefestigten Waldrändern, rechts mit Berücksich‐ tigung des Baumfalls Dies gilt für die Näherung zu solitären Bäumen ebenso wie für die Nachbehandlung von Schneisen bestehender Leitungen, bei denen der Trauf nachgewachsen ist. Die Bemessung des Schutzstreifens kann in diesem Fall vereinfacht durchgeführt werden, indem zum ausgeschwungenen Leiter und zum elektrischen Sicherheitsabstand ein erweiterter Schutzabstand hinzugefügt wird, der das langfristige Hineinwachsen von Baumteilen in den Schutzbereich verhindert (Abb. 30, linker Bildteil). Der erweiterte Schutzabstand beträgt dabei 5,5 m und entspricht nach Untersuchungen eines Süd‐ westdeutschen Netzbetreibers dem 95-prozentigen Häufigkeitswert der Kronenradien aller dort vorkommenden Gehölze. Bei besonders stattlichen Baumexemplaren ist der Schutzabstand bedarfsgerecht zu erweitern. Schutzstreifen, die nach dieser Methode bestimmt werden, sind zum Teil wesentlich schmaler als bei der Betrachtung des Baumfalls. Diese Art der Bestimmung lässt sich allerdings nur aus leitungsbetrieblicher Sicht verantworten. In Bereichen von Straßen und Bahnkreuzungen oder im Nahbe‐ reich von Gebäuden, wo mit einer indirekten Gefährdung von Menschen durch den Windwurf von Bäumen auf Leitungen zu rechnen ist, muss auf eine vollkommene Sicherheit Wert gelegter werden, die sich nur in Schneisen unter Berücksichtigung des Baumfalls erreichen lässt (Abb. 30, rechter Bildteil). Grenzfälle bedürfen in jedem Falle einer sorgfältigen fachlichen Beurteilung. Waldüberspannung Bei geschlossenen Waldbeständen lassen sich Schneisen, obwohl sie, wie erwähnt, aus ökologischer Sicht durchaus Beachtung verdienen, wegen der unverhältnismä‐ ßig starken forstwirtschaftlichen Nutzungseinschränkung nur selten durchsetzen. 2.1 Freileitungstrassen 53 <?page no="55"?> Abb.-31 Flächenbedarf bei Waldüberspannungen In weiträumig geschlossenen Waldbeständen nimmt die Bedeutung der optischen Fernwirkung ab und lässt Waldüberspannungen aus dieser Sicht tragbar erscheinen. Zu beachten ist allerdings, dass zum forstlichen Umtriebsgeschehen auch Kahlhiebe und junge Bestände zählen. Dies sind zeitlich ausgedehnte Perioden, in denen die überhört wirkende Leitung als massiver Fremdkörper in Erscheinung tritt. Der Flächenbedarf bei der Errichtung einer Leitung beschränkt sich bei Waldüber‐ spannungen auf die Flächen der Mastmontage und besteht je nach Spannungsebene aus einem Quadrat mit 25 bis 30 m Seitenlänge. Das freie geschlagene Quadrat kann im Anschluss bis auf die unmittelbare Mast-Freifläche, die für Instandhaltungsarbeiten von Bewuchs freizuhalten ist, wieder zuwachsen. Bei der Aufteilung der Maststandorte ist deren Anordnung in der Nähe von Waldwegen stets ein angestrebtes Ziel, um un‐ nötigen Aufhieb zu vermeiden und die Zufahrten zu den Maststandorten zu erleichtern. Je nach Art der betrieblichen Überwachung der Freileitung kann auch auf eine durchgehende Sichtschneise verzichtet werden. D. h., dass nach der Fertigstellung der Leitung die gesamte Trasse mit Ausnahme der verbleibenden Mast-Freiflächen der uneingeschränkten forstwirtschaftlichen Nutzung zur Verfügung steht. Abb. 31 zeigt die Verhältnisse bei einer Waldüberspannung mit einer 110-kV-Doppelleitung in Eineben-Bauweise. Bei der Verwendung dieses Mastbildes lässt sich bei Waldüber‐ spannungen die geringstmögliche Gesamthöhe der Maste erreichen. 2.1.7 Bereiche mit Höhenbeschränkungen In Bereichen mit Höhenbeschränkungen, beispielsweise in Bauschutzbereichen von Flugplätzen und Flughäfen, finden meist besondere Bauformen von Masten Verwen‐ dung, die in horizontaler Einebene ausgeführt und meist in Höhe und Spannweite 54 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="56"?> verringerte sind. Leitungsteile, die sich direkt im Einbzw. Abflugbereich befinden, erhalten darüber hinaus eine Tageskennzeichnung (rotweißer Anstrich der Maste und Flugwarnkugeln am höchstgelegenen Seil) und falls notwendig eine Nachtkenn‐ zeichnung (Rotlicht an den Mastspitzen), die sowohl einen sicheren Leitungsals auch Flugbetrieb ermöglichen. In solchen Bereichen werden Mehrfachleitungen häufig entflochten und parallel nebeneinander geführt. Ein Beispiel zeigt Abb.-32. Abb.-32 Leitungsführungen in Einebene im Einflugbereich eines Flugplatzes mit Tageskennzeichnung, links 220kV, rechts 110-kV 2.1.8 Siedlungsbereiche Die Meidung von Siedlungsbereichen, insbesondere mit Freileitungen der höheren Spannungsebenen, gehören zu den Selbstverständlichkeiten bei der Leitungs-Trassie‐ rung. Nicht etwa, weil das elektrische bzw. magnetische Umfeld einer Freileitung gesundheitsschädlich wäre (dies ist unterhalb festgelegter Grenzwerte, wie in Kap. 6 erläutert wird, nicht der Fall), sondern weil die verursachte Nutzungseinschränkung im Trassenbereich ein bleibendes Konfliktpotenzial zwischen Netzbetreiber und Eigentü‐ mer darstellt, welches nach Möglichkeit vermieden werden sollte. 2.1 Freileitungstrassen 55 <?page no="57"?> Abb.-33 Baugebiet unter einer 110-kV-Doppelfrei‐ leitung Bei diesem Thema entzündet sich re‐ gelmäßig auch der Streit zwischen Ge‐ bietskörperschaften und Behörden bzw. Interessenverbänden, die den Natur- und Landschaftsschutz vertreten. Während Kommunen stets eine ortsferne Trassie‐ rung verlangen, wollen Natur- und Landschaftsschützer unberührte Land‐ schaftsräume gemieden wissen. So füh‐ ren Kompromisse oft zu einer Trasse in Siedlungsnähe, die keine besondere Wertigkeit aufweist. Bestehende oder beabsichtigte, in einer Bauleitplanung hinreichend konkretisiert vorliegende Bebauungsplanungen dürfen dabei nicht behindert oder eingeschränkt werden. Nach der 26. Bundesimmissionsschutz‐ verordnung (26. BImSchV) gilt für 50-Hz-Freileitungen mit einer Nenn‐ spannung von 220 kV und mehr, die in einer neuen Trasse errichtet werden, ein Überspannungsverbot. Trassen für neue Höchstspannungsleitungen müssen deshalb aus Vorsorgegründen so geplant und gebaut werden, dass Gebäude oder Gebäudeteile, die zum dauerhaften Aufenthalt von Menschen geeignet sind, stets außerhalb des Schutzstreifens liegen. Ein anschließendes Hineinwachsen der Bebauung unter die Leitung ist hingegen bei Einhaltung der vorgeschriebenen Schutzabstände zulässig. Ein Beispiel zeigt Abb. 33. Viele Netzbetreiber lassen die Unterbauung ihrer Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen innerhalb des Schutzstreifens jedoch grundsätzlich nicht zu. In großen Städten, in denen die hohe Versorgungsdichte innerstädtische Hoch- und Höchstspannungsverbindungen erfordert, Freileitungstrassen aber nicht realisierte werden können, wird mit den entsprechenden Längenbeschränkungen bis in die Höchstspannungsebene verkabelt. 2.2 Kabeltrassen Während Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen massive Eingriffe in das Land‐ schaftsbild sein können, ist von Kabeln nach deren Verlegung meist nichts mehr zu sehen. Allerdings gelten bei Kabeln in diesen Spannungsebenen abhängig von der Verlegeart ggf. Überbauungsverbote sowie Einschränkungen bei der Überpflanzung mit Tiefwurzlern. Unsichtbarkeit aber dürfte der Grund dafür sein, dass bei fast jedem 56 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="58"?> Freileitungsbauvorhaben unabhängig von der Leitungslänge und der Spannungsart allenthalben der Ruf nach Verkabelung erschallt. In den vergangenen drei Jahrzehnten entstanden in der Bundesrepublik eine Reihe von Bürgerinitiativen, die sich vehement für die Verkabelung von geplanten Freileitungen einsetzten. Dies hatte u. a. zur Folge, dass der dringend notwendige Ausbau des Übertragungsnetzes in konventioneller Freileitungstechnik so sehr ins Stocken geriet, dass der Gesetzgeber Mitte der 2010er Jahre für den Bau der leistungsstarken Nord-Süd-Verbindungen im Übertragungsnetz die Gleichstromübertragung mit dem Vorrang für Kabel verordnete. 2.2.1 Drehstrom-Kabeltrassen Bei der Planung von Hoch- und Höchstspannungs-Drehstrom-Kabeltrassen benutzen die Netzbetreiber in diesen Spannungsebenen aus Gründen der hohen Übertragungs‐ leistung und Verfügbarkeit für ein Freileitungssystem häufig zwei getrennt gelegte Kabelsysteme. Diese Variante wird häufig bei Zwischenverkabelungen gewählt, um die Erwärmung im Boden trotz hoher Übertragungsleistung zu begrenzen. Das heißt, jedes System einer Doppelfreileitung wird in diesem Fall auf zwei Kabelsysteme aufgeteilt. Schematisch zeigt dies Abb.-34. Abb.-34 Übergang von zwei Freileitungssystemen auf vier Kabelsysteme bei einer Zwischenverkabe‐ lung [nach 17] Je nach Betriebsphilosophie des Unternehmens bzw. der Wichtigkeit der Kabelver‐ bindung werden auch andere Gestaltungsformen gewählt. So kann die Fortsetzung einer Doppelfreileitung auch durch drei Kabelsysteme erfolgen. Bei dieser Variante kann ein Reservesystem die vollständige Leistungsübertragung eines Systems bei Störungen oder Wartungsarbeiten übernehmen. Bei einer abgespeckten Variante dient ein Einzelkabel als Reserve. So kann jede einzelne wartungsbedürftige oder schadhafte Kabelstrecke durch die Reserveverbindung bis zum Abschluss der Arbeiten an der Strecke ersetzt werden. 2.2 Kabeltrassen 57 <?page no="59"?> Für die Trassierung von Kabelanlagen sind in erster Linie das Verlegeverfahren und die Legeanordnung ausschlaggebend. Dabei ist zunächst zu entscheiden, ob die Verlegung in einem offenen Kabelgraben oder grabenlos mittels Bohrbzw. Pressverfahren erfolgen soll. Danach ist zu entscheiden, ob die Kabel direkt in den Boden gelegt oder in Kunststoffschutzrohre eingezogen werden sollen. Weitere Möglichkeiten, die bisher vornehmlich innerstädtisch oder bei häufigen Kreuzungen mit anderen Infrastruktureinrichtungen infrage kommen, sind sogenannte Mantel‐ rohre oder begehbare, betonierte Leitungsgänge, die in offenen oder halboffenen Verfahren verlegt werden. In landwirtschaftlich genutzten Bereichen fällt die Entscheidung regelmäßig zu‐ gunsten einer der Bodenverlegungsvarianten (Abb. 35 a und b). Beide Varianten besitzen Vor- und Nachteile. Die Vorteile einer direkten Bodenverlegung liegen in der guten Wärmeübertragung vom Kabelmantel in das umgebende Bettungsmaterial und in einer guten Fixierung der Kabel, die Bewegungen bei betriebsbedingten, gegensei‐ tigen Kraftwirkungen sicher verhindert. Nachteilig ist hingegen die Notwendigkeit, bei Kabelfehlern oder beim Austausch von Kabeln den Graben wieder punktuell oder auf der ganzen Strecke erneut öffnen zu müssen. Darüber hinaus wirken sich Bodensetzungen oder Scherungen infolge tektonischer Störungen direkt auf das Kabel aus. Sie können unerwünschte Pressungen verursachen, die die Funktion des Kabels beeinträchtigen. Die Vorteile der Verlegung in Kunststoffrohren liegt zunächst darin, dass die Gräben unmittelbar nach der Verlegung der Rohre verfüllt werden können, so dass die Arbeitsgänge Rohrverlegung und das Einziehen und Muffen der Kabel getrennt voneinander durchgeführt werden können. Während der Verlegung besteht auch die Möglichkeit, Reserverohre mitzulegen, in die später weitere Kabel eingezogen werden können. Der wichtigste Vorteil dieser Verlegeart ist aber ein möglicher späterer Austausch von Kabeln, ohne den Kabelgraben erneut öffnen zu müssen. Nachteilig hingegen wirkt sich der luftgefüllte Ringspalt zwischen dem Kabelmantel und dem Schutzrohr aus, der die Wärmeabgabe an das Bettungsmaterial hemmt. Dadurch wird die Belastbarkeit der Kabel verringert. Die Befüllung der Schutzrohre mit Wasser kann die Wärmeableitung allerdings verbessern. Alternativ oder auch in Kombination mit der Wasserfüllung können moderne Monitoringsysteme diesem Nachteil entgegenwirken, indem sie sowohl über die Temperaturen als auch über die Stellen innerhalb der Kabelanlage Informationen liefern, an denen sie auftreten. Auf diese Weise können punktuelle Übertemperaturen in den Kabeln erkannt und Kabelschäden vermieden werden. 58 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="60"?> A B C D E Abb.-35 Mögliche Verlege-Anordnungen bei Drehstrom-Hoch- und Höchstspannungskabeln [nach 18] 2.2.2 Gleichstrom-Kabeltrassen Die Nutzung von Gleichstrom zur Energieübertragung macht heute und vermutlich auch in naher Zukunft nur im Übertragungsnetz Sinn. Deshalb beschränken sich die Betrachtungen im Folgenden hierauf. Durch den in der Bundesrepublik gesetzlich vor‐ gegebenen Vorrang für Kabel in dieser Spannungsart- und Ebene wird es demnach um Punkt-zu-Punkt-Kabel-Verbindungen zwischen Konverter-Stationen gehen, die, wie schon erwähnt, die Einbindung in das Höchstspannungs-Drehstromnetz herstellen. Bei der Ausgestaltung der Kabelverbindungen kommt es darauf an, ob die Konverter (Umrichterstationen) als Monopole oder als Bipole ausgeführt sind. Im ersteren Fall genügt jeweils ein Hin- und ein Rückleiter für die Gleichstromleitung. Anstelle eines metallischen Rückleiters können beide Stationen auch geerdet und das Erdreich als Rückleiter genutzt werden. Eine höhere Versorgungssicherheit bietet jedoch die Ausführung als Bipol, wobei jede Station zwei autark arbeitende Umrichterelemente enthält, die als Pluspol und als Minuspol bezeichnet werden. Deren Mittelpunkte sind geerdet und werden über einen weiteren Leiter (oder über das Erdreich) miteinander verbunden. Im ungestörten Betrieb ist dieser Leiter stromlos. Bei Ausfall (oder auch notwendiger Wartung) eines der Pole oder eines Leiters kann so jeweils noch die halbe Systemleistung übertragen werden. Wird für eine HGÜ-Leitung die Bezeichnung + 320 kV angegeben, so handelt sich also um ein Bipolsystem mit der Nennspannung 640 kV und der Leiter-Erde Spannung von 320-kV. Die folgenden Darstellungen der Verlegearten fokussieren sich deshalb auf das bipolare Übertragungssystem, wie es in Abb.-36 schematisch dargestellt ist. 2.2 Kabeltrassen 59 <?page no="61"?> Abb.-36 Bipolare Gleichstrom-Kabelstrecke zwischen zwei Konverter-Stationen, optional mit einem metallischen Rückleiter Prinzipiell sind sowohl die Verlegeanordnungen als auch die Verlegearten mit denje‐ nigen für Drehstromkabelsysteme vergleichbar. Lediglich die Anzahl und die Quer‐ schnitte der Einzelleiter können sich unterscheiden. Bei allen bisher bekannten Kon‐ zepten für die Verlegung von HGÜ-Kabelverbindungen ist auf freier Strecke in offener Bauweise mit zwei Systemen in voneinander getrennten Gräben und Schutzrohren ge‐ plant. An Kreuzungen mit bedeutenden Infrastruktureinrichtungen, wie Bahnstrecken und Autobahnen, dürften auch alternative Verlegemethoden zum Tragen kommen. Das bedeutet, dass für HGÜ-Kabel im Grunde die gleichen Rahmenbedingungen gelten, wie für ihre mit Drehstrom betriebenen Schwestern. 2.2.3 Verlegearten Bei der Verlegung von Kabeln im offenen Graben, mit oder ohne Schutzrohr, geht man davon aus, dass dieser im Anschluss mit thermisch stabilisiertem Material verfüllt wird, welches auch bei höheren Temperaturen eine möglichst hohe Wärmeleitfähig‐ keit beibehält. Diese Verlegeart kann als Standardvariante bezeichnet werden. Hier kommen Materialien wie Magerbeton oder der so genannte Flüssigboden zum Einsatz. Flüssigboden entsteht durch die Vermischung des Aushubmaterials mit Zusatzstoffen und Wasser. Es wird zuerst in einen plastisch bis fließfähigen Zustand versetzt und an‐ schließend mit den Eigenschaften des Ausgangsmaterials bzw. mit gezielt geänderten Eigenschaften zur besseren Wärmeableitung rückverfestigt. Die Bettungsmaterialien weisen selbst bei Austrocknung noch die nach einschlägigen Normen geforderte Min‐ destwärmeleitfähigkeit auf. In Sonderfällen, zum Beispiel bei absehbaren thermischen Hot-Spots, können neue Materialien (z.-B. Powercrete) eingesetzt werden, die auch in vollständig trockenem Zustand eine sehr hohe Wärmeleitfähigkeit besitzen [18]. Hier 60 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="62"?> Abb. 37 Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 110-kV-Drehstromkabelverlegung mit zwei Systemen und einem Reservekabel nach [19] ist allerdings darauf zu achten, dass der Boden außerhalb des Bettungsmaterials nicht vollständig austrocknet. Abb. 37 zeigt beispielhaft das Profil und den Schutzstreifen bei der Verlegung von zwei Systemen 110 kV Drehstrom und einem Reservekabel im offenen Graben. Das Grabenprofil und die Schutzstreifenabmessungen für die Verlegung von zwei Systemen von 525-kV-HGÜ-Kabeln ohne Rückleiter zeigt Abb.-38. Verlegung im offenen Graben Die Kabelverlegungsart im offenen Graben bedingt einen relativ langsamen Baufort‐ schritt und erfordert eine extensive Wiederherstellung der abgetragenen Oberflächen‐ bereiche, die in der Folge eine Regenerationszeit benötigen, um mit denselben Erträgen bewirtschaftet werden zu können, wie zuvor. Sie besitzt aber die herausragende Möglichkeit, das Bettungsmaterial in Art, Form und Größe so auswählen zu können, dass die Wärme bestmöglich an das umgebende Erdreich abgeführt werden kann. Ein praktisches Beispiel für die Verlegung von zwei nebeneinanderliegenden Systemen zeigt Abb.-39. Provisorisch angelegte Baustraßen, die je nach Tragfähigkeit des Untergrunds aus Holz-, Aluminium- oder Stahlmatten bestehen können, werden nach Inbetriebnahme der Kabelanlage wieder entfernt. Das Rückfüllmaterial im Kabelgraben besteht vor‐ nehmlich aus porösem Material, dessen Hohlräume abhängig von der Materialbeschaf‐ 2.2 Kabeltrassen 61 <?page no="63"?> fenheit, dem Abstand zum Grundwasserspiegel, der jeweiligen Jahreszeit sowie den Möglichkeiten der Nachsickerung teilweise mit Wasser gefüllt sind. Je höher der Wassergehalt ist, desto höher ist in der Regel auch die Wärmeleitfähigkeit und damit die Wärmeableitung aus dem Kabel. Abb.-38 Grabenprofil und Schutzstreifen für ein HGÜ-Kabel + 525-kV nach [20] Abb.-39 Trasse für zwei Kabelsysteme 380-kV Drehstrom bei Verlegung im offenen Graben [21] 62 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="64"?> Abb.-40 Kabelpflug bei der Verlegung von Leerroh‐ ren für Kabel und Informationsleitungen [22] Einpflügen Eine Alternative zur Verlegung im offenen Graben ist das Einpflügen von Schutzrohren und das anschlie‐ ßende Einziehen von Kabeln. Dabei können moderne Kabelpflüge in einem Pflüg-Vorgang drei Kunststoffschutz‐ rohre für Kabel bis zur 380-kV-Ebene zuzüglich mehrere Kunststoffrohre für die Informations- und Diagnosetechnik gleichzeitig verlegen (Abb. 40). Die Ver‐ legung kann im Dreieck oder neben‐ einander erfolgen. Diese Art der Ver‐ legung ist allerdings beschränkt auf möglichst kreuzungsfreie Gebiete, in denen die Bodenverhältnisse das Einpflügen zulassen. Es kann in Böden bis zur Bodenklasse 6 (leichter Fels) eingesetzt werden und lässt Legetiefen von über 2 m zu. Bei diesem grabenlosen, sogenannten halboffenen Verfahren wird der Pflugschlitz sofort wieder verfüllt. In der Regel lässt das Einpflügen eine eingeschränkte Menge von Bettungsmaterial für die Schutzrohrumgebung zu. Das Verfahren ist gegenüber der offenen Grabenverlegung schneller, kostengünstiger und mit einem sehr geringen Eingriff in die Oberflächenstruktur des Bodens verbunden. Oft sind in Wasser,- Landschafts- und Naturschutzgebieten nur solche grabenlose Bauver‐ fahren zulässig. Bei allen Vorzügen erfordert das Pflügen eine sehr sorgfältige Prüfung möglicher, innerhalb der Trasse im Boden liegender Infrastruktureinrichtungen, wie beispielsweise andere Energiekabel, Abwasserkanäle, Pipelines und Telekommunika‐ tionskabel. Besondere Beachtung verdienen militärische Versorgungsleitungen, deren Lage aus Gründen des Sabotageschutzes in allgemein zugänglichen Dokumentationen und Lageplänen fehlt. Verlegung in Mantelrohren und Infrastrukturröhren Das von der Verlegung von Fernwärme- und Erdgasrohren bekannte Mantelrohr-Verle‐ geverfahren kann auch für die Verlegung von Hoch- und Höchstspannungskabeln ein‐ gesetzt werden (Abb. 35 C). Hierbei beinhaltet das Mantelrohr drei Kunststoff-Schutz‐ rohre für die Aufnahme eines Drehstromsystems, die durch Abstandshalter im umschließenden Rohr gleichmäßig verteilt angeordnet werden. Anschließend verfüllt man die Hohlräume mit wärmeleitfähigem Material. Im Unterschied zu Gaspipelines kann das Mantelrohr hier nicht nur aus Stahl, sondern auch aus hochfesten Kunststoff- oder Stahlbetonsegmenten bestehen. Danach lassen sich die Kabel, ebenso wie bei den zuvor genannten Verlegeverfahren, abschnittsweise in die Schutzrohre einziehen. Ein besonderer Vorteil dieses Verfahrens besteht darin, dass Mantelrohre mit Durchmes‐ 2.2 Kabeltrassen 63 <?page no="65"?> Abb.-41 Konventionelle Rohrverlegung in haboffe‐ ner Bauweise mit Startgrube und Greifschlitz [23] sern bis 600 mm neben der konventionellen Verlegung im offenen Graben auch in halboffenen und geschlossenen Bohrverfahren eingebracht werden können [18]. Runde Infrastrukturröhren, die hauptsächlich aus Stahlbeton- oder Glasfaserkom‐ posite-Elementen bestehen und Nennweiten von 2.000 mm und mehr annehmen können lassen sich vorzugsweise in halboffenen und geschlossenen Verfahren verlegen (Abb. 35 D). Im Anschluss werden die Kabelsysteme auf Kabelpritschen oder in Abständen von mehreren Metern mit Halterungen an die Rohrwände montiert. Halboffene Bauweise Unter einer halboffenen Bauweise (auch als halboffener Rohrvortrieb bezeichnet) versteht man ein Bohr-Pressverfahren, bei dem das Aushubmaterial durch einen über oder hinter dem Bohrkopf befindlichen Schlitz zur Erdoberfläche herausgehoben wird. Dies kann, wie beim Pipe Express® Verfahren [24] durch ein über dem Bohrkopf fahrendes Begleitfahrzeug erfolgen, das mit einer Hebevorrichtung sowohl einen 300-400 mm breiten Schlitz fräst als auch den Aushub an die Oberfläche befördert. Der Schlitz wird bei diesem Verfahren hinter dem Fahrzeug gleich wieder verfüllt. So lässt sich die Störung der Bodenstruktur auf einen schmalen Streifen minimieren. Es sind Längen bis 2.000 m erreichbar und das Verfahren kommt vornehmlich im freien Gelände zum Einsatz. Die konventionelle Verfahrensweise der halboffenen Verlegung, wie sie haupt‐ sächlich bei der innerstädtischen Kanal‐ verlegung angewandt wird, besteht aus einem ca. 1.000- 1.500 mm breiten, meist verbauten Schlitz an der Oberfläche (Abb. 41). Den Bodenabbau übernimmt ein Bohrkopf mit einem stirnseitig mit einer Öffnung versehenen so genannte Schneidschuh. Durch die Öffnung ent‐ nimmt ein Bagger oder ein Greifer den Aushub, wenn der Schneidschuh mit der Öffnung nach oben stoppt. Auch mit dieser traditionellen Verfahrensvariante lässt sich gegenüber der komplett offenen Bauweise der Eingriff an der Oberfläche deutlich minimieren. Sowohl am Startals auch am Zielort sind Baugruben mit Verbau erforderlich. Bei beiden Varianten kann auf eine Wasserhaltung, wie sie bei der offenen Bauweise mit hohen Grund‐ wasserständen notwendig werden kann, verzichtet werden. Sie sind in der Legetiefe durch den Schlitz zur Erdoberfläche limitiert. Diese liegt zwischen 2 und 4 m. Der Vortrieb 64 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="66"?> erfolgt durch Pressung der Rohrelemente, die nachgesetzt und gemeinsam mit den zuvor angedockten Elementen in Richtung Zielgrube geschoben werden. Geschlossene Bauweisen In urbanen Bereichen, in denen sich an der Oberfläche keine zugänglichen Trassen finden lassen, kommen nur vollständig geschlossene Verlegeverfahren in Betracht. Gleiches gilt auch für besonders empfindliche Schutzgebiete oder Bahn-, Straßen- und Flussunterquerungen. Für die Verlegung von Rohren, die sich zur Aufnahme von Hoch- und Höchstspannungskabeln eignen, kann das so genannte Spülbohrverfahren, das vorzugsweise beim Pipelinebau Verwendung findet, oder der weltweit insbesondere im Kanalbau eingesetzte gesteuerte Rohrvortrieb Verwendung finden. Die als Horizontal Directional Drilling (HDD) -Verfahren bekannte Legetechnik eignet sich besonders für die Unterquerung von breiten Infrastruktureinrichtungen sowie von Flüssen und Gewässern und wird sehr häufig in Kombination mit der offenen Bauweise bei Unterquerungen eingesetzt. Damit können Stahl- oder Kunststoffrohre oder auch Mantelrohre bis zu Durchmessern von etwa 600 mm auf Entfernungen bis zu 1.700 m weit grabenlos verlegt werden [24]. Das Verfahren eignet sich besonders für einzelne Schutz- oder Mantelrohre. Die Ausführung erfolgt mit mobilen Bohranlagen mit einer geneigten so genannten Bohrlafette, mit 3D-Ortungs- und Steuerungsmög‐ lichkeiten in Verbindung mit einer hydromechanischen Bohrspülungstechnik, bei der die erzeugten Bohrlöcher je nach Erfordernis aufgeweitet werden können. Gebohrt wird mit dünnen, scharfen, gesteinslösenden Wasserstrahlen bzw. Bohrsuspensions‐ strahlen, die aus Düsen an der Bohrkopfspitze austreten und ein hydromechanisches Zerkleinern bewirken. Zum einen Teil wird das gelöste Material über den Rückfluss entlang des Bohrgestänges ausgetragen, zum anderen Teil kommt es zu einer partiellen Umlagerung des Lockergesteines im Umgebungsbereich der aufgefahrenen Bohrung [25]. Danach wird die Bohrung in mehreren Schritten aufgeweitet und ein Schutzrohr eingeführt, in das dann ein Kabel oder auch Kabelbündel eingezogen werden kann (Abb. 42). Die Geschwindigkeit des Bohrvorgangs wird in [26] abhängig von der Bodenbeschaffenheit mit ca. 50 bis 120-m pro Tag angegeben. Gesteuerter Rohrvortrieb Diese an die Tunnelbohrtechnik angelehnte und im Englischen als Microtunneling bezeichnete geschlossene Bauweise bietet bei der Trassenwahl den größten Spielraum. Der gesteuerte Rohrvortrieb reicht vom zweistufigen an das HDD-Verfahren ange‐ lehnte Verfahren zur oberflächennahen Verlegung mit Durchmessern von 500 mm bis hin zum Großrohrvortrieb mit Durchmessern bis zu 4.000 mm in nahezu uneinge‐ schränkten Legetiefen unter urbanen- und extensiven Schutzgebieten. Die zweistufige Legetechnik mit kleinen Durchmessern für einzelne, auch nicht druckfeste Schutzrohre (bspw. HDPE), startet aus einer Startgrube mit einem installier‐ ten Vortriebsrahmen. Hier ist die zweistufige Verlegetechnik des HDD-Verfahrens mit 2.2 Kabeltrassen 65 <?page no="67"?> Abb.-42 Die drei Schritte beim Horizontalspülbohrverfahren [25] der Bohrtechnik des Microtunnelings kombiniert. Das bedeutet, dass eine flüssigkeits‐ unterstützte Mikrotunnelbohrmaschine den Vortrieb zwischen der Start- und Zielgrube übernimmt. Die ferngesteuerte Vortriebseinheit ist zusätzlich zum Schneidrad mit einer Strahlpumpe und mit einem Hydraulikaggregat für die Realisierung besonders langer Bohrungen ausgestattet. In der Zielgrube wird die Tunnelbohrmaschine ent‐ fernt, das Schutzrohr angedockt und in der Gegenrichtung eingezogen, in dem die Stahlvortriebsrohrsegmente zurückgezogen und einzeln wieder ausgebaut werden. Das Verfahren ist bei wechselnden Bodenverhältnissen, von schluffigen Weichböden bis hin zu mittelhartem Felsen mit Vortriebslängen von über 1.000 m einsetzbar. Die Vortriebsgeschwindigkeit kann bei leichtem Fels bis zu 100 m und bei nicht bindigen Böden bis zu 300-m pro Tag reichen [27]. Beim konventionellen Rohrvortrieb werden von einem Startschacht aus mit einer Pressstation, ähnlich wie beim halboffenen Verfahren, die vorgefertigten Rohrwände aus Stahlbeton oder Glasfaser-Komposite durch das Erdreich in Richtung Zielschacht getrieben. Das mit der Schildmaschine herausgearbeitete Bohrmaterial wird zerklei‐ nert, pumpfähig gemacht und in einem Rohrsystem durch den vorgetriebenen Rohr‐ strang zur Startgrube und von dort an die Oberfläche befördert. Die steuerbare Schildmaschine kann zielgenau geführt auch in alle Richtungen leicht gekrümmten Linien Folgen. Die Vortriebsgeschwindigkeit hängt dabei sehr stark von der Art des Untergrundmaterials ab und liegt durchschnittlich bei über 100 m pro Tag. Mit diesem Verfahren lassen sich im Sinne der Bündelung von Infrastruktureinrichtungen Mantelrohre und Infrastrukturröhren beispielsweise parallel zu Autobahnen und Bahn‐ strecken legen, ohne den Betrieb zu stören oder die Betriebssicherheit zu gefährden. 66 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="68"?> Verlegung im Infrastrukturkanal Der Infrastrukturkanal bildet eine Sonderform des begehbaren Leitungsgangs. Infrastruk‐ turkanäle werden hauptsächlich in offener Bauweise verlegt. Hierbei können die Schächte mit Fertigteilen oder mit Ortbeton hergestellt werden (Abb. 43). Der Graben muss auf einer mit Schotter befestigten Sohle-Bettung zu beiden Seiten des Kanals mindestens 1 m abstand aufweisen, damit die Schalung eingebracht werden, bzw. die Betonier-Ma‐ schine ungehindert arbeiten kann. Beim Einsatz von Betonier-Maschinen werden diese abschnittsweise fortbewegt und erreichen eine Legegeschwindigkeit von bis zu 15 m pro Tag in beiden Richtungen [28]. Durch die Gewölbeform kann die Eisenarmierung entfallen, wodurch sich die Haltbarkeit der Anlagenhülle verlängert. Mit der Beimischung von Flugasche im Beton wird die Aushärtung beschleunigt und eine sehr hohe mechanische Festigkeit erreicht [18]. Der Infrastrukturkanal bietet hinsichtlich Strombelastbarkeit des Kabels, Zugänglichkeit und Austauschbarkeit von Komponenten im Vergleich zu allen anderen Verlegemöglichkeiten die meisten Optionen. Nachteilig ist allerdings das große Grabvolumen und die große Menge an überschüssigen Aushubmaterial, das entsorgt werden muss, wenn der Kanal nicht oberirdisch gelegt wird. Abb. 43 Infrastrukturkanal in offener Bauweise gelegt für zwei Drehstromkabel-Systeme 380 kV [nach 18] 2.2.4 Muffen- und Übergangsanlagen Die Lieferlängen von Hoch- und Höchstspannungskabeln sind aus Transportgründen auf rund 1.000 m begrenzt. Dies hat zwei Gründe. Zum einen ist das Transportgewicht auf 50 Tonnen beschränkt. Zum anderen dürfen die Kabeltrommeln nur solche Durch‐ messer aufweisen, dass man sie über öffentliche Verkehrswege antransportiert kann. 2.2 Kabeltrassen 67 <?page no="69"?> Daraus folgt, dass einzelne Teillängen mit Kabelmuffen miteinander verbunden werden müssen. Je nachdem, welche Verlegeart gewählte wird, gibt es für die Anordnung von Muffen unterschiedliche Möglichkeiten. Werden zur Kabelverlegung begehbare Infrastrukturröhren- oder Kanäle gewählt, lassen sich die Muffen in den Leitungszug integriert, d. h. ebenso wie die Kabel an den Kanalwänden befestigen. Hier sind sie frei zugänglich und können auch bei Bedarf inspiziert werden. Bei allen anderen Ver‐ legearten sind Muffengruben notwendig, in denen die Muffen entweder in sogenannte Muffenkammern oder direkt in die Erde gelegt werden. Die beiden Möglichkeiten werden unterschiedlich genutzt. Derzeit wird bei den Großprojekten die direkte Ver‐ legung der Muffen gemeinsam mit den Kabeln im Bettungsmaterial bevorzugt. Deren Lage wird ebenso wie die Lage der Kabel sorgfältig eingemessen und dokumentiert. So lassen sie sich bei Defekten rasch lokalisieren. Bei 380-kV-Kabeln erreichen Muffen Durchmesser von 0,6 m und Längen von über 2 m. Gleichstrommuffen ähneln in den Abmessungen denen für Drehstromkabel in der gleichen Spannungsebene. Um die Kabelgrabenbreite nicht zu überschreiten, erfolgt die Muffenmontage stets versetzt. Da es bei der Muffenfertigung auf höchste Sorgfalt und Sauberkeit ankommt, werden die Arbeiten zur Verbindung der einzelnen Erdkabelabschnitte bei offener Verlegung in einer Einhausung oder in einem staubfreien und klimatisierten Container durchge‐ führt, die im Anschluss zur nächsten Verbindungsstelle gelegt werden. Die Verfüllung der Muffengräben erfolgt anschließend wie bei den Kabelgräben mit Bettungsmaterial und mit dem Warnband sowie den schützenden Betonplatten. Abb. 44 zeigt eine Muffengrube für 4 Systeme mit 380-kV-Drehstromkabeln nach der Muffenmontage und vor der Verfüllung. Abb. 45 zeigt einen Reinraum-Container für die Anfertigung von HGÜ-Kabelmuffen. Hier ist die Überlappung der Kabel von beiden Seiten gut zu erkennen. Ebenso die Vorkehrungen für die Wasserhaltung im Kabelgraben. Abb.-44 Muffengrube für vier 380-kV- Drehstromsysteme [30] Abb. 45 klimatisierter Container über einer Muffen‐ grube für zwei HGÜ-Kabel [31] Übergangsanlagen Kabel-Freileitung Bei sogenannte Teilverkabelungen, also den Überleitungen von Kabeln auf Freileitun‐ gen und umgekehrt, sind Übergangsfelder bzw. „Kabelübergangsanlagen“ nötigt, die 68 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="70"?> Abb.-47 Übergangsanlage von einer 380-kV-Dop‐ pelfreileitung auf 4 Kabelsysteme ohne Kompensa‐ tionseinrichtungen [33] im Hoch- und Höchstspannungsbereich je nach Anzahl der zu überführenden Systeme durchaus landschaftsprägend sein können. Dies betrifft im Wesentlichen Hoch- und Höchstspannungs-Drehstromsysteme. Bei HGÜ-Verbindungen sind Teilverkabelun‐ gen zwar ebenso möglich, sie dürften allerdings durch den Kabelvorrang für diese Übertragungsart in Deutschland die Ausnahme bleiben. Abb.-46 Prinzipielle Darstellung der Teilverkabelung einer 380-kV-Leitungsverbindung [32] Die Übergangsanlagen enthalten alle technischen Komponenten, um den Übergang von Freileitungen auf Erdkabel und umgekehrt zu ermöglichen. Deshalb sind für jeden Erdkabelabschnitt zwei Kabelübergangsanlagen erforderlich. Abb. 46 zeigt das Prinzip der Teilverkabelung. Je nach projektbezogenen Anforderungen und örtlichen Gegebenheiten besitzen diese Anlagen einen Flächenbedarf von 50 x 70 m bis hin zu 130 x 150-m [32]. Das entspricht weit mehr als der Fläche eines halben Fußballfeldes. Bei größeren Kabellängen ist für eine effiziente Wirkstromübertragung, wie in Kapitel 1 bereits beschrieben, eine Blind‐ leistungskompensation erforderlich. Bei 380-kV-Kabelteilstrecken von mehreren 10 km Systemlänge sind in der Ka‐ belübergangsanlage hierfür sogenannte Kompensationsspulen erforderlich, um die Blindleistung auszugleichen, und so die volle Übertragungsleistung der Kabel zu gewährleisten. Hierzu werden an den Blindleistungsbedarf angepasste Induk‐ tivitäten (Drosseln) mit der Kabelanlage verschaltet. Für die Drosseln muss ein weiteres Schaltfeld vorgesehen werden. Die Gesamtanlage braucht in diesem Fall mehr Platz als eine einfache Kabelübergangsan‐ lage bei kurzen Kabelteilstrecken. Im Betrieb von Kabelübergangsanlagen werden die gesetzlichen Grenzwerte für elektrische und magnetische Felder bereits am Anlagenzaun deutlich unterschritten. Da Leitungen und Spulen auch Geräusche verursachen können, muss der Netzbetreiber auch die Richtwerte der TA-Lärm (Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm) einhalten. Das Beispiel einer Übergangsanlage von 4 Systemen 380-kV-Kabel auf eine Doppelfreileitung zeigt Abb. 47. Bei Teilverkabelungen entsteht zwangsläufig eine technische Konstellation, die aus betrieblicher Sicht Risiken birgt. So ist ein 2.2 Kabeltrassen 69 <?page no="71"?> Teil der Strecke, die Freileitung, atmosphärischen Einwirkungen ausgesetzt, die Über‐ spannungen, Erd- und auch Kurzschlüsse verursachen können. Innerhalb der Freilei‐ tungsteilstücke können diese schutztechnisch über so genannte Kurzunterbrechungen beherrscht werden. Hohe Blitzstoßspannungen, die auf die Kabelanlage übergreifen, können hingegen zur Zerstörung der Kabelisolation führen, wenn Sie nicht durch einen leistungsfähigen Überspannungsschutz sicher eliminiert werden. Dieser muss deshalb so nah wie eben möglich an den Freileitungseinbzw. Abgang gelegt werden. 2.2.5 Kreuzungen Kreuzungen, Näherungen, Längs- und Parallelführungen mit bzw. zu anderen Infra‐ struktureinrichtungen werden im Leitungsbau meist unter dem Begriff Kreuzungen subsummiert. Hierbei sind Kreuzungen mit anderen Kabeln bzw. Freileitungen, Bahn‐ trassen, Bundesfernstraßen und ggf. Wasserstraßen besonders hervorzuheben. Bei diesen Einrichtungen bedarf es aus technischen und rechtlichen Gründen gesonderter Absprachen, damit eine - speziell auf die Einzelkreuzung abgestimmte - Vereinbarung getroffen werden kann. Hauptbestandteil sind neben Regelungen zur Herstellung und anschließenden Betriebsphase auch der Rückbau von Anlagen (Folgepflichten und -kosten). Bei den Verhandlungen sind alle technischen Vorschriften, Richtlinien, Gesetze sowie Regelwerke für die betroffenen Kreuzungsobjekte zu beachten. Die Ergebnisse der Verhandlungen werden in Kreuzungsverträgen und technischen Kreu‐ zungsunterlagen bzw. in Genehmigungen festgehalten. Bei der Herstellung von Kreuz‐ ungen sind neben den technischen Sicherungsmaßnahmen (z. B. Gerüstbauten oder temporäre Umlegungen von Stromkreisen und Anlagen) vor allem Beeinflussungen gekreuzter Anlagen untereinander auf ein Mindestmaß zu reduzieren. Beeinflussungen in diesem Sinne können z. B. Wechselstromkorrosion, Berührungsspannungen (Lang- und Kurzzeitbeeinflussung) sowie thermische Beeinflussungen sein. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass sich thermische Beeinflussungen hauptsächlich auf Kabelkreu‐ zungen beziehen. In diesem Falle muss durch eine Modellrechnung nachgewiesen werden, dass im Kreuzungsbereich keine Überhitzung stattfindet. Die Folge einer gegenseitigen thermischen Beeinflussung können, wie bereits geschildert, eine ver‐ minderte Übertragungsfähigkeit oder Schäden an den sich kreuzenden Anlagen sein. Bei Freileitungen sind, neben möglichen Beeinflussungen von Anlagen Dritter, auch Mindestabstände zu Kreuzungsobjekte einzuhalten. Die einzuhaltenden Mindestabstände sind in einschlägigen Normen festgeschrie‐ ben und werden als Grundlage der Abstandsberechnungen herangezogen. Bei der Berechnung von Abständen zwischen zwei Objekten ist der größtmögliche Durchhang und das maximale Seilausschwingen der Freileitung sowie der Isolator-Ketten zu berücksichtigen. In Abb. 48 sind mögliche Freileitungskreuzungen mit verschiedenen Kreuzungsob‐ jekten dargestellt. 70 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="72"?> Abb.-48 Freileitungskreuzungen mit linienartigen Infrastruktureinrichtungen Bedeutende Infrastrukturbetreiber, wie z. B. die Deutsche Bahn oder die Betreiber von Bundesfernstraßen, verfügen über separate Kreuzungsrichtlinien, die eine stan‐ dardisierte Abarbeitung von Kreuzungsvorgängen ermöglichen. Bei Kreuzungen von Objekten, die während des Baus der Freileitung ungestört weiterbetrieben werden müssen, wie gekreuzte Freileitungen, Eisenbahnstrecken und Autobahnen, kommen mitunter umfangreiche Schutzgerüste zum Einsatz. Diese werden temporär an den zuvor mit den Eigentümern abgestimmten Standorten errichtet. In der Regel benötigen diese Schutzgerüste einen größeren Raumbedarf. Abb. 49 zeigt das Beispiel eines Schutzgerüstes mit einer Netzeindeckung über einer Autobahn und einer elektrifizier‐ ten Bahnstrecke. Abb.-49 Schutzgerüst für die Kreuzung einer Autobahn (links) und einer elektrifizierten Bahnstrecke (rechts) mit einer Höchstspannungsfreileitung [37] 2.2 Kabeltrassen 71 <?page no="73"?> 2.2.6 Trassen mit temporären Gestängen Überall dort, wo Übertragungsengpässe bestehen oder zu entstehen drohen, besteht Ausbaubzw. Ertüchtigungsbedarf. Häufig bei denjenigen Verbindungen, die stark belastet und so unverzichtbarer Bestandteil des Übertragungsbzw. Verteilnetzes sind. Wie sollen sie umgebaut bzw. ertüchtigt werden, wenn sie ihrer Wichtigkeit wegen nicht für längere Zeit außer Betrieb genommen werden können? In solchen Fällen, die in Zukunft deutlich zunehmen dürften, kommen Leitungen mit temporären Gestängen zum Einsatz, die die Übertragungsfunktion während der Umbauphase übernehmen. Ein anderes Einsatzgebiet temporärer Gestänge sind Störfälle sowie wetterbedingte Havarien, bei denen Leitungen zum Beispiel durch Windwurf von Bäumen beschädigt werden oder in ganzen Abschnitten durch Schneebruch versagen und rasch provisorisch ersetzt werden müssen, um die Versorgung wiederherzustellen. Abb.-50 Ausführungsbeispiele für provisorische Freileitungstrassen mit abgespannten Portalen (links) [38] und mit Auflastfundamenten (rechts) [39]. Bei Leitungsprovisorien unterscheidet man zwischen zwei grundsätzlich unterschied‐ lichen Bauweisen. Das sind zum einen abgeankerte, abgespannte Maste und Portale und zum anderen Gestänge mit Auflastfundamenten. Abb. 50 zeigt zwei Ausführungs‐ beispiele für provisorische Gestänge beider Varianten. 2.2.7 Trassenausnutzung Die Leistungsübertragung bezogen auf die Trassenbreite von Stromleitungen dient als Maß für die „Trassenausnutzung“. Sie unterscheidet sich zwischen Freileitungs- und Kabeltrassen aufgrund der unterschiedlichen Querschnitte, Materialien und Be‐ triebsweisen. Darüber hinaus sind Freileitungen wegen ihres oberirdischen Verlaufs bezüglich ihrer Sichtbarkeit mit unterirdisch gelegten Kabeln nur bedingt vergleichbar. Bei Mehrfachfreileitungen gelten unter Umständen auch betriebliche Einschränkungen 72 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="74"?> bei planmäßigen und störungsbedingten Arbeiten an einzelnen Stromkreisen. Dies gilt immer dann, wenn zum Arbeiten an einem Stromkreis aus Sicherheitsgründen weitere Stromkreise abgeschaltet werden müssen und das (n-1)-Kriterium eventuell nicht erfüllt werden kann. Bei Kabeltrassen hingegen ist davon auszugehen, dass an einem System auch dann ohne Einschränkungen gearbeitet werden kann, wenn sich die in genügend großem Abstand parallel verlegten Kabel weiterhin in Betrieb befinden. Abb.-51 Maximale Trassenausnutzung von Freileitungen und Kabeln in den Spannungsebenen 110 kV AC, 380kV AC und + 525-kV DC [15,34,35,36] Abb. 51 zeigt die maximal möglichen Trassenausnutzungen bei den gängigen Freilei‐ tungs-Mastbauformen und Belegungen sowie bei den gebräuchlichen Verlegearten von Kabeln in den Spannungsebenen 110, 380 kV AC und +/ - 525 kV DC. Bei der Beseilung der Freileitungen fiel die Wahl auf die meistverbreiteten konventionellen Verbundseile 264-Al1/ 34-ST1A und 550-Al1/ 71-ST1A. Die Wahl der Bündelanordnung (Einzelseil, Zweier- oder Viererbündel) berücksichtigt die unterschiedlichen Übertra‐ gungsleistungen und die elektrische Feldstärke. So kann eine 110-kV-Doppelfreileitung in konventioneller Ausführung mit Einfachseilen als Doppelfreileitung eine Leistung von rund 260 MVA übertragen. Eine Kabelverbindung in der gleichen Spannungsebene mit der in etwa gleichwertigen Übertragungszuverlässigkeit mit zwei Kabelsystemen und einem Reservekabel überträgt die gleiche Leistung bei einem Mehrfachen der Trassenausnutzung. Auch bei den anderen Kabeltrassen zeigen sich ähnliche Verhält‐ nisse. Die Trassenausnutzung ist bei Kabeln stets deutlich höher als bei Freileitungen. Dies ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass die Kabelisolation im Vergleich zur Isolation bei Freileitungen von einigen Metern auf wenige Zentimeter schrumpft und die Abstände zwischen den Leitern deshalb deutlich geringer sein können. Bei 2.2 Kabeltrassen 73 <?page no="75"?> Letzteren werden die Abstände von einer möglichst guten Wärmeabgabe der Kabel an das umliegende Erdreich bestimmt. 74 2 Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen <?page no="76"?> 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit Grundlegende Regelungen zum Netzausbau enthält das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), insbesondere in seinen §§ 12a-112e und in §43. Gleichzeitig enthält es Verordnungsermächtigungen und konkrete Hinweise auf durchzuführende Verfahren. Für den Neubau von Hoch- und Höchstspannungsleitungen bedarf es demnach in Deutschland sowohl öffentlich-rechtlicher Beurteilungs- und Zulassungsverfahren als auch privatrechtlicher Vereinbarungen für die Inanspruchnahme von in Privateigen‐ tum befindlichen Flächen und Räumen. Der genehmigungsrechtliche Rahmen unterscheidet zwischen den Spannungsebe‐ nen und auch zwischen den Ausführungsarten. Er ist davon abhängig, ob es sich bei dem geplanten Vorhaben um eine Freileitung oder um ein Erdkabel handelt. Da Neubauvorhaben grundsätzlich einen Eingriff in Natur- und Landschaft mit etwaigen Entwertungen und Nutzungseinschränkungen darstellen, besitzt der Nachweis ihrer energiewirtschaftlichen Notwendigkeit einen substanziellen Stellenwert. Allerdings wird dieser Nachweis unterschiedlich erbracht. Für als besonders vordringlich ein‐ gestufte Vorhaben auf der Höchstspannungsebene hat der Gesetzgeber die energie‐ wirtschaftliche Notwendigkeit festgeschrieben. Diese kann in den darauffolgenden Verfahren nicht mehr angezweifelt werden. Bei den Übrigen Vorhaben ist der Nachweis der Notwendigkeit individuell zu führen. Dabei kann auf eine Gesamtschau der bundesweiten Versorgungsstruktur unter Berücksichtigung der in Zukunft erwarteten Versorgungsanforderungen abgestellt werden. Abb. 52 zeigt den prinzipiellen Realisie‐ rungspfad für Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit den einzelnen Planungs-, Beurteilungs- und Genehmigungsetappen in Deutschland. 3.1 Verfahren für Hochspannungsleitungen (110-kV) Für 110-kV-Freileitungen, die auf einer neuen Trasse errichtet werden sollen, ist die Durchführung eines Raumordnungsverfahrens (Kapitel 3.4) zwingend. Ausgenommen sind 110-kV-Bahnstromleitungen, bei denen das Eisenbahngesetz Anwendung findet. Beim Raumordnungsverfahren werden auf Basis einer Grobplanung Trassenkorridore mit Varianten auf ihre Raumverträglichkeit hin geprüft. Das Verfahren schließt in der Regel mit einer „raumordnerischen Beurteilung“ oder „landesplanerischen Fest‐ stellung“ für die nach sorgfältiger Abwägung aller maßgebenden Aspekte favorisierte Trassenvariante. Dem schließt sich die Durchführung eines Planfeststellungsverfah‐ rens (Kapitel 3.6) an. Bei diesem Verfahren wird das Vorhaben mit der detaillierten Trasse „Planfestgestellt“ und damit genehmigt. Nach Rechtskraft des Beschlusses kann das Vorhaben in jedem Fall, notfalls im Wege der Enteignung, realisiert werden. <?page no="77"?> Abb.-52 Realisierungspfad von Leitungsbauvorhaben in den Spannungsebenen 110-380-kV Bei Spannungsebenen unterhalb von 110 kV gibt es weder für Kabel noch für Freilei‐ tungen öffentlich-rechtliche Verfahren, die zwingend durchgeführt werden müssten. Hier hat der Netzbetreiber die Möglichkeit, sowohl mit Gebietskörperschaften als auch mit privaten Eigentümern Trassen freihändig zu verhandeln und zu realisie‐ ren. Eventuell sind noch naturschutzrechtliche, wasserrechtliche oder waldrechtliche Genehmigungen oder Erlaubnisse einzuholen. In der Mittelspannungsebene, die in der Regel der Ortsversorgung dient, besitzen die Netzbetreiber in den Stadt- und Gemeindegebieten auf der Basis von Konzessionsverträgen ohnehin die Berechtigung, öffentliche Straßen und Wege für die Verlegung von Versorgungsleitungen zu nutzen. Allerdings besteht auch für Spannungsebenen unterhalb von 110 kV die Möglichkeit, Beurteilungs- und Genehmigungsverfahren zu beantragen und durchzuführen. Dies ist immer dann ratsam, wenn sich bereits bei der Trassensuche Konflikte abzeichnen, die der Realisierung zum Beispiel durch Versagen privatrechtlicher Genehmigungen im Wege stehen könnten. Bei Leitungen bis einschließlich 110-kV gilt nach dem Energiewirtschaftsgesetz ein Verkabelungsvorrang, soweit die Gesamtkosten für ein Kabel nicht höher sind als das 2,75fache einer Freileitung und keine anderen wichtigen Gründe entgegenstehen. Naturschutzgründe oder zwingende Gründe des Netzbetriebs, wonach beispielsweise keine längeren Kabelstrecken in das Netz integriert werden können, würden auch bei Unterschreitung des Faktors eine Freileitungslösung gebieten. 76 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="78"?> 3.2 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen Der Bundesgesetzgeber erkannte am Ende der ersten Dekade des 21. Jahrhunderts, dass der dringend benötigte und durch vielerlei Proteste und Verzögerungen gefährdete Ausbau des Übertragungsnetzes nicht dem freien Spiel der Kräfte überlassen werden darf. Die Netzbetreiber und die Behörden waren trotz größter Bemühungen ohne einen wirkungsvollen, gesetzlichen Rückhalt nicht in der Lage, die auf Basis von einschlägi‐ gen Netzstudien erkennbar notwendigen Leitungsverbindungen zu realisieren. Auch die Leitlinien der Europäischen Union für die transeuropäischen Energienetze, in die das deutsche Übertragungsnetz mit einer Reihe von Grenzkupplungen eingebettet ist, legten gesetzgeberisches Handeln mit ausbaubeschleunigender Wirkung nahe. 3.2.1 Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) Im Jahr 2009 schließlich definierte der Bundesgesetzgeber mit dem Gesetz zum Aus‐ bau von Energieleitungen (EnLAG) erstmals Leitungsverbindungen in der Höchstspan‐ nungsebene, für die die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf a priori gesetzlich festgestellt wird. Ihre Realisierung ist aus Gründen des „überragenden öffentlichen Interesses und im Interesse der öffentlichen Sicherheit erforderlich“. Im Anhang zum Gesetz sind im Bedarfsplan aktuell 22 Leitungsbauvor‐ haben (vormals 24) verzeichnet, die als Höchstspannungs-Drehstromfreileitungen zu bauen sind. Bei zu großen Näherungen zu Wohngebäuden, weniger als 400 m bei geschlossener Bebauung und 200 m im Außenbereich oder aus Gründen des Natur- und Artenschutzes, können die Netzbetreiber verpflichtet werden, Leitungsteile als Erdkabel auszuführen. Sechs der 22 Bauvorhaben sind ausdrücklich als Pilotvorhaben ausgewiesen, in denen der Einsatz von Erdkabeln in der Höchstspannungsebene in Form von Teilverkabelungen erprobt werden soll. Damit wurde erstmals in der Geschichte der Energiewirtschaft ein Gesetz ver‐ abschiedet, in dem Leitungsverbindungen gesetzlich verankert, also verpflichtend sind. Mit der gesetzlich festgelegten Planrechtfertigung sollten die nachfolgenden Planverfahren beschleunigt werden. Dies galt ebenso für notwendige Ausbauten und Änderungen an den Netzverknüpfungspunkten, über die sie mit dem bestehenden Übertragungsnetz verbunden werden. Das Gesetz legte allerdings nur die Anfangs- und Endpunkte fest. Es enthält keine Hinweise auf die Leitungsführung. Diese festzulegen, blieb nachfolgenden Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren vorbehalten. 3.2.2 Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) Bereits 2011 war die Notwendigkeit einer weiteren Beschleunigung der Verfahren zur Umsetzung von Leitungsbauvorhaben erkennbar geworden. Es folgte im gleichen Jahr das Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG). Es diente, wie 3.2 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen 77 <?page no="79"?> der Name vermuten lässt, dem beschleunigten Ausbau des Höchstspannungsnetzes und fokussierte sich auf Leitungen, die länderbzw. grenzüberschreitend, also von essenzieller Bedeutung sind. Die im EnLAG verzeichneten Vorhaben sind vom Anwen‐ dungsbereich dieses Gesetzes ausdrücklich ausgenommen. Die Planungs- und Genehmigungsverfahren für Höchstspannungsleitungen fallen grundsätzlich in die Zuständigkeit von Länderbehörden. Im Fall länder- und grenzüber‐ schreitender Leitungen wurde mit diesem Gesetz die Zuständigkeit auf die Bundesnetz‐ agentur übertragen. Sie prüft in einem bundeseinheitlich gestuften Planungsverfahren die Umwelt- und Raumverträglichkeit der Vorhaben. Dabei bildet die so genannte Bundesfachplanung die erste Stufe des Verfahrens. Daran schließt sich ein Planfeststel‐ lungsverfahren für die Leitung in dem zuvor festgelegten Trassenkorridor an, das ebenso von der Bundesnetzagentur durchgeführt wird. 3.2.3 Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) Der Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie und das bereits in Aussicht genom‐ mene Ende der Kohleverstromung in Verbindung mit dem forcierten Ausbau von Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien erforderte sowohl eine Ausweitung als auch eine weitere Beschleunigung des Netzausbaus. Hier kommt es, wie bereits erwähnt, zu grundlegenden Lastflussänderungen und zu einer fundamentalen Ver‐ schiebung der Einspeisepunkte, die dringend neue und leistungsfähige Leitungsver‐ bindungen erfordern. Bereits zwei Jahre nach NABEG verabschiedeten Bundestag und Bundesrat das Bundesbedarfsplangesetz (BBPIG). Im Anhang beinhaltet das 2013 in Kraft getretene und jüngst wiederholt novellierte Gesetz, das für eine weitere Beschleunigung des Netzausbaus sorgen sollte, eine Tabelle mit konkreten Vorhaben, den Bundesbedarfsplan (Abb. 53). Aktuell umfasst er 80 Leitungsbauvorhaben mit Kennzeichnungen zu ihrem Status und der Art und Weise, wie sie auszuführen sind. Dort ist hinterlegt, ob sie länderübergreifend (A1), grenzüberschreitend (A2) verlaufen, bzw. als Freileitung mit Hochtemperaturseilen (D), als Drehstrom-Erdkabel (F) oder als Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Erdkabel (E) ausgeführt, oder zunächst nur als Leerrohre (H) gelegt werden sollen. Mit der Gesetzesnovelle 2015 verordnete der Gesetzgeber, die leistungsstarken Nord-Süd-Verbindungen vorrangig in Form von HGÜ-Erdkabeln auszuführen. Eine Ausnahme von der Verkabelungspflicht kann es nur aus Gründen des Naturschutzes oder auf Wunsch von Gebietskörperschaften bzw. bei Parallel- oder Mitverlegung auf dem Gestänge einer bestehenden Freileitung geben. In diesen Fällen sind Teilabschnitte in Freileitungsbauweise zulässig. Für alle Vorhaben stellt das Gesetz die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und den vordringlichen Bedarf fest. An ihrer Realisierung besteht damit, ebenso wie bei den Leitungen nach EnLAG, ein überragendes öffentliches Interesse und sie sind für die öffentliche Sicherheit erforderlich. Auch hier kann die Notwendigkeit in späteren Verfahren nicht mehr infrage gestellt werden. Diese ergibt sich aus der gesetzlich geregelten Netzentwicklungsplanung [40]. Diese beginnt mit dem sogenannten Sze‐ 78 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="80"?> Abb.-53 Schematische Darstellung des Prozessablaufs zum Bundesbedarfsplan nariorahmen, den die vier Übertragungsnetzbetreiber unter Berücksichtigung der künftigen Entwicklung erarbeiten und der Bundesnetzagentur vorlegen. Darin wird die voraussichtliche Entwicklung in den Bereichen erneuerbare Energien, konventionelle Energien sowie Energieverbrauch und Last beschrieben. Besonders berücksichtigt werden die energiepolitischen Ziele der Bundesregierung, den Anteil erneuerbarer Energien beim Strombedarf bis 2030 auf 65 % zu steigern, die absehbaren Verlagerungen von Erzeugung- und Lastzentren sowie der mutmaßliche Austausch mit den Nachbar‐ staaten in der Zukunft. Dabei werden 3 Szenarien für den Zeitraum der nächsten 15 und eines für die nächsten 20 Jahre erstellt. Abb.-54. zeigt die Verhältnisprognose von Erzeugung und Bedarf in den einzelnen Bundesländern für das mittlere Szenario B 2035. Demnach stellt sich ein starkes Erzeugungsgefälle innerhalb Deutschlands ein, bei dem die südlichen Bundesländer erwartungsgemäß ein deutliches Erzeugungsdefizit und die nördlichen Bundesländer einen ebenso deutlichen Erzeugungsüberschuss haben werden. Nach diesem mittleren Szenario kommen allein Niedersachsen und Schleswig-Holstein zusammen auf einen jährlichen Überschuss von bis zu 150 TWh, die im Südwesten der Republik fehlen. Gleichzeitig wird ein leichter Nettostromimport von den Anrainerstaaten in Höhe von rund 3 % der Jahresmenge erwartet. Bei den Erzeugungstechnologien dominieren nahezu in allen Bundesländern die erneuerbaren Energien. Aus der Bilanz und dem ersichtlichen Erzeugungsgefälle folgt die Begrün‐ dung für den hohen Übertragungsbedarf in Nord-Süd-Richtung. 3.2 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen 79 <?page no="81"?> Abb.-54 Prognose von Erzeugung und Bedarf in den Bundesländern nach dem Szenario B 2035 [41] Im Rahmen der anschließenden Konsultation des Szenariorahmens erhält neben den Ver‐ teilnetzbetreibern auch die Öffentlichkeit die Möglichkeit zur Stellungnahme. Auf Basis der Ergebnisse des von der Bundesnetzagentur abschließend geprüften und bestätigten Szenariorahmens erarbeiten die Übertragungsnetzbetreiber den ersten Entwurf des darauf fußenden Netzentwicklungsplans (NEP), in dem festgelegt wird, welche Netzverbindungen erforderlich sind, um die Versorgungsziele aus dem Szenariorahmen zu erfüllen. Die Übertragungsnetzbetreiber stellen diesen Entwurf erneut zur Konsultation durch die Öffentlichkeit, die Verteilernetzbetreiber und die Bundesnetzagentur. Auf Basis der Ergebnisse dieser Konsultationsrunde erstellen die Übertragungsnetzbe‐ treiber den zweiten Entwurf. Diesen überprüft die Bundesnetzagentur und führt letztmals eine Konsultation der Öffentlichkeit und der Verteilernetzbetreiber durch. Abschließend erstellt sie einen Umweltbericht und bestätigt den Netzentwicklungs‐ plan. Diese Prozedur wiederholt sich alle zwei Jahre. Mindestens alle vier Jahre fließt die aktuelle Version des Netzentwicklungsplans in den Bundesbedarfsplan, wird vom Bundesgesetzgeber beschlossen und erhält damit Gesetzeskraft. Während im Energieleitungsausbaugesetz vornehmlich Vorhaben verzeichnet sind, die sich inner‐ halb der Grenzen von Bundesländern befinden, enthält des Bundesbedarfsplangesetz Vorhaben, die sowohl Länderals auch Staatsgrenzen überschreiten. Für Vorhaben 80 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="82"?> nach beiden Gesetzen, die sich innerhalb eines Bundeslandes befinden, gelten die landesplanerischen Instrumente, wie Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren, die von Landesbehörden durchgeführt werden. Berührt ein Vorhaben zwei oder mehr Bundesländer und/ oder überquert es Staatsgrenzen, liegt die Zuständigkeit für die Bundesfachplanung und das Planfeststellungsverfahren bei der Bundesnetzagentur. Abb.-55 zeigt den Stand der Vorhaben aus dem Bundesbedarfsplangesetz (BBPIG) und dem Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) nach dem dritten Quartal 2020 [42]. Abb.-55 Verlauf und Stand der Vorhaben aus dem EnLAG und dem BBPlG nach dem 3. Quartal 2020 [42] 3.2 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen 81 <?page no="83"?> Abb. 56 zeigt eine Übersicht der durchzuführenden Verfahren in den drei zuvor erläuterten Kategorien. Abb.-56 Übersicht zur Notwendigkeit von Beurteilungs- und Zulassungsverfahren für Leitungen in Hoch- und Höchstspannungsnetzen 3.3 Verfahren für nicht vordringliche Höchstspannungsleitungen Notwendige Leitungen mit einer Spannung von 110 kV und mehr, die in keinem der in Kap. 3.2 zitierten Gesetze fallen, werden als nicht vordringlich eingestuft. Für diese ist grundsätzlich ein Raumordnungsverfahren vorgeschrieben. Daran schließt sich das ebenfalls verpflichtende Planfeststellungsverfahren an. Wenn die energiewirtschaftli‐ che Notwendigkeit nicht vom Gesetzgeber festgestellt wurde, muss sie in den Verfahren konkret nachgewiesen und bergründet werden. Bei Leitungen mit mehr als 110 kV kommt ein Erdkabel nur in bestimmten gesetzlich vorgesehenen Fällen in Betracht. Dann ist jeweils auch ein Planfeststellungsverfahren erforderlich, ein Raumordnungs‐ verfahren hingegen nicht in allen Fällen. Bei Leitungen bis 110 kV kann für ein Erdkabel ein Planfeststellungsverfahren auf Antrag des Netzbetreibers durchgeführt werden. Das kann sich auf Grund der umfassenden Genehmigungswirkung der Planfeststellung anbieten. 3.4 Entwicklung des Europäischen Netzverbundes Der europaweite Netzausbau ist das zentrale Instrument zur Erreichung der Ziele der Energieunion. Hierzu erstellt die ENTSO-E, als EU-weiter Verbund von Übertragungs‐ netzbetreibern, auf Basis der Verordnung (EU) Nr. 347/ 2013 im Zwei-Jahres-Rhythmus 82 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="84"?> den europäischen Netzentwicklungsplan, der aufzeigt, wie das Übertragungsnetz in den nächsten 10-20 Jahren ausgebaut werden soll, damit es die künftigen An‐ forderungen erfüllen kann. Kernpunkt der Bewertung sind alle Übertragungs-bzw. Speicherprojekte in Europa. Dieser als „10-Year Network Development Plan (TYNDP)“ bezeichnete Entwicklungsplan orientiert sich an der Verordnung und berücksichtigt die darin vorgegebenen Leitlinien für die rechtzeitige Entwicklung und Interoperabi‐ lität vorrangiger transeuropäischer Energie-Infrastrukturkorridore und -gebiete. Diese sind in dessen Anhang I aufgeführt. Der TYNDP besitzt allerdings nur einen Empfeh‐ lungscharakter, in den die nach EnLAG und BBPLG in Deutschland geplanten Vorhaben eingebettet sind. Abb. 57 zeigt den Zusammenhang zwischen der europäischen und der deutschen Netzentwicklung schematisch. Abb.-57 Ermittlung des Ausbaubedarfs in den europäischen Übertragungsnetzen 3.5 Raumordnungsverfahren (ROV) Vergleicht man die Aktivitäten in den Industriestaaten Europas, so zählt die Bundes‐ republik wegen ihrer intensiven wirtschaftlichen und technischen Entwicklung zwei‐ fellos zu denjenigen Ländern mit einer sehr hohen Raum- und Umweltbeanspruchung. Bedingt durch den Bedarfsanstieg für Siedlungen und Infrastruktur wurde die Multi‐ funktionalität des Raums an Beanspruchungsmöglichkeiten erheblich eingeschränkt und das Bewusstsein für die Knappheit des unvermehrbaren Raumes und der Umwelt‐ 3.5 Raumordnungsverfahren (ROV) 83 <?page no="85"?> ressourcen sowohl in der Öffentlichkeit als auch in der Politik geschärft. Besonders in wachstumsstarken Agglomerationen mit einer hohen Siedlungsdichte kommt es zu einer Ballung von Raumansprüchen, die mitunter zu erheblichen Konflikten führt. Auch bei Versorgungsleitungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene wurden mit zunehmender Verdichtung Probleme, wie Zerschneidungseffekte, Landschaftsbeeint‐ rächtigungen, Nutzungseinschränkungen und Umweltbelastungen deutlich. Die Notwendigkeit mit knappen Gütern zu haushalten und die aktuellen, höchst unterschiedlichen und mitunter gegenläufigen Raumansprüche abzustimmen, führte im Anschluss an die stürmische Aufbauphase nach dem zweiten Weltkrieg bereits Ende der fünfziger, Anfang der sechziger Jahre des vorigen Jahrhunderts zur Einführung so genannter Raumordnungsverfahren zur Überprüfung der Raumverträglichkeit von „raumbedeutsamen“ Maßnahmen durch einige Bundesländer. Bereits 1965 wurde die Erstfassung des Raumordnungsgesetzes des Bundes (ROG) verabschiedet [43]. Die, in den Flächenländern bei den oberen Landesplanungsbehörden angesiedelte Koordinierung- und Abstimmungsaufgabe resultiert aus der gesetzlich fixierten Auf‐ gabenzuweisung der Raumordnungsverordnung (RoV) des Bundes. Die Bezeichnungen dieser Behörden unterscheiden sich von Bundesland zu Bundesland. In manchen Bundesländern sind es die Bauministerien selbst, in Baden-Württemberg und Hessen sind es die Regierungspräsidien, In Nordrhein-Westfalen die Bezirksregierungen und in einigen der neuen Bundesländer die Landesverwaltungsämter. Nach §1, Abs. 14 der aktuell geltenden RoV muss, wie bereits erwähnt, für die Errichtung von Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 110 kV oder mehr verpflichtend ein Raumordnungsverfahren nach Landesrecht durchgeführt werden. Ausgenommen ist die Errichtung in und unmittelbar neben Bestandstrassen oder deren überwiegender Nutzung. Die Erfahrung der vergangenen Jahrzehnte hat allerdings gezeigt, dass es bei Leitungsbauvorhaben in den fraglichen Kategorien, bei denen es zu einer Veränderung, z. B. Vergrößerung des Schutzstreifens oder auch nur zu einer geringfügigen Änderung der Trassenführung kommt, ein Raum‐ ordnungsverfahren angestrebt werden sollte. Dies ist immer dann empfehlenswert, wenn im geplanten Trassenverlauf Raumwiderstände und Betroffenheiten erkennbar sind, die bei der Durchführung Probleme erwarten lassen. 3.5.1 Aufgabe der Raumordnung Die Aufgabe der Raumordnung besteht darin, unter Beachtung der jeweiligen landes‐ planerischen Vorgaben die Interessen des beantragenden Vorhabenträgers in Bezug auf die raumbedeutsamen Aspekte mit den Interessen aller vom Vorhaben betroffenen Stellen und Institutionen in Einklang zu bringen. Hierzu zählt die Gesamtheit der räumlich bestimmten Lebens- und Arbeitsverhältnisse, die sich weitgehend gegenseitig bedingen und somit das Gefüge des Raumes bestimmen und beeinflussen. Ziel ist eine ausgewogene Ordnung des Lebens- und Arbeitsraumes, die den dort lebenden Men‐ 84 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="86"?> schen neben der Schonung von Natur und Landschaft möglichst günstige Bedingungen für die freie Entfaltung ihrer Persönlichkeit ermöglicht [15]. So steuert und begrenzt die Raumordnung in ihrer Wirkung wirtschaftliche und infrastrukturelle Aktivitäten und leistet so neben dem Bauplanungsrecht auch einen wichtigen Beitrag zum Funktionieren der sozialen Marktwirtschaft. Das Raumord‐ nungsverfahren ist neben den Raumordnungsplänen ein wesentliches Instrument der Raumordnung. Es dient dazu, konkrete Vorhaben auf ihre möglichen Auswirkungen hin zu untersuchen und deren raumverträgliche Ausgestaltung mit den Raumord‐ nungsplänen der Länder und Regionen in Einklang zu bringen [43]. Konkret wird im Raumordnungsverfahren die raumordnerische Verträglichkeit eines Vorhabens samt verschiedener Standort- und Trassenalternativen geprüft. Es bildet als eigenständiges, spezifisches Vorverfahren für Hoch- und Höchstspannungsleitungen eine Vorausset‐ zung für nachfolgende Zulassungsbzw. Genehmigungsverfahren, in diesem Fall für das Planfeststellungsverfahren. Allerdings ist der hier gefundene Trassenverlauf ledig‐ lich eine unverbindliche Empfehlung, auf deren Basis das Planfeststellungsverfahren durchgeführt wird. Ergeben sich innerhalb dieses Planungsschrittes neue Erkenntnisse, die Trassenabweichungen rechtfertigen, so können diese im Verfahren berücksichtigt werden. 3.5.2 Ablauf eines Raumordnungsverfahrens Der Ablauf eines Raumordnungsverfahrens folgt einer vorgegebenen Struktur (Abb.-58). Zunächst kontaktiert der Vorhabenträger die für Raumordnungsverfahren zustän‐ dige Landesplanungsbehörde und bekundet anhand einer Vorhabenbeschreibung der Leitung sein Interesse an der Verfahrensdurchführung. Daraufhin prüft die Behörde formell, ob ein Raumordnungsverfahren erforderlich ist. Bejahendenfalls führt sie eine so genannte Antragskonferenz durch, in der das Erfordernis, der Gegenstand, der Umfang sowie der Ablauf des Verfahrens geklärt werden. Im Vordergrund stehen Art und Umfang der Untersuchungen, die der Vorha‐ benträger vorbereitend auf das Verfahren durchführen muss. In der Antragskonferenz werden bereits die wichtigsten am Verfahren zu beteiligenden Behörden, Verbände und Organisationen hinzugezogen. Im nächsten Schritt legt die Behörde den so genannten Untersuchungsrahmen fest. Dieser enthält die Antragsunterlagen des Vorhabenträgers sowie Umfang und Tiefe der Umweltverträglichkeitsstudie (UVS), die als Basis für die verfahrensintegrierte Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) dient. Der Vorhabenträger selbst oder von ihm beauftragte Planungsbüros erarbeiten die Antragsunterlagen und führen hierfür die erforderlichen Kartierungen und Erhebungen durch. Diese Verfahrenspassage ist unbefristet und dauert erfahrungsgemäß je nach Größe und Umfang des Vorhabens ein bis zwei Jahre. Vor der offiziellen Einleitung des Raumordnungsverfahrens prüft die Behörde die Antragsunterlagen und fordert gegebenenfalls Ergänzungen an. 3.5 Raumordnungsverfahren (ROV) 85 <?page no="87"?> Abb.-58 Schematische Darstellung des Ablaufs eines Raumordnungsverfahrens (nach [43,44]) Mit Beginn des Verfahrens, für den der Raumordnungsbehörde einen Zeitraum von maximal sechs Monaten zur Verfügung stehen, führt sie die Beteiligung aller sogenann‐ ten „Träger öffentlicher Belange“ und sonstiger zugelassener Organisationen durch und veranlasst die öffentliche Auslegung der Antragsunterlagen in den betroffenen Gebietskörperschaften sowie im Internet. Hier hat nun jedermann die Möglichkeit, seine Stellungnahme, Hinweise und Einwendungen einzubringen. Unter Mithilfe des Vorhabenträgers wertet die Behörde alle eingegangenen Stellung‐ nahmen und Hinweise aus und veranlasst, falls erforderlich, deren Erörterung in einem so genannten Erörterungstermin mit allen Beteiligten. 3.5.3 Raumordnerische Beurteilung Danach stellt die Raumordnungsbehörde alle schriftlich und mündlich vorgebrachten Argumente und Stellungnahmen zusammen. In einem nächsten und für das gesamte Verfahren zentralen Schritt, wägt sie alle vorgebrachten Belange untereinander und gegeneinander ab und fasst das Ergebnis des Beteiligungsprozesses in einer raumord‐ nerischen bzw. landesplanerischen Festlegung zusammen. Darin beurteilt sie, ob das Vorhaben mit den Erfordernissen der Raumordnung übereinstimmt, welche raumbe‐ 86 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="88"?> deutsamen Auswirkungen das Vorhaben entfaltet, zu welchem Ergebnis die Prüfung von Trassenalternativen geführt hat und welche Trasse als günstigste zu beurteilen ist. Sie enthält auch Maßgaben für die weiteren Planungs- und Umsetzungsschritte, wie dem anschließenden Planfeststellungsverfahren [43]. Allerdings stellt die raumordne‐ rische Beurteilung lediglich eine Empfehlung dar. Aus begründetem Anlass kann von ihr im Planfeststellungsverfahren abgewichen werden. 3.6 Bundesfachplanung (BFP) Die Bundesfachplanung (BFP) entspricht ihrem Wesen nach einem länderübergreifen‐ den Raumordnungsverfahren mit Verbindlichkeitscharakter. Für Vorhaben in dieser Kategorie müssen die Übertragungsnetzbetreiber einzeln oder gemeinschaftlich auf Basis einer detaillierten Projektbeschreibung und einem groben Trassenkorridor für den Leitungsverlauf mit Alternativkorridoren einen Antrag auf Bundesfachplanung bei der Bundesnetzagentur stellen. Dazu werden in einem ersten Schritt Grobkorridore ermittelt, die eine Breite von bis zu 1.000 m annehmen können. Ziel dieses Planungsschrittes ist es, großräumige Raumwiderstände zu identifizieren und möglichst konfliktarme Räume für die Trassenkorridore zu finden. Dabei steht der Konflikt zwischen der Suche nach einer möglichst kurzen und einer die Raumwi‐ derstände umgehenden Verbindung häufig im Mittelpunkt. Abb.-59 Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors [45] So folgt die Auffindung von Grobkorridoren auf der Grundlage einer Raumwiders‐ tandsanalyse. Zu den Raumwiderständen zählen in der Hauptsache Schutzgebiet‐ 3.6 Bundesfachplanung (BFP) 87 <?page no="89"?> sausweisungen und raumordnerische Festlegungen in den Raumordnungsplänen der Bundesländer bzw. Regionen. Einen wichtigen Planungsgrundsatz bildet dabei das Bündelungsgebot von Bandinfrastruktureinrichtungen, beispielsweise die Bündelung von Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit vorhandenen oder in Planung befind‐ lichen linienhaften Infrastrukturen. Damit sollen neue Umweltbelastungen vermieden werden. Das Bündelungsgebot hat allerdings auch seine Grenzen. Insbesondere dann, wenn sich in Einzelfällen neue Trassen als raum- und umweltverträglicher erweisen oder durch eine weitere Bündelung eine überbordende Mehrbelastung entstehen würde. Ein Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors zeigt Abb.-59. Bereits vor Beginn des formellen Verfahrens informieren die Übertragungsnetzbe‐ treiber die Öffentlichkeit in den betroffenen Regionen über das Vorhaben, zum Beispiel in Dialogveranstaltungen und Info-Märkten. Danach werden die Antragsunterlagen von der Bundesnetzagentur geprüft und dienen als Basis für die anschließenden Antragskonferenzen. Bei diesen Veranstaltungen sammelt die Bundesnetzagentur In‐ formationen zur Umwelt- und Raumverträglichkeit des vorgeschlagenen Trassenkor‐ ridors und zu möglichen Alternativen. Beteiligt werden die Landesplanungsbehörden, die Träger öffentlicher Belange, Vereinigungen sowie die interessierte Öffentlichkeit. Relevante Hinweise fließen in den Untersuchungsrahmen ein, den die Bundesnetzagen‐ tur daraufhin festlegt. Dieser bestimmt auch, welche Unterlagen und Gutachten der Übertragungsnetzbetreiber insgesamt vorlegen muss. Einen besonderen Schwerpunkt bilden dabei die Unterlagen für die raumordnerische Beurteilung und für die strategi‐ sche Umweltprüfung (SUP), die verfahrensbegleitend durchgeführt wird. Nach Vorlage der vollständigen Unterlagen werden diese einen Monat lang am Standort der Bundes‐ netzagentur in Bonn und an weiteren geeigneten regionalen Standorten zur Einsicht und Stellungnahme ausgelegt. Zeitgleich findet deren Veröffentlichung auch auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur statt. Anschließend haben alle Beteiligten die Möglichkeit, innerhalb eines Monats nach dem Ende der Veröffentlichungsfrist ihre Hinweise und Stellungnahmen schriftlich, mündlich oder zur Niederschrift abzugeben. Anschließend prüft die Bundesnetzagentur sowohl die Unterlagen des Übertra‐ gungsnetzbetreibers als auch die eingegangenen Stellungnahmen. Sie lädt - wenn nötig - alle, die sich fristgerecht geäußert haben, zu einem Erörterungstermin ein, um die Stellungnahmen gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen einer Fachdiskussion zu erörtern und möglichst einvernehmliche Lösungen zu finden. Im Anschluss an den Erörterungstermin wägt die Bundesnetzagentur alle vorgebrachten Argumente ab und legt den unter allen Maßgaben günstigsten Korridor fest. Wichtiges Ziel dabei ist, einen möglichst raum- und umweltverträglichen Korridor festzulegen, der zudem technisch und wirtschaftlich sinnvoll ist. Diese Entscheidung sollte die Bundesnetzagentur spätestens sechs Monate nach Einreichen der vollständigen An‐ tragsunterlagen durch den oder die Vorhabenträger treffen. Die Entscheidung macht die Bundesnetzagentur öffentlich bekannt. Für den auf diese Weise festgelegten Korridor schließt sich ebenso, wie nach der Durchführung eines Raumordnungsverfahrens, ein Planfeststellungsverfahren an, 88 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="90"?> welches in diesem Fall die Bundesnetzagentur durchführt. Die schematische Darstel‐ lung des Ablaufs der Bundesfachplanung zeigt Abb.-60. 3.7 Planfeststellungsverfahren (PFV) Nach Abschluss eines Raumordnungsverfahrens bzw. einer Bundesfachplanung folgt als Genehmigungsverfahren für ein Hoch- und Höchstspannung-Leitungsbauprojekt das Planfeststellungsverfahren. Es gilt für Infrastrukturvorhaben, bei denen eine Vielzahl von öffentlichen und privaten Interessen berührt werden. Es ist neben Hoch- und Höchstspannungsleitungen für raumbedeutsamen Infrastruktureinrichtungen wie Eisenbahnen, Straßen, Kraftwerken und vielem mehr vorgeschrieben. Im Verfahren selbst und in der abschließenden Entscheidung, dem Planfeststellungsbeschluss, findet, wie in den Vorverfahren, eine sorgfältige und umfassende Abwägung der öffentlichen und privaten Belange mit dem Ziel statt, die Interessen des Vorhabenträgers mit allen vom Vorhaben betroffenen so weit wie eben möglich auszugleichen. Die Planfeststellung entfaltet Konzentrationswirkung. d. h., dass der Beschluss alle anderen notwendigen Einzelgenehmigungen wie beispielsweise Baurecht, natur‐ schutzrechtliche Befreiungen, Waldumwandlungsgenehmigungen, wasserrechtliche Genehmigungen usw. ersetzt. Dies erfordert eine frühzeitige und umfassende Beteili‐ gung nicht nur der Träger öffentlicher Belange, wie Gemeinden und Fachbehörden, deren Belange vom Vorhaben berührt sein könnten, sondern auch der für Verfah‐ rensbeteiligungen zugelassenen Organisationen und Verbände bis hin zu privaten Betroffenen. Die Antragsunterlagen enthalten neben dem Erläuterungsbericht, in dem das Vorha‐ ben ausführlich beschrieben wird, regelmäßig eine Reihe weiterer Planunterlagen. Bei nicht nach dem EnLAG oder NABEG als dringlich festgelegten Vorhaben ist die Begrün‐ dung der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit erforderlich. Die Antragsunterlagen enthalten Lagepläne, in denen die benötigten privaten Grundstücke gekennzeichnet sind, sowie Längen- und Querprofile in verschiedenen Maßstäben. Darin müssen auch die beanspruchten Flurstücke, ihre Eigentümer sowie der Umfang von Inanspruchnah‐ men der jeweiligen Grundstücke ersichtlich sein. Darüber hinaus enthalten sie eine Umweltverträglichkeitsstudie und einen landschaftspflegerischen Begleitplan, der die Eingriffe in Natur und Landschaft sowie die vorgesehenen Ausgleichs- und Ersatzmaß‐ nahmen beinhaltet. Weiterhin enthalten sie technische Details zu den Masten und deren Gründungen samt Baugrunduntersuchungen. Der genaue Umfang der Planunterlagen richtet sich nach den Auswirkungen des Vorhabens auf alle berührten Belange und kann auch weitere, hier nicht genannte Unterlagen umfassen. 3.7 Planfeststellungsverfahren (PFV) 89 <?page no="91"?> Abb.-60 Schematische Darstellung des Ablaufs der Bundesfachplanung 3.7.1 Ablauf des Planfeststellungsverfahrens Nach der Erstellung der Antragsunterlagen stellt der Vorhabenträger den „Antrag auf Durchführung des Planfeststellungsverfahrens“. Die verfahrensführende Behörde sichtet die Unterlagen und prüft sie auf Vollständigkeit. Für Leitungsbauvorhaben innerhalb der Grenzen eines Bundeslandes sind dies regelmäßig die zuständigen Landesplanungsbehörden. Bei landes- und grenzüberschreitenden Vorhaben ist es, wie schon erwähnt, die Bundesnetzagentur. Gegebenenfalls muss der Vorhabenträger noch fehlende Unterlagen nachliefern. Mit den vollständigen Unterlagen und den erforderlichen Mehrfertigungen führt die Planfeststellungsbehörde eine umfassende Anhörung durch. Sämtliche Träger öffentlicher Belange, also Gemeinden und Fachbehörden, deren Aufgabenbereiche vom Vorhaben betroffen sein könnten, sowie Verbände, ggf. andere Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber und weitere relevante Stellen werden zur Stellungnahme aufgefordert. Parallel dazu veranlasst die Behörde die Auslegung der Unterlagen zur Einsicht durch jedermann in den vom Vorhaben betroffenen Gemeinden für die Dauer eines Monats. Auf die Auslegung wird die Öffentlichkeit durch eine ortsübliche Bekanntmachung hingewiesen. Die ortsübliche Bekanntmachung richtet sich nach den 90 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="92"?> Abb.-61 Schematische Darstellung des Ablaufs eines Planfeststellungsverfahrens nach dem Energie‐ wirtschaftsgesetz, wie es beispielsweise für EnLAG-Vorhaben angewandt wird Gepflogenheiten in den jeweiligen Gemeinden, d. h. im Amtsblatt, im gemeindlichen Mitteilungsblättern und/ oder in den regionalen Tageszeitungen. Zusätzlich werden die Unterlagen des Vorhabens auf den Internetseiten der Behörden veröffentlicht. Jeder, dessen Belange durch die Maßnahme berührt werden, hat die Möglichkeit innerhalb von zwei Wochen nach dem Ende der Auslegungsfrist Einwendungen zu erheben oder Änderungsvorschläge zu unterbreiten. Diese können sowohl schriftlich an die Behörde oder zur Niederschrift bei der Auslegungsstelle erfolgen. Nach fristgemäßem Eingang aller Stellungnahmen, Einwendungen und Vorschläge wird der Vorhabenträger in der Regel gebeten, hierzu Stellung zu nehmen. Danach setzt die Planfeststellungsbehörde den so genannten „Erörterungstermin“ an, und lädt alle diejenigen, die eine Stellungnahme abgegeben oder Einwendungen erhoben haben, hierzu ein. Überschreitet die Anzahl der zu benachrichtigenden die Grenze von 50, genügt eine öffentliche Bekanntmachung. Diese erfolgt in den örtlichen Tageszeitungen und im Staatsanzeiger. Eine persönliche Einladung findet in diesem Fall nicht statt. Im Erörterungstermin werden die Stellungnahmen der Behörden und Verbände sowie die Einwendungen und Vorschläge von Privatpersonen mit dem Vorhabenträger, 3.7 Planfeststellungsverfahren (PFV) 91 <?page no="93"?> den Behörden, den betroffenen und denjenigen, die Einwendungen erhoben oder Stellungnahmen abgegeben haben, erörtert. Dem Vorhabenträger kommt die Aufgabe zu, die Argumente für seine Planung darzulegen und zu prüfen, ob den einzelnen Einwendungen Rechnung getragen werden kann. Die Planfeststellungsbehörde hat dabei die Aufgabe, die Erörterung neutral und ergebnisoffen zu moderieren und zu einem Interessenausgleich zu führen. Insbesondere hat dieser Termin den Zweck, alle Argumente zu hören und zu gewichten, um zu einer ausgewogenen Entscheidung zu kommen. Bei größeren Projekten kann die Erörterung größere Räumlichkeiten benötigen und mehrere Tage in Anspruch nehmen. Im Anschluss an den Erörterungstermin prüft die betraute Behörde, ob nach Abwä‐ gung aller Argumente ein Interessensausgleich möglich war und ein Planfeststellungs‐ beschluss erlassen werden kann. Kommt es im Erörterungstermin zu Planänderungen, kann eine ergänzende Anhörung der von den Änderungen betroffenen Stellen und Personen notwendig werden, die das Verfahren entsprechend in die Länge zieht. 3.7.2 Der Planfeststellungsbeschluss Der abschließend folgende Planfeststellungsbeschluss ist die Entscheidung, die das Planfeststellungsverfahren abschließt und einer Baugenehmigung für das Vorhaben entspricht. Der Planfeststellungsbeschluss und alle dazugehörigen Unterlagen werden in den betroffenen Gemeinden zwei Wochen lang zur Einsicht ausgelegt. Auf die Aus‐ legung wird über eine ortsübliche Bekanntmachung hingewiesen. Darüber hinaus wird der Beschluss all denjenigen, über deren Einwendungen entschieden wurde, persönlich zugestellt. Auch hier gilt die Grenze von 50 Zustellungen. Sollte sie überschritten wer‐ den, gilt auch hier die öffentliche Bekanntmachung des Planfeststellungsbeschlusses. Gegen den Beschluss besteht die Klagemöglichkeit beim zuständigen Verwaltungs‐ gericht. Bleiben Klagen aus oder bleiben sie erfolglos, kann der Vorhabenträger das Vorhaben realisieren. Allerdings berechtigt ihn der Planfeststellungsbeschluss nicht, die benötigten Grundstücke faktisch in Anspruch zu nehmen. Er stellt nur fest, dass die Flächen für das Vorhaben in Anspruch genommen werden dürfen, weil das öffentliche Interesse an der Maßnahme gegenüber den privaten Interessen des Eigentümers überwiegt. Ebenso wenig enthält der Beschluss Hinweise zur Höhe der Entschädigung, die der Vorhabenträger dem Eigentümer gegenüber leisten muss (Kap. 3.9). Die Fragen zu Grunderwerb und Dienstbarkeit sind im Beschluss ausgeklammert. Sie sind den anschließenden Verhandlungen zwischen dem Vorhabenträger und den Eigentümern vorbehalten. Kommt es hierbei zu keiner Einigung, so hat der Vorhabenträger die Möglichkeit, die Enteignung zu veranlassen [46]. Abb. 61 zeigt schematisch den Ablauf des Verfahrens. Auf der Internetseite der Bundesnetzagentur finden sich detaillierte Informationen zum jeweiligen Verfahrensstand der nach EnLAG und BBPlG durchzuführenden Verfahren. 92 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="94"?> 3.8 Das NOVA-Prinzip Bei allen Netzentwicklungsaufgaben folgen die Netzbetreiber dem NOVA-Prinzip. Es bedeutet: Netz-Optimierung vor Netz-Verstärkung vor Netz-Ausbau. Netz-Optimierung Über das bereits erwähnte Freileitungsmonitoring können Hoch- und Höchstspan‐ nungsfreileitungen bei entsprechenden Witterungsbedingungen stärker ausgelastet werden. Bei niedrigen Außentemperaturen oder bei stärkerer Windanströmung lässt sich durch natürliche Kühleffekte die Stromtragfähigkeit von Übertragunsgleitungen steigern. Bei Freileitungen zum Beispiel, die stark mit dem Abtransport von Wind‐ energie beaufschlagt werden, kühlt der Wind auch die Leiterseile und kann so unter Umständen Redispatch-Maßnahmen reduzieren oder verhindern. Ein anderes Beispiel sind punktuell hohe Netzlasten im Winter, bei denen die Leiter durch niedrige Außen‐ temperaturen gekühlt werden. Hierzu gehören auch die entsprechenden Anpassungs- und Verstärkungsmaßnahmen in den dazugehörigen Anlagen. Zum Teil basieren Monitoringsysteme auf direkten Temperaturmessungen an den Leiterseilen, die beim Leitungsbetrieb berücksichtigt werden. Andere nutzen kontinu‐ ierliche Messungen der meteorologischen Daten und ermöglichen über Berechnungs‐ modelle eine der Witterung angepasste variable Betriebsweise. So lassen sich an vielen Stellen Engpässe ohne größere Umbaumaßnahmen an Bestandsleitungen oder Neubauten beheben. Bei Starkwind und sehr niedrigen Außentemperaturen kann die Übertragungsleistung um bis zu 20 % gesteigert werden. Bei wechselnden Witterungs‐ verhältnissen liegt die dauerhaft mögliche Leistungserhöhung allerdings nur in der Größenordnung von 5-10 % [47]. Die Belastungsmöglichkeiten bei konventionellen Seilen sind durch die in der Regel bei maximal 80 °C liegende maximale Seiltemperatur begrenzt. Ebenso können Topologie-Maßnahmen, wie das regelzonenübergreifende Netzeng‐ passmanagement bzw. die Lastflusssteuerung über Querregler zur Vermeidung von Übertragungsengpässen genutzt werden. Netz-Verstärkung und Ersatzneubau Stoßen die Optimierungsmöglichkeiten an ihre Grenzen, kommen Hochtemperatur‐ seile (Kap. 4) infrage, die hinsichtlich ihrer statischen Anforderungen den konvention‐ ellen Seilen ähneln, aber selbst bei Temperaturen von 200 °C und mehr keinen größeren Durchgang aufweisen als die konventionellen bei ihrer maximalen Betriebstemperatur. Sie werden als HTLS-Seile bezeichnet (High Temperature Low Sag). Mit ihnen kann die Stromtragfähigkeit der Leiterseile um bis zu 100 % erhöht werden. Dies lässt sich sowohl mit speziellen Metalllegierungen, mit geringen Wärmeausdehnungskoef‐ fizienten [48], als auch mit Seilkernen aus hochfesten Kohlenstoff- und Glasfasern erreichen [49]. Während die Stromwärmeverluste im Normalbetrieb gegenüber den konventionellen Seilen geringer sind, wachsen sie bei höheren Leiterseiltemperaturen 3.8 Das NOVA-Prinzip 93 <?page no="95"?> Abb.-62 Das NOVA-Prinzip mit der Präzisierung 2021 [41] stark an. Letzteres sorgte dafür, dass sich ihr Einsatz bisher lediglich auf Leitungen mit vorübergehenden Lasterhöhungen beschränkte. Als dauerhafte Verstärkung, die es erlaubt die Leistungsübertragung in konventi‐ oneller Bauweise dauerhaft zu steigern, gilt die Neubeseilung mit einem größeren Querschnitt, falls die Statik der Maste und Fundamente die Mehrbelastung verkraftet. Andernfalls kann der Ersatzneubau auf bestehender Trasse in Frage kommen, bei dem das Trassenbzw. Leitungsprofil gar nicht oder nur unwesentlich verändert wird. Abweichungen von der Bestandstrasse sind immer dann sinnvoll, wenn sich dadurch Verbesserungen für die Anwohner oder die Umwelt ergeben. Beispielsweise durch die Vergrößerung von Abständen zu Wohnbebauung bzw. zu schützenswerten Naturräumen. Änderungen an der Trasse können allerdings auch ein ungewolltes Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren auslösen. Netz-Ausbau Bei neuen Verbindungen, bei denen ein Ersatzneubau nicht ausreicht, weil die ge‐ wünschte Leistungsübertragung eine höhere Spannungsebene erfordert, kommt ein Ausbau in Betracht, bei dem bestehende Trassen nach Möglichkeit auch wieder genutzt werden. Hier kommt es häufig zu Neubauten von Mehrfachfreileitungen auf Bestandstrassen, bei denen die Stromkreise der höheren Spannungsebene zu denen der bestehenden Leitung hinzugefügt werden. Lassen sich für die neuen überregionalen 94 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="96"?> Leitungsverbindungen keine oder nur abschnittsweise Bestandstrassen nutzen, wie beispielsweise bei den notwendigen, leistungsstarken Nord-Süd Verbindungen, sind Neubauten auf neuen Trassen unumgänglich. Auf diese abgestufte Weise lassen sich Netzanpassungen so kosteneffizient, raum- und umweltschonend wie möglich umsetzen. Abb. 62 zeigt das Schema des abgestuften Verfahrens, in seiner Ursprungsform (links) und in der präzisierten Variante, wie es im Netzentwicklungsplan 2035 aus dem Jahr 2021 aktualisiert wurde (rechts). 3.9 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln Die Umweltprüfung ist in der Regel ein integrierter Bestandteil von Beurteilung- und Zulassungsverfahren, wie der Bundesfachplanung bzw. dem Raumordnungsverfahren. Allerdings in unterschiedlicher Form. Während bei der Bundesfachplanung die so genannte strategische Umweltprüfung (SUP) zum Einsatz kommt, muss bei Vorhaben, für die ein Raumordnungsverfahren durchzuführen ist, abhängig von der Trassenlänge eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) durchgeführt werden. Eine Ausnahme bilden die HGÜ-Verbindungen. Obwohl für sie die Bundesfachplanung gilt, sind sie UVP-pflichtig. Die Prinzipien beider Umweltprüf-Verfahren sind weitgehend gleich. In beiden Fällen werden die Auswirkungen auf die Umwelt und den Menschen ermittelt und beschrieben. Die Rechtsgrundlage für die Durchführung von Umweltprüfungen bildet das Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz (UVPG). Hier finden sich alle Grund‐ sätze und Vorschriften, auf welche Art und Weise die Vorhaben auf ihre Umweltaus‐ wirkungen hin geprüft werden müssen. Im Rahmen beider Verfahrensvarianten wird auf der Grundlage geeigneter Beschreibungen sowohl die Öffentlichkeit als auch die für Umweltbelange zuständigen Behörden zu den Plänen bzw. Vorhaben gehört. Im Anschluss bewerten die verfahrensführenden Behörden die in den Anhörungsverfah‐ ren gesammelten Informationen und berücksichtigen sie bei ihrer Entscheidung über die Zulässigkeit eines Vorhabens. Die strategische Umweltprüfung bezieht sich dabei auf einen Plan mit einem zum Teil sehr breiten und langen Korridor. Demgegenüber sind bei der Umweltverträglichkeitsprüfung die Ausführungspläne konkreter, und sie beziehen sich auf Trassen und Trassenalternativen, die die grobe Linienführung und eventuelle Winkelpunkte bereits beinhalten. 3.9.1 Strategische Umweltprüfung (SUP) Wie bei der Verfahrensbeschreibung zur Bundesfachplanung bereits zu sehen war, vollzieht sich die strategische Umweltprüfung verfahrensbegleitend. Dabei gibt es im‐ mer wieder Verbindungen und Rückkopplungen zum so genannten Trägerverfahren, in diesem Fall zur Bundesfachplanung. Das Ziel der SUP ist die frühzeitige, systematische und transparente Ermittlung, Beschreibung und Bewertung der Umweltauswirkungen des Plans einschließlich der 3.9 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 95 <?page no="97"?> planerischen Alternativen sowie die Beteiligung der Öffentlichkeit und der für Umwelt- und Gesundheitsbelange zuständigen Behörden. Die Ergebnisse der strategischen Umweltprüfung sind bei der Ausarbeitung und Annahme oder Änderung der Pläne zu berücksichtigen. Sie ist ein unselbständiger Teil behördlicher Planungsverfahren. Da die SUP bei der Bundesfachplanung verpflichtend ist, beginnt dieser Verfah‐ rensteil mit der Festlegung des Untersuchungsrahmens. Dabei werden die zentralen Arbeitsschritte zur Erstellung des Umweltberichts bereits grob skizziert. Dabei gilt es, den Prüfgegenstand der SUP einzugrenzen sowie die Planungsalternativen, die Prüfkriterien, die Prüfmethoden und die Prüftiefe festzulegen. Gleichzeitig sollten die für die Planung maßgebenden Ziele des Umweltschutzes sowie die Arbeitsschritte zur Erstellung des Umweltberichts festgelegt werden. Diese zeigt Abb.-63. Abb.-63 Arbeitsschritte zur Erstellung des Umweltberichts [nach 50] Anschließend wird ermittelt, ob und wenn ja, welche erheblichen Auswirkungen die Durchführung des Vorhabens und der Alternativen auf ■ Menschen, einschließlich der menschlichen Gesundheit, Tiere, Pflanzen und die biologische Vielfalt, ■ Boden, Wasser, Luft, Klima und Landschaft, ■ Kultur und sonstige Sachgüter sowie ■ die Wechselwirkungen zwischen den vorgenannten Schutzgütern haben kann. Prüfgegenstand sind grundsätzlich alle Planinhalte einschließlich der erwogenen Alternativen, von denen erhebliche Umweltauswirkungen ausgehen können. Auch die ergänzende Ermittlung von kumulativen Auswirkungen, die sich durch die Überlage‐ rung zweier oder mehrerer Schutzgüter ergeben, kann notwendig sein. 96 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="98"?> Der hiernach zu erstellende Umweltbericht dient dazu, die voraussichtlichen er‐ heblichen Umweltauswirkungen des Vorhabens einschließlich etwaiger Varianten zu beschreiben und zu bewerten. Er bildet zusammen mit dem Planentwurf die inhaltliche Grundlage für die Beteiligung der Öffentlichkeit und der Fachbehörden. Verantwortlich für die Erstellung des Umweltberichts ist stets der Vorhabenträger. Im Zuge der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung sind grundsätzlich diejenigen Behörden zu hören, die bereits beim Scopingtermin (siehe 3.9.2) beteiligt wurden. Behörden, deren Belange erkennbar nicht berührt werden, müssen nicht, andere wiederum, die zuvor nicht beteiligt wurden, deren Belange aber berührt sein könnten, müssen hinzugezogen werden. Haben die Pläne erhebliche Auswirkungen auf die Schutzgüter in einem der Anrainerstaaten, so müssen die dort zuständigen Behörden ebenfalls beteiligt werden. Die Beteiligung der Öffentlichkeit erfolgt auf der Basis der Auslegung der Unterla‐ gen. Zwingender Bestandteil ist der Planentwurf, auf den sich die Umweltprüfung bezieht, sowie der Umweltbericht. Die Betroffene Öffentlichkeit kann sich zum Plan‐ entwurf und zum Umweltbericht innerhalb einer angemessenen Frist, die mindestens einen Monat beträgt, äußern. Nach Abschluss der Beteiligungen muss der Vorhabenträger den Umweltbericht im Lichte der gewonnenen Erkenntnisse überprüfen und überarbeiten. Im Idealfall werden die Darstellungen und Bewertungen im Umweltbericht bestätigt. Andernfalls sind Änderungen oder Ergänzungen erforderlich. Mit der Überprüfung wird gleichzeitig die abschließende Bewertung der Umweltauswirkungen vorgenommen. Die Ergebnisse der SUP müssen im Trägerverfahren entsprechend gewürdigt und berücksichtigt werden [50]. Eine Übersicht aller SUP-pflichtigen Leitungsbauvorhaben, die von einer Bundesbehörde, in diesem Fall von der Bundesnetzagentur, geführt werden, enthält das UVP-Portal des Bundes. 3.9.2 Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) Die Errichtung und der Betrieb von Höchstspannungsfreileitungen mit einer Länge über 15 km ist grundsätzlich UVP-pflichtig. Gleiches gilt für die Errichtung und den Betrieb der im Bundesbedarfsplan enthaltenen HGÜ-Kabeln. Hochspannungsleitungen mit 110 kV und mehr werden abhängig von ihrer Länge einer allgemeinen oder einer standortbezogenen Vorprüfung unterzogen. Abb. 64 zeigt einen Auszug aus der Anlage 1 des Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes (UVPG), in der die Rahmenbedingungen für UVPpflichtige Leitungen verzeichnet sind. 3.9 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 97 <?page no="99"?> Abb.-64 Auszug aus Anlage 1 des Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes (UVPG) Da es eine wichtige Aufgabe von Beurteilungs- und Zulassungsverfahren für Hoch- und Höchstspannungsleitungen ist, Beeinträchtigungen von schützenswerten Bereichen zu vermeiden bzw. zu minimieren, kommt diesem in der Regel unselbständigen Verfahrensteil eine besondere Bedeutung zu. Die UVP soll ebenso wie die SUP helfen, Störungen und Umweltbelastungen zu vermeiden bzw. unvermeidbare Störungen und Umweltbelastungen weitmöglichst zu reduzieren, und so zu einer umweltverträglichen Entwicklung des Raumes beizutragen. Abb. 65 zeigt den schematischen Verfahrensab‐ lauf einer UVP. Der offizielle UVP-Prozess beginnt mit dem so genannten Screening, also der Prüfung, ob für das Vorhaben eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist oder nicht. Dieser Verfahrensschritt ist nur bei den Vorhaben mit den Nummern 19.1.2-19.1.4 (in Abb. 64 in der Spalte 2 mit A und S gekennzeichnet) erforderlich. Die Vorprüfung des Einzelfalls greift immer dann, wenn nachteilige Umweltauswirkungen möglich, aber nicht unbedingt zu erwarten sind. In diesen Fällen geht es darum, mögliche Umweltauswirkungen des Vorhabens überschlägig abzuschätzen und zu entscheiden, ob für ein konkretes Vorhaben eine UVP erforderlich ist. Hierbei wird zwischen allgemeinen und standortbezogenen Vorprüfungen unterschieden. Bei der allgemeinen Vorprüfung ermittelt die Behörde, ob die Leitung mit ihren Merkmalen zum Beispiel durch deren Schwere, Dauer und Häufigkeit Umweltaus‐ wirkungen haben könnte, die eine UVP erfordern. Hierzu zählen beispielsweise 110-KV-Hochspannungsfreileitungen zwischen 5 und 15 km. Bei Freileitungen in dieser Spannungsebene, die kürzer sind als 5 km, wird besonders die örtliche Situ‐ ation betrachtet. Der Umbau von Freileitungen in Bestandstrassen beispielsweise kann UVP-pflichtig werden, auch wenn er kein Raumordnungsverfahren erfordert. 98 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="100"?> Das kommt insbesondere dann in Betracht, wenn sich das Leitungsprofil und/ oder Maststandorte gegenüber der Bestandsleitung ändern und andere, ggf. größere Um‐ weltauswirkungen zu erwarten sind. Kommt das Screening zu dem Ergebnis, dass eine UVP durchzuführen ist, wird in einem nächsten Schritt der Untersuchungsrahmen für den sog. UVP-Bericht festgelegt. Hier empfiehlt es sich in einem sogenannten Scoping-Termin gemeinsam mit der Behörde, Fachleuten aus anderen Fachbehörden und Umweltverbänden den Untersu‐ chungsrahmen festzulegen. Dieser dient als Grundlage für den UVP-Bericht. Bevor die Träger öffentlicher Belange und die Öffentlichkeit im Rahmen des jewei‐ ligen Beurteilungs- oder Zulassungsverfahrens beteiligt werden, prüft die Behörde den UVP-Bericht auf Vollständigkeit. Die Unterlagen werden der Öffentlichkeit zur Einsicht ausgelegt, so dass sich die betroffene Öffentlichkeit im Rahmen der Beteiligung zum Vorhaben äußern kann. Die eingehenden Hinweise werden dokumentiert und gewürdigt. Abb.-65 Schematische Darstellung des Ablaufs einer UVP Daraufhin stellt die Behörde die Umweltauswirkungen des Vorhabens, die Hinweise und die Stellungnahmen der Fachbehörden noch einmal zusammenfassend dar. Auf deren Grundlage bewertet sie in einem Abwägungsprozess die Umweltauswirkungen des Vorhabens und begründet ihre Bewertung. Nach Abschluss des Verfahrens werden 3.9 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 99 <?page no="101"?> die Träger öffentlicher Belange ebenso wie die Öffentlichkeit über die Entscheidung informiert. Das Ergebnis wird im übergeordneten Trägerverfahren berücksichtigt [51]. 3.9.3 Beeinträchtigungen der Avifauna Sowohl bei der strategischen Umweltprüfung als auch bei der Umweltverträglichkeits‐ prüfung spielt neben den zahlreichen anderen schutzwürdigen Bereichen der Schutz der Vogelwelt bei Freileitungsprojekten eine sehr prominente Rolle. Deshalb soll dieser Aspekt hier im Anschluss etwas ausführlicher betrachtet werden. Von Freileitungen in den unterschiedlichen Spannungsebenen gehen zum Teil erhebliche Gefahren für die freilebende Vogelwelt aus. Besonders engmaschig sind die Netze im Bereich von Ballungszentren. Zwar sind Masten und Seile von Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsleitungen willkommene Ruhe- und Ansitzwarten für eine große Zahl von Vogelarten. Einige Arten nutzen die Maste sogar als Brutplätze. Freileitungen sind jedoch vor allem Ursache für schwerwiegende Verluste, besonders bei Großvögeln. Sie bergen für die Vogelwelt im Wesentlichen drei Risiken [15, 52]. ■ Bestimmte Masttypen, vor allem von Mittelspannungsfreileitungen, stellen gefähr‐ liche Ansitz- und Ruheplätze dar, auf denen in erster Linie Großvögel durch Stromschlag (Elektrokution) bedroht sind. ■ Wiesenbrüter meiden den Bereich unter und um Freileitungen als Brutplatz, weil Maste und Seile als Ansitzplätze für Greifvögel dienen. Dadurch werden Brut- und Nahrungsbiotope unter Umständen beeinträchtigt. ■ Leiter- und Erdseile von Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen können er‐ hebliche Hindernisse beim Vogelflug darstellen. Vornehmlich Großvögel können durch Kollision schwer verletzt oder getötet werden. Mittelspannungsmaste mit Stützisolatoren gehören mit ihren kurzen Isolatoren-Aus‐ führungen zu den gefährlichsten Ansitzplätzen, weil größere Vögel von den Traversen aus spannungsführende Teile leicht erreichen können. Deshalb hat der Gesetzgeber bereits 2002 im § 41 des Bundesnaturschutzgesetzes verfügt, dass Mittelspannungsf‐ reileitungen konstruktiv so auszuführen sind, dass Vögel gegen Stromschlag geschützt sind. Innerhalb einer zehnjährigen Übergangsfrist mussten auch Bestandsleitungen dahingehend umgerüstet werden. 2011 wurde der Vogelschutz an Mittelspannungsfrei‐ leitungen in einer VDE-Anwendungsregel verbindlich festgelegt [53]. Unter anderem müssen bei allen leitfähigen Masten mit Stützisolatoren, diese mit mindestens 1,3 m lan‐ gen Kunststoffhauben abgedeckt werden (Abb. 66, links). Bei Abspannmasten müssen die Isolierkörper mindestens eine Länge von 60 cm aufweisen, um die Mindestabstände an einem Abspannmast zur Vermeidung von Leiter-Erde-Berührungen einzuhalten (Abb. 66, rechts). Inzwischen dürften Mittelspannungsfreileitungen mit Stützisolatoren mit Kunststoffabdeckhauben in Deutschland flächendeckend entschärft worden sein. 100 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="102"?> Abb. 66 Vogelschutzhauben bei einer 20-kV-Freileitung mit Stützisolatoren (links, Bild TE Connectivity) und Abstandsvorgaben für Abspannmaste aus der VDE-AR-N 4210-11 [54] Obwohl Freileitungsschneisen in Waldgebieten bei entsprechender Pflege eine hohe Biodiversität aufweisen, werden sie wegen der Präsenz ansitzender Raubvögel als Brutplätze von Wiesenbrütern gemieden. Ein weiterer Meidungsgrund dürfte der regelmäßige Aufenthalt von Raubtieren wie beispielsweise dem Fuchs sein, der das Gebiet auf der Suche nach Kollisionsopfern durchstreift. Damit kommen wir zur letzten unmittelbaren Gefahr für die Vogelwelt. Die Kollision mit Leitungs- und Erdseilen als Todesursache von Vögeln betrifft eine weitaus größere Zahl von Vogelarten als der Stromschlag. Im Hoch- und Höchstspan‐ nungsbereich, bei dem der Stromschlag als Todesursache kaum eine Rolle spielt, ist der Drahtflug das größere Problem [15]. Durch die schlechte Sichtbarkeit der Seile, die sich vornehmlich in der Dämmerung und bei ungünstigen Wetterlagen optisch mit dem Horizont vermischen, werden diese entweder gar nicht oder zu spät erkannt. Hiervon sind im Wesentlichen solche Vogelarten betroffen, die deutlich schlechter sehen als Raubvögel und aufgrund ihrer Größe Hindernissen schwerer ausweichen können. So wächst die Kollisionsgefahr mit abnehmender Distanz zum Hindernis, bevor es erkannt wird. Zur Reduzierung der Anzahl von Kollisionen wird in betroffenen Gebieten als konstruktive Maßnahme die Einebenen-Anordnung der Leiterseile empfohlen, um die vertikale Dimension der Hindernisse zu reduzieren. Daneben sollten deutlich sichtbare Vogelschutzmarker mit einem möglichst hohen Aufmerksamkeitswert an den in der Regel am höchsten gelegenen Erdseilen montiert werden. Sie erhöhen deren Sichtbar‐ keit und reduzieren die Kollisionsgefahr [55]. Gleichzeitig müssen sie technische und mechanische Anforderungen erfüllen, damit sie die Seile nicht beschädigen und die Statik nicht beeinträchtigen. Die Marker sollten für sämtliche im betroffenen Gebiet vorkommenden Vogelarten wirksam, also universell einsetzbar sein. Sie werden in passive und aktive Marker-Typen unterteilt. Passive Marker, beispielweise Warnkugeln und Vogelschutzspiralen, besitzen keine bewegten Komponenten. Aktive Marker hingegen verfügen über bewegliche Teile, die sich drehen oder die schwingen können, 3.9 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 101 <?page no="103"?> und so eine größere Aufmerksamkeit auf sich ziehen [56]. Abbildung 67 zeigt zwei Ausführungsbeispiele von Vogelabweisern der aktiven Kategorie, wie sie heutzutage eingesetzt werden. Dabei erreichen die so genannten Zebra-Marker mit herabhängenden, beweglichen schwarz-weißen Streifen (Abb. 67, links) eine in Studien ermittelte Verringerung der Kollisionsrate insbesondere bei Großvögeln von über 90 % [56]. Die weißen Streifen sind phosphoreszierend und auch in der Dämmerung und bei Nacht sichtbar. Die Montage erfolgt per Hubschrauber oder Leitungsfahrwagen. Der Marker Firefly (Abb. 67 rechts) ist drehbar gelagert und so geformt, dass er durch Windanströmung vertikal rotiert. Er erreicht eine hohe sichtbare sowie UV-Reflektion und leuchtet in der Dämmerung und Nacht nach. Der Abweiser reflektiert alle durch Vögel wahrnehmbaren Farben und erreicht eine durch Studien belegte Reduktion der Kollisionsrate von über 90 % [57]. Die Montage und Demontage können hier mit einer Drohne erfolgen. Für beide Marker-Arten wird von den Herstellern ein Montageabstand von ca. 20-25 m empfohlen und eine Lebensdauer von mindestens 20 Jahren angegeben. Abb. 67 Ausführungsbeispiele von Vogelschutzmarkern, links das Modell Zebra-Marker des deutschen Herstellers Richard Bergner (Werkfoto Richard Berger) rechts das Modell FIREFLY des schwedischen Herstellers Hammarprodukter [57] 3.9.4 Landschaftspflegerischer Begleitplan und Eingriffsausgleich Bei Leitungsneubauten in der Hoch- und Höchstspannungsebene kommt die Prüfung der Umweltverträglichkeit auf der Basis des UVP-Berichts regelmäßig zu dem Ergebnis, dass die Vorhaben einen Eingriff im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes darstellen. Für die Vorhabenträger besteht in diesem Fall die Notwendigkeit zur Aufstellung 102 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="104"?> eines „Landschaftspflegerischen Begleitplans“, der bei größeren Bauvorhaben im Zuge der Planfeststellung häufig mit dem UVP-Bericht zur Umweltstudie zusammengefasst wird. Der Verursacher eines Eingriffs ist nach Bundesnaturschutzgesetz grundsätzlich verpflichtet, vermeidbare Beeinträchtigungen von Natur und Landschaft zu unterlas‐ sen, wenn zumutbare Alternativen zur Verfügung stehen, mit denen sich der Eingriff vermeiden oder dessen Auswirkungen reduzieren lassen. Unvermeidbare Beeinträch‐ tigungen müssen vorrangig mit Maßnahmen des Naturschutzes und der Landschafts‐ pflege an Ort und Stelle oder zumindest in der Nähe des Eingriffs ausgeglichen oder ersetzt werden. Ausgeglichen sind Beeinträchtigungen immer dann, wenn die beein‐ trächtigten Funktionen des Naturhaushalts direkt wieder hergestellt werden können. Ein Ersatz für die Beeinträchtigung ist erbracht, wenn die beeinträchtigten Funktionen des Naturhaushalts im betroffenen Naturraum in gleicher Weise wiederhergestellt werden können. Ist beides nicht möglich, der Leitungsbau aber aus energiewirtschaft‐ lichen Gründen unerlässlich, hat der Verursacher die Verpflichtung zum monetären Ausgleich. Art und Höhe des Ausgleichs ist in der Bundeskompensationsverordnung bzw. in Verordnungen der Länder geregelt und unterscheidet sich von Bundesland zu Bundesland. 3.10 Entschädigungen Ob mit Zustimmung für die Inanspruchnahme ihres Eigentums auf freiwilliger Basis oder nach einer Enteignung auf der Grundlage eines Planfeststellungsbeschlusses, erhalten Eigentümer von Grundstücken, die von Leitungsverlegungen betroffen sind, eine Entschädigung für Beschränkungen, die sie durch eine Freileitung oder ein Kabel dauerhaft erleiden. Dies kann eine Nutzungsbeschränkung unter einer Freileitung ebenso sein, wie Überbauungs- und Bewuchs-Beschränkungen bei einem Kabel. Neben der Entschädigung für einen Maststandort und den Überspannungsschutz‐ streifen bzw. für den Schutzstreifen eines Erdkabels sowie etwaiger Muffen-Bauwerke, erhalten die Eigentümer einen Ausgleich für Flurschäden und bei land- und forstwirt‐ schaftlich genutzten Flächen für einen eventuellen Ernteausfall währen der Bau- und ggf. Rekultivierungsphase. Diese berücksichtigen in der Regel weit mehr als die Freileitungs- oder Kabelschutzstreifen. Sie umfassen auch Entschädigungen für provisorisch verlegte Leitungen und angelegte Baustraßen, die im Anschluss an die Bauarbeiten entfernt werden, temporäre Lagerplätze für die Baumaterialien sowie für die Transport,- Bau- und Legefahrzeuge. 3.10 Entschädigungen 103 <?page no="105"?> Abb.-68 Schema des Ablaufs von Entschädigungsregelungen [nach 58] Den Rahmen für Entschädigungen von Grundstückseigentümern bzw. Grundstücks‐ nutzern bilden verfassungsrechtliche Vorgaben in Verbindung mit Entschädigungs- und Enteignungsregeln der Länder. Basis für die Inanspruchnahme ist stets eine öffentlich-rechtliche Genehmigung, die bei Leitungsbauvorhaben in der Hoch- und Höchstspannungsebene regelmäßig in Form eines Planfeststellungsbeschlusses vor‐ liegt. Im Anschluss versuchen die vom Beschluss begünstigten Netzbetreiber, dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit folgend, von den Eigentümern der durch die Trasse in Anspruch genommenen Grundstücke zunächst auf dem Verhandlungswege Grunddienstbarkeiten zu erwirken. Grunddienstbarkeiten begründen kein Eigentum an den vom Netzbetreiber benötigten Flächen. Sie umfassen in der Regel lediglich ein entschädigungswürdiges Bau- und Betretungsrecht zur Errichtung, den Betrieb und die Instandhaltung der Leitung innerhalb des Schutzstreifens und etwaiger dauerhafter Verkehrswege, das notariell im Grundbuch verbrieft wird. Die Entschädigung dient dabei in erster Linie dazu, alle Nachteile, die sich aus der Inanspruchnahme ergeben, auszugleichen. In der Praxis erfolgen die Verhandlungen bereits während dem Plan‐ feststellungsverfahren. Das ist zulässig, aber nicht ohne Risiko, denn im laufenden Verfahren könnten sich Trassenkorrekturen ergeben. Gelingt es den Vorhabenträgern trotz eines angemessenen Angebots nicht, mit den Eigentümern einvernehmlich zu einer Entschädigungsregelung zu kommen, müssen sie nach dem Planfeststellungsbeschluss die Enteignung veranlassen. Die Angebote, die auf dem Verhandlungsweg unterbreitet werden, richten sich in der Regel nach aktuellen Rahmenvereinbarungen, die die Interessensverbände der Betroffenen (Land‐ wirtschaftsverbände, Waldbesitzerverbände etc.) und der Netzbetreiber miteinander ausmachen. In über 95 % der Fälle erhalten die Netzbetreiber die Nutzungsrechte an den 104 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="106"?> in Anspruch zu nehmen den Grundstücken im Rahmen freihändiger Vereinbarungen [58]. Abb. 69 Übersicht zur Entschädigungspraxis und zur Höhe der Entschädigungen in Deutschland, Stand 2020 [58] Ein Grund für die hohe „Abschlussquote“ beim freihändigen Erwerb dürfte darin liegen, dass für Flächen, die für Hoch- und Höchstspannungsleitungen in Anspruch genommen werden müssen, Enteignungsrecht besteht. Der Hauptgrund dürfte aber sein, dass die Entschädigungshöhen in den Rahmenvereinbarungen höher liegen als die alternativen Enteignungsentschädigungen nach den Länderregelungen. Allerdings sind die Netzbetreiber bei ihren Angeboten nicht völlig frei. Höhere als in den Rahmen‐ vereinbarungen ausgewiesene Entschädigungen verstoßen gegen das Effizienzgebot und könnten dazu führen, dass sie in einer Kostenprüfung bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen nicht vollständig anerkannt werden. Da die Erlösobergrenzen die Einnahmemöglichkeiten der Netzbetreiber über die so genannten Netznutzungsentgelte bestimmen, werden nicht anerkannte Kostenblöcke unmittelbar ergebniswirksam. Abb.-68 zeigt den typischen Ablauf bei der Entschädigungsregelung. Das mit der Entschädigung begründete Nutzungsbzw. Wegerecht für den Netz‐ betreiber wird durch eine im Grundbuch eingetragene unbefristete „beschränkte persönliche Dienstbarkeit“ dinglich gesichert. Die mit der Belastung verbundene Wert‐ minderung gegenüber vergleichbaren und unbelasteten Grundstücken wird durch eine am aktuellen Verkehrswert orientierte, einmalige Dienstbarkeitsentschädigung ausgeglichen. Neben der Entschädigung für die Dienstbarkeit erhalten die Grund‐ stückseigentümer bzw. -nutzer wie erwähnt auch Entschädigungen für die dauerhafte Inanspruchnahme von Flächen, beispielsweise durch Maste und Muffen-Bauwerke, 3.10 Entschädigungen 105 <?page no="107"?> Entschädigungen für Folgeschäden durch den Bau, wie Flur- und Aufwuchsschäden sowie weitere Entschädigungskomponenten, beispielsweise Aufwandsentschädigun‐ gen oder Entschädigungen für benutzte Privatwege. Eine Übersicht über die Ent‐ schädigungspraxis und die Bemessung der einmaligen Entschädigungszahlungen in Deutschland zeigt Abb.-69. 106 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="108"?> 4 Freileitungstechnik Eine Freileitung sollte so geplant, errichtet und betrieben werden, dass sie während ihrer Lebenserwartung ihren Zweck, d. h. die Übertragung elektrischer Energie, wirtschaftlich und zuverlässig erfüllt. Sie muss zudem so konzipiert werden, dass Gefährdungen von Menschen oder gar der Verlust von Menschenleben während des Baus und des Betriebs ausgeschlossen werden. In diesem Sinne sollten alle Komponenten einer Leitung so ausgelegt, hergestellt und installiert werden, dass die Leitung unter den vorherrschenden klimatischen Be‐ dingungen, der Nennspannung und dem Nennstrom sowie den zu erwartenden Kurz‐ schlusslasten störungsfrei funktioniert. Darüber hinaus müssen die Auswirkungen von atmosphärischen und schaltbedingten Überspannungen angemessen berücksichtigt werden. Diese Bedingungen sind am besten erfüllt, wenn eine Leitung nach allgemein anerkannten nationalen oder internationalen Normen konzipiert und gebaut wird. Die Inhalte dieses Kapitels stammen abschnittsweise aus dem Kapitel 9 der Publika‐ tion «Overhead Lines, Springer Handbook of Power Systems» [87]. 4.1 Bemessung von Freileitungen Eine Übertragungsleitung unterliegt einer Reihe unterschiedlicher mechanischen Be‐ lastungen, wie: ■ Seilgewicht ■ Eisgewicht ■ Winddruck ■ Seilzug ■ Seilschwingungen ■ Temperaturschwankungen ■ Aussnahmebelastungen. Außer bei den Seilschwingungen handelt es sich um statische oder quasistatische Belastungen. Hinzu kommen Aussnahmebelastungen, welche beim Bau und beim Betrieb auftreten. Dazu gehören Kurzschlusskräfte, unterschiedliche Setzungen von Fundamenten, oder - sehr selten - Belastungen durch Seilbruch, Lawinen und Erdbe‐ ben. Allerdings sind die wichtigsten Lasten für die Bemessung einer Freileitung, neben dem Seilgewicht, die so genannten klimatischen Lasten, d. h. Wind- und Eislasten, welche im Folgenden ebenso behandelt werden. <?page no="109"?> 4.1.1 Seilgewicht Das Gewicht der Leiter und das Eis auf den Leitern sind maßgebend für die vertikale Belastung der Komponenten einer Leitung. Diese Lasten werden über die Armaturen und die Isolatoren auf die Tragwerke und schließlich auf die Fundamente übertragen. Das Seilgewicht pro Längeneinheit ist den Tabellen der Hersteller zu entnehmen. Typische Werte für Hochspannungsleitungen liegen zwischen 10 und 20 N/ m. Um die zugehörige Seilbelastung zu berechnen, muss man die so genannte Gewichtsspannweite L g kennen, die definiert ist, als die waagerechte Entfernung zwischen den Scheitelpunk‐ ten der Seilkurve auf beiden Seiten des Mastes. Wenn es keinen Höhenunterschied zwischen den Leiterbefestigungspunkten der benachbarten Spannweiten gibt, ist die Gewichtsspannweite identisch mit der Windspanweite L w , d.-h. das arithmetische Mittel der Spannweiten der beiden angrenzenden Spannfelder Andernfalls muss die Entfernung zwischen den zwei benachbarten Scheitelpunkten berechnet werden. 4.1.2 Eislasten Eis auf dem Leiter erhöht das Leitergewicht. Unter extremen klimatischen Bedin‐ gungen können sie die Leitung statisch überlasten, was zu einem katastrophalen Versagen und deren Ausfall führt. Die Eisakkretion auf Leitern ist ein komplexer physikalischer Prozess. Man unterscheidet zwischen der direkten Umwandlung von Wasserdampf in Eis im Nebel oder in Wolken, dem sogenannten Raureif, und Eisbildung aus Niederschlägen, welche als Klareis aus gefrierendem Regen, Nassschneeansatz und Trockenschneeansatz auftritt. Diese führen zu vertikalen Lasten und dadurch zu einer erhöhten Zugspannung in den Leitern. Die damit verbundenen Belastungen von Isolatoren und Tragkonstrukti‐ onen können in ähnlicher Weise wie für das Seilgewicht berechnet werden, d. h. unter Verwendung der entsprechenden Gewichtsspannweite. Typische Werte für Eislasten bei durchschnittlichen klimatischen Bedingungen liegen bei ca. 20 N/ m. In vielen Ländern werden, basierend auf Gutachten des Wetterdienstes, statistische Auswertungen, Eislastmessungen, Beobachtungen der Netzbetreiber und deren Erfah‐ rungen bzgl. Schäden an Freileitungen, eine Eislastkarte erstellt. Deutschland z. B. wird nach [59] in vier Eislastzonen eingeteilt. 4.1.3 Windlasten Wind kann zu einer starken Belastung von Übertragungsleitungen führen. Neben erhöhten Leiterzugspannungen können hohe Windlasten zu massiven Leiterausschlä‐ gen führen, welche die erforderlichen Sicherheitsabstände der spannungsführenden Leiter zu den geerdeten Tragwerken verletzen können und bei der Auslegung der Mastkopfgeometrie berücksichtigt werden müssen. Wenn der Wind auf eine Fläche trifft, sei es die Fläche eines Leiters, eines Isolators oder eines Tragwerks, erzeugt er einen Staudruck, welcher von der Windgeschwindig‐ 108 4 Freileitungstechnik <?page no="110"?> keit abhängt, die wiederum primär vom Gelände bestimmt wird. Die Windgeschwin‐ digkeit und der dadurch ausgelöste Staudruck nimmt mit der Höhe über dem Boden zu, da die Reibungskräfte zum Boden hin größer werden. Angaben zu den Windzonen - Deutschland ist in vier Zonen eingeteilt - und die Berechnungen der Windlasten auf die Seile, Bündelleiter und Tragwerke finden sich in den Normen [59] und [60]. Neben Wind- und Eislasten müssen die Tragwerke einer Freileitung in der Lage sein, allen Lasten und Kräften, welche durch Montagearbeiten, temporäre Abspannungen, Hebevorrichtungen und Kurzschlüssen im Leitungsbetrieb entstehen standhalten. Zu‐ dem erzeugen Kurzschlusskräfte z.T. hohe mechanische Belastungen an Seilarmaturen, wie z.-B. an Abstandshaltern. 4.1.4 Bemessung der Komponenten Die im vorigen Abschnitt erläuterten äußeren Einwirkungen, also Kräfte, rufen in den einzelnen Komponenten einer Freileitung innere Beanspruchungen hervor. Das sind z. B. bei Leiterseilen mechanische Spannungen. Diese Komponenten bzw. deren Materialien können nur bis zu einer gewissen Grenze belastet werden, d. h. sie besitzen eine Beanspruchbarkeit auch Widerstand genannt, welche unzulässigen Verformungen bzw. einem Materialversagen Widerstand leisten. Bei Leiterseilen wäre das ihre Zugfestig‐ keit, die in N/ mm 2 angegeben wird. Das Grundprinzip jeder Bemessung oder Dimensionierung besteht darin das Material und die Abmessungen einer Komponente so zu wählen bzw. so zu gestalten, dass die Beanspruchung der Komponente kleiner als deren Beanspruchbarkeit ist. Aus den obigen Ausführungen ist ersichtlich, dass die Bestimmung der verschiede‐ nen Lasten mit Unsicherheiten verbunden ist, da die meisten von ihnen stochastischer Natur sind. Zudem sind die verwendeten Modelle für die Bestimmung der Lasten oft ungenau. Aus diesem Grund wurden für Einwirkungen Teilsicherheitsbeiwerte eige‐ führt, die multiplikativ auf den charakteristischen Wert einer bestimmten Einwirkung, z.B. der Eislast, angewendet werden, um den jeweiligen Bemessungswert zu erhalten. Damit legt man auf der sicheren Seite. Ähnlich gibt es bei den Beanspruchbarkeiten (Widerständen) Unsicherheiten in den Abmessungen der Komponenten, wie auch Streuung in deren Materialkennwerten. In diesem Fall werden die Beanspruchbarkei‐ ten (Materialkennwerte, z.B. Zugfestigkeit) über Teilsicherheitsbeiwerte reduziert. 4.1.5 Elektrische Anforderungen Neben den mechanischen Aspekten müssen bei der Auslegung von Freileitungen auch elektrische Anforderungen berücksichtigt werden. Im Wesentlichen geht es dabei um Fragen der Isolation und der Durchschlagfestigkeit. Bei einer Freileitung sind einerseits mit den Isolatoren feste Isolierstoffe im Einsatz, andererseits übernimmt die atmosphärische Luft die wesentliche Isolationsaufgabe der spannungsführenden 4.1 Bemessung von Freileitungen 109 <?page no="111"?> Leiter gegen Erde. In diesem Zusammenhang wird auch zwischen inneren und äußeren Abständen unterschieden. Innere Abstände Die Geometrie der Tragwerke einer Freileitung und insbesondere des Mastkopfes, müs‐ sen so ausgelegt werden, dass die sogenannten inneren Abstände, d. h. die Abstände zwischen spannungsführenden Teilen, insbesondere den Leitern, und den geerdeten Masten sowie zwischen den Leitern im Feld, insbesondere in der Spannfeldmitte, eingehalten werden [61,62]. Bei großen Spannweiten kann es zu unterschiedlichen Ausschlagwinkeln zwischen zwei Leitern kommen, so dass ein Leiter stärker schwingt als ein benachbarter, was zu geringeren Abständen führen kann. Äußere Abstände Zwischen den spannungsführenden Teilen einer Freileitung und ihrer Umgebung müssen genügend Abstände eingehalten werden, damit eine Gefährdung von Personen und Tieren, welche sich in der Nähe der Leitung aufhalten, vermieden werden kann. Dabei sind folgende Fälle zu berücksichtigen: ■ Abstände zum Boden in abgelegenen Gebieten, ■ Abstände zu Wohngebäuden und anderen Gebäuden, ■ Abstände beim Überqueren oder in der Nähe von Straßen, Eisenbahnen und schiffbaren Wasserstraßen und ■ Abstände beim Kreuzen oder Parallelführen zu anderen Strom- oder Telefonlei‐ tungen. Dabei handelt es sich häufig um vertikale Abstände bei der maximalen Leitertempera‐ tur, denn diese führt zum maximalen Durchhang des Leiterseiles. 4.2 Leiterseile Die Leiterseile einer Freileitung gelten als wichtigster Bestandteil der Leitung, da sie der Übertragung der elektrischen Energie dienen und ihr Kostenanteil an den Gesamtkosten der Leitung erheblich ist. Die mit der Investition in eine neue Freileitung verbundenen Leiterkosten (Material und Installation) können bis zu 40 % der gesamten Investitionskosten der Freileitung ausmachen. Darüber hinaus bestimmen die von den Leiterseilen erzeugten Belastungen, sowie deren Durchhang die Kosten für die Tragwerke und der Fundamente und somit die Gesamtkosten des Leitungsbaus. Daher wurde Auswahl der richtigen Leiterseile stets große Aufmerksamkeit geschenkt [63]. 110 4 Freileitungstechnik <?page no="112"?> 4.2.1 Typen und grundlegende Eigenschaften von Leiterseilen Leiterseile bestehen aus mehreren Lagen von konzentrisch verseilten Drähten und sind gegenläufig, d. h., die Drehrichtung jeder Lage ist der der darunterliegenden Lage entgegengesetzt (Abb. 70). Dadurch wird das Torsionsmoment reduziert, das in den Seilen beim Seilzug entsteht und zu Problemen bei der Montage führen kann. Diese Bauweise verbessert außerdem deren elektrischen Eigenschaften, insbesondere die Selbstinduktivität und den Wechselstromwiderstand. Bei Leiterseilen hat jede Lage sechs Drähte mehr als die darunter liegende, was eine gute Ausfüllung des Seilquerschnittes ermöglicht (Abb.-71). Abb.-70 Seilaufbau Abb.-71 Verschiedene Seilkonstruktionen 4.2 Leiterseile 111 <?page no="113"?> Schon Ende des 19. Jahrhunderts, begannen Aluminiumleiter, die ursprünglich verwen‐ deten Kupferleiter zu ersetzen. Sie werden nach dem sogenannten Properzi-Verfahre, das ist ein Walz-/ Gießverfahren, hergestellt [64]. Die meisten Leiterseile bestehen heutzutage aus mehreren Lagen aus Aluminiumdrähten, welche um einen Kern aus Stahldrähten, der für die mechanische Festigkeit sorgt, schraubenförmig gewickelt sind. Solche Leiterseile werden als Aluminium/ Stahl-Seile (engl. ACSR: Aluminium Conductor Steel Reinforced) bezeichnet. Die dabei verwendeten Stahlkerndrähte be‐ stehen aus mittelfestem, verzinktem oder galvanisiertem Stahl mit einem Kohlenstoff‐ gehalt von 0,50 bis 0,85 Gew.-% und einer Nennzugfestigkeit von 1400 MPa. Sie sind aus Gründen des Korrosionsschutzes gefettet [65]. Der Durchmesser der Seildrähte liegt generell zwischen 2 und 5 mm und die Schlagwinkel der einzelnen Drahtlagen zwischen 10° und 15°. Einige Freileitungsseile bestehen nur aus reinem Aluminium und werden als Vollaluminiumseile (engl. AAC: All Aluminium Conductor) bezeichnet. Aufgrund ihres niedrigeren Festigkeits-Gewichts-Verhältnisses eignen sich diese Leitertypen eher für kurze Spannweiten in Verteilungsnetzen und für Gegenden, in denen Eis- und Windlasten gering sind, sowie für flexible Sammelschienen in Umspannwerken. Allerdings wurden sie in letzter Zeit auch für einige lange Leitungsstrecken verwendet. Für zusätzliche Festigkeit wurden Aluminiumlegierungen mit Magnesium- und Silizi‐ umzusatz entwickelt (engl. AAAC: All Aluminium Alloy Conductor), auch als Aldrey oder Almelec bekannt. Aufgrund ihrer ausgezeichneten Korrosionsbeständigkeit sind Aldrey-Seile die bevorzugte Lösung für den Einsatz in Küstengebieten. Neben den Standardleiterkonstruktionen gibt es auch Sonderkonstruktionen, wie z. B. Leiter mit hohem Stahlanteil für sehr lange Spannweiten, wie z. B. bei Flussüber‐ querungen, oder auch mit trapezförmigen Drähten, um den Seilquerschnitt besser mit Material aufzufüllen als mit den gebräuchlichen Runddrähten. In Mitteleuropa enthält die Bezeichnung von Leiterseilen die Abkürzung der Leiter‐ materialien und den jeweiligen Querschnitt in mm 2 . Ein oft verwendetes Al/ St-Seil mit einem Aluminiumquerschnitt von 243 mm 2 und einem Stahlquerschnitt von 39 mm 2 , früher einfach Al/ St 240/ 40 genannt, wird heute als 243-AL1/ 39- ST1A bezeichnet. In anderen Teilen der Welt wird häufig der nordamerikanischen Praxis gefolgt, wonach die Leiterseile Namen von Blumen, Städten und Vögeln tragen, z. B. Tulip, Rose und Magnolia für AAC, Akron, Montreal und Halifax für AAAC und Pelican, Hawk und Drake für ACSR. 4.2.2 Kriechen Die zeitabhängige, plastische Dehnung bzw. Verformung eines Werkstoffs unter Last wird als Kriechen bezeichnet und wird u. a. in [66] ausführlich erläutert. Es kommt bei kristallinen Materialien durch die thermische Eigenbewegung der Werkstoffatome zu‐ stande, wobei die Atome innerhalb des Gitterverbandes von Orten höherer Atomdichte zu Orten niedrigerer Dichte wandern. Dies führt zu ihrer gelichmäßigeren Verteilung 112 4 Freileitungstechnik <?page no="114"?> innerhalb des Werkstoffes und dadurch zu einer Reduktion seiner Dehnsteifigkeit. Da die dafür benötigte Aktivierungsenergie mit der Bindungsenergien der beteiligten Atome steigt, besitzen Werkstoffe mit einer hohen Bindungsenergie auch eine hohe Schmelztemperatur, was wiederum dazu führt, dass der Kriechprozess bei Aluminium, dessen Schmelztemperatur wesentlich geringer ist als die von Stahl, deutlich früher und mit einer höheren Kriechgeschwidigkeit als bei Stahl, einsetzt. Das metallurgische Kriechen von Aluminium wird bei anhaltend hohen Temperaturen beschleunigt. Dieser Effekt wurde in [67] umfassend untersucht. Die in Langzeitversuchen gemessene Kriechdehnung über die Zeit, wird üblicher‐ weise in einem doppel-logarithmischen Diagramm dargestellt, wobei die Messpunkte in guter Näherung auf einer Gerade liegen, was die Extrapolation auf praxisnahe Zeiträume, z.-B. auf 100 000 h (ca. 10 Jahre), ermöglicht [68]. 4.2.3 Seilverhalten Zugverhalten Bei einem auf Zug belasteten Leiter wird die Last nach den Grundregeln der techni‐ schen Mechanik auf die einzelnen Leiterdrähte verteilt. In einem homogenen und mehrdrähtigen Leiter wie AAC und AAAC des gleichen Durchmessers und mit einem einheitlichen Elastizitätsmodul ist die Spannung in allen Einzeldrähten gleich. Bei Al/ St-Leitern dagegen, ist die Situation etwas komplexer, da das Elastizitätsmo‐ dul von Stahl wesentlich höher liegt als das Elastizitätsmodul von Aluminium [69]. Die entsprechenden Berechnungen führen zu dem Ergebnis, dass die Zugspannungen in den Stahldrähten 3,5-mal höher sind als die Zugsspannungen in den Aluminiumdräh‐ ten und dass selbst ein bescheidener Stahlanteil von z. B. 11 % der Gesamtfläche, das Al/ St-Seil um nahezu 25-% versteift. Temperaturverhalten Leiter dehnen sich nicht nur aus, wenn sie unter einer Zuglast stehen, sondern auch unter dem Einfluss der Temperatur. Da bei Al/ St-Seilen die Ausdehnungskoeffizienten ein Verhältnis von 2 zu 1 aufweisen, findet bei Temperaturänderung eine Lastumlage‐ rung zwischen den Aluminium- und den Stahldrähten statt. Beim Temperaturanstieg verlagert sich die Belastung von Aluminium auf Stahl, während beim Temperaturrück‐ gang das Gegenteil der Fall ist. In diesem Fall müssen die Aluminiumdrähte eine größere mechanische Belastung ertragen [70], was in der Winterzeit kritisch sein kann, da dann das Leiterseil, durch die herrschenden tiefen Temperaturen, am höchsten belastet ist. Diese Umlagerung ist auch für die Untersuchung von Seilschwingungen von Bedeutung. 4.2 Leiterseile 113 <?page no="115"?> (3) 4.2.4 Seildurchhang Die Form eines Seiles, welches an zwei Punkten, die in einem Abstand L (die sog. Spannweite) in gleicher Höhe über dem Boden liegen, aufgehängt und mit einer Streckenlast w und einer Zugkraft H belastet wird, ist eine Kurve, die in der Mathematik als Kettenlinie (engl. catenary von lat. catena: Kette) bekannt ist (Abb. 72). Diese kann für die meisten Fälle mit ausreichender Genauigkeit durch eine Parabel angenähert werden. Abb.-72 Der Seildurchhang Die maximale Durchbiegung der Seillinie tritt in der Mitte der Spannweite L auf und wird als Durchhang f max bezeichnet (Abb.-72). Es gilt: f max = wL 2 8Z Wie zu erwarten, nimmt der Durchhang mit dem Seilgewicht w zu und mit der im Seil herrschenden Zugkraft Z ab. Zudem ist er proportional zum Quadrat der Spannweite L, d. h. bei einer Verdoppelung der Spannweite vervierfacht sich der Durchhang, was bei großen Spannweiten, z. B. bei Flusskreuzungen, ein wichtiger Faktor für die Bestimmung der Masthöhen ist. Allerdings können mit dieser einfachen Formel folgende Situationen nicht berück‐ sichtigt werden: ■ Länge der Isolatoren, ■ Höhenunterschiede der Aufhängepunkte, ■ unterschiedlich Spannweiten in einem Abspannabschnitt und ■ ungleich Eislasten in den einzelnen Spannfeldern Hierfür gibt es spezielle Berechnungsprogramme. 114 4 Freileitungstechnik <?page no="116"?> 4.2.5 Seilbelastung Für Deutschland schreibt [59] folgende Belastungszustände vor: ■ -20 °C ohne Eislast ■ -5 °C und Eislast ■ -5 °C und Eislast mit 50%iger Windlast ■ +5 °C mit Windlast Dabei darf die Dauerzugspannung des Leiterseiles - das ist die Zugspannung, die ein Leiter ein Jahr lang aushält, ohne zu reißen - nicht überschritten werden. Dazu kommt als weitere Belastungsgrenze das Einhalten der sogenannten Mittel‐ zugspannung (engl. EDS: Every Day Stress). Dabei handelt es sich um die Horizontal‐ komponente der Leiterzugspannung, die bei der Jahresmitteltemperatur (in der Regel +10 °C) ohne Windlast auftritt und für das Schwingungsverhalten der Leiterseile bei windangeregten Schwingungen eine zentrale Rolle spielt (s.a. 4.2.12). In Tabelle 3 sind die Belastungsgrenzen für gängige leiterseile zusammengefasst. Tab. 3 Belastungsgrenzen für gängige Leiterseile [71] 4.2.6 Thermisches Verhalten Der Stromfluss durch ein Leiterseil erzeugt Wärme. Um eine Überhitzung und Beschä‐ digung des Seiles zu vermeiden, muss seine Stromtragfähigkeit des Leiterseiles ermittelt werden [74]. Unter der Annahme, dass das Seil einen thermischen Gleichgewichtszustand unter der Einwirkung verschiedener Faktoren [75] erreicht hat, d. h. dass seine Temperatur über die Zeit im Wesentlichen konstant ist, gilt folgende Energiebilanz: 4.2 Leiterseile 115 <?page no="117"?> (4) P J + P S = P C + P R Joule-Verluste (P J ) Die Joule-Verluste pro Längeneinheit P J in einem Leiter sind dem Quadrat des Stromes proportional. Sie werden hauptsächlich durch den Widerstand verursacht, den das Leitermaterial den sich darin bewegenden Elektronen entgegensetzt. Dieser Widerstand nimmt mit der durchschnittlichen Temperatur des Leiters zu. Der Anstieg des Gleichstromwiders‐ tands mit der Temperatur beträgt etwa 4 % pro 10 °C Änderung der Leitertemperatur. Auch bei Wechselstrom steigt der Seilwiderstand durch den Skin-Effekt, sowie bei Al/ St-Seilen durch die Wirbelstrom- und Magnetisierungsverluste im Stahlkern [75]. Diese Effekte werden in [65] durch den Faktor k J dargestellt, welcher selten Werte über 1,1 annimmt. Sonneneinstrahlung (P S ) Die Sonneneinstrahlung pro Längeneinheit P S setzt sich zusammen aus der direkten Sonnenstrahlung, der diffusen Himmelsstrahlung und der vom Boden reflektierten Strahlung, dem so genannten Albedo, und ist proportional zum Seildurchmesser und der sogenannten globalen Strahlungsintensität, für die häufig mit einem Wert von 900-W/ m 2 gerechnet wird. Konvektion (P C ) Konvektion ist die Übertragung von Wärme in Richtung eines Temperaturgefälles, somit die Wärmeabgabe des Seiles. Der Wärmeübergang von einer Freileitung an die umgebende Atmosphäre wird durch die konvektive Kühlung pro Längeneinheit P C quantifiziert, welche von der Wärmeleitfähigkeit der Luft und dem Temperaturunter‐ schied zwischen der Leiteroberfläche und der umgebenden Luft abhängt. Es gibt zwei Arten der Konvektion: Natürliche Konvektion tritt auf, wenn die Bewegung der Luftmoleküle durch Auftriebskräfte verursacht wird, die aus Dichteun‐ terschieden in der Luft resultieren. Erzwungene Konvektion tritt auf, wenn Wind über die Oberfläche des Leiters strömt und die Wärme vom heißen Leiter auf die kältere Umgebungsluft überträgt. Bereits bei recht niedrigen Windgeschwindigkeiten, noch unterhalb 0,5 m/ s, dominiert die erzwungene Konvektion und die natürliche Konvektion kann vernachlässigt werden. Abstrahlung (P S ) Strahlung (Radiation) entsteht durch die Bewegung von Atomen und Molekülen in der Materie, die bei jeder Temperatur über dem absoluten Nullpunkt auftritt. Da diese Atome und Moleküle aus geladenen Teilchen bestehen, führt ihre Bewegung zur Aussendung von elektromagnetischer Strahlung in Form von Photonen, die Energie 116 4 Freileitungstechnik <?page no="118"?> von der Oberfläche des betreffenden Objekts, hier des Leiters, wegtragen. Bei blanken Freileitungen ist die Kühlung durch Abstrahlung in den meisten Fälle um den Faktor drei schwächer als die Konvektionskühlung. Aus (4) ergibt sich dann durch Einsetzen der maximale Strom, den ein Leiter im thermischen Gleichgewicht führen kann. Abb. 73 zeigt die starke Abhängigkeit der Strombelastbarkeit eines typischen Leiterseils Al/ St 265/ 35 von der Windgeschwindig‐ keit und der Umgebungstemperatur [76]. Dabei liegt die maximal zulässige Leitertem‐ peratur in der Regel bei 80 °C. Bei älteren Bestandsleitungen kann sie auch bei 60 °C liegen. Abb. 73 Relative Strombelastbarkeit, abhängig von der Windgeschwindigkeit und der Umgebungstem‐ peratur beim Leiterseils Al/ St 265/ 35 [76] 4.2.7 Korona Korona ist ein Ionisierungsprozess, der durch die Beschleunigung von Elektronen in einem inhomogenen elektrischen Feld, z. B. auf der Oberfläche von Leiterseilen, oder auf spitze Kanten von Armaturen, verursacht wird. Wenn die Feldstärke hoch genug ist, gewinnen die Elektronen ausreichende Energie, um neutrale Moleküle der Umgebungsluft zu ionisieren [77]. Auf diese Weise entstehen neue freie Elektronen, die, weil sie demselben Feld ausgesetzt sind, weitere Luftmoleküle ionisieren und zu sogenannten Teilentladungen in der Luft führen. Korona kann folgendes erzeugen: ■ Ozon (O 3 ) ■ UV-Strahlung ■ Korona-Verluste ■ Hörbares Geräusch (AN: acoustic noise)) ■ Elektromagnetische Störungen (EMI) ■ Funk- und Fernsehstörungen (RI: Radio interference) 4.2 Leiterseile 117 <?page no="119"?> Deswegen ist es gängige Praxis, die elektrische Feldstärke an der Leiteroberfläche auf 17-kV rms / cm zu begrenzen [71]. 4.2.8 Bündelleiter Bei Spannungen über 220 kV würde der nötige Leiterdurchmesser, um den oben erwähnten Grenzwert der Feldstärke an der Leiteroberfläche nicht zu überschreiten, zu Leiterseilen mit großen Seildurchmessern führen, die schwierig herzustellen und zu installieren sind. Würden beispielsweise Einzelleiter verwendet, hätten diese bei 380-kV-Freileitungen einen Durchmesser von 4,7 cm [78]. Dies und die Notwendigkeit, die natürliche Leistung (engl. SIL: surge impedance loading) der Leitung zu maximieren, hat zur Entwicklung sogenannter Bündelleiter geführt. Typische Bündelkonfigura‐ tionen sind Zweierbündel für 220 kV, Dreier- und Viererbündel für 380 kV. Bei höheren Spannungsebenen im Ausland, z.B. 1000 kV AC in China, werden 8er-Bündel eingesetzt. Physikalisch gesehen bildet das Bündel einen fiktiven Leiterradius, welcher viel grösser ist als der Radius der einzelnen Teilleiter. Dies führt zu einer erheblichen Reduktion der Feldstärke. Das ist in (Abb. 74) anhand der Felddiagramme und der Re‐ duktionsfaktoren der maximalen Feldintensität für verschiedene Bündelanordnungen dargestellt [79]. - Abb.-74 Felddiagramme und maximale Feldstärken E bei verschiedenen Bündelanordnungen Ein weiterer Vorteil von Bündelleitern besteht darin, dass sie den Wellenwiderstand der Leitung verringern, wodurch die natürliche Leistung, und somit die optimal übertragbare Leistung der Leitung gesteigert wird. 4.2.9 Erdseile Hochspannungs-Freileitungen sind mit Erdseilen ausgestattet. Diese haben die Auf‐ gabe, die Leiter vor direkten Blitzschlägen und somit vor Leitungsausfällen schützen. Zur Abführung der Blitzströme sind sie an jedem Mast geerdet. In der Vergangenheit wurden häufig Erdseile mit geringer Leitfähigkeit, wie Stahllitzen oder Al/ St-Seile mit 118 4 Freileitungstechnik <?page no="120"?> geringem Aluminiumanteil, verwendet. Heutzutage werden zunehmend Al/ St-Seile mit integrierten Lichtwellenleitern (LWL) eingesetzt. Diese dienen über den Blitzschutz hinaus der Kommunikations- und Informationsübertragung und werden als LWL- Erdkabel (engl. OPGW: optical ground wire) bezeichnet [80]. LWL-Erdkabel sind relativ empfindlich gegenüber mechanischen Beschädigungen und werden deswegen mit speziellen Seilarmaturen befestigt [81-83]. 4.2.10 Hochtemperatur-Leiterseile Eine der erfolgreichsten und gleichzeitig relativ einfachen Methoden, um die Strom‐ übertragungskapazität einer bestehenden Leitung ohne umfangreiche Umbaumaßnah‐ men zu erhöhen, ist die Erhöhung der Stromstärke. Dies hat eine oft unzulässige Erhöhung der Leitertemperatur zur Folge. In diesem Fall kommen sogenannten Hochtemperatur-Leiterseilen (engl. HTLS: High Temperature Low Sag conductors) zum Einsatz. Wie der Name schon sagt, sind dabei zwei Aspekte zu berücksichtigen: Erstens, dass herkömmliches hartgezogenes Aluminium bei Temperaturen über ca. 80 °C rekristallisiert und mit der Zeit seine mechanische Festigkeit verliert. Zweitens, dass die erhöhte Temperatur zu einem größeren Durchhang führt, der die erforderlichen Sicherheitsabstände verletzen könnte. Um diese Probleme zu lösen, wurden in den letzten Jahren Hochtemperatur-Leiter‐ seile entwickelt [84, 85]. Sie sind in der Lage, kontinuierlich mit Temperaturen von mindestens 150 °C, in Notfällen (d.h. bis maximal 10 h pro Jahr) sogar bis zu 250 °C betrieben zu werden. Die wichtigsten Arten von Hochtemperatur-Leiterseilen sind in Abb.-75 dargestellt. Ihre Eigenschaften werden im Folgenden kurz beschrieben. ACSS-Seile (Abb. 75 links) (Aluminium Conductor Steel-Supported) bestehen aus einem Stahlkern mit einer oder mehreren Aluminiumlagen. Sie unterscheiden sich in Aussehen und Geometrie nicht von Al/ St-Seilen. Sie können kontinuierlich bis zu 250 °C betrieben werden, da die Aluminiumdrähte vor der Verseilung im Werk warm geglüht worden sind, wodurch sie ihre mechanische Festigkeit verloren haben, und lediglich den Stromtransport übernehmen. Wenn ein ACSS-Seil im Betrieb erhitzt wird, dehnen sich die Aluminiumdrähte aus und verlagern ihre Last schnell auf den Stahlkern. Ab diesem Moment verhält sich das Seil im Wesentlichen wie ein Stahlseil, d.-h. seine thermische Ausdehnung und sein Elastizitätsmodul entsprechen denen des Stahlkerns. Da die Bruchdehnung von geglühten Aluminiumdrähten ca. 20 % beträgt, während sie bei den Stahldrähten auf 1 % begrenzt ist, kann die volle Festigkeit der Stahleinlage genutzt werden. Außerdem bedeutet die hohe Dehnung des Aluminiums, dass die Kriecheigenschaften des Leiters durch den Stahlkern bestimmt werden, der in der Regel ein sehr geringes Kriechverhalten aufweist. Zur weiteren Erhöhung der Strombelastbarkeit werden oft trapezförmige Drähte (TW, engl. trapezoidal wires) verwendet. 4.2 Leiterseile 119 <?page no="121"?> Abb.-75 Schematische Darstellung verschiedener Leiterseiltypen [86] (Z)TACSR-Seile (Abb. 75, oben Mitte) haben den gleichen Aufbau wie herkömmliche Al/ St-Seile, verwenden aber für den Kern spezielle Stahldrähte, (Z)TAL, aus einer thermisch resistenten Zirkonium-Aluminium-Legierung, welche bis 210° C ohne Fes‐ tigkeitsverlust betrieben werden können. Allerdings haben diese Seile das gleiche thermische Ausdehnungsverhalten wie normale Al/ St-Seile, d. h., sie weisen bei hohen Temperaturen große Durchhänge aus, was bei der Ermittlung der erforderlichen Sicherheitsabstände berücksichtigt werden muss. Daher werden solche Seile vor allem bei Leitungsneubauten verwendet, die zukünftig einen hohe Stromtransport erwarten, und bei denen ein hoher Durchhang bei der Leitungsplanung berücksichtigt werden kann. Das Problem des erhöhten Durchhangs lässt sich durch die Verwendung von (Z)TACIR-Seilen lösen (Abb. 75, oben rechts), welche anstelle der Stahllitzen von (Z)TACSR-Seilen, verzinkte oder aluminiumbeschichtete Invar-Stahldrähte verwen‐ den. Invar ist eine Eisen-Nickel-Legierung mit einem Wärmeausdehnungskoeffizienten von etwa einem Drittel des normalen Stahldrahts. Diese Seile können bei geringem Durchhang mit Temperaturen von bis zu 210 °C betrieben werden. G(Z)TACSR- oder Gap-Seile (Abb. 75 unten rechts) haben einen kleinen Spalt (engl. gap) zwischen dem Stahlkern und den benachbarten trapezförmigen Aluminiumd‐ rähten, so dass das Seil nur über den Stahlkern gespannt wird, wodurch dessen vorteilhaften mechanischen Eigenschaften über einen größeren Temperaturbereich genutzt werden können. Der Spalt ist mit hitzebeständigem Fett gefüllt, um die Reibung zwischen dem Stahlkern und der Aluminiumlage zu verringern und das Eindringen von Wasser zu verhindern. ACCR-Seile (Aluminium Conductor Composite Reinforced), (Abb. 75 unten links), sind Hochtemperaturseile mit Drähten aus einer Zirkonium-Aluminium-Legierung und einem Kern aus Keramikfasern eingebettet in einer Aluminiummatrix. Das hohe Elastizitätsmodul des Aluminium-Verbundkerns und sein niedriger Wärmeausdeh‐ nungskoeffizient (halb so hoch wie Stahl) machen diese Seile besonders geeignet für bestehende Leitungen mit hohen Eislasten und restriktiven Hochtemperatur-Durch‐ hängen. 120 4 Freileitungstechnik <?page no="122"?> ACCC-Seile (Aluminium Conductor Composite Core) (Abb. 75 unten Mitte) besitzen ein kohlenstoffverstärkten Hochtemperatur-Duroplast-Kern und trapezförmige warm‐ geglühte Aluminiumdrähten. Der Kern hat einen sehr niedrigen Wärmeausdehnungs‐ koeffizienten, was dazu führt, dass deren Durchhang sehr niedrig bleibt. Allerdings wird für diese Seile, aufgrund des duroplastischen Harzes im Kerndraht, eine maximale Dauerbetriebstemperatur von 180 °C empfohlen. In Abb. 76 werden die Durchhänge in Abhängigkeit von der Seiltemperatur für ein Al/ St 400/ 70 Seil (Drake) bei einer Spannweite von 420-m miteinander verglichen. Abb.-76 Durchhang in m von Al/ St 400/ 70 (Drake) bei 420-m Spanweite und verschiedenen Ausfüh‐ rungen in Abhängigkeit von der Seiltemperatur [84] Es ist zu beachten, dass bei hohen Strömen, wie sie in Hochtemperaturseilen fließen, die ohmschen Verluste, die mit dem Quadrat der Stromstärke ansteigen, bei Leitungslängen von mehr als ca. 80 - 100 km so hoch werden, dass die Installation solcher Seile kaum Vorteile bringt. 4.2.11 Freileitungs-Monitoring Alternativ oder auch zusätzlich zu Hochtemperatur-Leiterseilen können Echt‐ zeit-Überwachungssysteme (RTM: Real Time Monitoring) eingesetzt werden, um die maximale Leistung, welche die Leitung übertragen kann in Echtzeit zu bestimmen. Hierfür hat sich der Begriff «Monitoring» eingebürgert. Diese Systeme bestehen aus Geräten, die direkt oder indirekt die Temperatur bzw. den Durchhang des Leiters, sowie die Umgebungsbedingungen (Temperatur, Sonnenstrahlung) messen. Anhand dieser Messungen lässt sich dann die tatsächliche Strombelastbarkeit des Leiters ermitteln. 4.2 Leiterseile 121 <?page no="123"?> Abb.-77 Power Donut, befestigt am Leiterseil [86] Abb. 78 Kraftmessdosen (rot) für die Zugkraftüber‐ wachung des Leiterseiles [87] Es gibt im Wesentlichen zwei Arten von Monitoring-Systemen [87], welche nach folgenden Methoden arbeiten: Temperaturmessung Sogenannte Donut-Geräte waren die ers‐ ten Monitoring-Systeme, die eingesetzt wurden. Sie arbeiten mit Temperatursen‐ soren und werden direkt auf den Leiter geklemmt (Abb. 77). Sie können gleichzei‐ tig neben der Leiteroberflächentempera‐ tur auch die Leiter-Erde-Spannung und den aktuellen Strom messen und diese Daten zur Auswertung an eine Basissta‐ tion oder die nächste Leitstelle übertragen. Sie sind preiswert und leicht anzubringen, aber ihre relativ hohe Masse wirkt wie ein Kühlkörper und kann sowohl die Tempe‐ raturmessung als auch das Schwingungs‐ verhalten des Leiterseiles verfälschen. Kraftmessung Die Überwachung der Zugkraft des Lei‐ terseiles, über die der Seildurchhang berechnet werden kann, gehört zu den am weitesten verbreitenden Monito‐ ring-Systemen. Diese Methode basiert auf dem Einbau einer Kraftmessdose auf der Mastseite einer Abspannkette (Abb. 78). Daraus kann über die Seilzug‐ kraft die Temperatur und der Durchhang des Leiterseiles ermittelt und an die Leit‐ stelle übertragen werden, um daraus die aktuelle Strombelastbarkeit des Leiter‐ seiles und damit die noch bestehende Übertragungsreserve zu ermitteln. Diese Moni‐ toring-Systeme sind robust, weitgehend ausgereift, und sie haben sich in zahlreichen Installationen weltweit bewährt. 122 4 Freileitungstechnik <?page no="124"?> Abb.-79 Schwingungsschaden an einer Trag‐ klemme 4.2.12 Seilschwingungen Leiterseilschwingungen sind ein weit ver‐ breitetes Phänomen und können bei unzu‐ reichender Dämpfung nicht nur die Leiter selbst, sondern auch andere Leitungskom‐ ponenten schwer beschädigen (Abb. 79). Solche Schwingungen gehören zu den dy‐ namischen Belastungen einer Freileitung, wie z. B. Belastungen durch Seilbruch, Kurzschlüsse, Eisabwurf und seltener seis‐ mische Belastungen. Wir werden uns hier auf die so genannten windinduzierten Schwingungen konzentrieren, da sie am häufigsten vorkommen. Mit der Einführung von Leiterseilen auf Aluminiumbasis zu Beginn des 20. Jahrhun‐ derts begannen windinduzierte Schwingungen die Leiteerseile zu belasten und oft zu beschädigen, da diese wegen ihres geringeren Gewichts im Vergleich zu den zuvor verwendeten Kupferleitern schwingungsanfälliger waren. Darüber hinaus ist Alumi‐ nium aufgrund seiner metallografischen Struktur anfälliger für Materialermüdung. Es werden drei Haupttypen von windinduzierten Schwingungen unterschieden: äolische Schwingungen, Teilfeldschwingungen und Seiltanzen (engl. galloping). Statis‐ tisch kommen auf einen Fall von Seiltanzen zehn Fälle von Teilfeldschwingungen und tausend Fälle von äolischen Schwingungen. Äolische Schwingungen Die häufigste Art von windinduzierten Leiterbewegungen ist die sogenannten äo‐ lischen Schwingungen, benannt nach Aeolus, dem Gott der Winde in der griechi‐ schen Mythologie. Sie werden durch mäßige, laminare Windströmungen mit einer Windgeschwindigkeit zwischen ca. 1 m/ s und 7 m/ s angeregt, und ihre Amplitude (Spitze-Spitze) übersteigt selten einen Seildurchmesser. Physikalisch werden sie durch die Ablösung von sogenannten Kármán Wirbeln erzeugt, wodurch Druckschwankun‐ gen entstehen, welche zu Auf- und Abwärtskräften auf den Leiter führen (Abb.-80). 4.2 Leiterseile 123 <?page no="125"?> Abb.-80 Kármánsche Wirbelstraße bei einem windangeströmten Leiterseil Die Bewegungen des Leiters breiten sich als Wanderwellen zu beiden Enden der Spannweite aus, wo sie ganz oder teilweise reflektiert werden und sich zu stehenden Wellen entlang der Spannweite überlagern. Dieser Sachverhalt wird mit dem Modell einer schwingenden Saite, welche der Wellengleichung gehorcht, in guter Näherung beschrieben [88-90]. Schwingungsfrequenzen von üblichen Leiterseilen liegen zwischen ca. 10 und 40 Hz, die dazugehörigen Wellenlängen bewegen sich zwischen ca. 20 und 4-m. Es ist nachvollziehbar, dass die Geländeart der wichtigste Faktor für die Anregung von äolischen Schwingungen darstellt, da sie durch Windströmungen verursacht werden, welche wiederum vom Gelände und seiner Bodenbeschaffenheit abhängen. So ist z. B. die Windströmung über eine flache Wüstenlandschaft laminar (Abb.-81 a) und damit günsti‐ ger für Leiterschwingungen, als über ein bebautes Gebiet mit Bäumen und Gebäuden (Abb. 81 b). Zur Bewertung der Schwingungsintensität wurden vier Geländekategorien mit zunehmender Turbulenzintensität eingeführt, Tabelle 4 [91]. Abb.-81 Unterschiedliche Geländeverhältnisse bei windangeregten Seilschwingungen 124 4 Freileitungstechnik <?page no="126"?> Tab. 4 Geländekategorien beeinflussen die Schwingungsintensität Materialermüdung Die abwechselnden Biegebewegungen der Drähte im schwingenden Leiterseil sind für die Beschädigung des Seiles, durch ein Phänomen, das als Reibkorrosion (engl. fretting fatigue) bezeichnet wird, verantwortlich [92]. Dies geschieht primär an Stellen, an denen das Seil mit der Hängeklemme in Berührung kommt. An dieser Stelle sind die Biegespannungen in den Drähten am höchsten. Dazu kommen die Druckkräfte durch den Klemmdeckel, was zu einem ungünstigen Spannungszustand in den Drähten führt. Durch die Pressungen im Kontaktbereich der Drähte, in Kombination mit deren hohen Biegespannungen, können Risse an der Drahtoberfläche entstehen (Pfeile in Abb. 82 a), welche sich über den Drahtquerschnitt ausbreiten, bis er versagt (Kreis in Abb. 82 links). Bei fortgesetzter Schwingung kommt es zu weiteren Drahtbrüchen, bis der gesamte Leiter ausfällt (Abb. 82 rechts). Da Drahtbrüche häufig in den inneren Lagen des Leiters auftreten und sich im unteren Teil des Leiters in der Nähe des Klemmenöffnung konzentrieren, ist es schwierig diese bei visuellen Inspektionen zu erkennen. Abb.-82 Drahtbruch (links) führt zu Leiterbruch (rechts) (Quelle: L. Cloutier) 4.2 Leiterseile 125 <?page no="127"?> Abb. 83 VIBREC TM Schwingungsrecorder im Einsatz (Quelle: Pfisterer) Feldmessungen Schwingende Leiter sind komplexe me‐ chanische Systeme, für die Feldmessun‐ gen unabdingbar sind, um ihre Schwin‐ gungsintensität zu bestimmen. Es ist inzwischen Stand der Technik, in schwingungsgefährdeten Gebieten Seil‐ schwingungen im Feld unter realen Be‐ dingungen mit modernen Schwingungs‐ rekordern zu überwachen, wie sie Abb.-83 zeigt [93-95]. Zulässige Grenzwerte Um die äolischen Schwingungen auf ein akzeptables Niveau zu begrenzen, mussten Grenzwerte festgelegt werden. Eine Möglichkeit, dies zu tun, besteht in der Begrenzung der Seilzugspannung. Langjährige Betriebserfahrungen haben nämlich gezeigt, dass wenn diese bei der Jahresmitteltemperatur, in Deutschland sind es 10 °C, auf ca. 20 % der Seilfestigkeit begrenzt wird, die Schwingungsneigung der Seile erheblich reduziert und ein Schaden praktisch ausgeschlossen ist [96]. Man spricht in diesem Fall von der Mittelzugspannung (engl. EDS Every Day Stress). Es hat sich allerdings gezeigt, dass dieser Grenzwert in bestimmten Fällen, wie z. B. bei monometallischen Leitern wie Aldrey-Seile, eher hoch ist und in der Praxis zu Seilschäden führen können. Aus diesem Grund hat die CIGRE neue Empfehlungen vorgeschlagen [97]. Teilfeldschwingungen Teilfeldschwingungen (engl. subspan oscillations) treten bei Leiterbündeln auf und werden durch den Sog verursacht, der von den luvseitigen Leitern des Bündels auf die leeseitigen erzeugt wird. Dabei bewegen sich die einzelnen Leiter des Bündels gegeneinander in zyklischen oder elliptischen Bahnen. Teilfeldschwingungen treten bei Windgeschwindigkeiten im Bereich von 8 m/ s bis 20 m/ s zwischen zwei benachbarten Abstandhaltern auf, und zwar in der meisten Fällen in der Grundschwingung [98, 99]. Ihre Frequenzen liegen zwischen ca. 0,7 Hz und ca. 2 Hz und ihre Amplituden sind oft hoch genug, um ein Zusammenschlagen der Teilleiter zu verursachen. Die Folgen sind Überdehnung der Seildrähte sowie hohe Druckkräfte an den Abstandshaltern, was zu einer Beschädigung der Leiterseile und einer Lockerung der Halterklemmen führen kann. Typische Werte für das Verhältnis des Bündelabstands (Abstand zwischen zwei Teilleiter) zu derem Durchmesser, liegen in der Regel im Bereich von 10 bis 17, 126 4 Freileitungstechnik <?page no="128"?> Abb.-84 Asymmetrischer Eisansatz auf einem lei‐ terseil begünstigt Seiltanzen wobei Verhältnisse von 12 oder darunter als kritisch angesehen werden. Die Abstände zwischen den Abstandhaltern sollten eine Länge von ca. 80 m nicht übersteigen, wobei bei hohen Windgeschwindigkeiten von 20 m/ s bis 25 m/ s ein Wert von maximal 65-m empfohlen wird [100]. Auch die Verwendung unterschiedlich langen Teilspannfeldern hat sich als wirksam gegen Teilfeldschwingungen erwiesen [101]. Als probates Mittel gegen diese Art von Schwingungen hat sich der Einbau von schwingungsdämpfenden Feldabstandhaltern (engl. spacer damper), Abb. 104, weltweit bewährt. Seiltanzen Seiltanzen (engl. galloping) ist eine Schwingungsform von Einzel- oder Bündelleitern durch Windeinwirkung, wenn eine asymmetrische Anlagerung von Eis oder Nass‐ schnee auf den Leitern vorhanden wird, Abb. 84 [98]. Von allen windinduzierten Schwingungen ist das Seiltanzen die spektakulärste und kann große und kostspielige Schäden, wie Versagen von Seilen und Armaturen, Beschädigungen an Masten, oder sogar Einsturz ganzer Tragwerke, verursachen. Das Phänomen kann einige Stunden bis hin zu mehreren Tagen andauern. Wegen der Gefahr der Leiterberührung unterei‐ nander bzw. von Seilund/ oder Isolator-Rissen müssen die betroffenen Stromkreise abgeschaltet werden. Seiltanzen ist charakterisiert durch Frequenzen von 0,08 bis 3 Hz, Amplitu‐ den von der Größenordnung des Durch‐ hanges, und es tritt bei Windgeschwin‐ digkeiten ab ca. 25 km/ h. Neben diversen Anti-galloping-Vor‐ richtungen [98], haben sich verschie‐ dene Methoden zum Entfernen der Eis‐ anlagerung von den Leiterseilen als Präventionsmaßnahme gegen Seiltan‐ zen etabliert. 4.3 Isolatoren Freileitungsisolatoren tragen die Leitereile samt allen dazugehörigen mechanischen Belas‐ tungen und trennen das Leiterpotential von den geerdeten Tragwerksteilen der Leitung. Zu diesem Zweck sind sie elektrisch so ausgelegt, dass sie sowohl die Betriebsspannung als auch den elektrischen Lichtbogen standhalten können. Dieser entsteht z. B. durch Blitzein‐ schläge, Schalthandlungen, Fremdschichtüberschlag, Überbrückung der Schlagweite durch Tiere, Leiterseilannäherung durch Wind, Seiltanzen oder Eisabwurf und, in seltenen Fällen, durch reduzierte elektrische Festigkeit der Luft bei Bränden unterhalb einer Freileitung, bei sogenannten sugar cane fires. 4.3 Isolatoren 127 <?page no="129"?> Mit 3 % bis 8 % Anteil an den Gesamtkosten sind sie die preiswerteste Komponente einer Leitung, spielen aber eine entscheidende Rolle für die Betriebssicherheit und die Zuverlässigkeit der Leitung, denn im Falle ihres Versagens hätte dies, neben einem Stromausfall, möglicherweise auch schwere Personen- und Sachschäden zur Folge. 4.3.1 Klassifizierung Isolatoren können nach ihrem Material, ihrer Form und ihrer Funktion eingeteilt werden: Material Heutzutage werden drei Isolierstoffe verwendet: Porzellan, Glas und Polymer. Die ersten Freileitungsisolatoren bestanden aus Porzellan. Einige Jahrzehnte später folgte Glas, und erst in den 1960er Jahren kamen Polymer- oder Verbundisolatoren, auch nichtkeramische Isolatoren genannt (engl. NCI: non-ceramic insulators), zum Einsatz. An beiden Enden des Isolierstoffs (Dielektrikum) sind sogenannten Endarmaturen angebracht, welche die auf den Leiter wirkenden mechanischen Belastungen, wie Windund/ oder Eislasten, auf den Isolatorkörper und von dort auf die Tragwerke der Leitung übertragen. Endarmaturen bestehen für alle Isolatoren-Typen aus Metall. Form Im Laufe der Jahre haben sich drei grundlegende Isolatorenformen herausgebildet: Glocken- Kappen- und Langstab-Isolatoren. Die zunächst eingesetzten glockenförmi‐ gen Porzellanisolatoren waren mechanisch zu schwach, um die größeren Leiterquer‐ schnitte und Bündelleiter zu tragen, welche für die höheren Übertragungsspannung erforderlich waren. Aus diesem Grund wurden zu Beginn des 20. Jahrhunderts soge‐ nannten Kappenisolatoren (engl. cap-and pin isulators) aus Porzellan und ab den 1920er Jahren aus Glas entwickelt. Glockenisolatoren werden nach wie vor noch als Stützisolatoren für Nieder- und Mittelspannungsleitungen verwendet. Fortschritte in der Herstellungstechnologie von großen, einteiligen Porzellankörpern ohne Lufteinschlüsse, haben um 1936 zu den sogenannten Langstabisolatoren (engl. longrod insulators) geführt. Diese gelten als durchschlagssicher, d. h. ein Durchschlag findet immer in der Luft außerhalb des Isolierkörpers und nicht im Isolierkörper statt. Als konsequente Entwicklung der Langstabisolatoren aus Porzellan, kamen um 1960 die ersten Verbundisolatoren (eng. composite insulators) zum Einsatz. Das sind Langsta‐ bisolatoren mit einem Kern aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) und einer Hülle aus einem polymeren Werkstoff, heutzutage fast immer einem Silikonkautschuk . Diese historische Entwicklung ist in Abb.-85 dargestellt. 128 4 Freileitungstechnik <?page no="130"?> Abb.-85 Historische Entwicklung von Freileitungsisolatoren Funktion Die Funktion eines Isolators in einer Leitung bestimmt in erster Linie die maßgebenden mechanischen Belastungen, welche er aufnehmen muss. So werden Hänge- oder Abspannisolatoren, auf Zug (Abb.-86), Stützisolatoren, (Abb.-87, links), auf Biegung und Isoliertraversen (Abb.-87, rechts), auf Druck / Knicken belastet. Abb.-86 Hängeisolator aus Glaskappen (linkes Bild), Langstab-Abspannkette (rechtes Bild) 4.3 Isolatoren 129 <?page no="131"?> Abb.-87 Stützisolatoren (linkes Bild) und Isoliertraverse (rechtes Bild) Geometrie Allen Isolatorentypen gemeinsam sind folgende geometrische Parameter (Abb. 88): Anschlusslänge (engl. connection length): Das ist der kürzeste direkte Weg zwischen den Endarmaturen des Isolators. Schlagweite (engl. arcing distance): Das ist der kürzeste Weg in der Luft zwischen den Endarmaturen und ist maßgebend für das Verhalten vom Isolator beim elektrischen Überschlag. Kriechweg (engl. creepage distance): Das ist der kürzeste Weg entlang der Oberfläche des Isolators zwischen den Endarmaturen. Dieses Maß bestimmt das elektrische Verhalten des Isolators bei Verschmutzung. Abb.-88 Geometrische Parameter eines Isolators Die vom verwendeten Isoliermaterial unabhängige, gewellte Form der Oberfläche des Isolators ist erforderlich, um die Funktionstüchtigkeit des Isolators bei Verschmutzung zu gewährleisten. Denn bei Verschmutzung können niederohmige Pfade entlang der Oberfläche des Isolators gebildet werden, welche zu einem Kurzschluss bzw. zu 130 4 Freileitungstechnik <?page no="132"?> Abb.-89 Fremdschichtüberschlag einem Fremdschichtüberschlag führen können, (Abb. 89). Dabei herrschen am Isolator Temperaturen über 5000 °K. Die Auslegung von Isolatoren im Hin‐ blick auf Verschmutzung findet nach [102] statt, welche in die DIN-Norm [103] übernommen worden ist. In dieser Norm sind fünf Klassen des Standort‐ verschmutzungsgrades des Standortes (SPS: site pollution severity), qualitativ definiert. Bei Gleichspannung (DC) wird die Be‐ stimmung des erforderlichen Kriechwe‐ ges durch mehrere Faktoren erschwert, da Gleichspannungsisolatoren ein ganz anderes Verschmutzungsverhalten auf‐ weisen als Isolatoren für Wechselspan‐ nung. Dies ist hauptsächlich auf eine ungleichmäßige Akkumulation der Ver‐ schmutzung durch elektrostatische Ef‐ fekte auf der Isolatoroberfläche zurück‐ zuführen, weswegen diese bei den gleichen Verschmutzungsbedingungen, im Vergleich zur Wechselspannungsisolatoren einen höheren Kriechweg benötigen. Aus diesem Grund wurden früh Verbundisolato‐ ren für HGÜ-Leitungen eigesetzt [104], da sie bei schwerer Verschmutzung ca. 30 % weniger Kriechweg benötigen als Porzellan oder Glasisolatoren [102]. Im Laufe der Jahre wurden verschiedene Formen und Profile für die Isolatorober‐ fläche entwickelt. Diese dienen dazu den Kriechweg innerhalb der Schlagweite des Isolators, welche durch andere Überlegungen, wie z. B. die Isolationskoordination vorgegeben ist, unterzubringen, denn erfahrungsgemäß ist das Verhältnis zwischen Kriechweg und Schlagweite, der sogenannten Kriechwegfaktor (engl. creepage factor), auf Werte zwischen 3,5 und 5,5 beschränkt. Oft liegt er bei 4. Ein weiteres Problem, das sich aus der Verschmutzung ergibt, ist die Korrosion der metallischen Anschlussarmaturen, wie die Pfannen und Klöppeln von Kappeni‐ solatoren. Dadurch können diese so sehr beschädigt werden, dass sie mechanisch versagen. Die dabei entstehenden Rostprodukte können durch Ausdehnung Risse im Dielektrikum des Isolators hervorrufen und seine elektrische Festigkeit reduzieren. Dies ist insbesondere bei Gleichspannung kritisch. 4.3 Isolatoren 131 <?page no="133"?> Abb.-90 Porzellan Langstabisolator Mechanische Bemessung Nach [59] gilt für Tragketten und Stützerisolatoren als höchste Belastung die Resultie‐ rende aus: ■ Leitergewicht, Eislast, gleichzeitiger Windwirkung und ggf. der Resultierenden aus den horizontalen Leiterzugkräften; oder: ■ Leitergewicht, Windeinwirkung und ggf. der Resultierenden aus den horizontalen Leiterzugkräften; oder: ■ Leitergewicht, Eislast und Differenzkraft der horizontalen Leiterzugkräfte bei Ausnahmebelastung anzunehmen. Für Abspannketten gilt als höchste Belastung die größte Leiterzugkraft bei folgenden Zuständen: ■ -20 °C ohne Eislast ■ -5 °C und Eislast nach 4.3.3/ DE.1 ■ -5 °C und Eis- und Windlast nach 4.3.4/ DE.1 ■ +5 °C mit Windlast nach 4.3.2/ DE.1 4.3.2 Porzellanisolatoren Porzellanisolatoren haben mit weit über 100 Jahren die längste Geschichte von allen Isoliermaterialien und verweisen auf ausgezeichnete Betriebserfahrungen. Aufgrund der historischen Entwicklung haben sich für den Einsatz in Hochspan‐ nungsfreileitungen zwei Typen herausgebildet: Kappenisolatoren und Langstabiso‐ latoren (Abb.-90). Während Kappenisolatoren weltweit eingesetzt werden, kommen Langstabi‐ solatoren vor allem in Mitteleuropa so‐ wie in einigen Ländern des Nahen Os‐ tens und anderen Ländern mit starker Wüstenverschmutzung zum Einsatz. Sie besitzen vorteilhafte aerodynamische Eigenschaften, die eine Ansammlung von Schmutzpartikeln an ihren Schir‐ men erschweren. Bei beiden Typen kann der Kriechweg durch einfaches Hinzufü‐ gen weiterer Einheiten leicht an das Ver‐ schmutzungsregime angepasst werden. Kappenisolatoren behalten im Gegensatz zu Langstabisolatoren, ihre Integrität, wenn eine Kappe zerbricht, z. B. durch Gewehrschuss, oder durch einen Produkti‐ onsfehler. Zudem reagieren sie aufgrund ihrer Flexibilität weniger empfindlich auf Biegebelastungen, wie sie z. B. durch Lastumlagerung bei Doppelketten entstehen. Das 132 4 Freileitungstechnik <?page no="134"?> Abb.-91 Glas-Kappenisolator kann bei Langstabisolatoren zu Problemen, bis zum Versagen führen, wenn sie nicht durch spezielle Zusatzarmaturen geschützt werden [105]. Auf der anderen Seite haben Langstabisolatoren auch Vorteile gegenüber Kappeni‐ solatoren. Sie sind durchschlagsicher und können leichter gegen Lichtbögen geschützt werden. Sie zeigen ein besseres Verhalten bei starker Verschmutzung, sind aufgrund der geringeren Anzahl von Zwischenarmaturen beim Kettenaufbau nicht anfällig für Kaskadenüberschläge und weisen recht niedrige Funkstörpegel auf. Langstabisolatoren sind in [106] genormt. 4.3.3 Glasisolatoren Bei den ersten Niederspannungsfreilei‐ tungen, die in den 1880er Jahren gebaut wurden, kamen zwar Glasisolatoren zum Einsatz, die von den für Telegrafenlei‐ tungen verwendeten Isolatoren abgelei‐ tet waren. Allerdings war die damalige Glasqualität den höheren Belastungen, die mit den steigenden Spannungen ein‐ hergingen, nicht gewachsen. Dies än‐ derte sich mit der Einführung von soge‐ nanntem vorgespanntem Glas um 1930. Seitdem werden Glasisolatoren weltweit in Freileitungen bis hin zu den höchsten Span‐ nungen eingesetzt. Sie sind praktisch immer als Kappenisolatoren geformt (Abb.-91). Wie bei den Porzellankappenisolatoren können die Schlagweite und der Kriechweg durch einfaches Hinzufügen weiterer Einheiten den Anforderungen angepasst werden. Außerdem sind sie aufgrund ihrer Flexibilität unempfindlich gegenüber Biegebelas‐ tungen und behalten ihre Unversehrtheit bei, wenn eine Kappe zerbricht. Dies ist einerseits ein Vorteil für die leichte Erkennbarkeit bei Inspektionen und andererseits ein Anziehungspunkt für Schießsportler, die sich an dem explosionsartigen Bersten der gehärteten Glasschale erfreuen. Ihr Herstellungsprozess ist energieintensiv, und es gibt unter den Herstellern erheb‐ liche Unterschiede in Bezug auf die Qualität des Rohmaterials, seine Zusammensetzung und Verarbeitung und insbesondere das Vorspannen das Glases, das ein Know-how-in‐ tensives Verfahren darstellt. 4.3.4 Verbundisolatoren Bereits in den 1960er Jahre wurden in Deutschland Verbundisolatoren entwickelt und in Hochspannungsfreileitungen für erste Feldversuche eingesetzt [107]. In den frühen 1970er Jahren brachten Hersteller aus Deutschland, Frankreich, Großbritan‐ nien, den USA und der Schweiz die erste Generation kommerzieller Verbundisolatoren 4.3 Isolatoren 133 <?page no="135"?> Abb.-92 Aufbau eines Verbundisolators für Übertragungsleitungen auf den Markt. Sie kamen in den 1980er Jahren in den allgemeinen Gebrauch und machen heute etwa 40 % des weltweiten Isolatorenmarktes aus. Tatsächlich ist die Zahl der installierten Verbundisolatoren exponentiell gestiegen und liegt heute bei mehr als 20 Millionen Einheiten für Wechselstromleitungen [108]. Darüber hinaus sind wegen Vorteilen bei der elektrostatischen Verschmutzung mehr als 100 000 Einheiten auf HGÜ-Leitungen installiert, [109]. Den prinzipiellen Aufbau eines modernen Verbundisolators zeigt Abb.-92. Das Herzstück ist der GFK-Stab (GFK: Glasfaserverstärkter Kunststoff). Es be‐ steht aus Tausenden von Glasfasern (⌀10-30 μm), die in eine Epoxidharzmat‐ rix eingebettet sind [110]. Ein Glasgehalt von 60 bis 70 Gewichts-% ermöglicht eine hohe axiale Zugfestigkeit des Stabes von etwa 1000N/ mm 2 . Andererseits ist der GFK-Stab, als sogenanntes orthotro‐ pes Material, senkrecht zu den Fasern mechanisch schwach. Dies muss bei der Auslegung und Anbringung der Metall‐ armaturen berücksichtigt werden. GFK-Stäbe werden im sogenannten Pultrusionsverfahren, [111], mit Durch‐ messern von bis zu 250 mm und Län‐ gen bis zu 20 m hergestellt. Die Glas‐ fasern, die in den GFK-Stäben moderner Isolatoren verwendet werden, bestehen in den meisten Fällen aus sogenannten E-CR-Glas (E-CR: Electrical/ Chemical Resis‐ tance). Dabei handelt es sich um ein säurebeständiges Glas, das kein Bor enthält und das ursprünglich verwendete E-Glas ersetzt, um sogenannte Sprödbrüche zu vermeiden, die bei den frühen Verbundisolatoren gelegentlich vorkamen. Die meisten Verbundisolatoren für Hochspannungsfreileitungen, sind in Hänge- oder Abspannketten eingebaut und primär auf Zug belastet. Sie haben typische Stangendurchmesser zwischen 16 und 32-mm. Beim Einsatz als Stützisolatoren werden sie überwiegend senkrecht zu ihrer Achse, d. h. auf Biegung beansprucht (Abb. 93). Die daraus resultierende ungleichmäßige Spannungsverteilung über den GFK-Stabquerschnitt kann an der Berührungsstelle mit der Metallarmatur zu Faserbrüchen führen und erfordert deshalb Stäbe mit einem größeren Durchmesser als bei Langstabisolatoren. Typische Stabdurchmesser sind 44 mm, 51 mm, 63 mm, 76 mm und 88 mm, und sie können heutzutage bis zu 250 mm betragen. 134 4 Freileitungstechnik <?page no="136"?> Abb.-93 150-kV Verbundstützisolator im Einsatz; unten das dazugehörige statische System Ein wesentlicher Vorteil gegenüber den klassischen Isoliermaterialien Porzellan und Glas, ist seine Hydrophobie (griechisch: Hydro: Wasser und Phobos: Angst) (Abb. 94). Diese entsteht durch die sehr niedrige Oberflächenspannung vom Silikon und führt dazu, dass Wassertropfen auf der Silikonoberfläche ihre quasi runde Form behalten und die Oberfläche nicht benässen, was kombiniert mit einer eventuell vorhandenen Schmutzschicht, zu leitfähigen Pfaden entlang der Oberfläche und letztlich zum Überschlag führen würde [111]. Abb.-94 Hydrophobe Oberfläche von Silikon (links) vs. hydrophile Oberfläche von Porzellan und Glas (rechts) Ein bevorzugtes Einsatzgebiet für Verbundisolatoren sind Kompaktleitungen. Diese wurden erstmals in den 1970er Jahren entwickelt, gewannen aber erst mit der breiten 4.3 Isolatoren 135 <?page no="137"?> Einführung von Verbundisolatoren an Popularität, da die Isoliertraversen, die für die Konstruktion von Kompaktleitungen unerlässlich sind, hauptsächlich auf Druck belas‐ tet werden und relativ großen Verformungskräften ausgesetzt sind. Diese können von Verbundisolatoren besser aufgefangen werden als von Porzellan- und Glasisolatoren. Ein prominentes Beispiel hierfür ist die weltweit erste 380-kV-Kompaktleitung, die 1998 in der Schweiz mit Verbundisolatoren errichtet worden ist [112]. Die Lösung bestand darin, sehr schlanke zweidimensionale (2D) Masten zu konstruieren und Isoliertraversen mit Verbundisolatoren für die 380-kV-Stromkreise und auch für die beiden einphasigen 132-kV-Stromkreise (obere Isoliertraversen) der Schweizerischen Bundesbahnen (SBB) einzusetzen (Abb. 95 b). Durch die in dieser Bauart mögliche Reduktion der Phasenabstände konnten zudem die elektrischen und magnetischen Felder in Bodennähe unterhalb der zulässigen Grenzen gehalten werden. Abb.-95 Die weltweit erste 380-kV Kompaktleitung mit Verbundisolatoren; a) vormalige Leitung, b) ausgeführte Kompaktleitung, c) konventionelle Alternative 136 4 Freileitungstechnik <?page no="138"?> Abb.-96 Leitungskompaktierung in der Mittelspannung Ein weiteres Einsatzgebiet für Verbundisolatoren ist die Verwendung als Phasenabstandhalter (PAH). Sie wer‐ den primär eingesetzt, um das Zusammenschlagen der Phasen bei dynamischen Belastungen, wie bei starken Winden, Eisabwurf oder Kurzschluss, und die damit einhergehenden Betriebsstörungen zu vermeiden. Ob‐ wohl früher Anwendungen mit PAH aus Porzellan be‐ kannt sind, wurden in den letzten Jahren Verbundiso‐ latoren wegen des geringen Gewichts und ihrer hohen Flexibilität bevorzugt. Eine Anwendung als PAH zur Leitungskompaktie‐ rung ist in Abb.-96 dargestellt. 4.4 Armaturen Armaturen (engl.: fittings oder hardware) dienen der mechanischen Befestigung, der elektrischen Verbindung und dem Schutz von Leitern und Isolatoren. Sie werden auch als Zubehör bezeichnet. Es wird unterschieden zwischen Seilarmaturen und Kettenar‐ maturen. Die meisten Armaturen sind einfache Metallteile. Sie müssen jedoch allen Arten von mechanischen, elektrischen, chemischen und umweltbedingten Belastungen standhalten. Abb.-97 Aufbau einer 110-kV-Abspannkette (Quelle: Pfisterer Lapp) 4.4 Armaturen 137 <?page no="139"?> Armaturen für Isolatorenketten (engl. string fittings) sind Bauteile, die zum Verbinden der Abspann- oder Tragisolatoren mit den Tragwerken der Leitung, sowie der einzel‐ nen Isolatoren miteinander dienen; die Isolatoren selbst, zählen nicht hierzu. In Abb. 97 sind die verschiedenen Armaturen für eine 110-kV-Abspannkette dargestellt. 4.4.1 Seilarmaturen Seilarmaturen (engl. conductor fittings) sind Bauteile, die mit den Leiterseilen unmit‐ telbar in Verbindung stehen und zum Abspannen, Tragen oder Verbinden derselben dienen. Hierzu gehören auch Schwingungsschutzarmaturen und Feldabstandhalter. Es gibt eine Vielzahl von Seilarmaturen, wie: ■ Hängeklemmen, ■ Abspannklemmen, ■ Seilverbinder, ■ Reparaturverbinder, ■ Spiralen, ■ Abzweig oder T-Klemmen, ■ Warnkugeln, ■ Feldabstandshalter (einfach oder dämpfend) ■ Schwingungsdämpfer. Hängeklemmen Hängeklemmen (engl. suspension clamp) werden verwendet, um das Leiterseil am vertikal hängenden Isolator am Tragmast zu befestigen. Sie besitzen, je nach An‐ wendungsfall, unterschiedliche Ausführungsformen. Sie werden als Muldenklemmen (Abb. 98 a), Spiraltragklemmen (Abb. 98 b) und als Leitertragspiralen (Abb. 98 c) bezeichnet. Leitertragspiralen (HAES: Helically Attached Elastomer Suspension), welche auch unter dem Handelsnamen Armor-Grip Suspension (AGS) bekannt sind, haben sich in Situationen mit starken Seilschwingungen bewährt und werden bei ca. 10 % der Anwendungen eingesetzt, oft bei Lichtwellenleitererdseilen. Andererseits sind deren Kosten höher und die Installation aufwändiger als bei reinen Metallklemmen. Abb.-98 Tragklemmenvarianten (Quelle: U. Cosmai) 138 4 Freileitungstechnik <?page no="140"?> Abspannklemmen Abspannklemmen (engl. strain clamps oder dead-end clamps) dienen dazu die Leiter‐ seile über die Abspannisolatoren an diejenigen Leitungstragwerke zu befestigen, welche die volle Zugkraft der Leiter aufnehmen müssen, wie z. B. an Abspann-, Winkel- und Endmasten. Es gibt folgende Haupttypen von Abspannklemmen: Pressabspannklemmen (engl. compression clamps) sind die weltweit am häufigsten verwendeten Abspannklemmen. Ein Nachjustieren des Leiterdurchhanges oder Ver‐ schieben der Klemme nach der Installation ist nicht mehr möglich. Dafür werden Spannschlösser (engl. turnbuckle) oder verstellbare Verlängerungslaschen (engl. sag adjuster) verwendet (Abb.-99 a). Keilabspannklemmen (engl. wedge clamp) (Abb. 99 b) benötigen kein Spezialwerk‐ zeug für den Einbau, sind einfach zu montieren und können für die Seilregulage gelöst und versetzt werden. Sie bestehen aus einem Keilpaar und einem Klemmkörper. Wenn die Zugkraft des Leiters zunimmt, gleitet das Keilpaar im Klemmkörper und sorgt für eine stetig ansteigende Querkraft und durch Reibschluss eine Haltekraft auf dem Leiterseil. Sie werden primär in Europa verwendet. Abspannspiralen bestehen aus spiralförmigen Formdrähten aus Aluminium, welche auf die Seilaußenlage gleichmäßig verteilt werden. Sie können von Hand und ohne Werkzeug installiert werden. Diese werden hauptsächlich bei Lichtwellenleitererdsei‐ len eingesetzt, welche, wegen der empfindlichen Lichtwellenleiter (LWL) keine großen Querkräfte vertragen (Abb.-99 c). Abb.-99 Pressabspannklemme a (Quelle: S. Grossmann); Keilabspannklemme b (Quelle: Pfisterer); Abspannspirale c (Quelle: RIBE) Verbinder Verbinder (engl. joints, splices, connectors) sind Seilarmaturen, die zwei abgeschnittenen Enden eines Leiters oder eines Erdseiles miteinander verbinden. Es gibt zwei Sorten von Verbindern: Zugfeste Verbinder stellen die elektrische Verbindung der Leitungsteile her und werden zugleich nach beiden Seiten auf Zug beansprucht. Sie müssen den Leiter mit dem 1,55-fachen der maximalen Betriebskraft oder mit dem 0,85-fachen von 95 % seiner Nennzugkraft tragen und sind für die Anwendung im freien Feld geeignet. Dabei ist der niedrigere Wert entscheidend [113]. Die Verpressung erfolgt, wie bei den Pressabspannklemmen mit hydraulischen Pressen. 4.4 Armaturen 139 <?page no="141"?> Abb.-100 Deckelstromklemme (engl. parallel groove clamp) Abb.-101 Warnkugel, die Einbuchtungen auf der Oberseite dienen zur leichteren Handhabung bei der Montage (Quelle Pfisterer) Nicht zugfeste Verbinder stellen lediglich die elektrische Verbindung zwischen den Leitungsteilen her und können nicht oder nur teilweise auf Zug belastet werden. Sie werden vorzugsweise zur Verbindung von Leiterseilen in Stromschlaufen von Abspannketten eingesetzt. Häufig werden hier Deckelstromklemmen eingesetzt, wie sie die Abb.-100 zeigt. Warnkugeln Warnkugeln (AWM: Aircraft Warning Markers), (Abb. 101), werden vornehmlich an den Erdseilen von Freileitungen in der Nähe von Flughäfen bzw. von Einflug‐ schneisen angebracht, um niedrig fliegende Flugzeuge und Hubschrauber vor dem Hin‐ dernis zu warnen. In einigen Fällen werden dafür Signallampen eingesetzt, welche vom Leiterseil induktiv oder kapazitiv gespeist und zum Leuchten gebracht werden. In manchen Fällen werden von der Flugsiche‐ rung auch Befeuerungen an den Mastspit‐ zen gefordert, die durch eigens dafür ver‐ legte Luftkabel versorgt werden. 4.4.2 Isolatorkettenarmaturen Isolatorkettenarmaturen (engl. string fittings) verbinden die Seilarmaturen mit den Isolatoren, die Isolatoren miteinander und diese mit dem Tragwerk. Eine eigene Gruppe bilden die sogenannten Schutzarmaturen, wie Lichtbogenhörner und -ringe. Schutzarmaturen sollen die Isolatoren vor Überschlägen und dem damit verbunde‐ nen Lichtbogen schützen. Da Lichtbögen Temperaturen von über 5000° K erreichen können, besteht die Haupt‐ aufgabe von Lichtbogenschutzarmaturen darin, den Lichtbogen schnell zu erfassen und vom Isolator wegzuführen, damit dieser nicht thermisch überlastet wird, wobei Porzellan und Glas in dieser Hinsicht empfindlicher sind als Verbundisolatoren. Dies geschieht, indem man dem Lichtbogen eine leitende Bahn und einen geeigneten Brennpunkt in Form einer Kugel mit genügend Opfermaterial, bietet [114]). Für 380-kV-Ketten ist beispielsweise ein Kugeldurchmesser von 80-mm üblich. Stahl ist das bevorzugte Material, da sich der Lichtbogen bei Stahl schnell bewegt und rasch zur Brennelektrode gelangt. Zudem sollten Lichtbogenschutzarmaturen so 140 4 Freileitungstechnik <?page no="142"?> Abb.-102 Stockbridge-Dämpfer (Quelle: Pfisterer) Abb.-103 Stockbridge-Dämpfer im Einsatz; das Ge‐ wicht an der Kette dient der Unterdrückung des sogenannten Hochzugs ausgerichtet sein, dass die durch den Lichtbogenstrom entstehenden, elektromagneti‐ schen Kräfte, die Bewegung des Lichtbogens vom Isolator weg unterstützen. 4.4.3 Schwingungsdämpfer Windinduzierte Schwingungen können wie bereits ausgeführt, zu Drahtbrüchen durch Materialermüdung und in extremen Fällen zu Leiterausfällen führen, wenn sie nicht durch sog. Schwingungsdämpfer kontrolliert werden. Der am meisten ver‐ breitete Dämpfer, ist der sogenannte Stock‐ bridge-Dämpfer, der nach seinem Erfinder George H. Stockbridge, benannt wurde (Abb.-102), [115] und für Standardsituatio‐ nen in ca. 2-m Abstand beidseitig der Hän‐ geklemme platziert wird. Ein Ausführungs‐ beispiel an einem Tragmast zeigt Abb.-103. Bei langen Spannfeldern über 400 m wird zur Verstärkung der Dämpfungs‐ wirkung häufig ein zweiter Dämpfer im gleichen Abstand montiert. 4.4.4 Abstandshalter Anfang des 20. Jahrhunderts, als zur Übertragung von mehr Leistung die Netzspannungen drastisch zu steigen be‐ gannen, traten bald Einschränkungen, welche, durch hohe elektrische Feldstär‐ ken an den Leiteroberflächen, zu Koro‐ naentladungen führten. Die Lösung für das Problem war, wie bereits ausgeführt, die Einführung von Bündelleitern. Dies s.a.4.2.8., erforderte einen neuen Typ von Seilarmaturen, den Abstandhalter (engl. spacer). Ihre Hauptaufgabe besteht darin, die vorgegebene Geometrie des Bündels beizubehalten und gleichzeitig zu verhindern, dass die Teilleiter auf‐ grund von Teilfeldschwingungen, Böen oder Kurzschlüssen zusammenstoßen, In 4.4 Armaturen 141 <?page no="143"?> Deutschland beträgt der Bündelabstand 400 mm. Zu einem späteren Zeitpunkt wur‐ den auch dämpfende Eigenschaften in die Abstandshalter integriert, um störende äolische Schwingungen der Teilleiter zu unterdrücken. Es entstanden die dämpfenden Feldabstandhalter (engl. spacer dampers), Die Explosionszeichnung eines typischen Abstandshalters für Viererbündel ist in Abb. 104 dargestellt. Die Dämpfung überneh‐ men Elastomerscheiben, die in den Gelenken eingebaut sind und durch die Bewegung der Arme zyklisch be- und entlastet werden. Dadurch erzeugen sie intern Reibenergie, welche der Schwingungsenergie entgegenwirkt. Abb. 104 Explosionszeichnung eines dämpfenden Vierer-Bündel-Feldabstandhalters, (Quelle: Pfisterer) In [117] werden die verschiedenen Typen, Werkstoffe und Betriebserfahrungen mit Abstandhaltern und dämpfenden Feldabstandhaltern detailliert vorgestellt. 4.5 Tragwerke Die Tragwerke sind die auffälligsten Komponenten, und, zusammen mit der Leitersei‐ len, die teuersten Komponenten einer Freileitung. Die Tragwerke von Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen sind zum überwiegenden Teil Stahlgittermaste. In den letzten Jahren wurden immer wieder ästhetische Maste, auch Designermaste genannt, konzipiert, um die Akzeptanz einer neuen Leitung in der Öffentlichkeit zu verbessern. Dabei handelt es sich oft um Stahlrohr- oder Betonmaste. In der Entwicklungsphase befinden sich inzwischen auch Tragwerke aus Verbundwerkstoffen [118]. Ab 220-kV werden hauptsächlich Stahlgittermaste eingesetzt, weil mit ihnen große Spannweiten wirtschaftlich realisiert werden können. Darüber hinaus haben sie bei ordnungsgemäßer Wartung eine lange Lebensdauer, und da sie modular aufgebaut sind, lassen sie sich leicht von der Produktionsstätte zur Baustelle transportieren. 142 4 Freileitungstechnik <?page no="144"?> Im Laufe der Jahre wurden verschiedene Mastformen entwickelt und eingesetzt, Abb.-21, wobei in Übersee nicht selten auch abgespannte Maste zum Einsatz kommen. Die Bezeichnung der verschiedenen Bestandteile eines Stahlgittermastes, in diesem Fall handelt es sich um einen sog. Donaumast, Abb.-5, sind in Abb.-105 angegeben. Abb.-105 Bezeichnung der Bestandteile eines Stahlgittermastes (Quelle: E. Alter) 4.5.1 Materialien In [119] findet sich ein guter Überblick über die Praktiken der Industrie für die Materialien, Fertigung und Gestaltung von Stahlgittermasten. Um eine lange Lebensdauer der Stahlgittermaste zu gewährleisten, ist ein ausreich‐ ender Schutz gegen Rost von großer Bedeutung. Der beste Korrosionsschutz wird durch das so genannte In-Factory-Duplex-System erreicht, d. h. durch die zusätzliche Beschichtung der Stahlprofile nach ihrer Verzinkung. 4.5.2 Mastarten Die Leitungstragwerke werden nach ihrer Funktion und Ablenkungswinkel in der Leitungstrasse unterschieden: ■ T: Tragmast (S: suspension): Im geraden Trassenverlauf, im Normalbetrieb keine Leiterzugkräfte Tragketten ■ WT: Winkeltragmast (LA: light angle): Tragfunktion in Winkelpunkten bis 3 °; Tragketten hängen schräg ■ WA: Winkelmast (HA: heavy angle): Aufnahme der resultierenden Leiterzugkräfte im Winkelpunkt bis 10 °, selten bis 20 °; ausgerüstet mit Abspannketten 4.5 Tragwerke 143 <?page no="145"?> ■ A: Abspannmaste (A: strain): Ausgelegt für Differenzzüge in Leitungsrichtung; Abspannketten ■ E: Endmaste auch WE: Winkelendmaste (T: terminal): Aufnahme der einseitigen Leiterzugkräfte; Abspannketten ■ Sondermaste (Portale, Kabelendmaste, Mercedesmast) 4.5.3 Entwurf der Tragwerks-Geometrie Freileitungsmasten müssen so gestaltet werden, dass sowohl zwischen den Leitern im Feld als auch zwischen geerdeten und spannungsführenden Teilen am Mast unter klimatischen und elektrischen Einwirkungen ausreichend sichere Abstände vorhanden sind. Der zwischen den Leitern notwendige Abb.-106 Elektrische Sicherheitsabstände am Mastkopf Abstand hängt vom Durchhang und damit von der Spannweite ab, während der Abstand zu geerdeten Teilen im Mast durch Art und Anordnung der Isolatoren und die Windwirkung bestimmt wird (Abb. 106). Für die Masthöhe ist der größte Seildurchhang bei der höchsten zulässigen Seiltemperatur bestimmend. 4.5.4 Auf Tragwerke wirkende Belastungen Die äußeren Belastungen eines Leitungstragwerkes sind wie folgt: ■ Ständige Lasten: Eigengewicht von Leiterseilen und Isolatoren ■ Meteorologische Lasten: Wind- und Eislasten, insbesondere: □ max. Wind +5°C □ max. Eis -5°C □ Kombination max. Eis -5°C und 50-% Wind 144 4 Freileitungstechnik <?page no="146"?> Abb.-107 Erdseil mit Schutzbereich bei einem Do‐ naumast [71] ■ Montagelasten □ Montageverfahren/ Seilzug □ Verankerungen □ Hebevorrichtungen ■ Lasten für die Betriebssicherheit □ Einseitig reduzierte Seilzugspannungen (Torsion) □ Unterschiedliche Aneisung (Differenzzüge in Leitungsrichtung) □ Kaskaden-Gefahr ■ Sonderlasten □ Kurzschluss □ Lawinen 4.5.5 Blitzschutz Blitzeinschläge sind die Hauptursache für die meisten ungeplanten Ausfälle von Stromleitungen. Internationale Sta‐ tistiken zeigen, dass etwa 65 % die‐ ser Ausfälle auf Blitzeinschläge in Frei‐ leitungen zurückzuführen sind [121]. Generell werden Hoch- und Höchst‐ spannungsfreileitungen mit Erdseilen ausgestattet, um die Leiterseile ge‐ gen Blitzeinschläge abzuschirmen, denn diese können, erheblich geschädigt werden. Erdseile werden so verlegt, dass ihr Abschirmwinkel θ zwischen 10° und maximal 35° beträgt (Abb. 107) [122]. In Gegenden mit erhöhter Blitzhäufigkeit werden zur Verringerung des Abschirmwinkels häufig auch zwei, mancherorts sogar drei Erdseile, häufig mit einer separaten Erdseiltraverse, verlegt. 4.5.6 Erdung Ein wirksamer Blitzschutz benötigt eine zuverlässige Erdung der Leitungstragwerke. Nach [71] gelten folgende Anforderungen an Erdungsanlagen von Freileitungen: ■ Sicherstellen der Personensicherheit im Falle von elektrischen Spannungen, die durch blitz- oder betriebsbedingte Erdschlüsse auftreten, ■ vermeiden von Schäden an fremdem Eigentum und an fremden Anlagen, ■ gewährleisten einer ausreichenden Leitungszuverlässigkeit, ■ ausreichende Bemessung im Hinblick auf den höchsten zu erwartenden Erd‐ schlussstrom und ■ genügende mechanische Festigkeit und Korrosionsbeständigkeit der Erdungsvor‐ richtung. 4.5 Tragwerke 145 <?page no="147"?> Bei Freileitungen ist es üblich, die Erdseile an jedem Mast sowie den Mast selbst mit dem Erdreich zu erden. Das passiert meistens mit sogenannten Tiefenerdern. Das sind hauptsächlich Kupferprofile oder Rundstäbe, welche mit den Eckstielen des Mastes elektrisch leitend verbunden und im Boden eingerammt werden. Sollte das nicht für einen genügend tiefen Erdungswiderstand reichen - Werte unterhalb 10 Ω sind anzustreben -, werden Banderder aus Kupfer, häufig auch verzinkte Stahldrähte oder -bänder sowie kupferummantelte Stahldrähte, strahlen- oder ringförmig in Bodengrä‐ ben verlegt und mit dem Mast elektrisch fest verbunden. 4.5.7 Gründungen Gründungen von Freileitungsmasten sind Fundamente in unterschiedlichen Formen die in den meisten Fällen als Beton ausgeführt werden. Fundamente haben die wichtige statische Aufgabe, das darüber befindliche Tragwerk mit allen seinen Lasten, wie Eigengewicht, Wind- und Eislasten sicher aufzunehmen in den Boden einzuleiten, ohne dass Setzungen entstehen. Demnach spielen sie eine entscheidende Rolle für die Zuverlässigkeit und Sicherheit der Freileitung. Die Planung und Ausführung von Fundamenten ist mit erheblichen Herausforderungen verbunden, da sie eng mit den Eigenschaften des Bodens zusammenhängt. Diese sind nicht immer leicht zu bestimmen, zudem variieren oft die Bodenverhältnisse entlang der Leitungstrasse stark. Aus diesem Grund sind Bodenuntersuchungen an den geplanten Maststandorten oft unerlässlich [123, 124]. Bei tragfähigen Böden, z. B. Sand und Kies, werden meistens bewehrte Einzelfundamemte für jeden Eckstiel eingesetzt. Abb. 108 zeigt einige Ausführugsbeispiele. Bei wenig tragfähigem Untergrund, wie z. B. Lehm und Schluff, werden oft Platten-, Ramm- oder Bohrpfahlfundamnte verwendet. Abb.-108 Verschiedene Ausführungen von bewehrten Einzelfundamenten [71] 146 4 Freileitungstechnik <?page no="148"?> 1 Dieser Abschnitt mit den Abbildungen, basiert, mit freundlicher Genehmigung, auf der Präsentation «Freileitungen in der Praxis» von Dipl.-Ing. Enrico Alter, Fa. Omexom/ Vinci Energies 4.6 Leitungsbau 1 Der Bau einer Hochspannungsfreileitung ist ein komplexes Unterfangen, denn die Baustelle erstreckt sich oft über mehrere Kilometer. Dies erfordert ein hohes Maß an logistischem Geschick, aber auch erhebliches geotechnisches Fachwissen, da sich der Boden und damit die Art der Gründung entlang der Trasse drastisch ändern kann. Darüber hinaus umfasst der Leitungsbau mit dem sogenannten Seilzug, die Verlegung von langen Elementen, den Leiterseilen, was ein sehr spezielles und anspruchsvolles Bauverfahren ist. In diesem Sinne muss der Leitungsbau sehr stringenten Qualitäts‐ standards genügen, auch weil die Netzbetreiber die Lebenserwartung von Freileitungen auf mehr als 50 Jahre ansetzen, wobei einige 100 Jahre alte Leitungen heute noch in Betrieb sind. 4.6.1 Vermessung und Mastausteilung Die Arbeiten vor Ort beginnen mit der Übertragung der ausgewählten Trasse auf das Gelände. Es folgt die Vermessung des Längsprofils, wobei das Gelände und alle Objekte innerhalb des Schutzstreifens bzw. des Wegerechts, wie Straßen, Gewässer, Gebäude und Bäume, erfasst werden. Das Abstecken der Maststandorte, die sogenannten Mastausteilung (engl. tower spotting), und die Vermessung von Diagonalprofilen an Maststandorten in geneigtem Gelände schließen die Vermessungsarbeiten vor Ort ab. Dies geschieht heutzutage entweder durch den Einsatz von so genannten Total‐ stationen, d. h. automatisch aufzeichnenden Theodoliten, oder mit Hilfe von Echt‐ zeit-GPS-Systemen (GPS: Global Positioning System). Als Ergebnis der Geländeaufnahme liegt ein Längsprofil des Trassenverlaufs mit allen für die detaillierte Trassenplanung relevanten Informationen, wie Geländeart und -nutzung, gekreuzte Verkehrswege, Gewässer und Schienenwege, vor. Im nächsten Schritt müssen die Maststandorte definiert werden. Was früher mit Hilfe von einer so‐ genannten Durchhangsschablone manuell durchgeführt wurde, wird heute fast immer von spezieller Software übernommen. 4.6.2 Vorbereitung der Baustelle Diese Tätigkeit ist mit dem Bau von provisorischen Zufahrtsstraßen verbunden, sowie mit der Räumung der Trasse von Vegetationen, die nach dem Bau mit Ausnahme der Fundamentaustritte in den Ursprungszustand versetzt werden. Der mit diesen Vorbereitungsarbeiten verbundene Aufwand ist aus Abb.-109 ersichtlich. 4.6 Leitungsbau 147 <?page no="149"?> a) Platzvorbereitung mit Flies und Schotter (Quelle: Omexom) - b) Stahlplatten, links und Bongossi-Holzplatten (sogenannte Baggermatratzen), rechts Abb.-109 Vorbereitungsarbeiten auf der Baustelle a) und provisorische Baustraßen b) (Quelle: Omexom) 4.6.3 Gründungen Der Prozess des Fundamentbaus beginnt mit dem Aushub. Hydraulikbagger werden häufig für den Aushub in normalen Böden wie Ton eingesetzt. In Felsen können Hydraulikhämmer oder Sprengstoffe erforderlich sein. Während des Aushubs sollte verhindert werden, dass Wasser in die Baugrube eindringt. Falls erforderlich, wird eine geeignete Wasserhaltung eigesetzt. Während der Gründungsarbeiten sind umfangrei‐ che und z.T. kostspielige Maßnahmen erforderlich, um die Auswirkungen auf die Umwelt und die Umgebung zu mindern. Abb. 110 zeigt beispielhaft die Baustelle und den Aushub für die Fundamente eines großen Gittermastes. 148 4 Freileitungstechnik <?page no="150"?> Abb.-110 Aushub einer Fundamentgrube (Quelle: Omexom) Abb.-111 Einbau des Fussstuhls (Quelle: Omexom) Abb.-112 Verfüllte Baugrube (Quelle: Omexom) Im nächsten Schritt wird der soge‐ nannten Fussstuhl in der Baugrube posi‐ tioniert, (Abb. 111), bevor die Stahlbe‐ wehrung der Fundamente eingelegt wird. Seine korrekte Ausrichtung wird durch die Verwendung von sogenannten Setzrahmen (engl. template) unterstützt. Der für die Fundamentarbeiten ver‐ wendete Beton kann entweder direkt auf der Baustelle gemischt oder von einer Be‐ tonmischanlage auf die Baustelle geliefert werden. Die übliche Methode zur Beton‐ verfestigung nach dem Einfüllen ist die Vibration, denn die homogene Aushär‐ tung des Betons ist wichtig, um die ge‐ wünschten mechanischen Parameter zu erreichen. Der Beton benötigt, insbeson‐ dere im Sommer, eine angemessene Luft‐ feuchtigkeit, da eine Wasserverdunstung zu einem unerwünschten Schwinden des Betons führen kann. Daher muss der Be‐ ton vor Wasserverlusten durch starken Wind und Temperatur geschützt werden, indem er mit Folie abgedeckt oder mit Wasser benäss wird. Die Verfüllung, (Abb.-112), ist von ent‐ scheidender Bedeutung, um die ge‐ wünschte Standsicherheit des Funda‐ ments zu erreichen. Das Hauptziel einer ordnungsgemäßen Verfüllung besteht darin, Bodeneigenschaften zu erreichen, die denen des ursprünglichen, natürli‐ chen Bodens nahekommen. Dazu ist di‐ rekt an den Fundamenten eine Verdich‐ tung des Füllmaterials unumgänglich. Zu diesem Zweck sollte eine nicht bindige Verfüllung in Lagen von 20 bis 25 cm ein‐ gebracht und mit Rüttelplatten oder Vib‐ rationshämmern verdichtet werden. 4.6 Leitungsbau 149 <?page no="151"?> 4.6.4 Mastbau Eine gute Logistikplanung ist für die effiziente Errichtung von Stahlgittermasten unerlässlich. Bereits die Mastanlieferung an das zentrale Baulager (engl. cemetery), (Abb.-113), erfordert eine genaue Vorplanung, insbesondere: ■ Sorgfältige Zufahrtsplanung ■ Bauablaufplanung ■ Geordnete Einlagerung der Mastteile entsprechend des Montageablaufes ■ Anlieferung erfolgt kaum noch mastweise (Ausnutzung der Ladekapazität der LKW) ■ Kontrolle der Mastteile, Mengenüberprüfung, Qualitätsprüfung, Aufnahme der Transportschäden ■ Verwendung von Polypropylen-Rundschlingen bei Be- und Entladearbeiten (Schutz der Zinkschicht) Es folgt die Mastzufuhr zum Standort, (Abb.-114). Dabei ist folgendes zu beachten: ■ Sämtliche Mastteile sind auf Kanthölzer zu legen (Verhinderung von Verbiegung, Verdrehung, Verspannung und Beschädigung der Beschichtung) ■ Richtige Platzierung der Mastteile am Maststandort z. B. Eckstiele und Ausbaukol‐ lis an die richtige Stelle ■ Zufahrtswege, Wegebau, Montage- und Kranstellflächen festlegen Abb.-113 Baulager (Quelle: Omexom) 150 4 Freileitungstechnik <?page no="152"?> Abb.-114 Anfuhr und Lagerung der Mastteile am Standort (Quelle: Omexom) Für diese anspruchsvolle Tätigkeit der Mastmontage haben sich folgende Methoden etabliert: ■ Stockbaum (heutzutage nur in speziellen Situationen, wie unwegsames Gelände, oder Sondermasten ■ Kran: Eckstiel-, Wand- oder Schlussweise ■ Hubschrauber Montage mit dem Kran Bei dieser Methode wird der ganze Mast oder ein Teil davon (wand- oder schussweise) am Boden vormontiert und dann mit einem Mobilkran angehoben (Abb.-115). Dies ist die produktivste Methode für die Mastmontage insbesondere in flachem Gelände mit guten Zufahrtsbedingungen. Abb.-115 Wandweise Mastmontage mit dem Kran (Quelle: Omexom) 4.6 Leitungsbau 151 <?page no="153"?> Montage mit dem Hubschrauber Der Einsatz von Hubschraubern kann vorteilhaft sein, wenn Masten innerhalb kurzer Zeit errichtet werden müssen, Leitungen umgebaut werden oder der Zugang zum Maststandort schwierig ist, z. B. in bergigem und/ oder bewaldetem Gelände. Der Einsatz von Hubschraubern ist teuer, mit zusätzlichem Stress für das Montagepersonal verbunden und in hohem Maße wetterabhängig. Um einen wirtschaftlichen Vorteil zu erzielen, werden die Mastschüsse entsprechend der Trag-Kapazität des eingesetzten Hubschraubers auf dem Boden vormontiert (Abb.-116). Abb.-116 Mastmontage mit dem Hubschrauber (Quelle: Eduard Steiner AG/ CH) 4.6.5 Seilverlegung Die Seilverlegung, im Fachjargon Seilzug (engl. stringing) bezeichnet, ist die Abschluss‐ disziplin und auch die anspruchsvollste Tätigkeit in der Bauphase einer Leitung. Meist gibt es Montagekolonnen, die sich ausschließlich nur mit dem Seilzug beschäftigen. Beim Verlegen von Leiterseilen aus Al/ St und Aldrey, sowie bei Hochtemperaturleitern ist ein „schleiffreier“ Seilzug erforderlich, denn durch äußere Beschädigungen werden die mechanischen und elektrischen Eigenschaften der Seile beeinträchtigt. Außerdem könnten die Seile durch chemische Bestandteile des Bodens korrodieren. Mindestanfor‐ derungen sind in [128] "Verlegen von Freileitungsseilen" zusammengestellt. 152 4 Freileitungstechnik <?page no="154"?> Abb.-118 Trommelplatz aus der Luft (Quelle: Ome‐ xom) Die Anordnung der Maschinen und Werkzeuge beim Seilzug ist aus Abb. 117 ersichtlich, wobei Abb. 118 einen Trommelplatz mit seinen beachtlichen Abmessungen, aus der Vogelperspektive zeigt. Abb.-117 Seilzug in einem Abspannabschnitt (Quelle: Omexom) Der Seilzug wird abgeschlossen mit dem Regulieren und Abspannen des Leiter‐ seils, der sogenannten Regulage. Dabei muss das Kriechen der Leiterseile ent‐ sprechend berücksichtigt werden, wes‐ wegen nach einer Grobregulage gleich nach der Montage, eine zweite, soge‐ nannten Feinregulage, nach ein bis zwei Wochen stattfindet. Der Einsatz von Hubschraubern in un‐ wegsamem Gelände und bei schlechter Zugänglichkeit zu den Maststandorten verkürzt die Bauzeit erheblich. Der Arbeitsablauf unterscheidet sich etwas vom eben konventionellen Seilzug, indem zunächst die Monteure per Helikopter zu den einzelnen Maststandorten gebracht werden, wo sie die Seilrollen an den Hängeketten montieren. 4.6 Leitungsbau 153 <?page no="155"?> Abb.-119 Montage von Abstandshaltern an einem horizontalen Zweierbündel mit Hilfe eines Leitungs‐ fahrwagens (Quelle: Omexom) Bei der Montage von Seilarmatu‐ ren, wie Abstandshalter, Dämpfer bzw. Warnkugeln sowie Vogelschutz-Marker im Spannfeld werden, wie Abb. 119 zeigt, sogenannten Leitungsfahrwagen einge‐ setzt. Dies insbesondere dann, wenn der Einsatz von Hebebühnen, Kränen oder Hubschraubern nicht möglich ist. Es handelt sich dabei um Arbeitsbühnen ausgerüstet mit Laufrädern, die an Ein‐ zel- und Bündelleitern, sowie Erdseilen sicher entlangfahren können. 4.7 Inspektion und Wartung von Freileitungen Aufgrund der Schwierigkeiten, die beim Bau neuer aber auch bei der Verstärkung bestehender Leitungen auftreten, und da viele Leitungen ihre prognostizierte Lebens‐ dauer schon erreicht oder überschritten haben, ist eine gute Instandhaltungsstrategie wichtig, um ihre Integrität und ihren zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten. Defekte und Ausfälle an bzw. von Freileitungen treten u.-a. aus folgenden Gründen auf: ■ Äußere Ursachen wie Blitzschlag, Erdschlüsse im Netz, extreme Wetterbedingun‐ gen und sehr selten Sabotage sowie mechanische Einwirkungen (z. B. Zusammen‐ stöße mit Fahrzeugen) ■ Interne Ursachen wie Verschleiß, Alterung, Verformung, Korrosion und schlechte Konstruktion oder minderwertige Werkstoffe ■ Betriebliche Aspekte wie elektrische Überlastung, Schaltüberspannungen und unsachgemäßes Funktionieren von Schutzeinrichtungen Die Wartungsarbeiten einer Freileitung lassen sich in drei grundlegende Katego‐ rien einteilen: ■ Regelmäßige, normale Wartung ■ Vorbeugende Wartung einschl. Reparaturen ■ Notfallsanierung oder -reparatur. Die regelmäßige, normale Wartung besteht aus Tätigkeiten wie: ■ Vegetationsmanagement ■ Kontrolle und Nachbesserung des Korrosionsschutzes ■ Reinigen von Isolatoren. 154 4 Freileitungstechnik <?page no="156"?> Die sachgerechten Zeitabstände zwischen diesen Tätigkeiten können auf der Grund‐ lage einer Risiko- und Kostenbewertung bestimmt werden [129, 130]. Vorbeugende Wartung oder Reparatur von Komponenten umfasst Tätigkeiten wie: ■ Austausch von beschädigten Isolatoren ■ Reparatur von Leiterseilen ■ Austausch von beschädigten Armaturen ■ Austausch von Abstandshaltern und Dämpfern ■ Reparatur von Masten oder von Fundamenten ■ Wiedereinstellung von veränderten Sicherheitsabständen, z. B. durch Kriechen der Leiter Schließlich ist die Notfallsanierung und -reparatur in der Regel die Folge eines Kompo‐ nentenausfalls und damit eines Leitungsausfalls beispielsweise als Ergebnis größerer Sturmschäden, von Sabotage oder vernachlässigter Wartung [131]. 4.8 Verstärkung und Ertüchtigung von Freileitungen Da, wie bereits erwähnt, Genehmigungen für den Bau neuer Freileitungen oft schwierig zu erhalten sind, wurden in den letzten Jahren verschiedene Konzepte für die Verstär‐ kung von Freileitungen entwickelt. Die Verstärkungsmöglichkeiten spielen auch in der NOVA-Philosophie eine bedeutende Rolle (Kap. 3.8). 4.8.1 Verstärkung Unter Verstärkung (engl. uprating) versteht man die Erhöhung der Übertragungskapa‐ zität einer Leitung. Die Grundidee besteht darin, bestehende Leitungstrassen zu nutzen, um mehr Leistung zu übertragen. Dies kann durch eine Erhöhung des Leitungsstroms, der Leitungsspannung oder mit beidem gleichzeitig geschehen, wobei in der Praxis die Erhöhung der Stromstärke, oft durch Hochtemperatur-Leierseilen, s.a. 4.2.10, deutlich häufiger vorkommt als die Erhöhung der Spannung. 4.8.2 Ertüchtigung Der Hauptgrund für die Ertüchtigung (engl. upgrading) einer Freileitung ist die Ver‐ besserung ihrer Verfügbarkeit bzw. Zuverlässigkeit. Das wird bei dem heutzutage immer stärker spürbaren Klimawandel, welcher höhere meteorologische Belastungen hervorrufen kann, als die Belastungen, für welche die Leitung ursprünglich ausge‐ legt worden ist, immer wichtiger. Ein weiterer Punkt, der bei der Ertüchtigung berücksichtigt werden sollte, ist eine den neuen Klimagegebenheiten anzupassende Wiederkehrperiode der verschiedenen Belastungen, wie Wind und Eis. 4.8 Verstärkung und Ertüchtigung von Freileitungen 155 <?page no="158"?> 5 Kabeltechnik In dicht besiedelten Gebieten, aus Gründen des Natur- und Landschaftsschutzes, zur Versorgung von Inseln mit elektrischer Energie vom Festland aus und den Anschluss von offshore-Windparks kommen Freileitungen nur bedingt oder gar nicht in Frage. Hier werden Kabel in den unterschiedlichsten Ausführungsformen und in allen Spannungsebenen eingesetzt. Unabhängig von der Verlegungsart müssen Kabel in sämtlichen Varianten gegen eindringende Feuchtigkeit und chemische Zersetzung geschützt sowie elektrisch und mechanisch hoch belastbar sein, um ähnlich hohe Zuverlässigkeitswerte wie die von Freileitungen zu erreichen. Entsprechend den vielfältigen Anforderungen wurden Kabel mit unterschiedlichen Leiteranzahlen und -formen sowie mit breit gefächerten Abstufungen ihrer Quer‐ schnitte entwickelt. Daneben kommen mannigfaltige Kombinationen von Isolierun‐ gen, Schirmen und Mänteln zum Einsatz, um lange Lebensdauern bei fast wartungsf‐ reiem Betrieb zu erreichen. Das Betriebsverhalten eines Kabels wird durch seine elektrischen Eigenschaften bestimmt. Bei Betrieb mit Wechselstrom oder Drehstrom kommen im Gegensatz zu Gleichstrom zum ohmschen Widerstand R noch die das Magnetfeld beschreibende Induktivität L sowie die das elektrische Feld beschreibende Kapazität C hinzu. Weiter sind hier die Effekte der Stromverdrängung im Leiter (Skineffekt) sowie die der Beeinflussung benachbarter metallischer Leiter (Proximityeffekt) zu berücksichtigen. 5.1 Kabelaufbau Als Leiterwerkstoffe kommen Kupfer und Aluminium in Frage. Kupfer ist korrosions‐ beständiger und teurer als Aluminium, weist aber bessere Werte hinsichtlich des ohmschen Widerstandes auf. Dieser bestimmt im Wesentlichen die Verluste eines Systems zur Energieübertragung und ist ein wichtiger Faktor bei der Betrachtung der Betriebskosten über die gesamte Lebensdauer hinweg. Ein Kupferleiter von 1 km Länge und 300 mm² Querschnitt weist einen Gleichstromwiderstand von rund 60 mΩ auf, während ein Aluminiumleiter mit denselben Abmessungen einen Wert von etwa 95 mΩ besitzt. Hierbei gilt aber nicht der geometrische Leiterquerschnitt, sondern der elektrisch wirksame, so genannte Nennquerschnitt nach [135]. Aluminium ist jedoch leichter als Kupfer. Will man bei gleicher Leiterlänge densel‐ ben Widerstand erreichen, so muss der Aluminiumquerschnitt also um 60 % höher gewählt werden, während sein Gewicht nur die Hälfte des übertragungsgleichen Kupferleiters beträgt. <?page no="159"?> Abb.-120 Energiekabel mit Milli‐ ken-Leiter und Schirm aus Kupfer‐ drähten Der Aufbau des Leiters (auch „Ader“ genannt), als das Herzstück eines Kabels, kann eindrähtig oder mehrdrähtig ausgeführt sein. Ab einem Querschnitt von 25 mm² sind Energieleiter wegen einfacherer Transport- und Legemöglichkeiten in der Regel mehr‐ drähtig. Die Leiterform ist so ausgeführt, dass der Querschnitt der Kabelhülle optimal ausgenutzt wird, d.-h. ein hoher Füllfaktor erreicht wird. Dafür kommen Rundleiter, un‐ verdichtete und verdichtete Sektorleiter sowie in Segmente geteilte Leiter in Frage. Letz‐ tere werden als Milliken-Leiter bezeichnet, wobei die Einzeldrähte bei der Fertigung oft durch eine dünne Lackschicht gegeneinander isoliert und verdrillt werden (Abb. 120), was jedoch eine sehr aufwändige Anschluss- und Verbindungstechnik bedingt. Wie bei Freileitungen bestimmen neben dem fließen‐ den Strom die Umgebungsbedingungen die Tempera‐ tur des Leiters, welche sich im stationären Betrieb einstellt. Während bei Freileitungen der Leiter selbst die kritische Komponente darstellt, ist dies bei Kabeln deren Isolation. So beträgt z. B. die Grenztemperatur für vernetztes Polyethylen (VPE) 90°C. Wird das Material stärker aufgeheizt, so altert das Kabel schneller und wird vorzeitig zerstört. Als Einflussgrößen der Umgebung von Kabeln kom‐ men das Bodenmaterial und seine Temperatur, die Beschaffenheit der Bodenoberfläche, die Verlegetiefe und -art sowie mögliche parallel verlegte Kabel oder z. B. auch Fernwärmeleitungen in Frage. Aus der Grenz‐ temperatur bestimmt sich schließlich für jeden Kabeltyp- und querschnitt ein maximal zulässiger Betriebsstrom. Im Erdreich verlegte Kabel haben eine größere thermische Zeitkonstante als Freilei‐ tungen. Daher spielt der zeitliche Verlauf der Last eine wichtige Rolle. Dieser Verlauf wird durch so genannte Lastprofile nebst dem Belastungsgrad m definiert. Letzterer ergibt sich aus der Umformung eines (auf den Maximalwert) normierten 24stündigen Lastverlaufs in ein flächengleiches Rechteck derselben Breite und der Höhe m. Ein Lastverlauf mit m = 1 wird als Dauerlast bezeichnet und ein typischer Verlauf mit m = 0,7 als EVU-Last. Abb. 121 zeigt einen solchen Verlauf und den zugehörigen Belastungsgrad (hier m = 0,73) wieder. Die Kabelhersteller geben zu den einzelnen Typen und Querschnitten Bemessungs‐ ströme (Nennströme) an, die sich auf die erwähnte EVU-Last und definierte Boden‐ verhältnisse beziehen. Weichen die Umgebungsbedingungen oder Lastverläufe von den oben genannten Werten ab, so wird mit Hilfe von Umrechnungsfaktoren ein (meist empirisch bestimmter) Zusammenhang zwischen maximal zulässigem Strom und Bemessungsstrom angegeben. Induktivitäten und Kapazitäten eines Kabels werden wesentlich durch die Geometrie beeinflusst. Grundsätzlich bewirken große Leiter-Leiterbzw. Leiter-Schirm-Abstände hohe Induktivitäts- und kleine Kapazitätswerte. 158 5 Kabeltechnik <?page no="160"?> Abb.-121 EVU-Last und zugehöriger Belastungsgrad Bei Einleiterkabeln wird das elektrische Feld durch die äußere Leitschicht zum Rand hin abgeschirmt, so dass nur eine Kapazität C E gegen Erde besteht. Dreileiterkabel weisen hingegen auch Kapazitäten C L zwischen den einzelnen Leitern auf. Berücksichtigt man, dass C E und C L jeweils an unterschiedlichen Spannungen liegen (U N im Fall von C L und U N / 3 im Fall von C E ), so ergibt sich daraus für die weitere einphasige Berechnung eine Ersatzkapazität C B , die als Betriebskapazität bezeichnet wird (Abb.-122). Abb.-122 Kapazitäten Leiter-Erde (C E ), Leiter-Leiter (C L ) sowie Betriebskapazitäten (C B ) beim Einleiter- und beim Dreileiterkabel 5.1 Kabelaufbau 159 <?page no="161"?> Die Betriebskapazität existiert auch bei Freileitungen und spielt eine wichtige Rolle beim Betriebsverhalten (Kap. 6.1.2). Die Isolierung (das Dielektrikum) von Kabeln weist eine zweibis dreifach höhere Dielektrizitätszahl als Luft auf, welche ja bei Freileitungen als Isolierstoff dient. Die Dielektrizitätszahl ist eine wichtige Kenngröße von Isoliermaterialien. Dadurch und auf Grund ihrer Geometrie haben Kabel sehr viel höhere Kapazitäten, während ihre Induktivitäten in derselben Größenordnung wie bei Freileitungen liegen. Diese Unterschiede spielen überall dort eine Rolle, wo Kabel und Freileitungen zusammen in einem Energieversorgungsnetz vorkommen, seien es in einer Reihen- oder in einer Parallelschaltung. Ein wichtiges Unterscheidungsmerkmal zur Charakterisierung von Kabeltypen ist die Art ihrer Isolation, woraus sich folgende Bezeichnungen ableiten: ■ Massekabel ■ Ölkabel ■ Gasdruckkabel ■ Kunststoffkabel ■ Gasisolierte Rohrleiter Die Isolation der frühen Energiekabel bestand aus Papierwicklungen, die mit ölartiger Tränkmasse umgeben waren. Bei der Ausdehnung des Isoliermaterials infolge von Tem‐ peraturschwankungen durch wechselnde Belastungen bilden sich darin Hohlräume. Luft weist gegenüber jedem anderen Isolierstoff eine geringere Isolationswirkung auf, so dass es dort bei hoher Beanspruchung zu Teilentladungen mit anschließender thermischer Zerstörung des Materials kommt. In der Folge wurden somit Kabel entwickelt, deren Papierisolation durch eingefülltes Öl oder Stickstoff im Dielektrikum unter Druck stand. Dadurch ließ sich bei wech‐ selnder elektrischer Belastung die gefürchtete Hohlraumbildung verhindern. Durch modernste Kunststoffe wurden aber auch diese Ausführungen abgelöst. Im Gegensatz zu Ölkabeln besteht dann bei mechanischer Beschädigung keine Gefahr für die Umwelt durch auslaufendes Öl. Leider gehen gute elektrische Eigenschaften auch mit guter thermischer Isolierung einher, was sich ungünstig auf die Ableitung der im Leiter erzeugten Wärme innerhalb des Kabels auswirkt. Somit können Kabel im Bereich hoher Spannungen nur mit einer relativ geringen Stromdichte betrieben werden, da sie sich sonst zu stark erwärmen. Im Niederspannungsbereich stehen im Falle von Drehstrom zwei Spannungen zur Verfügung, nämlich die verkettete Spannung U N und die Leiter-Erde-Spannung U N / √3. Da das Netz dabei aber unsymmetrisch belastet werden kann, muss ein Neutralleiter mitgeführt werden, d. h. die Kabel sind als Vierleiterkabel konzipiert. Der Neutralleiter entfällt grundsätzlich ab der Mittelspannungsebene. Hier liegen praktisch immer symmetrische Belastungen vor, und es gibt nur noch Dreileiter- oder Einleiterkabel, die mit unterschiedlichen Anordnungen im Dreierverbund verlegt werden. Die übertragbaren Leistungen hängen vom Strom (Leiterquerschnitt) und von der Spannung (Isolationsdicke) ab. Im Fall von Dreileiterkabeln können die bei dieser Kon‐ 160 5 Kabeltechnik <?page no="162"?> struktion auftretenden hohen lokalen Feldstärken zu Teilentladungen in der Isolation führen. Der Grund findet sich in der ungleichmäßigen Verteilung des elektrischen Feldes. Eine solche Feldverteilung ist schwer beherrschbar und kann bei den kleinsten Fehlstellen im Dielektrikum zur alsbaldigen thermischen Zerstörung des Isoliermate‐ rials führen. Abb. 123 zeigt die Auswirkung eines Lufteinschlusses im Dielektrikum. Die durch Verdichtung der elektrischen Feldlinien verursachte Feldüberhöhung führt zu Teilentladungen, die das Kabel zerstören. Um die Gefahr zu minimieren, wird eine Feldsteuerung vorgenommen, indem jede Kabelader mit einem eigenen geerdeten Schirm versehen wird. Das elektrische Feld zwischen dem Leiter und der Bewehrung verläuft radial, deshalb spricht man hier von einem Radialfeldkbel. Abb.-123 Elektrische Feldverteilung bei Lufteinschluss in einem Dielektrikum Bei hohen Leistungen werden Kabel als Einleiterkabel ausgeführt, also auch mit eigenem Mantel versehen. Dadurch sind größere Lieferlängen auf einer Rolle möglich, Verlegung und Reparatur sind einfacher, und die Wärmeabgabe an das umgebende Erdreich wird begünstigt. Während sich bei Dreileiterkabeln die Magnetfelder der einzelnen Leiter nach außen hin aufheben, ist dies bei Einleiterkabeln nicht der Fall. Somit sollten zur Reduzierung der Verluste als äußere Bewehrung unmagnetische Materialien verwendet oder besondere Maßnahmen wie eine einseitige Schirmerdung angewendet werden. Den prinzipiellen Aufbau eines einadrigen Kabels zur Energieübertragung zeigt Abb.-124. Abb.-124 Prinzipieller Aufbau eines Einleiterkabels 5.1 Kabelaufbau 161 <?page no="163"?> Kabelsysteme weisen im Vergleich zu Freileitungen sowohl Vorteile als auch Nachteile auf. Sie sind im Allgemeinen viel teurer; ihr Übertragungsvermögen ist im Gegensatz zu Freileitungen aber nicht witterungsabhängig und weist geringere Stromverluste auf. Die hohen Kapazitätswerte von Kabeln machen bei längeren Strecken teure, technisch anspruchsvolle und störungsanfällige Kompensationseinrichtungen erfor‐ derlich. Andererseits sind einmal verlegte Kabelstrecken und ihre Muffenbauwerke unsichtbar und brauchen praktisch nicht gewartet zu werden. Gleichzeitig sind sie gegen atmosphärische und Witterungseinwirkungen weitgehend geschützt. 5.2 Kabelkonstruktionen Allen Kabeltypen zur Energieübertragung, die mit hohen Spannungen betrieben werden, bestehen aus mehreren Schichten und haben die Aufgabe, das Hochspan‐ nungspotenzial des Leiters innerhalb eines eng begrenzten Abstandes auf Erdpoten‐ zial abzusenken. Das senkrecht aus den Teilleitern austretende elektrische Feld im Dielektrikum ist an der Leiteroberfläche am stärksten, da die Feldliniendichte dort am höchsten ist. Um es möglichst homogen zu halten, werden die Einzeldrähte des Leiters mit einer inneren Leitschicht (Bandage aus schwach leitendem Kunststoff oder Grafit) umgeben (Abb.-125). Nach außen hin wird das Feld von der äußeren Leitschicht begrenzt, welche auf Erdpotential liegt. Das elektrische Feld beschränkt sich somit auf den Bereich zwischen innerer und äußerer Leitschicht. Danach folgen üblicherweise ein ebenfalls leitfähiges Polster sowie der Schirm. Der Schirm besteht sehr oft aus Kupfer- oder Aluminiumd‐ rähten, die in leitfähige Quellbänder eingebettet sind. Die Quellbänder dienen als Längswasserschutz für das Kabel. Dringt als Folge eines Schadens am Schutzmantel lokal Wasser unter den Metallmantel, so wird dessen Ausbreitung längs des Kabels durch die - bei Kontakt mit Wasser aufquellenden - Bänder gestoppt. Bei Kabeln mit Aluminiumwellmantel, Aluminiumglattmantel und in manchen Fällen auch bei Bleikabeln, wird die Schirmfunktion direkt von dem Metallmantel mit übernommen, so dass in diesen Fällen keine Kupfer- oder Aluminiumdrähte notwendig sind. Der geerdete Schirm hat die Aufgabe, den Ladestrom des Kabels sowie bei bestimmten Fehlerfällen den Erdschlussstrom abzuleiten. Der Metallmantel dient als Querwasser‐ schutz gegen eindringende Feuchtigkeit. Bei Kabeln mit massivem Metallmantel - wie z. B. bei Kabeln mit Aluminiumwellmantel oder Bleimantel - dient er auch gleichzeitig als mechanischer Schutz für das Kabel, so dass in diesen Fällen eine Verlegung des Kabels in der Erde ohne Schutzrohr möglich ist. Über dem Metallmantel befindet sich der Polymermantel, der in den meisten Fällen aus einem Polyethylen (high density polyethylene, HDPE) besteht. Der Polymermantel dient als Berührungsschutz und als Korrosionsschutz für den darunterliegenden Metallmantel. Werden erhöhte Brandanforderungen an das Kabel gestellt, z. B. bei der Verlegung in Tunneln, so besteht der Polymermantel aus speziellen flammhemmenden Polymercompounds. 162 5 Kabeltechnik <?page no="164"?> Abb.-125 Verteilung des elektrischen Feldes mit (linker Bildteil) und ohne innere Leitschicht (rechter Bildteil) 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung Exemplarisch werden im Folgenden die wichtigsten Kabelbauarten vorgestellt, wie sie in der Mittel,- Hoch- und Höchstspannungsebene vorkommen. Die Bauartbezeichnung erfolgt nach [136] durch eine Anreihung von Bauart-Kurzzeichen. Diese beginnt bei genormten Kabeln mit N. Danach sind die Kurzzeichen für die Kabelelemente vom Kabelinneren nach außen hin angegeben. Unberücksichtigt bleiben Bezeichnungen für Kupfer als Leitermaterial, Isolierungen aus getränktem Papier und bei Kunststoff‐ kabeln die innere und äußere Leitschicht. Tab. 5 zeigt die Bedeutung der wichtigsten Kurzzeichen und enthält dazu jeweils Bezeichnungsbeispiele. Kurzzeichen Bedeutung Beispiele A Leiter aus Aluminium (im vorderen Teil des Kurzzeichens) NAKBA A Äußere Schutzhülle aus Faserstoffen (im hinteren Teil) NAKBA B Bewehrung aus Stahlband NAKBA C konzentrischer Kupferleiter NYCY D Druckschutzbandage NÖKUDEY E Mehrmantelkabel NAEKEBA E Schutzhülle z.-B. aus Elastomerband NAEKEBA F Bewehrung aus Stahlgeflecht NIVFSt2Y 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung 163 <?page no="165"?> Kurzzeichen Bedeutung Beispiele (F) Längswasserdicht NPKDVFST2Y (FL) längs- und querwasserdicht m. Aluminium-Schichtenmantel N2XS(FL)2Y (FB) längs- und querwasserdicht m. Kupfer-Schichtenmantel N2XS(FB)2Y H mit Höchstädter-Folie NHKRA I Gasinnendruckkabel NIVFST2Y K Bleimantel NAKBA KL glatter Aluminiummantel NAKLAY KLD gewellter Aluminiummantel 2XKLD2Y N Normkabel nach DIN-VDE NAKBA Ö Ölkabel NÖKUDEY P Gasaußendruckkabel NPKDVFST2Y S Schirm aus Kupfer NA2XS2Y ST Stahlrohr NIVFST2Y U unmagnetisch NÖKUDEY DU unmagnetische Druckschutzbandage NÖKUDEY V verseilte Adern NPKDVST2Y 2X VPE-Isolierung N2XKLD2Y 2Y PE-Mantel (im hinteren Teil des Kurzzeichens) N2XKLD2Y Tab. 5 Wichtige Bauartkurzzeichen für Kabel in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene mit Bezeichnungsbeispielen 5.3.1 Mittelspannungskabel In der Mittelspannungsebene, die im Bereich der öffentlichen Versorgung hauptsäch‐ lich die Spannungsebenen 10 kV und 20 kV umfasst, findet man Massekabel sowie solche mit PVC- oder VPE-Isolierung. Beim dreiadrigen Massekabel wird eine hoch‐ wertige Papierisolierung, welche mit einer zähflüssigen Isolierflüssigkeit (Masse) getränkt ist, zuerst von einer gemeinsamen Papierisolierung (Gürtel) umgeben und zusätzlich durch einen Metallmantel aus Blei oder Aluminium gegen eindringende Feuchtigkeit geschützt. Bei Verwendung von Blei wird dieses durch Faserstofflagen und eine Stahlbewehrung gegen Druck von außen geschützt und dann durch eine PVC-Schutzhülle abgeschlossen. Massekabel sind damit ausgezeichnet gegen Korro‐ sion geschützt und mit bis zu 50 Jahren sehr langlebig. 164 5 Kabeltechnik <?page no="166"?> Abb.-126 20-kV-Kabel mit VPE-Isolation der Bauart NA2XS2Y (Quelle: Waskönig+Walter) Bei Höhenunterschieden im Verlauf der Trasse besteht die Gefahr, dass die Tränkmasse abwandert. Im Fall mechanischer Beschädigungen (Bauarbeiten, Erdsetzungen) kann es zum Auslaufen der Tränkmasse mit unangenehmen Umweltfolgen kommen. Haupt‐ sächlich aus diesem Grund werden daher heute so gut wie keine neuen Massekabel mehr verlegt. An ihrer Stelle kommen Kabel mit Isoliermaterial aus vernetztem Poly‐ ethylen (VPE) zum Einsatz. VPE hat sehr gute dielektrische Eigenschaften und besitzt dadurch geringere spannungsabhängige Verluste. Seine zulässige Betriebstemperatur liegt bei 90°C. Es ist allerdings empfindlicher gegenüber möglichen Teilentladungen und weist höhere Brennbarkeit und Wasserempfindlichkeit auf. Trotzdem bietet das Material bei höheren Spannungen konstruktive Vorteile. Ein typischer Vertreter dieses Kabeltyps trägt die Bezeichnung NA2XS2Y (Abb. 126). Nach dem Leiter (hier aus Aluminium) folgt die Isolierung aus vernetztem Polyethylen samt der feldbegrenzenden inneren und äußeren Leitschicht. Danach kommt der Kupferschirm, der für die Erdung der Leitschicht sorgt und sowohl den Ladestrom sowie ggf. auch die auftretenden Fehlerströme überträgt. Gegen mechanische Beschä‐ digungen, eindringendes Wasser sowie chemische Umwelteinwirkungen schützt der abschließende Mantel aus Polyethen hoher Dichte (HDPE). 5.3.2 Hochspannungskabel Im Hochspannungsbereich (≥ 60 kV), der in Deutschland mit wenigen Ausnahmen auf der 110-kV-Ebene liegt, sind bei Massekabeln zusätzliche Maßnahmen zur Beherr‐ schung des elektrischen Feldes im Dielektrikum erforderlich. Grundsätzlich kommen hier nur noch Radialfeldkabel zum Einsatz, deren Isolation unter Öl- oder Gasdruck steht oder aus Kunststoff besteht. Somit können sich dort keine gefährlichen Hohl‐ räume ausbilden. Ölkabel Im Falle des Ölkabels ist der Leiter als Hohlleiter ausgeführt, in welchem sich dünn‐ flüssiges Isolieröl unter einem Druck von 2 - 4 bar befindet. Ausgleichsgefäße in regelmäßigen Abständen sorgen für einen gleichmäßigen Druck bei wechselnden Be‐ lastungen und damit schwankenden Kabeltemperaturen. Man bezeichnet solche Kabel 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung 165 <?page no="167"?> als temperaturstabil. Ein typischer Vertreter dieses Kabeltyps trägt die Bezeichnung NÖKUDEY. Nach der Kupferader folgt hier die mit dünnflüssigem Isolieröl getränkte Papierisolierung, in der sich keine Gasräume bilden können. Anschließend folgen Bleimantel, Druckschutzbandage sowie die äußere PVC-Schutzhülle (Abb.-127). Das Kabel weist einem Kupferquerschnitt von 300 mm² und einem Außendurchmes‐ ser von 60-mm auf [137]. Abb.-127 Niederdruck-Ölkabel für 110-kV der Bauart NÖKUDEY [138] Gasinnendruckkabel Beim Gasinnendruckkabel (Abb. 128) übernimmt Stickstoff die Aufgabe, Hohlräume zu verhindern. Dieser Kabeltyp wird in der Regel als Dreileiterkabel bis maximal 110 kV ausgeführt. Die Papierisolation um die verseilten und beschirmten Adern ist mit hochviskoser Masse getränkt. Bei Drücken von 16 bar besitzt Stickstoff ähnliche di‐ elektrische Eigenschaften wie die Tränkmasse und wird durch Diffusion Mitbestandteil der Isolation. Durch den Hohlraum im Ringspalt zwischen Leiterisolierung und Mantel verhindert der Gasdruck eine Ausdehnung bzw. Schrumpfung der Kabelisolation bei Temperaturschwankungen, so dass Hohlräume nicht entstehen können. 166 5 Kabeltechnik <?page no="168"?> Abb.-128 110-kV-Gasinnendruckkabel der Bauart NIVFST2Y (Quelle: NKT) Gasaußendruckkabel Beim Gasaußendruckkabel wird die Hohlraumbildung auf andere Weise verhindert. Leiter, Isolation und gasdichter Bleimantel besitzen hier einen ovalen Querschnitt und sind dadurch leichter kompressibel. Das Ein- oder Dreileiterkabel ist in ein mit Stickstoff unter Druck stehendem Stahlrohr eingezogen. Der Außendruck des Gases wirkt auf die massegetränkte Papierisolierung und verhindert so Hohlraumbildungen bei Temperaturschwankungen. Das Druckgas hat im Gegensatz zur zuvor beschrie‐ benen Variante jetzt nur eine mechanische und keine isolierende Funktion. Durch das Stahlrohr ist die Anordnung auch gut gegen äußere Beschädigungen (etwa bei Bauarbeiten) geschützt (Abb.-129). Abb.-129 110-kV-Gasaussendruckkabel der Bauart NPKDVFST2Y (Quelle: NKT) 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung 167 <?page no="169"?> Kunststoffkabel Kunststoffkabel werden mit wenigen Ausnahmen baugleich, aber mit unterschiedli‐ chen Leiterquerschnitten und Isolationsdicken, für alle Spannungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene gefertigt. Bei Betriebsspannungen von 110 kV reicht der Leiterquerschnitt je nach gewünschter Übertragungsleistung in der Kupfer- und Aluminiumvariante von 200 bis 2.000 mm². Die Wandstärke der Isolierung liegt bei rund 15 mm. Je nach Leiterquerschnitt beträgt der Außendurchmesser 80 bis 120 mm und das Kabelgewicht hat Werte zwischen 6 und 26 kg/ m. Der Kabelaufbau entspricht dem in Abb.-130 gezeigten Beispiel eines Höchstspannungskabels [139]. 5.3.3 Höchstspannungskabel Im Bereich höchster Spannungen (380 kV und höher) haben sich beginnend mit der Hochspannungsebene seit den 1970er Jahren Kunststoffkabel mit vernetztem Polyethylen (VPE) als Dielektrikum nach und nach weltweit durchgesetzt. Inzwischen kommen sie auch bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung zum Einsatz. Sie werden heute für Spannungen über 500 kV gebaut und haben bis auf das Dielektrikum einen ähnlichen Aufbau wie die Massekabel. Ihre Hauptvorteile liegen im geringen Gewicht, leichter Legbarkeit mit kleineren Biegeradien als Masse- und Gasdruckkabel, einfacher Montage der Garnituren, Umweltfreundlichkeit und Wartungsfreiheit. Lei‐ terquerschnitte bis über 3.000 mm² sind heute möglich. Der Isolierstoff Polyethylen (PE) hat eine sehr hohe elektrische Festigkeit, welche er umfangreichen Langzeittests zufolge unter den zulässigen Betriebsbedingungen auch sehr lange beibehält. Einzel‐ heiten zur Bedeutung dieses Faktors dazu finden sich in Kapitel 6.1.1. Wie schon erwähnt, besteht der Leiter aus runden Kupfer- oder Aluminiumdrähten, die durch Walzen verdichtet werden. Ab 800 bis 1.200 mm² kommen segmentierte Milliken-Leiter zum Einsatz. Nach der äußeren Leitschicht folgt der Schirm aus Kupfer- oder auch Aluminiumd‐ rähten bzw. -bändern. Dessen Querschnitt wird individuell nach den zu erwartenden Strömen im Fehlerfall ausgelegt. Der Schirmbereich wird außerdem längswasserdicht ausgeführt durch Einbringen von Textil- oder Vliesbändern mit Quellpulver, welches im Fall von eindringender Feuchtigkeit sein Volumen vergrößert und so ein Vordringen der Feuchtigkeit verhindert. Oft werden im Drahtschirm Lichtwellenleiter zu Monito‐ ringzwecken integriert, etwa um Hotspots im Verlauf der Kabelstrecke rechtzeitig erkennen und orten zu können. Die Dichtigkeit gegen Querwasser wird z. B. durch eine beschichtete Aluminiumfolie im so genannten Schichtenmantel erreicht, der mit dem äußeren Schutzmantel aus abriebfestem Polyethylen häufig verklebt wird. Diese Kabelbauart wird auch als Schichtenmantelkabel bezeichnet. Optional kommen hier auch noch flammwidrige Außenschichten und ggf. Bleimäntel zum Einsatz. Das Ausführungsbeispiel eines konventionellen 380-kV-VPE-Kabels zeigt Abb. 130, linker Bildteil. Alternativ kann zum Erreichen der Querwasserdichtigkeit anstelle des Aluminium-Schichtenmantels auch ein gewellter oder glatter Aluminiummantel zum 168 5 Kabeltechnik <?page no="170"?> Einsatz kommen. In diesem Fall spricht man vom Wellenmantelkabel (Abb. 130, rechter Bildteil). Für den Einsatz bei 380-kV-Verbindungen besitzt das Einleiterkabel einen Kupferquerschnitt von 2.500 mm², eine Isolierschichtdicke von 27 mm und einen Außendurchmesser von 140-mm. Das Gewicht liegt bei 37 kg/ m. Abb.-130 380-kV-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation als Schichtenmantelkabel N2XS(FL)2Y, linker Bild‐ ausschnitt und als Wellenmantelkabel N2XKLD2Y, rechter Bildausschnitt (Quellen: Nexans, 50Hertz) 5.4 Gasisolierte Rohrleitungen Eine Sonderform bilden gasisolierte Leitungen (GIL). Dabei handelt es sich um Metall‐ rohre, in denen die stromführenden Leiter auf isolierenden Stützern befestigt sind (Abb. 131). Als Dielektrikum wird in der heutigen zweiten Generation ein Gemisch aus Stickstoff (80 %) und Schwefelhexafluorid SF 6 (20 %) mit hervorragendem Isolier‐ vermögen unter Überdruck von etwa 7 bar benutzt. Durch die robuste und antikorrosiv beschichtete Außenhülle sowie die Verlegung in ähnlicher Tiefe wie Erdkabel ist die Anordnung sehr gut gegen äußere Einflüsse geschützt. Im Gegensatz zum Kabel ist das nicht brennbare Isoliermedium bei Durchschlägen selbstheilend. Es verhält sich in dieser Hinsicht wie eine Freileitung. Bei GIL-Systemen werden so die Vorteile von Freileitungen und Kabeln miteinander kombiniert. Gleichzeitig ist der Übergang auf gasisolierte Schaltanlagen (GIS) problemlos möglich, da deren Komponenten in gleicher Weise ausgeführt sind. Wegen der hohen Kosten und des relativ hohen Materialverbrauchs werden solche Systeme bisher nur bei höchsten Spannungen und auf kurzen Strecken, beispielsweise als Steigleitungen bei Kavernenableitungen oder für innerstädtische Verbindungen in der Höchstspannungsebene eingesetzt. Da die klimaschädigende Wirkung von SF 6 laut Umweltbundesamt um das über 20.000fache höher liegt als diejenige von CO 2 , wird dessen Einsatz in der Energieübertragungstech‐ nik von Naturschutzbehörden äußerst kritisch gesehen. 5.4 Gasisolierte Rohrleitungen 169 <?page no="171"?> Der Leiter besteht aus einem Aluminiumrohr mit Querschnittswerten bis zu 6.300 mm² und Außendurchmessern zwischen 180 und 250 mm sowie Wandstärken zwischen 5 und 15 mm. Damit können theoretisch Ströme bis 5 kA bei Verlegung in Luft übertragen werden; das entspricht bei einer Spannung von 525 kV einer Leistung von 4,5 GVA. Die geringe Stromdichte bewirkt eine mäßige Erwärmung, die über das äußere Rohr in den Erdboden oder direkt an die umgebende Luft abgeführt werden muss. Das Außenrohr besteht ebenfalls aus Aluminium bei Außendurchmessern zwischen 460 und 600 mm und Wandstärken zwischen 6 und 10 mm. Der durch Induktionswirkung hervorgerufene Strom im Außenmantel ist zwar hoch, bewirkt aber wegen des großen Querschnitts nur geringe Verluste. Zudem heben sich die beiden Magnetfelder von Innen- und Außenleiter praktisch auf, so dass dieses System in seiner Umgebung kein elektrisches und ein vernachlässigbar schwaches magnetisches Feld aufweist. Um störende Partikel (Staub, Metallspäne etc.) im Isoliergas zu beseitigen, ist längs der Leitung eine Teilchenfalle installiert, deren Form so ausgestaltet ist, dass Partikel durch das elektrische Feld angezogen und in einem feldfreien Raum abgelegt werden. Abb.-131 Rohrleitungssystem GIL für Höchstspannung (Quelle: Siemens) Bei Verlegung in Erde erhält das Außenrohr eine PE-Schutzhülle und einen katho‐ dischen Korrosionsschutz und ist alle 200 - 400 m über Erder mit dem Erdreich verbunden. Im Betrieb ergeben sich Maximaltemperaturen von 105°C am Innenleiter und 60°C am Außenrohr bei Verlegung in Erde oder im Tunnel. Die große Oberfläche des Rohres begünstigt die Wärmeabgabe an die Umgebung bzw. das Bettungsmaterial. Bei einer Betriebsspannung von 380 kV können erdverlegte GIL hohe Leistungen kompensationsfrei über 100-km weit übertragen [140]. 170 5 Kabeltechnik <?page no="172"?> 5.5 Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung Die Übertragungstechnik mit Gleichstrom bietet neben der Einsparung von Leiterma‐ terial den Vorteil, dass dabei keine Einrichtungen zur Blindleistungskompensation erforderlich sind. Die Hauptursache dafür, nämlich die hohe Kabelkapazität, spielt im Fall einer Gleichstromübertragung keine Rolle. Nach der Entwicklung leistungsfähiger Thyristoren in den 1970er Jahren wurde die Gleichstromtechnik vornehmlich in Ländern eingesetzt, in denen hohe Leistungen über große Entfernungen mit Freileitungen zu transportieren waren. Bald kamen auch Seekabelverbindungen, beispielsweise der Anschluss von Inseln hinzu. Systeme mit Thyristoren sind unter dem Namen Line Commutated Converter (LCC) bekannt und inzwischen weltweit bewährt. Im Gegensatz zu den klassischen Anwen‐ dungen im Drehstrombereich tritt hier bei den Leitungen kein Skineffekt auf, so dass bei Kabeln auf eine Segmentierung der Leiter verzichtet werden kann. Eine Umkehr der Leistungsrichtung, wie etwa beim Anschluss von Pumpspeicherkraftwerken, kann bei dieser Technologie allerdings nur unter Beibehaltung der Stromrichtung in den Halbleiterventilen und somit durch Wechseln der Polarität der Spannung erfolgen. Dies macht bei Freileitungen und konventionellen Massekabeln keine Probleme im Betrieb, wohl aber bei Kabeln mit VPE-Isolation. Der Grund dafür liegt in den Raumladungen, welche sich z. B. bei Erwärmung des Dielektrikums ausbilden und die bei plötzlicher Richtungsumkehr des elektrischen Feldes zum Versagen der Isolation führen können. Weiter ist festzuhalten, dass VPE-Kabel derzeit bei Gleichstrom nur mit maximal 70°C Leitertemperatur betrieben werden dürfen. Nach Angaben eines Kabelherstellers konnte diese Grenze aber bereits überschritten werden. Dazu wurde eine Technik entwickelt, welche als Isolierstoff HPTE (High Performance Thermoplastic Elastomere) einsetzt. Eine andere Technologie mit dem Namen Voltage Source Converter (VSC) benutzt Leistungstransistoren, die im Gegensatz zu Thyristoren an- und abgeschaltet werden können. Damit ist ein echter so genannter Vierquadrantenbetrieb möglich, welcher neue Anwendungsmöglichkeiten bietet. Solche Systeme erfordern keine Änderung der Spannungspolarität zur Leistungsumkehr und können daher gut mit VPE-Kabeln kombiniert werden. Zur Unterscheidung wird die LCC-Technologie oft als klassisch bezeichnet, während die VSC-Technologie als modern beschrieben wird. Abb. 132 zeigt ein HGÜ-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation für 380 und 525 kV. Der Kupferquerschnitt beträgt 3.000 mm² und es besitzt einen Außendurchmesser von 140-mm. 5.6 Kabel-Garnituren Am Anfang und Ende einer Kabelstrecke, für die Verbindung von Kabelteilstücken und beim Übergang von Kabeln auf Freileitungsstrecken kommen so genannte Kabel‐ garnituren zum Einsatz. Es wird zwischen Muffen und Endverschlüssen unterschieden. 5.5 Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung 171 <?page no="173"?> Abb.-132 HGÜ-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation für 380 und 525-kV [141] Muffen dienen zur Verbindung zwischen Kabelabschnitten. Endverschlüsse hingegen werden benötigt, um Kabel in eine Schaltanlage einzuführen bzw. den Übergang auf eine Freileitung oder auf einen Transformator herzustellen. In beiden Fällen wird die elektrisch hochbelastbare Isolation an der Absetzstelle unterbrochen. Der abrupte Übergang des Dielektrikums von der Kabelisolation auf Luft würde zu einer extremen Verdichtung der elektrischen Feldlinien und somit zu einer erheblichen Feldstärkeer‐ höhung führen. An dieser Stelle, dem so genannten Tripelpunkt, muss das elektrische Feld durch konstruktive Maßnahmen gesteuert werden. Das am häufigsten verwendete Verfahren ist die geometrische Feldsteuerung über einen leitfähigen Feldsteuertrichter, einem so genannten Deflektor, wie in Abb. 133 schematisch dargestellt. Damit lassen sich die Potenziallinien und die elektrischen Feldlinien vergleichmäßigen und somit eine unzulässige Feldlinienverdichtung vermeiden. Kabelgarnituren von Mittelspannungskabeln werden häufig entweder durch Er‐ wärmung der Garnituren (Warmschrumpftechnologie) oder durch eine Relaxation von vorgedehnten Garnituren (Kaltschrumpftechnologie) installiert. Da bei diesen beiden Installationsarten möglichst dünnwandige Produkte notwendig sind, erfolgt die elektrische Feldsteuerung bei diesen Garnituren nicht durch einen Deflektor, sondern durch Feldsteuermaterialien. Diese auf Polymeren basierenden Feldsteuermaterialien besitzen eine hohe Dielektrizitätszahl und meistens auch einen (hohen) nicht-linearen elektrischen Widerstand, d. h. ihr elektrischer Widerstand sinkt mit zunehmender elektrischer Feldstärke. Diese Eigenschaften der Materialien werden durch Füllstoffe wie z.-B. Ruß erzielt. 172 5 Kabeltechnik <?page no="174"?> Abb.-133 Verlauf des Potenzials und der elektrischen Feldlinien ohne (linker Bildteil) und mit Feldsteu‐ erung (rechter Bildteil) an der Absetzstelle 5.6.1 Muffen Einleiterkabel in der Höchstspannungsebene wiegen bis zu 40 kg/ m und lassen sich dadurch nur in begrenzten Längen bis etwa 1.000 m (in Ausnahmefällen 1500 m) auf öffentlichen Straßen transportieren. Für die Verbindung der Teillängen werden Muffen benötigt. Störungen in Kabelnetzen treten häufiger in den Kabelgarnituren als in der Kabelstrecke auf. Dabei liegt deren Ursache meistens in Montagefehlern. Bei Kunststoffkabeln können die Muffen fabrikmäßig vorgefertigt, in der Fabrik elektrisch vorgeprüft und einfacher montiert werden als bei Masse- und Ölkabeln. Sie sind sehr zuverlässig und einer der Gründe dafür, dass sich Kunststoffkabel so rasch durchsetzen konnten. Die Verbindung der beiden Leiterenden in einer Muffe muss neben dem Normalbetrieb auch für die Beanspruchung im Kurzschlussfall ausgelegt sein. Da der Leiterverbinder auch die stärkste mechanische Verbindung zwischen den Kabeln ist, muss diese mechanisch sehr stabil sein. Sie erfolgt deshalb über Verschraubungen oder Verpressen, wobei bei letzterem Kräfte wirken, die der Gewichtskraft von mehreren Dutzenden Tonnen entsprechen können. Den prinzipiellen Aufbau einer Muffe im Hoch- und Höchstspannungsbereich zeigt Abb.-134. Abb.-134 Schnitt durch eine Höchstspannungs-Verbindungsmuffe (Quelle: Südkabel) 5.6 Kabel-Garnituren 173 <?page no="175"?> Über dem Verbinder befindet sich der isolierende Muffenkörper mit den leitfähigen Deflektoren. Die weiteren Aufbauelemente einer Muffe für Hochspannungskabel müssen den mechanischen Schutz des Muffenkörpers, einen metallischen Schutz gegen eindringendes Wasser oder Feuchtigkeit und einen Korrosionsschutz des metallischen Wasserschutzes beinhalten. Je nach Hersteller der Muffen und ihrem vorgesehenen Einsatz gibt es hier eine Vielzahl von verschiedenen Aufbauten. Bei Muffen unterscheidet man zwischen Verbindungsmuffen zur Verbindung von Teillängen gleichen Typs und Übergangsmuffen zwischen Kabeln unterschiedlichen Typs. Im Hochspannungsbereich gibt es daneben auch Muffen, in denen die Kabel‐ schirme zyklisch gegeneinander getauscht werden. Der Grund dafür liegt in der Induktionswirkung des Leiterstromes auf den leitfähigen Schirm. Um hohe Berüh‐ rungsspannungen zu vermeiden, werden bei längeren Kabeln beide Schirmenden geerdet. Dadurch kommt jedoch ein Strom im umgebenden Erdreich zustande, wie Abb.-135 zeigt. Abb.-135 Induktionsvorgang in Schirm und Erdreich bei Wechselstrom Vertauscht man in regelmäßigen Abständen die Erdungen der Schirme miteinander, so heben sich die induzierten Spannungen größtenteils gegenseitig auf. Dieses so genannte Cross-Bonding hält also die Verluste gering, die durch Induktionswirkung der drei Leiter in den zugehörigen Schirmen und dem umgebenden Erdreich hervorgerufen werden. Da sich die Kabelabschnitte bei Erwärmung etwas längen, werden die Muffen oft fixiert, wozu auch zum Teil begehbare Muffenbauwerke errichtet werden. Hier sind die Muffen gegeneinander versetzt angeordnet, um ausreichend Platz für die Montage zu schaffen. Dort sind auch gleichzeitig die Einrichtungen zum Cross-Bonding und ggf. auch Komponenten für Monitoring-Systeme untergebracht. 174 5 Kabeltechnik <?page no="176"?> 5.6.2 Endverschlüsse Innenraum-Endverschlüsse Abhängig von der Art des anzuschließenden Gerätes werden die Endverschlüsse als Freiluftendverschluss, gasisolierter (GIS)- Endverschluss oder Transformatoren-End‐ verschluss bezeichnet. Der prinzipielle Aufbau eines trockenen (also nicht mit Öl gefüllten) Endverschlusses ist in Abb. 136 dargestellt. Bei der Einführung des Kabels wird der auf Erdpotential befindliche Schirm mit der örtlichen Erdungsanlage verbunden. Die Kabelisolierung umschließt ein Feldsteuerkörper mit integriertem Deflektor, der sich in einem Porzel‐ lan- oder Verbundisolator befindet. Der Leiter wird über einen Verbinder als Kontakt‐ element aus dem Endverschluss herausgeführt. Danach erfolgt die Weiterführung in die Anlage, zur Sammelschiene, zum Transformator oder zum Freileitungsanschluss. Zum Schutz des Kabels gegen atmosphärische Überspannungen werden Kabelanschlüsse, die von oder zu Freileitungen führen, in der Regel mit Überspannungsableitern versehen, die den Übertritt zerstörerischer Blitzstoßspannung auf die Kabelisolation verhindern sollen. Abb.-136 Aufbau eines trockenen Innenraum-Endverschlusses (Quelle: Splicetec) 5.6 Kabel-Garnituren 175 <?page no="177"?> Freiluftendverschlüsse Um die Funktionalität von Freiluftendverschlüssen unter verschiedenen klimatischen Bedingungen und den unterschiedlichsten Umgebungseinflüssen zu gewährleisten, sind diese von einem mit Schirmen versehenen Hohlisolator umhüllt. Für den Isolati‐ onskörper kommen Porzellan oder Verbundmaterialien zum Einsatz. Verbundisolato‐ ren bestehen aus glasfaserverstärkten Rohren mit einer Beschichtung und Schirmen aus einem Silikonelastomer. Abb. 137 zeigt einen Freiluftendverschluss mit einem Verbundisolator und den schematischen Aufbau eines Freiluftendverschlusses. Zwischen dem Kabel mit dem Feldsteuerelement und dem Isolator befindet sich eine Isolierflüssigkeit. Aufgrund ihrer guten thermischen Eigenschaften, dem sehr guten Isoliervermögen und den physiologisch unbedenklichen Eigenschaften werden hierzu häufig Silikonöle eingesetzt. Abb. 137 Beispiel eines Freiluftendverschlusses mit Verbundisolator (links) und schematischer Aufbau eines Freiluftendverschluss (rechts) (Quelle: Brugg Cables) Der Kabelleiter wird über ein Verbindungselement aus dem Endverschluss herausge‐ führt und über ein Verbindungsseil mit der Freileitung verbunden. Hierbei muss gewährleistet sein, dass die Herausführung des Verbinders aus dem Endverschluss dicht gegen eindringende Feuchtigkeit ist. Wie bei Isolatoren, werden auch die Freiluftendverschlüsse je nach Umgebungsbe‐ dingungen (z. B. Verschmutzungen in der Luft, Nähe zu Meeresküste) mit verschiede‐ nen Kriechweglängen eingesetzt. Obwohl heute die überwältigende Mehrheit aller Freiluftendverschlüsse in der Hochspannung mit Isolierflüssigkeiten gefüllt ist, kann man seit einigen Jahren einen 176 5 Kabeltechnik <?page no="178"?> Abb.-138 Traditioneller mit einer Isolierflüssigkeit gefüllter GIS-Endverschluss, linker Bildteil und tro‐ ckener, steckbarer GIS-Endverschluss, rechter Bild‐ teil (Quelle: Brugg Cables) Trend beobachten, dass - zumindest in den niedrigeren Spannungsebenen - auch aufschiebbare, trockene Freiluftendverschlüsse verwendet werden. GIS- und Transformator-Endverschlüsse Abb. 138 zeigt zwei Typen von Hochspannungsendverschlüssen für gasisolierte Schalt‐ anlagen oder Transformatoren. Der linke Bildteil zeigt einen traditionellen, mit einer Isolierflüssigkeit gefüllten Endverschluss. In den letzten Jahren wurde dieser Typ immer stärker durch die so genannten trockenen, steckbaren Endverschlüsse abgelöst, siehe rechter Bildteil. Im Gegensatz zu den mit Flüssigkeit gefüllten Endverschlüssen bilden die Iso‐ latoren der trockenen Endverschlüsse eine Abgrenzung von dem Isoliergas der Schaltanlage und dem Außenbereich mit dem Hochspannungskabel. Dies erlaubt - bei vorinstalliertem Endverschlussiso‐ lator - eine vom Kabel unabhängige Prüfung der Schaltanlage, und das Ka‐ bel kann installiert werden, ohne in die Gasisolation der Schaltanlage eingreifen zu müssen. Dies wird als ein großer Vorteil bei den trockenen Endverschlüs‐ sen gesehen. Weitere Vorteile dieser Elemente sind, dass auf Grund der feh‐ lenden Isolierflüssigkeit ein geringerer Wartungsaufwand entsteht und dass die Endverschlüsse ohne Mehraufwand in beliebiger Position, also auch kopfüber installiert werden können. 5.6.3 Steckbare Anschlusssysteme Bei beengten Verhältnissen, beispielsweise bei Transformatoranschlüssen, können innerhalb von Anlagen steckbare Anschlusssysteme zum Einsatz kommen. Diese sind inzwischen in allen Spannungsebenen bis 245 kV verfügbar. Sie werden heute mit Leiterquerschnitten bis 2.500 mm² und einer maximalen Strombelastbarkeit von 2.500 A gefertigt [142]. Die Energiewende bringt neben der Abschaltung fossiler und nuklearer Erzeuger zahlreiche neuer Einspeisungen aus regenerativen Energiequellen mit sich. Hierfür müssen neue Anschlusskonzepte gefunden und oft auch bestehende Verbindungen geändert werden. Ebenso stellt die Entwicklung der Hochspannungsnetze hin zu Smart Grids hohe Erwartungen an Umspann- und Schaltanlagen in Bezug auf ihre Flexibilität. 5.6 Kabel-Garnituren 177 <?page no="179"?> So ist es leicht nachvollziehbar, dass Kabelanschlüsse heute nicht mehr klassisch als Verbindungspunkte, sondern als Schnittstellen betrachtet werden müssen, welche in die Komponenten integriert sind. Mit Blick auf diese Entwicklung wurden die aus der Mittelspannungstechnik bekannten und bewährten Stecksysteme schrittweise für höhere Spannungen weiterentwickelt. Neben dem Hauptziel einer größeren Flexibilität bringt diese Technik diverse weitere Vorteile mit sich. So verringern sich die Montage‐ zeiten erheblich und es lassen sich zum Beispiel Anschlüsse für spätere Erweiterungen vorsehen, die zunächst mit Blindsteckern verschlossen werden. Inzwischen wird von einigen Transformatorherstellern diese Art der Anschlusstechnik bereits als Standard‐ lösung angeboten. Für ein einheitliches Vorgehen ist allerdings eine klare Definition dieser neuartigen Schnittstellen Voraussetzung. Steckbare Kabelanschlusssysteme bestehen auf der Geräteseite aus einem zylinderförmigen Gießharzkörper, den man von seiner Funktion her als Buchse betrachten kann. Dementsprechend bildet der kabelseitige Teil den Stecker. Zum Abbau des Hochspannungspotenzials enthält der Stecker feldsteuernde Elemente, vergleichbar mit denen bei Kabelendverschlüssen und Muffen (Abb. 139). Durch die Integration der Buchse in ein Anlagenteil wird das Anschlusssystem nun zum Teil des Transformators oder der Schaltanlage, während es traditionell zu den Kabelgarnituren zählt. Abb.-139 Schnitt durch ein steckbares Anschlusssystem (Quelle: Pfisterer) 5.7 Kabel- und Bodenerwärmung Beim Rückverfüllen des Grabenaushubs können sich die vorhandenen Bodenverhält‐ nisse verändern. Es muss gewährleistet bleiben, dass die Verlustwärme auch bei schlechter Wärmeleitfähigkeit des Bodens sicher abgeführt wird. Ist dies nicht der Fall, führt der Wärmestau in der unmittelbaren Umgebung des Kabels zur Temperaturer‐ höhung des Leiters, wodurch dessen ohmscher Widerstand zunimmt und es zu einer verstärkten Erzeugung von Verlustwärme kommt. Damit kann eine Verkürzung der Lebensdauer oder sogar eine Zerstörung des Kabels einhergehen. Weiter bewirkt die von einem Kabelsystem ausgehende Wärme eine teilweise Austrocknung des Materials 178 5 Kabeltechnik <?page no="180"?> Abb.-140 Einbringen von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial (Flüssigboden) mit Auflasten zur Verhinderung des Auftriebs der Schutzrohre [143] in der näheren Umgebung. Gleichzeitig sinkt die Wärmeleitfähigkeit des Bodens mit abnehmendem Feuchtigkeitsgehalt. Sind über die Bodenbeschaffenheit keine genauen Daten bekannt, so legt man bei hoher Bodenerwärmung einen trockenen Boden mit einem entsprechenden Leitfähig‐ keitskoeffizienten zugrunde. In einiger Entfernung vom Kabel unterstellt man feuchten Boden. Dieser Unterschied wird rechnerisch beim so genannten Zweischichtenmodell be‐ rücksichtigt, das im direkten Umgebungsbereich der Einzelkabel von der niedrigeren Wärmeleitfähigkeit des umgebenden Bettungsmaterials ausgeht. Die Spanne der Wär‐ meleitfähigkeiten reicht allgemein von sehr niedrigen für trockenen Kies und hohen für wassergesättigten Sand. Bei hoch belasteten Kabelsystemen hat sich eine so genannte thermische Bettung bewährt, bestehend aus Flüssigboden oder einem Zement-Sand-Gemisch. Dabei bildet sich nach einiger Zeit eine feste Schicht mit dauerhaft guter thermischer Leitfähig‐ keit. Laut Herstellerangaben wird dabei eine sehr gute Wärmeleitfähigkeit erreicht (Abb.-140). Die von Erdkabeln im umgebenden Erdreich induzierten thermischen und hydrau‐ lischen Prozesse werden von einer Reihe von Transportvorgängen und Parametern beeinflusst und sind deshalb außerordentlich komplex. Wird die Verlustwärme eines Kabels ausschließlich durch das Erdreich an die Umgebung abgegeben, so spricht man von natürlicher Kühlung. Mit Hilfe einer Zwangskühlung kann die Übertragungsleistung zum Teil beträchtlich erhöht werden. Je näher Wärmesenken an der Quelle der Verluste, dem Leiter, angebracht werden, desto effektiver wirken sie. Man unterscheidet grundsätzlich zwischen drei möglichen Kühlverfahren: Leiterkühlung Bei der sehr aufwendigen Leiterkühlung wird das Kühlmittel (Wasser, eventuell auch dünnflüssiges Mineralöl) direkt durch einen metallischen Kühlkanal ge‐ leitet, der sich in der Mitte des Strom‐ leiters befindet. Allerdings liegt dabei die (hoch gereinigte) Kühlflüssigkeit auf Hochspannungspotenzial und muss in einem separaten und isolierenden End‐ verschluss erst auf Erdpotenzial abge‐ baut werden, bevor sie rückgekühlt und wieder dem Kreislauf zugeführt werden kann. Laut Herstellerangaben (Nexans) ist so eine Steigerung der Übertragungsleistung auf das Zehnfache gegenüber einem ungekühlten Kabel möglich. 5.7 Kabel- und Bodenerwärmung 179 <?page no="181"?> Direkte Kühlung Bei der direkten Kühlung werden die Kabel einzeln oder gemeinsam in Rohre einge‐ zogen, welche von Wasser durchflossen sind. Ggf. können dazu ohnehin vorgesehene Kabelschutzrohre genutzt werden. Nachteilig ist jedoch hierbei, dass die Verlustwärme zuerst über die Leiterisolation abgeführt werden muss. Zudem bewegen sich die Kabel mechanisch bei wechselnder Last, und zur Kühlung ihrer Garnituren sind eventuell gesonderte Maßnahmen zu treffen. Ebenso ist das Herausführen der Schirmerdungen zum Cross-Bonding sehr aufwendig. Dafür entfallen aber Maßnahmen für eine Potenz‐ ialtrennung, und an die Qualität des Kühlwassers sind geringere Anforderungen zu stellen. Durch direkte Kühlung lässt sich die Übertragungsleistung etwa auf das Dreifache steigern. Indirekte Kühlung Bei der indirekten Kühlung werden separate Kühlrohre oberhalb und parallel zu den Kabeln verlegt. Hier muss jedoch die Verlustwärme neben der Kabelhülle zusätzlich noch den Wärmewiderstand eines speziellen hoch wärmeleitfähigen Bettungsmaterials im Kabelgraben überwinden. Dafür sind die Kabel samt Garnituren identisch mit denjenigen ohne Zwangskühlung, und es ist eine Steigerung der Übertragungsleistung bis auf das Zweifache im Vergleich zur natürlichen Kühlung möglich. Den hohen Investitionskosten für die Kühlung einer Kabelanlage stehen Vorteile gegenüber wie längere Lebensdauer trotz gesteigerter Übertragungsleistung und keine Gefahr einer Bodenaustrocknung mit Bildung von Hotspots. In manchen Fällen ist auch eine Nutzung der im Kühlwasser vorhandenen Abwärme beispielsweise für Heizzwecke möglich. Bei sehr schwierigen Bodenverhältnissen und Näherungen oder Kreuzungen mit anderen Wärmequellen ist es in jedem Fall wichtig, die einschlägigen VDE-Vorschriften zu Rate zu ziehen und die thermischen Gegebenheiten der Kabel‐ strecke mit Hilfe geeigneter Programme der Kabelhersteller detailliert zu überprüfen. Im Gegensatz zu Freileitungen ist es viel aufwändiger, ein bestehendes Kabelsystem zu erweitern. Bei erdverlegten Kabeln ist hierzu ein neuer Graben erforderlich, für den derselbe Aufwand wie für den ersten anfällt. Bei absehbarem künftigem Bedarf können Leerrohre - meist aus Polyethylen (PE) - mit verlegt werden, die später für Erweiterungen genutzt werden können. Hinsichtlich der Wärmeableitung sind Verlegungen in solchen Schutzrohren ungünstiger, so dass im Vergleich zur direkten Erdverlegung die Leiterabstände vergrößert werden müssen. Durch die gegenseitige thermische Beeinflussung reduziert sich die gesamte Übertragungsleistung weiter. Damit ergibt sich von Anfang an ein breiteres Grabenprofil, so dass der Aufwand für beide Varianten letztlich in derselben Größenordnung liegt. Die Verlegung in Rohren bietet aber einen zusätzlichen Schutz für die Kabel und wird oft im Zusammenhang mit längeren Unterquerungen wie Autobahn- oder Bahntrassen und Wasserschutzgebieten genutzt. 180 5 Kabeltechnik <?page no="182"?> 5.8 Einsatzgebiete Wegen ihrer hohen Kosten wurden Kabel in der Vergangenheit nur in solchen Fällen eingesetzt, in denen dicht bebaute Flächen, Gewässer oder Landschaftsschutzgebiete Freileitungen nicht zuließen. Auch die Anschlüsse von Inseln und Offshore-Windparks oder Bohrplattformen können nur durch Kabel erfolgen. Das gilt auch für Bereiche ausgedehnter Industrieanlagen oder in Flughafennähe. Der Umbau der Stromerzeugung hin zu erneuerbaren Energien erfordert gleichzeitig die Anpassung der Infrastruktur zu ihrer Übertragung. In Deutschland betrifft dies, wie bereits erwähnt, besonders die Windkraft im Norden und die Sonnenenergie im Süden. Zur Sicherung der gewohnten hohen Versorgungssicherheit und bei dem bis heute vorhandenen Mangel an Speichermöglichkeiten sind teure und von den Genehmigungsverfahren her betrachtet langwierige Neubauprojekte vorgesehen. Erdkabel müssen ihre Verlustwärme ins umgebende Erdreich abführen, ohne dass Wind und tiefe Außentemperaturen dabei hilfreich wären. Zur Steigerung ihres Übertragungsvermögens gibt es mehrere Möglichkeiten: Vergrößerung des Leiter‐ querschnitts, Verwendung spezieller Bettungsmaterialien und die Einrichtung von Systemen zur Kabelkühlung. Auch sehr leistungsfähige gasisolierte Leitungssysteme stehen heute dafür zur Verfügung. Drüber hinaus gibt es noch die Option der Hoch‐ spannungs-Gleichstromübertragung mit Kabeln, wofür sich Deutschland im Rahmen der Energiewende teilweise entschieden hat. Die Gleichstromübertragung über eine größere Distanz mit Hilfe von Kabeln stellt weltweit technisches Neuland und damit eine große Herausforderung dar. Sollte sie erfolgreich sein, so würde sie gleichzeitig den Weg für ein zukünftiges Overlay-Netz weisen, das Europas Wirtschaftskraft auch in Zukunft sichern und steigern könnte (Kap. 7). 5.8 Einsatzgebiete 181 <?page no="184"?> 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz Freileitungen und Kabeln kommt gleichermaßen die Aufgabe zu, elektrische Energie zuverlässig und verlustarm zwischen zwei Knotenpunkten im Netz zu übertragen. Nach der Vorstellung und Beschreibung dieser beiden Übertragungsmittel sollen nun ihre Eigenschaften und Eigenheiten im Netzbetrieb näher betrachtet werden. 6.1 Elektrotechnische Aspekte Wie bereits ausgeführt, unterscheiden sich die beiden Betriebsmittel bei den Lei‐ terquerschnitten, den Isoliermedien und den Isolationsabständen wesentlich. Die Bemessung der Isolation für Betriebsmittel in Drehstromnetzen über 1 kV wird in [144] geregelt. Die Norm beschreibt die Vorgehensweise bei der Auswahl der Bemes‐ sungsspannung für die Leiter-Erde- und Leiter-Leiter-Isolierung der Betriebsmittel und Anlagen in diesen Netzen. In Abb. 141 sind die Isolationsabstände schematisch dargestellt. Abb. 141 Isolationsabstände von Freileitungen und Kabeln in der Mittel,- Hoch- und Höchstspannungs‐ ebene im Europäischen Verbundnetz (Quellen: [145-147]) <?page no="185"?> 6.1.1 Vergleich der elektrischen Eigenschaften Freileitungen und Kabel unterscheiden sich grundlegend im Aufbau und im Verhalten der elektrischen Isolation des spannungsführenden Leiters. Diese Unterschiede führen zu unterschiedlichen elektrischen Eigenschaften, die bei der Netzplanung und dem Netzbetrieb berücksichtigt werden müssen. So dient bei Freileitungen die atmosphärische Luft als isolierendes Medium zwischen den Leiterseilen untereinander und zu geerdeten Mastbauteilen bzw. zum Erdseil. Die Isolatoren werden unabhängig von ihrer Bauart gleichzeitig mechanisch und elektrisch sowie durch Umgebungseinflüsse beansprucht. Dabei ist die Spannungsfestigkeit eines Isolators bzw. einer Isolatorenkette im Wesentlichen vom Mindestabstand, dem Kriechweg entlang der Schirme und der Ausbildung der Befestigungs-Armaturen abhängig. Der Aufbau von Kabeln kann, wie zu sehen war, sehr unterschiedlich sein. Allen Kabeltypen gemeinsam ist die kurze Distanz, auf der ein hoher Potenzialunterschied abgebaut werden muss. Der Abstand zwischen der Leiteroberfläche und dem geerdeten Schirm eines Kabels beträgt in der Höchstspannung rund 1/ 100 des Isolierabstandes von Freileitungen. Während bei Freileitungen die elektrische Feldstärke zwischen Leiter und Erdpotential kaum mehr als 0,1 kV/ m beträgt, steigt sie in Höchstspannungs‐ kabeln auf über 15-kV/ m [148]. Bei Fehlern in Freileitungsnetzen, die nicht auf mechanischen Einwirkungen beru‐ hen, ist die Luft als Isoliermedium selbstheilend, und es kommt zu keiner bleibenden Unterbrechung der Energieübertragung. Anders in Kabelnetzen: hier führt ein Fehler praktisch immer zu einer Zerstörung der Isolation, und es muss ein zeitaufwändiger Austausch des beschädigten Kabelstücks samt Prüfung vor der Wiederinbetriebnahme durchgeführt werden. Zur Erläuterung des unterschiedlichen Betriebsverhaltens von Freileitungen und Kabeln werden typische Vertreter der Mittel,- Hoch- und Höchstspannungsebene hinsichtlich ihrer Kennwerte in Tab. 6 miteinander verglichen. Auf die Bedeutung der Begriffe Wellenwiderstand, natürliche Leistung und thermische Grenzleistung wird in den Kapiteln 6.1.2 bis 6.1.5 näher eingegangen. Eine bessere Leitfähigkeit des Leitermaterials Kupfer bei Kabeln sowie ein größerer Querschnitt bewirken einen geringeren Widerstand des Leiters je Längeneinheit im Vergleich zur Freileitung, deren Seile in den meisten Fällen aus den Verbundmaterialien Aluminium und Stahl bestehen. Durch die größeren Abstände zwischen den Leitern ergeben sich bei den Freileitungen höhere spezifische Werte der Induktivität. Weiter bewirken Bündelleiter geringere Induktivitäten sowie vergrößerte Kapazitäten einer solchen Anordnung. Auffallend hoch ist der Unterschied bei den Kapazitäten, der durch die unterschied‐ lichen Medien Luft oder aber Öl-Papier bzw. Kunststoff hervorgerufen wird. Die Kapazitäten liegen bei Kabeln rund 16-mal so hoch wie bei vergleichbaren Freileitungen und spielen für den Blindleistungshaushalt im Betrieb eine wichtige Rolle. 184 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="186"?> Tab. 6 Überschlägige elektrische Kennwerte von Freileitungen und Kabeln für verschiedene Span‐ nungsebenen (Quellen: [148, 149-151], nkt) In jedem stromführenden Leiter entsteht hauptsächlich als Folge der ohmschen Ver‐ luste Wärme, die während des Betriebs abgeführt werden muss. Sie ist im Wesentlichen abhängig vom Leiterwiderstand und von der Strombelastung. Das bedeutet, dass die Strombelastbarkeit durch die maximal zulässige Leitertemperatur begrenzt ist. Diese beträgt, wie bereits ausgeführt, bei konventionellen Leiterseilen 80 °C und bei modernen VPE-Kabeln derzeit 90 °C. Neben den ohmschen Verlusten treten bei Kabeln und bei Freileitungen aber auch noch auch so genannte Ableitverluste auf. Sie sind nicht von der Höhe des Stromes, sondern nur von der Betriebsspannung abhängig und somit auch bei leerlaufenden Leitungen vorhanden (Kap. 6.1.4). 6.1.2 Betriebsverhalten Für Freileitungen und Kabel wird im Folgenden der Oberbegriff Leitung verwendet. Die Überlegungen beschränken sich auf den stationären (eingeschwungenen) Betriebs‐ zustand der Leitungen bei symmetrischer Belastung. Da Drehstromsysteme aus drei gleichartigen Leitern aufgebaut sind, kann als Grundlage für die Modellierung und rechnerische Behandlung unter den oben getroffenen Vereinbarungen eine einfache Wechselstromleitung dienen. Hierzu ist im Gegensatz zu Drehstromleitungen im Modell ein Rückleiter erforderlich. Die Leitung besteht aus einer unendlichen Kette von infinitesimal kurzen Elementen mit den längenbezogenen Größen Längswiderstand, Querleitwert, Induktivität und Ka‐ pazität. Der Zusammenspannung zwischen Spannung und Strom am Leitungsanfang und Leitungsende lässt sich durch die so genannten Leitungsgleichungen beschreiben. 6.1 Elektrotechnische Aspekte 185 <?page no="187"?> Für die in Europa vorkommenden Übertragungssyteme mit Längen meist unter 200 km kann die Ersatzschaltung vereinfacht werden, indem man räumlich konzent‐ rierte Elemente zugrunde legt. Man spricht dann von einer elektrisch kurzen Leitung (Abb.-142). Abb.-142 Elektrisch kurze Wechselstromleitung mit konzentrierten Elementen; Komplexe Größen sind hier durch einen Unterstrich gekennzeichnet In Abb.-142 bedeuten: U 1 : Spannung am Leitungsanfang I 1 : Strom am Leitungsanfang C: Leitungskapazität G: Querleitwert R: Leitungswiderstand L: Leitungsinduktivität I 2 : Strom am Leitungsende U 2 : Spannung am Leitungsende Bei der Übertragung elektrischer Energie sind Wirkungsgrade bis weit über 90 % erreichbar, wenn Leitungswiderstände und Querleitwerte durch entsprechende Wahl der Materialien entsprechend klein gehalten werden. Man spricht in diesem Fall von einer verlustarmen Leitung. Für grundlegende und nur qualitative Betrachtungen darf das Modell weiter vereinfacht werden, indem die Größen R und G gänzlich vernachlässigt werden. Dann liegt eine verlustlose Leitung vor. Um das Verhalten einer Drehstromleitung korrekt wiederzugeben, ist bei der ein‐ phasigen Darstellung hierbei die Betriebskapazität zu berücksichtigen (vgl. Kapitel 5.1). Zur Vermeidung eines Knotenpunkts in Leitungsmitte ist es allgemein üblich, anstelle des obigen T-Ersatzschaltbildes eine sogenannte π-Ersatzschaltung zu benutzen. Damit ergibt sich das in Abb.-143 gezeigte einphasige Ersatzschaltbild. 186 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="188"?> Abb.-143 Einphasige Darstellung einer verlustlosen Drehstromleitung Wie in der Energietechnik üblich und sinnvoll, geht man von geforderten Spannungen und Strömen am Leitungsende aus und bestimmt diejenigen Werte, die am Leitungsan‐ fang dazu erforderlich sind. Im Folgenden werden nur die wichtigen Sonderfälle Leerlauf, Anpassung und Kurzschluss betrachtet. Bei Leerlauf fließt kein Laststrom am Leitungsenden, und die speisende Quelle wird praktisch nur durch die Betriebskapazität belastet. Durch Auswertung der zugehörigen Gleichungen lässt sich zeigen, dass die Spannung am Leitungsende höher ist als diejenige am Leitungsanfang. Dieses Phänomen wird als Ferranti-Effekt bezeichnet. Es ist bei Kabeln wegen der hohen Kapazitätswerte besonders ausgeprägt und kann zu gefährlichen Spannungswerten führen, die vom Netzschutz erkannt werden müssen. Schließt man im Gedankenversuch am Leitungsende eine ohmsche Last an, so vergrößert sich der Strom über die Leitung. Die Leitungsinduktivität nimmt jetzt Blindleistung auf und die Blindleistungsbilanz verändert sich. Bei einem bestimmten Widerstandswert der Last heben sich die beiden Blindleistungsarten der Leitung auf, und diese nimmt nur noch die Wirkleistung auf, die sie an die Last abgibt (es handelt sich hier um die Annahme einer verlustlosen Leitung). Dieser wichtige Sonderfall wird als Anpassung bezeichnet, und die zugehörige Leistung heißt natürliche Leistung. Den nötigen Wert des ohmschen Lastwiderstandes erhält man, indem als neue Kenngröße der Leitung deren Wellenwiderstand einführt. Dieser ist definiert als die Quadratwurzel des Quotienten von Leitungsinduktivität und Leitungskapazität. Der Wellenwiderstand ist damit unabhängig von der Leitungslänge und hat Werte in der Gegend von 240 Ω bei Freileitungen und 40 Ω bei Kabeln. Im deutschen Sprachgebrauch (und nur dort) werden Betriebsweisen, bei denen die Belastungen geringer sind als die natürliche Leistung, als „unternatürlich“ bezeichnet. Sinngemäß spricht man bei großen Werten dann von „übernatürlich“. Verringert man schließlich im Gedankenversuch den Lastwiderstand bis auf null, so liegt ein Kurzschluss vor, bei welchem die Leitung durch den hohen Längsstrom praktisch nur noch induktiv wirkt. Um größere Zerstörungen zu vermeiden, muss sie durch den Netzschutz schnellstmöglich abgeschaltet werden. 6.1 Elektrotechnische Aspekte 187 <?page no="189"?> 6.1.3 Strombelastbarkeit Aus den physikalischen Grenzwerten für Strom, der für die Erwärmung des Leiter‐ mediums und die Spannung, die für das Durchschlagsverhalten des Isoliermediums verantwortlich ist, ergibt sich die maximal über eine Leitung übertragbare Leistung. Mit steigendem Querschnitt des Leitermaterials sinken zwar dessen ohmsche Verluste, gleichzeitig steigt aber der Materialaufwand. Kostenbetrachtungen führen so zu einem Optimum mit wirtschaftlichen Stromdichten in der Größenordnung von 1 A/ mm². Aus Kostengründen sind sowohl die einzelnen Spannungsebenen als auch die Querschnitte der Leitermaterialien durch die Normung standardisiert. Kupfer scheidet als Leitermaterial für Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen wegen seiner mechanischen Eigenschaften aus, während es bei Kabeln sehr oft verwendet und meist nur aus wirtschaftlichen Gründen durch Aluminium ersetzt wird. Der Leiterquerschnitt ist bei Freileitungen wegen des Eigengewichts, aber auch wegen Wind- und Eislasten nach oben hin begrenzt. Bei Kabeln hingegen sind Grenzen lediglich durch das Transportgewicht der Trommeln und die Biegeradien gesetzt. Damit wird indirekt auch die Anzahl der erforderlichen Muffen bestimmt. Kabel besitzen im Normalbetrieb eine höhere Strombelastbarkeit. Allerdings wird die Strombelastbarkeit auch durch die mögliche Abführung der Verlustwärme bestimmt. Bei Freileitungen erfolgt dies durch die umgebende Luft und ermöglicht höhere Werte je nach Umgebungstemperatur und Windstärke. Davon wird heute, wie bereits ausgeführt, zunehmend durch das so genannte Freileitungsmonito‐ ring Gebrauch gemacht. Bei Freileitungen ist eine Grenztemperatur nach den Normen für Leiterseile ein bestimmter Strom festgelegt, bei welcher sie vorgegebene Abstände zum Boden und zu Kreuzungsobjekten nicht unterschreiten. Bei Kabeln sind gewisse Überlastungsre‐ serven vorhanden, die von der Vorbelastung abhängen. Dabei spielt die thermische Zeitkonstante der Anordnung, die im Stundenbereich liegt, eine wichtige Rolle. Bei erdverlegten Kabeln kann man bei Wechsellast deshalb eine höhere thermische Grenzleistung als bei Dauerlast zugrunde legen. Die thermische Grenzlast ihrerseits hängt vom Belastungsspiel ab und wird durch den bereits erläuterten Belastungsfaktor charakterisiert. Wichtig ist dabei, dass es nicht zu kritischen Temperaturüberhöhungen kommt, welche zu einer Lebensdauerverkürzung der Isolation oder sogar zu ihrer Zerstörung führen. Daher ist heute auch bei Kabelsystemen ein Monitoring der aktuellen Temperaturen gängige Praxis. 6.1.4 Verluste Bei jeder Art von Energietransport treten Verluste bei der übertragenen Wirkleistung auf. Durch geeignetes Leitermaterial und hochwertige Isolierung können diese zumindest in der Hoch- und Höchstspannungsebene unter fünf Prozent gehalten werden. 188 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="190"?> Grundsätzlich ist zwischen strom- und spannungsabhängigen Verlusten zu unter‐ scheiden. Etwas vereinfacht lässt sich sagen, dass erstere nur dann auftreten, wenn ein Verbraucher angeschlossen ist, während letztere stets auch im Leerlauf einer Leitung vorhanden sind. Verluste bei Freileitungen In Freileitungen entstehen stromabhängige Verluste durch die ohmschen Widerstände der Leiterseile. Die spannungsabhängigen Verluste setzen sich aus den Kriechstromver‐ lusten an den Isolatoren sowie den Koronaverlusten zusammen. Die Isolatorausführung und der Selbstreinigungseffekt bei Regen führen dabei zu vernachlässigbar kleinen Strömen, während die Koronaverluste von der Oberflächenrandfeldstärke der Seile und entscheidend von Luftfeuchte und Meereshöhe abhängen. So hat zum Beispiel eine 110 kV-Freileitung mit dem Querschnitt 240/ 40 mm² Al/ St und einer Länge von 30 km bei einem Strom von 645 A (123 MVA) und 80°C Leitertemperatur ohmsche Verluste in Höhe von 5,39 MW. Das entspricht rund 4,4% der übertragenen Scheinleistung. Verluste bei Kabeln Bei Kabeln bilden die ohmschen Widerstände der Kabeladern und des Schirmmaterials die Quellen für die stromabhängigen Verluste. Wie erläutert, lassen sich diese hier aber wesentlich geringer halten. In einem 110-kV-Kabel mit dem Querschnitt 300 mm² Cu sowie einer Länge von 30 km treten beispielsweise bei einem Strom von 588 A (112 MVA) und bei 90°C Leitertemperatur ohmsche Verluste in Höhe von rund 2,4 MW auf. Das entspricht ca. 2,1% der übertragenen Scheinleistung. Zusätzlich müssen der Skineffekt und bei Einleiterkabeln auch in gewissem Maße der Proximityeffekt mitberücksichtigt werden (Kap. 5.1). Einseitige Erdung bzw. das Cross-Bonding der Schirme bei beidseitiger Erdung tragen dazu bei, diese Übertra‐ gungsverluste gering zu halten. Die hohen Kabelkapazitäten bewirken aber, dass auch bei unbelasteter Leitung ein Ladestrom fließt, der mit zunehmender Kabellänge hohe Werte annehmen und bei entsprechender Länge das Kabel vollständig auslasten kann. 6.1.5 Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung Die thermische Grenzleistung ist ein Maß für die Stromtragfähigkeit von Kabeln und Freileitungen. Sie ist aber nicht die einzige Einflussgröße für die über eine Leitungsverbindung übertragbare elektrische Leistung. Eine entscheidende Rolle spielt dabei auch das Blindleistungsverhalten des Betriebsmittels. Die unterschiedlichen Induktivitäts- und Kapazitätswerte der beiden Übertragungs‐ medien führen nämlich zu großen Unterschieden in Bezug auf das Blindleistungsver‐ halten im Betrieb und schränken das Übertragungsvermögen ein. 6.1 Elektrotechnische Aspekte 189 <?page no="191"?> Wie schon erläutert, wird mit zunehmender Übertragungsleistung der Betriebs‐ punkt mit natürlicher Leistung erreicht, bei dem sich die beiden Blindleistungsarten aufheben. Bei Erreichen der natürlichen Leistung muss der einspeisende Generator keine Blindleistung zur Verfügung stellen. Während Freileitungen im Hoch- und Höchstspannungsbereich bereits bei etwa einem Viertel ihrer thermischen Grenz‐ leistung aus dem unternatürlichen (kapazitiven) in den übernatürlichen (induktiven) Bereich wechseln (Abb.-144, blaue Kurve), können Kabel wegen ihrer hohen Kapazi‐ tätswerte nur im unternatürlichen Bereich betrieben werden (Abb.-144, rote Kurve), in welchem sie mehr Blindleistung erzeugen als sie verbrauchen. Um in die Nähe der Anpassung zu kommen, müsste ein derart hoher Strom fließen, den das Kabel nur mit einer intensiven Zwangskühlung erreichen kann. Bei gasisolierten Leitungen (GIL) mit ihren geringeren Kapazitäten ist dieses Phänomen weitaus weniger vorhanden (Abb.-144, grüne Kurve). Abb.-144 Blindleistungsbedarf einer Freileitung, eines Erdkabels und einer gasisolierten Leitung (GIL), alle 380-kV und 50-km lang, in Abhängigkeit der Wirkleistungsbelastung (Quelle: Schultz) Wirk- und Blindstrom ergeben geometrisch addiert den Scheinstrom, der die Über‐ tragungsfähigkeit eines Kabels bestimmt. Somit geht dessen Blindleistungsbedarf zulasten der noch übertragbaren Wirkleistung. Das Diagramm in Abb. 145 zeigt den möglichen Wirkleistungstransport eines Kunststoffkabels für 380 kV in Abhängigkeit der Übertragungslänge. 190 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="192"?> Abb.-145 Maximal übertragbare Wirkleistung eines 380-kV-Kabels als Funktion der Länge Neben den Kenngrößen Wellenwiderstand und thermischer Grenzstrom spielt aber auch der tolerierte Spannungsfall für die Übertragungsfähigkeit von Leitungen im konkreten Fall eine wichtige Rolle. Dieser Aspekt muss bei Netzberechnungen daher ebenso wie das Blindleistungsverhalten samt den möglichen Maßnahmen zur Kom‐ pensation berücksichtigt werden. 6.2 Zuverlässigkeit und Lebensdauer Hoch- und Höchstspannungsnetze werden wie bereits erläutert nach dem (n-1)-Prinzip geplant und betrieben. Für detailliertere Betrachtungen - besonders zum Vergleich möglicher Varianten bei geplanten Erweiterungen - kommen auch spezielle Verfahren zur Zuverlässigkeitsberechnung zum Einsatz. Diese basieren im Wesentlichen auf zufallsbedingten, stochastischen Größen der relevanten Betriebsmittel, bei denen eine Reparatur bzw. ein Austausch möglich ist. Bei Freileitungen kann man mit einer Lebensdauer über 80 Jahre rechnen, zumal es problemlos möglich ist, einzelne Seile und Armaturen auszuwechseln. Entsprechend den Umgebungsbedingungen ist zudem eine turnusmäßige Kontrolle und ggf. Nach‐ behandlung der Maste gegen Korrosion erforderlich. Im Gegensatz dazu liegen die Erfahrungswerte von klassischen Öl- und Massekabeln eher zwischen 40 und 50 Jahren. Hierbei spielt die Frage, ob und wie lange die thermische Grenzleistung überschritten wurde, eine wichtige Rolle. Eine 40-jährige Lebensdauer wird auch für VPE-Kabel angesetzt, obwohl es noch keine entsprechenden Langzeiterfahrungen für den Isolierstoff gibt. Bei Kabelsystemen besteht Wartungsbedarf nur hinsichtlich der Funktionalität der Erdungen sowie bei den zugehörigen Überspannungsableitern. Dies gilt ebenso für die Kompensationseinrichtungen. 6.2 Zuverlässigkeit und Lebensdauer 191 <?page no="193"?> 6.3 Elektrische und magnetische Felder (EMF) Elektrische und magnetische Gleichfelder, die nicht durch technische Einrichtungen hervorgerufen werden, finden sich überall auf der Erde und in der Atmosphäre. Die Werte für das natürliche elektrische Gleichfeld liegen bei Schönwetter grob zwischen 0,1 und 0,5 kV/ m. Für das magnetische Gleichfeld gelten Bereiche von 20 bis 60 µT. Ebenso rufen technisch erzeugte Spannungen elektrische Felder und die zugehörigen Ströme magnetische Felder hervor (Abb. 146). Bei Anlagen für Gleichstrom und niederfrequenten Wechselstrom, die in Deutschland bei Bahn‐ stromanlagen 16,7 Hz und in der öffentlichen Stromversorgung 50 Hz betragen, sind in ihren Wirkungen getrennt voneinander zu betrachten. Bei hochfrequenten Feldern von einigen kHz aufwärts sind beide miteinander gekoppelt, und man spricht von elektromagnetischen Feldern. Abb.-146 Elektrische und magnetische Felder im Nahbereich eines stromdurchflossenen Leiters Die elektrischen und magnetischen Feldwerte hängen stark von der Leitungskon‐ struktion und bei Freileitungen insbesondere von der Mastkopfgeometrie und der Anordnung der Leiter ab [153]. Die Leitungskompaktierung, d. h. die Reduktion der Leiterabstände, ist der beste Weg, um das elektrische und das magnetische Feld in Bodennähe zu reduzieren. Durch eine Vergrösserung des Bodenabstandes kann dies gleichfalls erreicht werden [154]. Allerdings erhöht eine Leitungskompaktierung die akustischen Emissionen und die Radiointerferenzen der Freileitung signifikant, da in diesem Fall das elektrische Feld an der Leiteroberfläche erhöht wird. Diesem Umstand kann durch eine größere Anzahl von Teilleitern, z. B. vier anstatt zwei Bündelleiter, und durch die Transposition der Leiter begegnet werden [155]. In den 1970er Jahren tauchte ein neues Thema auf, nämlich die angeblichen negativen Auswirkungen im Nahbereich insbesondere von Hoch- und Höchstspan‐ 192 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="194"?> nungsfreileitungen auf die menschliche Gesundheit. Im Einklang mit dem Megatrend des wachsenden Umweltbewusstseins der Öffentlichkeit, ist dies neben der Ästhetik von Freileitungen zu einem wichtigen Anliegen in der Branche geworden [155]. Die Gesundheitsproblematik wird seit vielen Jahren von einer ständigen Sonderarbeits‐ gruppe der CIGRE, der WG C3.01, aufmerksam verfolgt. Sie hat in den vergangenen Jahrzehnten zwei Grundsatzberichte über den neuesten Stand der Technik veröffent‐ licht [156, 157]. Alles begann mit einer Studie, die 1979 in Denver, Colorado, durchgeführt wurde [158]. Die Autoren suchten nach möglichen Umweltfaktoren innerhalb von Häusern, in denen sich Kindern aufhielten, die an Leukämie erkrankt waren. Das Magnetfeld in diesen Häusern wurde auf etwa 0,2 μT geschätzt, und die Autoren vermuteten, dass dies der Grund für diese Assoziation sein könnte. Trotz der Skepsis bei Fachleuten wurde die Studie von den Behörden, der Wissenschaft und der Industrie sehr ernst genommen und führte zu grossen internationalen Forschungsanstrengungen. Alle darauffolgen‐ den Studien haben allerdings gezeigt, dass die Entstehung von Kinderleukämie nicht auf die von Hochspannungsleitungen erzeugten Magnetfelder zurückgeführt werden kann [159, 160]. Da elektrische Felder durch Gebäudehüllen und geerdete Gegenstände geschwächt bzw. abgeschirmt werden, spielen sie in der Gesundheitsdiskussion eine untergeord‐ nete Rolle. Um Risiken sicher auszuschließen, hat der Gesetzgeber in Deutschland zum Schutz vor möglichen schädlichen Umwelteinwirkungen Grenzen für Effektivwerte von niederfrequenten elektrischen und magnetischen Feldern festgelegt. Diese sind in der aktuellen Bundes-Immissionsschutzverordnung (BImSchV) für den Bereich von 50 Hz wie folgt geregelt: „Leitungen sind so zu errichten und zu betreiben, dass in ihrem Einwirkungsbereich in Gebäuden oder auf Grundstücken, die zum nicht nur vorübergehenden Aufenthalt von Menschen bestimmt sind, bei höchster betrieblicher Anlagenauslastung die Grenz‐ werte von 5 kV/ m für die elektrische Feldstärke und 100 µT für die magnetische Flussdichte nicht überschritten werden.“ Ergänzend wurde für Gleichstrom eine mag‐ netische Flussdichte von maximal 500 µT festgelegt (Tab. 7). Die Grenzwerte gelten also für allgemeine „Daueraufenthaltsbereiche“. Eine Gesetzliche Regelung für Bereiche zum vorübergehenden Aufenthalt gibt es bisher nicht. Internationale Gremien, wie die IRPA/ ICNIRP (International Commission on Non-Ionizing Radiation Protection) empfehlen für Bereiche in oder an Anlagen zur Stromversorgung mit niederfrequentem Wechselstrom, in denen sich z. B. Fachpersonal von Netzbetreibern vorübergehend aufhält, für elektrische Felder einen Höchstwert von 10 kV/ m und für die magnetische Flussdichte einen solchen von 500 µT. Für besonders kurzzeitige Aufenthalte sind noch höhere Werte zulässig [161]. 6.3 Elektrische und magnetische Felder (EMF) 193 <?page no="195"?> Tab. 7 Grenzwerte für elektrische und Magnetische Feldstärken gemäß (BImSchV) in Daueraufenthalts‐ bereichen Für beide Feldarten gilt stark vereinfacht das Abstandsgesetz, wonach die Feldstärke umgekehrt proportional zu r abnimmt mit r als Abstand zum System. Bedingt durch den täglichen Umgang mit elektrischen Geräten ist jedermann zumindest vorübergehend zum Teil deutlich höheren netzfrequenten Feldern ausgesetzt. Elektrisches Feld Elektrische Felder sind wegen ihrer Spannungsabhängigkeit allein schon dann vorhan‐ den, wenn bei Anlagen und Geräten Spannung anliegt. Sie lassen sich aber mit einfachen Mitteln abschirmen. So enden z. B. bei Kabeln die elektrischen Feldlinien an den Kabelschirmen und bei gasisolierten Leitungen (GIL) an der äußeren Rohrwandung. In der Umgebung von geschirmten Kabeln treten daher keine elektrischen Felder auf. Bei Freileitungen hängt die elektrische Feldstärke in Erdbodennähe außer von der Spannungshöhe auch vom Bodenabstand der Leiterseile und der Anordnung der Leiter ab. In sehr ungünstigen Fällen können unter 380-kV-Freileitungen Werte von bis zu 8-kV/ m auftreten. Je nach Mastform und Anzahl der Drehstromsysteme lassen sich durch eine optimierte Phasenanordnung geringere Feldstärken in Bodennähe erreichen. Wegen seines geringen Körperwiderstandes verhält sich der Mensch im elektrischen Feld ähnlich wie ein metallischer Gegenstand und verzerrt dessen Verlauf. Die Feldli‐ nien, die allseits senkrecht auf den Körper auftreffen, werden im Körper um mehrere Größenordnungen abgeschwächt. Sie bewirken Verschiebungsströme, deren Werte ca. 14 - 15 µA pro kV/ m betragen [162]. Die Verschiebungsströme setzen sich im Körperinneren als sehr kleine Ströme fort. Allerdings werden die Felder durch Wände, Decken, Bäume und andere Gegenstände abgelenkt bzw. abgeschirmt, so dass sie ihre Wirkung nur sehr eingeschränkt und innerhalb von Räumen gar nicht entfalten können. Bei elektrischen Wechselfeldern können im Wesentlichen nur Sekundäreffekte auftreten, die insbesondere unter Höchstspannungsfreileitungen im Freien durch Induktion in nichtgeerdeten metallischen Gegenständen entstehen. Die erzeugten elektrischen Spannungen gegen Erde führen gelegentlich zu Entladungserscheinun‐ gen, die Menschen erschrecken und so ggf. zu Sekundärunfällen führen können. Aus diesem Grund werden metallische Gegenstände wie Handläufe, Zäune, Dachrinnen etc. im Nahbereich von Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen konsequent geerdet. 194 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="196"?> Bei Gleichstrom-Freileitungen können sich Raumladungswolken von Ladungsträ‐ gern im Nahbereich der Leiter bilden. Diese wirken verstärkend auf die Feldverteilung und können in Bodennähe wesentlich höhere Werte hervorrufen als rechnerisch ermittelt. Bei Wind können Raumladungswolken abdriften und bewirken, dass die elektrische Feldstärke in Windrichtung seitlich von der Leitung erst in größerer Entfernung abnimmt. Im Falle von Wechselstromleitungen existiert dieser Effekt nicht. Über mögliche gesundheitliche Auswirkungen von ionisierten Partikeln liegen bis jetzt nur wenige Erkenntnisse vor. Magnetisches Feld Magnetische Feldlinien umschließen den stromführenden Leiter kreisförmig (Abb. 146, grün dargestellt) und werden mit Hilfe der magnetischen Flussdichte beschrieben. Ihr Verlauf lässt sich nur durch hochpermeable Metalle beeinflussen. Eine wirksame Abschir‐ mung ist im Gegensatz zu elektrischen Feldern also lediglich mit relativ großem Aufwand möglich. Im Fall von Kabeln könnte dies durch eine Abdeckung mit Platten aus einer Speziallegierung geschehen. Ebenso denkbar ist die Verlegung von Kupferleitern parallel zum Kabel, die eine Schleife bilden und in sich kurzgeschlossen sind. Das darin durch Induktion zusätzlich erzeugte Magnetfeld schwächt das Magnetfeld in der Umgebung des Kabels. Beide Maßnahmen sind sehr aufwändig [163]. Beim resultierenden Magnetfeld einer Freileitung oder eines Kabels handelt es sich um die geometrische Summe von drei Einzelfeldern. Abb. 147 zeigt den Verlauf der magnetischen Flussdichte im Nahbereich von Freileitungen und Kabeln in der 380-kV-Ebene bei Höchstlast. Im Fall mehrerer Systeme spielt dabei die Anordnung der Leiter eine bedeutende Rolle. Neben der Entfernung ist bei beiden Übertragungssystemen die resultierende Feldstärke in Abhängigkeit vom Abstand der drei Einzelleiter eines Systems zueinander von Bedeutung. Da die Stromsumme der drei Leiter eines Drehstromsystems unabhängig von der Stromstärke in jedem Augenblick den Wert Null annimmt, heben sich die Felder umso besser auf, je näher die Einzelkabel zueinander verlegt sind. Im theoretischen, aber unrealistischen Fall ihrer vollständigen Vereinigung wäre ihre Umgebung feldfrei. Die Leiter einer Freileitung müssen mit Rücksicht auf das Ausschwingverhalten und die Isoliereigenschaften der Luft einen bestimmten Abstand zueinander aufweisen. Bei Kabeln ist dieser Mindestabstand wesentlich geringer und wird neben der Dicke der Isolation nur durch die Notwendigkeit einer günstigen Wärmeabfuhr vorgegeben. Ein Mensch ist selbst an der Stelle des geringsten Abstandes der Leiter einer Freileitung zum Boden weiter von ihnen entfernt als im Falle von Erdkabeln. Bei gleich hoher Stromstärke in einem Kabel fällt - bedingt durch die Nähe der drei Einzelleiter zueinander - die resultierende magnetische Flussdichte in ihrer Umgebung jedoch schneller ab. Insgesamt ergeben sich in Bezug auf die magnetischen Wirkungen im Nahbereich bei Freileitungen und Kabeln somit ähnliche Verhältnisse. So können direkt unter einer 380-kV-Freileitung beim höchsten Betriebsstrom in 1 m Höhe über dem Erdboden magnetische Flussdichten bis maximal 50 µT auftreten. Bei Kabeln unter Volllast liegt der Wert höher, bleibt aber deutlich unter dem Grenzwert 6.3 Elektrische und magnetische Felder (EMF) 195 <?page no="197"?> von 100 µT, wie Abb. 147 veranschaulicht [164]. Zudem nimmt er hier mit wachsender Entfernung rascher ab. Abb.-147 Verlauf der magnetischen Flussdichte von Kabel und Freileitung in der 380-kV-Ebene bei maximaler Strombelastung in 1-m über dem Erdboden (Quelle: Bundesamt für Strahlenschutz) Im Gegensatz zu den elektrischen Wechselfeldern sind die nur bei Stromfluss vorhan‐ denen wechselnden Magnetfelder in der Lage, Wirkungen im menschlichen Körper hervorzurufen, da sie das Gewebe ungehindert durchdringen. Sie führen ebenso wie die elektrischen Felder dazu, dass im leitfähigen Gewebe - allerdings gesundheitlich unbedenkliche Ströme - erzeugt werden. Für Gleichstromkabel und -freileitungen gilt mit 500 µT ein deutlich höherer Grenzwert für die magnetische Flussdichte. Über deren Auswirkungen liegen derzeit noch keine verlässlichen Erfahrungswerte vor. Feldberechnungen lassen aber den Schluss zu, dass dieser Grenzwert von HGÜ-Kabeln über der Erdoberfläche deutlich unterschritten wird. 6.4 Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse im Netz Während beim Gleichstromnetz die übertragene Leistung nur von den Spannungen in den beiden zugehörigen Knotenpunkten abhängt, sind die Verhältnisse bei Drehstrom wesentlich komplizierter. Hier hängt der Wirkleistungsfluss hauptsächlich von der Winkeldifferenz und der Blindleistungsfluss hauptsächlich von der Betragsdifferenz 196 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="198"?> der beiden Spannungen ab. Die sich einstellenden Strom- und Spannungsverhältnisse werden somit stets von mehreren Parametern beeinflusst. Der Zubau einer neuen Leitung im bestehenden, vermaschten Netz ist also mit Rückwirkungen auf das gesamte System verbunden. Dies gilt besonders für den Fall, dass ein Netz mit über‐ wiegendem Freileitungsanteil um ein Kabel erweitert wird. Wegen seiner geringeren Impedanzwerte im Vergleich zu Freileitungen gleicher Länge wird das Kabel bei einer Parallelschaltung stets den höheren Leistungsanteil übernehmen, d. h. das Kabel zieht Leistung auf sich. Im Extremfall kann so das Kabel schon überlastet sein, während die parallel verlaufende Freileitung weit unterhalb ihrer Grenzen belastet ist. Dazu ein Beispiel aus der 110-kV-Ebene: Es wird die Parallelschaltung einer Freileitung (240/ 40 mm²) und eines VPE-Kabels (300 mm² Cu) betrachtet. Beide Systeme sollen jeweils 30 km lang sein und zusammen eine Leistung von 200 MVA übertragen. Die Rechnung zeigt, dass das Kabel einen Anteil von 134 MVA und die Freileitung einen Anteil von 71 MVA bei gesamten Übertragungsverlusten von 5 MVA übernimmt. Das Kabel ist also rund doppelt so hoch belastet wie die Freileitung und wird schon über seiner thermischen Grenzleistung betrieben. Weiter ist zu beachten, dass jede Verstärkung des Netzes durch neue Leitungen und Transformatoren zu höheren Kurzschlussströmen führt, die vom Netzschutz erfasst und unterbrochen werden müssen. Bei Maßnahmen zum Netzausbau ist also stets zu prüfen, ob dadurch auch Leistungsschalter und eventuell Stromwandler ausgetauscht werden müssen. Natürlich wäre auch denkbar, die ansteigende Kurzschlussleistung durch Entmaschung des Netzes zu begrenzen, was aber wiederum zu einer Verringe‐ rung der Versorgungszuverlässigkeit führen könnte. 6.5 Zwischenverkabelung Von Zwischenverkabelung spricht man, wenn ein Teil einer Freileitungsstrecke durch ein Kabel zu ersetzen ist. Werden dagegen die letzten ein oder zwei Kilometer vor einer Umspannanlage verkabelt, so handelt es sich um eine Teilverkabelung. Eine Kabelstrecke im Zuge einer Freileitung verteuert das Übertragungssystem in der Regel spürbar, da hierfür an ihren beiden Enden spezielle Übergangsbauwerke erforderlich sind. Im Bereich der Höchstspannung nehmen diese rasch den Umfang einer kleinen Schaltanlage an, mit eigenem Portal und möglicherweise auch Schalt- und Kompensa‐ tionseinrichtungen. Freileitungen und Kabel weisen unterschiedliches Verhalten hinsichtlich ihrer Be‐ lastbarkeit und Verfügbarkeit aus. In der Regel wird daher ein Freileitungsstromkreis durch zwei parallele Kabel ersetzt. Im Reparaturfall könnte sonst die gesamte Übertra‐ gungsstrecke für mehrere Wochen ausfallen. Je nach Auslastung und Bedeutung der Strecke versieht man daher die Kabel mit Trennern und Leistungsschaltern, um im Störungsfall flexibel umschalten zu können. 6.5 Zwischenverkabelung 197 <?page no="199"?> Bei der Verbindung zwischen Freileitung und Kabel spielt jedoch noch ein anderes Phänomen eine wichtige Rolle, da sich die Wellenwiderstände der beiden Medien beträchtlich voneinander unterscheiden. Durch Stoßspannungen verursacht entstehen so genannte Wanderwellen, die an den Übergangsstellen Kabel-Freileitung, vergleich‐ bar mit Vorgängen in der Optik, gebrochen und reflektiert werden. Direkte oder rückwärtige Blitzeinschläge, bei denen das Potenzial der Erdungseinrichtungen so weit angehoben wird, dass es zu einem Überschlag auf ein Leiterseil kommt, verursachen bei genügend hohen Spannungen Überschläge. Die auf das Leiterseil übertragene Über‐ spannung breitet sich zunächst als Stoßwelle in beide Richtungen aus. Sie überträgt sich auf das Kabel und führt dort zu einer Überspannung, die die Kabelisolation zerstören kann. Aus diesem Grund muss das Kabel gegen Stoßspannungen sicher geschützt werden. Dazu sind die beiden folgenden Maßnahmen unabdingbar: ■ Es muss vermieden werden, dass in der Nähe der Kabelstrecke Blitzeinschläge in die Freileitung auftreten können, die gefährliche Überspannungen für das Kabel zur Folge hätten (Abb. 148). Hierzu ist ein erhöhter Blitzschutz an der Freileitung notwendig, der durch Auflegen von zwei zusätzlichen Erdseilen auf einer Länge von mindestens 1 km vor und hinter der Kabelstrecke realisiert wird. Hierdurch kann erreicht werden, dass Blitze oberhalb einer bestimmten Stromstärke das Leiterseil schon gar nicht erreichen. Gleichzeitig wird dadurch auch die Anzahl rückwärtige Überschläge gemindert. ■ Um trotz erhöhtem Blitzschutz einlaufende Überspannungen auf Werte zu begren‐ zen, die für das Kabel ungefährlich sind, müssen an den Übergangsstellen zwischen der Freileitung und dem Kabel Überspannungsableiter so eingebaut werden, dass sie die auftretenden Überspannungen auf ein für das Kabel ungefährliches Maß begrenzen. Dazu sollten sie möglichst nah an der Freileitungsabspannung platziert werden. Abb.-148 Erhöhter Blitzschutz zur Dämpfung von Blitzstoßspannungen bei der Zwischenverkabelung einer 110-kV-Leitung [148] 198 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="200"?> 6.6 Integration von Gleichstromleitungen in ein bestehendes Drehstromnetz Historisch betrachtet haben sich die Drehstromnetze von regionalen hin zu nationalen und später sogar zu kontinentalen Verbünden hin entwickelt. Damit wuchsen die Übertragungsentfernungen und erforderten höhere Übertragungsspannungen. Die Deregulierung hat in den neunziger Jahren des vergangenen Jahrhunderts den Trend zu einem wirtschaftlichen Stromaustausch über Landesgrenzen hinweg deutlich ver‐ stärkt. Auf der einen Seite hat dies die gegenseitige Vorhaltung von Reserveleistung erleichtert, andererseits aber zu einer hohen Auslastung der bestehenden Netze geführt. In Deutschland sind dabei für den großräumigen Transport von Windenergie schon diverse Netzbereiche an ihre Kapazitätsgrenzen gestoßen. Ist eine Leitung überlastet oder fällt sie störungsbedingt aus, so kann dies Auswirkungen auf ein größeres Netzgebiet haben, wobei als Folge benachbarte Leitungen ebenfalls überlastet werden. Abhilfe bringt hier nur die Erweiterung bestehender Netze durch Zubau leistungsfähiger Verbindungen. Führt man diese aber in Drehstromtechnik aus, so wirken sich Störungen in einem Teilnetz zwangsweise auch auf die Nachbarnetze aus, und es kann in der Folge zu einem Dominoeffekt mit weiteren Ausfällen kommen. Im Gegensatz dazu muss die Technik der Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) keine Rücksicht auf Frequenzschwankungen in Netzen nehmen. Damit wirken sich Störungen in einem Teilgebiet nicht auf einen größeren Bereich aus, und die Qualität der Energieversorgung steigt. Die verlustarme Übertragung von Leistungen über große Entfernungen ohne Stabi‐ litätsprobleme bietet somit große Chancen für die Gleichstromtechnik. Je länger die Übertragungsstrecken werden, desto weniger fallen die Kosten für die so genannten Konverter-Stationen an den beiden Enden einer Gleichstromleitung ins Gewicht. Es lassen sich heute Leistungen von mehr als 7.000 MW pro System über tausende Kilometer hinweg übertragen, z. B. zur Nutzung der Wasserkräfte in China oder in Nord- und Südamerika. In den letzten 50 Jahren wurden so weltweit viele HGÜ-Anla‐ gen erfolgreich in die bestehenden Drehstromnetze integriert. Allerdings wurden die Leitungen meistenteils als Freileitungen ausgeführt. In vielen Fällen ist diese Technik alternativlos; beispielsweise bei der Anbindung weit entfernter Offshore-Windparks oder der Versorgung von Inseln. Die Gleichstrom-Übertragungstechnik trat in den 1970er Jahren mit der Entwicklung leistungsstarker Thyristoren ihren Siegeszug an. Die Kommutierungsvorgänge in den Ventilen werden bei dieser Technik vom jeweils angeschlossenen Drehstromnetz gesteuert. Man spricht deshalb von netzgeführten Stromrichterschaltungen mit der Bezeichnung LCC (engl. Line Commutated Converter). Seit den 1990er Jahren wird bei den Konvertern eine neue Technik verwendet, bei der bipolare Transistoren, sogenannte IGBTs (engl. Insulated Gate Bipolar Transistors) benutzt werden. Während man im deutschsprachigen Raum für diese Anlagen den Begriff „selbstgeführte Umrichter“ verwendet, lautet die englische Bezeichnung VSC 6.6 Integration von Gleichstromleitungen in ein bestehendes Drehstromnetz 199 <?page no="201"?> (Voltage Source Converter). Im Gegensatz zu Thyristoren können IGBTs nicht nur gezündet, sondern auch wieder abgeschaltet werden. Als wichtige Konsequenz ergibt sich daraus, dass in solchen Konvertern unabhängig von Höhe und Richtung des Wirkleistungsflusses auch Blindleistung erzeugt bzw. verbraucht werden kann. Dies ist besonders dann wichtig, wenn nach einem Fehler der so genannte Schwarzstart eines betroffenen Netzes nötig ist, im Fall, dass keine Eigenerzeugung zur Verfügung steht. Heute werden bei VSC-Konvertern meistens selbstgeführte Multilevel-Umrichter verwendet, wobei viele gleichartige Submodule unabhängig voneinander angesteuert werden. Die Polarität bleibt auch bei einer Leistungsumkehr gleich. Durch die sowohl einals auch ausschaltbaren Transistoren kann die Spannung auf der Wechselstrom‐ seite in Höhe und Phasenlage beliebig eingestellt werden. Übertragungsleistungen und -spannungen werden durch diese Bauweise leichter skalierbar. Allerdings müssen dafür nach jetzigem Stand der Technik etwas höhere Umrichterverluste als bei netzge‐ führten Anlagen in Kauf genommen werden. Abb.-149 Komponenten einer Konverterstation, linker Bildteil und Innenansicht einer Ventilhalle, rechter Bildteil (Quellen: [166], SIEMENS) Mit fortschreitender Entwicklung auf dem Gebiet der Gleichstromschalter ist es neuerdings auch möglich, anstelle der bisher üblichen Punkt-zu-Punkt-Verbindungen ein Multiterminal-System zu realisieren, bei dem drei und mehr Konverter über eine HGÜ-Leitung gekoppelt werden. Die Idee dabei ist, nach und nach ein vermasch‐ tes, häufig als Overlay-Netz bezeichnetes Gleichstromnetz aufzubauen, welches dem existierenden Drehstrom-Höchstspannungsnetz überlagert ist, um große Leistungen über zusätzliche Verbindungen sicher zu transportieren und den Energieaustausch noch wirtschaftlicher zu gestalten. Im Gegensatz zu Drehstrom, bei dem sich der Leistungsfluss im vermaschten Netz nur mit großem Aufwand steuern lässt, kann hier eine gezielte Übertragung zwischen zwei Anlagen erreicht werden. Die Konverterstationen beinhalten neben Transformatoren und Schaltanlagen für beide Spannungsarten die Umrichter und je nach Bauart auch zusätzlich Oberwellen‐ filter. Zum Schutz gegen Witterungseinflüsse und auch wegen der Geräuschbildung sind die unter Hochspannung stehenden Leistungshalbleiter der Konverterstationen in so genannten Ventilhallen mit einem Flächenbedarf von ca. 75 m²/ MVA, mit Höhen 200 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="202"?> bis zu 25 m untergebracht. Den Aufbau einer Konverterstation und die Innenansicht einer Ventilhalle zeigt Abb.-149. 6.7 Kostenvergleich zwischen Freileitungen und Kabeln Die Kosten von Freileitungen und Kabeln unterscheiden sich erheblich. Wesentliche Komponenten sind neben den Investitionskosten die Betriebs- und Instandhaltungs‐ kosten sowie die Kosten des Rückbaus am Ende ihrer Lebensdauer. Mit zunehmendem Anteil von Erdkabeln in den Hoch- und Höchstspannungsnetzen müssen bei den Instandhaltungskosten die statistisch notwendigen und mitunter langwierigen Repa‐ raturen berücksichtigt werden. In den Betriebskosten sind auch die Anteile für die jeweiligen Stromverluste mit enthalten. 6.7.1 Kostenkomponenten einer Leitung Der größte Anteil an den Gesamtkosten entfällt auf die Leitungsbaukosten. Diese werden bei Freileitungen in hohem Maße von der Art der Gründung und von den Verlegemöglichkeiten der Leiterseile beeinflusst. Die Fundierung mit aufgeteilten Stufenfundamenten in der Ebene, bei günstigen Bodenverhältnissen beispielsweise, können deutlich preiswerter hergestellt werden als in felsigen Bergregionen. Ebenso können Fundamente in wenig tragfähigen Böden aufwändig sein und biegesteife Plattenfundamente oder Pfahlgründungen erfordern. Auch beim Stocken der Maste und beim Seilzug besteht ein großer Unterschied zwischen konventionellen Stock- und Verlege-Verfahren mit ausreichendem Platzangebot für die Baustellen- und Seilzugein‐ richtungen gegenüber der Errichtung mithilfe von Hubschraubern, beispielsweise in unzugänglichen Bergregionen. Bei der Kabelverlegung sind die Unterschiede weitaus größer. Hier hängen die Baukosten im Wesentlichen von der Wahl des Kabelsystems und der jeweiligen Verlegetechnik ab, die vom preiswerten Einpflügen bis hin zur Verlegung in offener Bauweise bzw. dem grabenlosen Rohrvortrieb in Felsgestein reichen kann. Bei den Betriebskosten unterscheiden sich die beiden Betriebsmittel hauptsächlich durch ihre jeweiligen Übertragungsverluste. Diese liegen abhängig von der Betriebs‐ weise bei Kabeln aufgrund der größeren Querschnitte und den damit verbundenen geringeren elektrischen Leitungswiderständen tendenziell geringer als bei Freileitun‐ gen. Berücksichtigt man all diese Unterschiede, so wird deutlich, dass pauschale Aussa‐ gen zu konkreten Gesamtkosten nicht ohne weiteres möglich sind. Stattdessen müssen wir uns auf die Angabe von Kostenspannen beschränken, die in den verschiedenen Fundstellen aufgrund unterschiedlicher Rand- und Rahmenbedingungen um 100 % und mehr schwanken. Darüber hinaus unterliegen einige Kostenpositionen der Markt‐ entwicklung. So hängen die Verlustkosten von den Stromerzeugungskosten und die 6.7 Kostenvergleich zwischen Freileitungen und Kabeln 201 <?page no="203"?> Materialkosten für Stahl im Freileitungsbau und die Leitermetall- und Kunststoffpreise für Kabel von veränderlichen Marktpreisen ab. Abb. 150 zeigt die Zusammensetzung der Gesamtkosten für Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit den unterschiedli‐ chen Kostenblöcken. Zu den Investitionskosten zählen neben den originären Material- und Baukosten un‐ ter anderem die Kosten für die Planung und die bisweilen umfangreichen Beurteilung- und Genehmigungsverfahren sowie für die zahlreichen Untersuchungen zur Feststel‐ lung der Umweltverträglichkeit einschließlich etwaiger Ausgleichs- und Ersatzmaß‐ nahmen. Gleichfalls gehören hierzu auch die Kosten für notwendige Nebenanlagen an den jeweiligen Endpunkten sowie Kompensationsanlagen bei längeren Drehstrom‐ kabeln bzw. die Konverter-Stationen an den Enden von HGÜ- Kabelstrecken. Bei Kabelbauprojekten dominieren die aufwändigen Tiefbauarbeiten, die maßgeblich von der Bodenbeschaffenheit und der Anzahl und Art von Kreuzungsobjekten abhängen, die in grabenlosen Verfahren unterquert werden müssen. Nicht zu vernachlässigen sind hier auch die Transportkosten für die großen und schweren Kabeltrommeln und die Kosten für die durch die Bauarbeiten verursachten Flurschäden. Die laufenden Betriebskosten setzen sich aus den dominierenden Verlustkosten des gesamten Übertragungssystems und den Kosten für dessen Wartung und Instandhal‐ tung zusammen. Die Übertragungsverluste hängen zum einen von der Übertragungs‐ länge und dem zeitlichen Verlauf der Übertragungsleistung, dem Belastungsgrad, und zum anderen von den zur Übertragung ausgewählten Betriebsmitteln ab. Während bei Kabeltrassen eine regelmäßige Sichtkontrolle und das Freihalten der Trasse ausreichen, sind bei Freileitungen in Zeitabständen von maximal 40 Jahren die Erneuerung des Kor‐ rosionsschutzes an den Masten und gegebenenfalls eine Neubeseilung hinzuzurechnen. Bei den HGÜ-verbindungen kommen die nicht unerheblichen Kosten für die Wartung und Instandhaltung der Konverter-Stationen hinzu. Abb.-150 Kostenstruktur bei Freileitungen und Kabeln in der Hoch- und Höchstspannungsebene 202 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="204"?> 6.7.2 Kostenvergleich in der Hochspannungsebene Auf neuen Trassen zu bauende Leitungsverbindungen in der Hochspannungsebene bis einschließlich 110 kV müssen in Deutschland von Gesetzes wegen als Erdkabel ausgeführt werden, soweit die Kosten für eine technisch vergleichbare Freileitung beim jeweiligen Anwendungsfall das 2,75-fache nicht überschreiten. In der Mittels‐ pannungsebene werden allerdings sowohl neue Leitungen als auch Ersatzneubauten unabhängig von diesem Faktor mehrheitlich als Erdkabel ausgeführt. Da es sich in der Hochspannungsebene häufig um Leitungslängen von einigen 10 km handelt, bei denen der Blindleistungshaushalt von Kabeln die Übertragungsleistung gar nicht oder nur geringfügig beeinträchtigt, gibt es aus technischer Sicht kaum Ein‐ schränkungen. Insofern geht es hier lediglich um die bei Kabeln regelmäßig anfallenden höheren Gesamtkosten. Allerdings ist in Netzen mit induktiver Sternpunkterdung (Erdschluß-Löschspulen) der Zubau und die Integration von Leitungsstrecken in das bestehende Netz aus Gründen der Einhaltung der Löschgrenze bei Lichtbogen-Erd‐ schlüssen beschränkt. In diesem Fall sind die Kosten für die Netz-Auftrennung in kleinere Teilnetze oder die Umstellung auf eine niederohmige Sternpunkterdung zu berücksichtigen. Für einen aussagekräftigen Gesamtkostenvergleich zwischen Frei‐ leitungen und Kabeln sind die jeweiligen projektbezogenen Kosten zu ermitteln. Insbesondere deshalb, weil die Trassen von Freileitungen und Kabeln in der Regel unterschiedlich verlaufen und unterschiedliche Längen aufweisen. Für die Gesamtkos‐ ten bei Kabeln spielen die Bodenbeschaffenheit und die Häufigkeit von Kreuzungen von anderen Infrastruktureinrichtungen eine wichtige Rolle [167]. Obschon die Ge‐ samtkosten, wie eingangs erwähnt, von vielen Faktoren abhängen und deshalb einer großen Schwankungsbreite unterworfen sind, sollen im folgenden Anhaltswerte als Kalkulationsbasis genannt werden. So liegt der Mittelwert bei 110-kV-Leitungen bei rund 0,5 Mio. € pro Kilometer Doppelfreileitung und bei rund 1,5 Mio. € für etwa übertragungsgleiche zwei parallel gelegte Erdkabelsysteme (Tab. 8). Unter Berücksichtigung individueller Bedingungen von Leitungsbauvorhaben wird in [168] eine größere Bandbreite angegeben, die bei Freileitungen bis rund 0,8 Mio. € und bei Kabelverbindungen bis 2,5 Mio. € pro Kilometer reicht. Niedrigere, als in der Tabelle als unterer Wert ausgewiesene Kosten sind in Einzelfällen möglich. Ebenso können unter besonders ungünstigen Rahmenbedingungen höhere als die max. ausgewiesenen Gesamtkosten entstehen. Tab. 8 Anhaltswerte der Gesamtkosten für Drehstrom-Freileitungen und -Kabel im 110-kV-Bereich (Quellen: Netze BW 1) , [169, 167] 2) ) 6.7 Kostenvergleich zwischen Freileitungen und Kabeln 203 <?page no="205"?> 6.7.3 Kostenvergleich in der Höchstspannungsebene In der Höchstspannungsebene ist die Kostenstruktur der Übertragungsmedien viel‐ schichtiger. Hier sind neben reinen Freileitungs- und Kabelverbindungen aufwändige Zwischen- und Teilverkabelungen und die Integration der HGÜ-Verbindungen zu berücksichtigen. Bei Freileitungen geht es nicht nur um Neu- oder Ersatzneubauten, sondern auch um die Ertüchtigung durch Umbeseilung mit Hochtemperatur-Leiterseilen und den Ausbau bestehender Leitungen durch das Auflegen von Leiterseilen mit größeren Querschnitten. Allgemein anerkannt sind die Kostenschätzungen im Netzentwicklungsplan Strom 2035, Stand 2021 [170]. Bei diesen Angaben handelt es sich allerdings um grobe Werte, die für die Berechnung der Netzausbaukosten im Übertragungsnetz herangezogen wer‐ den, bei konkreten Projekten aber sowohl nach oben als auch nach unten deutlich ab‐ weichen können. Bei langen Drehstrom-Kabelstrecken müssen Kompensationsanlagen in die Betrachtung einbezogen werden. Im Falle von Zwischenverkabelungen steigen die Kosten bei kurzen Kabelstrecken durch die Notwendigkeit der beidseitigen Über‐ gangsbauwerke überproportional an. Gleiches gilt für kurze HGÜ-Kabelverbindungen, die an ihren Endpunkten über aufwändige und kostspielige Konverterstationen in das Drehstromnetz eingebunden werden müssen. Kabel liegen mit ihren Gesamtkosten sowohl im ACals auch im DC-Bereich, abhängig von der Übertragungsleistung und -länge, bei dem dreibis neunfachen Wert gegenüber einer etwa übertragungsgleichen Freileitung. Durch die nötige Blindleistungskompensation, die sowohl die Investitionsals auch die Verlustkosten erhöht, liegen die spezifischen Kosten von AC-Kabeln bei langen Strecken deutlich über denen einer DC-Kabelverbindung. So liegt der Schnittpunkt, bei dem die Wirtschaftlichkeit eines HGÜ-Kabels gegenüber einem Drehstromkabel erreicht werden kann, bereits unter 200-km [171]. Abb. 151 zeigt den Verkauf des Faktors der relativen Gesamtkosten von AC und DC-Kabeln gegenüber einer Freileitung bei einer Übertragungsleistung von 2000 MW für unterschiedliche Leitungslängen. Dabei wird unterstellt, dass AC-Kabel vier Mal so viel kosten wie AC-Freileitungen. Tab. 13 enthält Anhaltswerte für Gesamtkosten verschiedener Leitungsbau-Kom‐ ponenten in der Höchstspannungsebene. Dabei handelt es sich zunächst um Kosten‐ angaben aus Gutachten, die in den vergangenen Jahren zu verschiedenen Leitungs‐ bauvorhaben erstellt wurden. Hier wird zwischen den niedrigsten Kosten, die unter günstigsten Trassenbedingungen entstanden und den höchsten, die unter erschwerten Bedingungen angefallen sind, unterschieden und der arithmetische Mittelwert ange‐ geben. Für die Höchstspannungsleitungen und deren Komponenten, die im Netzentwick‐ lungsplan enthalten sind, enthält dieser lediglich sehr grobe Anhaltswerte, die als Kalkulationsbasis für die Ermittlung der gesamten Netzausbaukosten in dieser Netz‐ ebene dienten. 204 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="206"?> Abb.-151 Verlauf des Gesamtkostenverhältnisses zwischen AC- und DC-Kabeln und einer Freileitung im Höchstspannungsbereich in Abhängigkeit der Leitungslängen (nach [171]) Auch in dieser Spannungsebene werden die Kosten nicht nur durch die Art der Ausführung, sondern durch topographische und bodenspezifische Randbedingungen sehr stark beeinflusst. Deshalb können auch hier nur Anhaltswerte mit einer großen Streuung genannt werden. So können die Gesamtkosten von Kabeln unter besonders schwierigen Legebedin‐ gungen beim fünffachen des in der Tab. 9 genannten Mittelwertes liegen [167]. Tab. 9 Anhaltswerte der Gesamtkosten für Freileitungen und Kabel im Höchstspannungsbereich für Drehstrom (AC)- und Gleichstromleitungen, Stand 2020 (DC) (Quellen: Netze BW 1) , [167] 2) , [170] 3) , ACER 4) ) Bei der Kalkulation der Gesamtkosten werden bei vergleichenden Betrachtungen alle Kosten, die vor und während der Errichtung einer Leitungsverbindung anfallen, in ihrer tatsächlichen Höhe angesetzt. Die im Zeitablauf anfallenden Kosten für Verluste 6.7 Kostenvergleich zwischen Freileitungen und Kabeln 205 <?page no="207"?> und Instandhaltung, bis hin zum Rückbau der Anlage am Ende ihrer betriebsübli‐ chen Lebensdauer, werden in den meisten Fällen mit dem Zinssatz für langfristige Kapitalanlagen auf den Errichtungszeitpunkt der Anlage bargewertet, also abgezinst. Für Freileitungen werden dabei Nutzungsdauern von 80 Jahren und bei Kabeln, insbesondere bei den jüngeren VPE-Kabeln, bei denen es noch keine langfristigen Betriebserfahrungen gibt, von rund 40 Jahren angegeben. Obwohl die Lebensdauer von Freileitungen doppelt so hoch ist, liegt den meisten Kostenvergleichen die Betrachtung einer 40-jährigen Nutzungsdauer zugrunde. Bei wichtigen Leitungen, die als dauerhaft notwendig eingestuft werden, müsste der Betrachtungszeitraum 80 Jahre umfassen und das Ersetzen von Kabeln nach 40 Jahren ebenso einbeziehen, wie bei den Freileitungen die Erneuerung des Korrosionsschutzes und der Beseilung nach etwa der gleichen Betriebszeit. 206 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="208"?> 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick In der Übertragungstechnik für elektrische Energie beobachten wir mehrere parallele Entwicklungen, die zum Teil auf das engste miteinander verwoben sind und einen seit Beginn der Elektrizitätsversorgung noch nie dagewesenen, als Energiewende bezeich‐ neten Strukturwandel in der gesamten Energieversorgung darstellen. Hauptziele der Energiewende sind die Reduktion des CO 2 -Ausstoßes in der Energieerzeugung und die Verringerung der Importabhängigkeit von fossilen Energieträgern. Neben dem Ausbau des Übertragungsnetzes, dessen Vorhaben im Netzentwicklungs‐ plan [170] einzeln benannt und durch die Bundesgesetzgebung im EnLAG [172] und dem BBPlG [173] gesetzlich determiniert sind, bedarf es einer massiven Verstärkung und Ausweitung der Verteilnetze, die neben den bisherigen Versorgungsaufgaben künftig auch weitere Teile des Wärmemarktes und die Elektromobilität berücksich‐ tigen müssen. Gleichzeitig wird sich der Leistungsfluss in allen Spannungsebenen zunehmend stärker bidirektional entwickeln, wofür eine weitreichende Digitalisierung und Automatisierung der Netze unabdingbar ist. Die, zumindest in den Verteilnetzen noch nicht weit verbreitete ergänzend zu der routinemäßigen oder zeitbasierten vorbeugenden Instandhaltung nötige vorausschauende Instandhaltung, die Predictive Maintenance, wird sich begleitend etablieren. Dabei handelt es sich um eine Instand‐ haltungsstrategie, die auf der Auswertung und Nutzung digital erfasster, historischer Betriebsmitteldaten basiert. Damit wird eine bedarfsgerechte Wartung ermöglicht, die sowohl die Instandhaltungskosten als auch die Ausfallzeiten reduziert. Die Systemumstellung auf eine fluktuierende, CO 2 -freie Stromerzeugung, die sich nicht wie bisher am Bedarf, sondern am schwankenden Dargebot orientiert, benötigt eine Vielzahl flexibler, vorrangig erdgasbetriebener Kraftwerke als Regelenergieliefer‐ anten und gleichzeitig möglichst große Speicherkapazitäten. Beide stehen derzeit im deutschen Stromversorgungssystem nicht einmal ansatzweise im künftig notwendigen Umfang zur Verfügung und müssen möglichst rasch gebzw. ausgebaut werden. Hieraus folgen für das Übertragungsnetz enorme Transportaufgaben vom Norden in den Süden Deutschlands und für die Verteilnetze neben dem Anschluss von regenerati‐ ven Erzeugungsanlagen eine verstärkte Orientierung an flexiblen backup-Kraftwerken und an Großspeichern in der Fläche. Im Transformationsprozess treten anstelle von thermischen Kraftwerken, die als Grundlastkraftwerke, abgesehen von Revisionszeiten, bis zu 8000 sogenannte Vollbenutzungsstunden besitzen, künftig volatile Erzeugungsein‐ richtungen, die, wie die Off-shore-Windparks, auf maximal 4500 Vollbenutzungsstun‐ den kommen. Noch geringer liegen sie bei Photovoltaikanlagen mit rund 1000 und der Windkraft an Land, die es in südlicheren Gefilden gerade mal auf 1500 bis 2000 Vollbenutzungsstunden bringen können. Die Vollbenutzungsstunden sind diejenige Zeitspanne, bei der ein Stromerzeuger bei schwankender Leistungsabgabe theoretisch die maximale Betriebsleistung über das Jahr erbringen würde. Man erhält sie, indem <?page no="209"?> die jährlich erzeugte Energiemenge eines Stromerzeugers durch seine Nennleistung geteilt wird. Dies macht deutlich, dass uns die vielbeschworene Brückentechnologie „Stromerzeugung mit Erdgas“ mit all ihren geopolitischen Risiken sehr lange erhalten bleibt, da für eine erfolgreiche Speicherung etwa in Form von kapazitätsstarken Pumpspeicherkraftwerken gegenüber dem Bestand ein rund tausendfach höheres Speichervolumen erforderlich wäre, um beispielsweise eine dreiwöchige Dunkelflaute ohne Versorgungsunterbrechung zu überstehen [174]. Die Planungen der wenigen Neuanlagen sind seit Jahren auf Eis gelegt, weil die mit Ihrem Bau verbundenen Eingriffe in Natur und Landschaft so gravierend wären, dass ihnen die Genehmigungen mit hoher Wahrscheinlichkeit versagt blieben. Davon abgesehen, könnte auch eine Vielzahl neuer Pumpspeicherkraftwerke den Mangel nicht spürbar mindern. Hier wird es im Zuge der Sektorenkopplung (Kap. 7.3) auch darum gehen, den über Bedarf regenerativ erzeugten Strom in Zeiten niedriger Netzlast in Wasserstoff umzuwandeln, diesen zum Teil als Primärenergie zu nutzen, und zu einem weiteren Teil zu speichern um ihn ggf. bei zu geringem Dargebot aus regenerativen Erzeugungsein‐ richtungen rück-zu-verstromen [175]. All dies wird in Zukunft aller Voraussicht nach auch zu einer völlig neuen Preis‐ struktur in der Stromversorgung führen. Während derzeit die bezogene elektrische Arbeit den Hauptbestandteil des Strompreises bildet und mitunter sehr volatil sein kann, der sich zu einem guten Teil an den Primärenergiekosten orientieren sollte, wird es künftig verstärkt zu einer Wälzung der Errichtungs- und Betriebskosten der Erzeugungs- und Verteilungsanlagen mit einem hohen Anteil des fixen Kostenblocks kommen müssen. Durch die Nutzung der Sonnen- und Windenergie entfallen ja die Bezugskosten für Primärenergie. 7.1 Übertragungsnetz Die Entwicklung weg von der fossilen und thermonuklearen Stromerzeugung in Kraft‐ werken in der Nähe von Lastschwerpunkten mit den daran orientierten Netzstruktu‐ ren, hin zur regenerativen Stromerzeugung in gigantischen Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee erfordert einen massiven Ausbau des Übertragungsnetzes [176]. Bei diesem Paradigmenwechsel bedarf es leistungsfähiger Verbindungen zwischen dem erzeugungslastigen Norden und den spätestens nach der Abschaltung der Kern- und Kohlekraftwerke bedarfslastigen Regionen in der Mitte und dem Süden Deutschlands. Für den Netzausbau werden nach dem NOVA-Prinzip neben dem konventionellen sowie kompakten Freileitungsneubau innovative Methoden, wie das Monitoring, dem Einbau von Hochtemperatur-Leiterseilen (HTLS) und die Lastflusssteuerung verstärkt eingesetzt. Für die Stromübertragung über weite Strecken wurde die verlustärmere Gleichstromtechnik wiederbelebt. Sie erlaubt es, unter Einsatz modernster Halbleiter‐ technologien mit Betriebsspannungen über ± 500 kV, hohe Leistungen über große Entfernungen blindleistungsfrei zu übertragen. Diese, derzeit von Punkt zu Punkt 208 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="210"?> verlaufenden HGÜ-Kabelverbindungen, werden sich in naher Zukunft mit großer Wahrscheinlichkeit zu einem verzweigten so genannten Overlay-Netz mit Einbindun‐ gen in das bestehende Drehstrom-Übertragungsnetz entwickeln. 7.2 Verteilnetze Größere Verteilnetzbetreiber müssen der Bundesnetzagentur über ihre Ausbauplanung berichten. Der 2021 neugeschaffene §14d EnWG verpflichtet Stromnetzbetreiber alle zwei Jahre dazu, umfangreiche Netzausbaupläne aufzustellen [177]. Hier ist von „Netz‐ ausbauplänen” die Rede, die zu erstellen sind, um die Energiewende zu fördern und den Netznutzern eine größtmögliche Transparenz über zu erwartende Netzerweiterungen oder Netzmodernisierungen aufzuzeigen. Darin sollen Informationen über geplante Netz‐ anschlüsse von Netznutzern, also Einspeisern wie Verbrauchern, Eingang finden. Dabei sind Angaben zu Engpassregionen, die Einbindung neuer dezentraler Erzeugungsanlagen, sowie Anschlüsse neuer Lasten und Ladestationen für Elektrofahrzeuge in den nächsten fünf Jahren in der Mittelspannungsebene und für die jeweils kommenden zehn Jahre in der Hochspannungsebene aufzunehmen. Der Gesetzgeber sieht vor, dass Stromnetzbetreiber das Bundesgebiet in so genannte Planungsregionen aufteilen, um ihre Netzausbaupläne miteinander zu koordinieren, und so netzgebietsübergreifende Ausbaustrategien zu ermöglichen. Von der Veröffentlichungspflicht betroffen sind alle Verteilnetzbetreiber mit mehr als 100.000 unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen Kunden. Den Verteilnetzen kommt für die Versorgungssicherheit und für den regionalen Ausgleich von Erzeugung und Bedarf eine zentrale Bedeutung zu. Neben dem Ausbau der Leitungsnetze bedarf es insbesondere in dieser Netzebene einer informationstech‐ nischen Erweiterung des Energiesystems zum Smart Grid. Die heutige Situation in Verteilnetzen ist zum einen durch zahlreiche, teilweise steuerbare, dezentrale Erzeugungsanlagen und zum anderen durch das Fehlen durchgängiger Kommunikati‐ onstechnik geprägt. Eine vollständige Vernetzung der Systemkomponenten bietet eine Reihe neuer und wichtiger Funktionalitäten. Dafür wird in einigen Literaturstellen der Begriff des Flächenkraftwerkes benutzt [178]. Der Netzausbau in diesem Segment dürfte bei Leitungsneubauten bis in die 110-kV-Ebene mit Kabeln und mit Teilverkabelungen realisiert werden. Ebenso kommt unabhängig von der Spannungsebene der Ersatzneubau mit der Aufnahme von weiteren Stromkreisen und Verbleib in der bestehenden Trasse, ggf. auch auf Teilstrecken, in Frage. Gleichzeitig sind die Betreiber der Verteilnetze (ebenso wie in der Übertragungsnetzebene) zur Erhöhung von Übertragungsleistungen bemüht, indem bestehende Trassen mittels Monitorings ertüchtigt und vorhandene Leiterseile durch HTLS-Seile ersetzt werden. Zur innerstädtischen Übertragung hoher Leistungen dürfte in Zukunft auch der Einsatz von supraleitenden Verbindungen in Frage kommen, wie dies derzeit in einem Pilotprojekt erprobt wird. 7.2 Verteilnetze 209 <?page no="211"?> 7.3 Sektorenkopplung Die Sektorenkopplung, also die Integration der Sektoren Strom, Erdgas/ Green-Gas, Wärme, Industrie und Mobilität, bildet einen wichtigen Baustein für das Gelingen der Energiewende [Abb. 152]. Bei ihr geht es um die übergreifende Verbindung aller Erzeugungs- und Verbrauchssektoren hin zu einem intergierten Energiesystem auf der Basis regenerativer Energieerzeugung bis zum Jahr 2050. Die Sektorenkopplung ist weit mehr als nur die Ablösung CO 2 -behafteter konventioneller Stromerzeugungs‐ anlagen (Abb. 152, grau unterlegt und durchgestrichen) durch regenerative und die Ansammlung aller Leitungsausbauten im Rahmen des künftigen Netzausbaus. Gleichzeitig unterstreicht sie aber die Bedeutung des Netzausbaus als Rückgrat der Energiewende. Wichtiges Ziel ist es, die regenerativen Stromerzeugungskapazitäten über die bestehende Netzlast hinaus auszubauen, um dann mit dem Überangebot bei der Stromerzeugung in großen Elektrolyseanlagen Wasserstoff zu erzeugen. Abb.-152 Schematische Darstellung der Sektorenkopplung nach dem Wegfall der Einspeisungen aus fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken 2050 210 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="212"?> Diese als Power-to-Gas bezeichnete Option sieht vor, dass der regenerativ erzeugte Wasserstoff entweder direkt in Industrieprozessen konventionelle Energieträger ablöst oder nach einem Methanisierungsprozess in das Erdgasnetz eingespeist und so als so‐ genanntes Greengas genutzt oder für die Rückverstromung gespeichert wird. Während die Möglichkeiten der Stromspeicherung sehr begrenzt sind, bestehen im Erdgasnetz ausreichend Speicherkapazitäten, um eine mehrwöchige Dunkelflaute zu überstehen. In diesem Fall spricht man von Power-to-Gas-to-Power. Bedingung sind allerdings ausreichend große gasbasierte Kraftwerkskapazitäten für die Rückverstromung. Dieser Weg ist beim derzeitigen technischen Stand allerdings mit einem Gesamtwirkungsgrad von der regenerativen Ersterzeugung über die zweifache Umwandlung bis hin zur Wiedereinspeisung in das Netz von weit weniger als 50-% verbunden [176]. Ein Teil des erzeugten Wasserstoffs kann über verschiedene Verfahren, z. B. über die Methanol-Synthese, in flüssigen Kraftstoff umgewandelt und beim Schiffs-, Schwerlast- und Flugverkehr flüssige Fossiltreibstoffe ersetzen. Dieser Pfad wird als Power-to-Li‐ quid bezeichnet [179]. Auf diese Weise sollen die Multitalente Strom und Wasserstoff eine weitgehende Dekarbonisierung in allen Sektoren und gleichzeitig die Verringerung der Abhängigkeit von Primärenergieimporten ermöglichen. 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau Zur Erreichung einer effizienten Stromübertragung im Rahmen der angestrebten Ener‐ giewende werden in der Leitungstechnik, der Automatisierung und der Digitalisierung der Stromnetze eine Reihe von Neuerungen erwartet. Diese wurden zum großen Teil in den einzelnen Kapiteln bereits vorstellt und beschrieben. Im Anschluss folgt die Zusammenfassung einiger prominenter Beispiele. 7.4.1 Hochtemperaturseile Damit bestehende Leitungen höhere Ströme und somit größere Leistung übertragen können, wurden in den vergangenen Jahren Hochtemperatur-Leiterseile entwickelt. Bei klassischen Aluminium-Stahl-Seilen ist die Betriebstemperatur im Allgemeinen auf 80°C begrenzt. Um trotz höherer Temperatur die Durchhänge gegenüber den konventionellen Seilen nicht zu vergrößern, werden bei Hochtemperatur-Leiterseilen (HTLS, engl. High Temperature Low Sag), wie in Kap. 4 ausgeführt, Materialien mit einer geringeren Wärmeausdehnung verwendet. Damit sind Betriebstemperaturen von 150 - 210°C und im zeitlich befristeten Notbetrieb sogar 250°C zulässig. Bei dieser Betriebsweise werden höhere Übertragungsverluste in Kauf genommen, die ja im Verhältnis zum Strom quadratisch steigen. Gleichzeitig nimmt mit der Betriebs‐ temperatur auch der ohmsche Widerstand der Leiterseile zu. Neben HTLS-Seilen aus speziellen Aluminiumlegierungen kommen auch Seile zum Einsatz, die an Stelle 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 211 <?page no="213"?> eines metallischen Kerns einen hybriden Karbon- und Glasfiberkompositkern besitzen. Kompositkerne weisen ein sehr günstiges Festigkeits-Gewichts-Verhältnis auf und besitzen gleichzeitig einen extrem kleinen Wärmeausdehnungskoeffizienten. Weitere Varianten von Hochtemperaturseilen wurden bereits im Kapitel Freileitungen bereits ausführlich beschrieben. Da Seile dieser Art und die dazugehörigen Armaturen vergleichsweise teuer sind, ist ihr Einsatz in solchen Fällen besonders wirtschaftlich, in denen auf einer bestehenden Trasse die Übertragungskapazität gesteigert werden soll, die Fundamente nebst Statik aber weder eine Mastnoch eine Querschnittserhöhung der Leiterseile zulassen. In Ländern wie z. B. Japan, hat es sich eingebürgert, neue Leitungen mit Hochtempera‐ turseilen zu bestücken, so dass für zukünftig steigende Übertragungsleistungen schon beim Bau Vorsorge getroffen wird. 7.4.2 Kompaktleitungen mit Verbundisolatoren Kompaktleitungen werden zukünftig überall dort stärker an Bedeutung gewinnen, wo einerseits die Einhaltung des vorhandenen Schutzstreifens oder andererseits die optische Beeinträchtigung der Landschaft von Bedeutung sind. Ihre Verbreitung geht Hand in Hand mit der positiven Entwicklung von Verbundisolatoren. Sie sind für die Kompaktbauweise mit den hierfür typischen Isoliertraversen unabdingbar. Schon heute können Kompaktleitungen, mit Verbundisolatoren bis 500 kV realisiert werden. 7.4.3 Gasisolierte Leitungen (GIL) für Drehstrom und Gleichstrom Mit gasisolierten Drehstrom-Leitungen können mit 550 kV Nennströme bis 5.000 A übertragen werden. Somit kann ein einziges GIL-System mit bis zu 3.700 MVA dieselbe elektrische Leistung wie mehrere parallele Kabelsysteme übertragen. Der Eingriff in die Umwelt kann in solchen Anwendungen durch eine geringere Trassenbreite deutlich minimiert werden. Aufgrund der geringeren Kapazität im Vergleich zu Kabeln in dieser Spannungsebene kann auch auf langen Streckenabschnitten (> 70 km) auf eine Blindleistungskompensation verzichtet werden. Gasisolierte Leitungen stellen eine gut ausgereifte Alternative, allerdings sind sie in der Regel deutlich teurer als Freileitungen und Kabel in der derselben Leistungsklasse. Daher kommen GIL bisher hauptsächlich dort infrage, wo hohe Leistungen bei begrenzten Platzverhältnissen oder extremen Umgebungsbedingungen übertragen werden müssen oder wenn besondere Umweltanforderungen bestehen. Für die zukünftige unterirdische Energieübertragung von großen Leistungen wird zurzeit eine gasisolierte Übertragungsleitung für hohe Gleichspannungen (DC-GIL) entwickelt. Diese basiert auf der seit Jahrzehnten er‐ probten und weiterentwickelten Technologie der Wechselspannungs-GIL und den neuesten Erkenntnissen aus der Entwicklung der ± 320-kV-DC-Technik. Durch die hohe Stromtragfähigkeit von bis zu 5.000 A Gleichstrom bei ± 500 kV Gleichspannung wird die DC-GIL voraussichtlich eine verlustarme und gleichzeitig kosteneffiziente 212 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="214"?> Übertragung sehr hoher Leistungen über große Distanzen ermöglichen. Durch derar‐ tige Lösungen könnte die Energiewende in Deutschland eine höhere Akzeptanz in der Bevölkerung erfahren. 7.4.4 Supraleiterkabel Metallische Werkstoffe verlieren in der Nähe des absoluten Nullpunkts bei 4 Kelvin ihren elektrischen Widerstand und werden supraleitend. Diese niedrigen Temperatu‐ ren lassen sich mit flüssigem Helium erreichen, dessen Kühlung sehr aufwändig und teuer ist. Aus diesem Grund beschränkten sich die Anwendungen mit metallischen Supraleitern bisher auf wenige und spezielle Einsatzfelder. Die Entdeckung keramischer Hochtemperatursupraleiter aus YBaCuO Mitte der 80er Jahre des vergangenen Jahrhunderts ermöglichte den Bau von Kabeln, deren so genannte Sprungtemperatur, also die Temperatur, bei der sie nahezu sprungartig ihren elektrischen Widerstand verlieren, höher liegt als die von flüssigem Stickstoff (Abb. 153). Auch die mit flüssigem Stickstoff gekühlten Kabelkonstruktionen erfordern aufwändige Kühlkreis‐ käufe, sie sind aber mit den heutigen Techniken einfacher realisierbar. Supraleiterkabel können in dicht besiedelten Gebieten mit akutem Platzmangel eine passende Lösung sein, da sie bei geringeren Übertragungsspannungen hohe Ströme erlauben. So lassen sich in der Mittelspannungsebene Übertragungsleistungen realisieren, für die sonst Hochspannungskabel eingesetzt werden müssten. 2014 wurde in Deutschland das erste über einen Kilometer lange Supraleiterkabel im Stadtgebiet von Essen in Betrieb genommen [181]. Bei dem als AmpaCity bekannt gewordene Pilotprojekt fand ein 10-kV-Drehstromkabel mit konzentrisch geschichtetem Aufbau Verwendung, das bei gleichem Durchmesser rund fünfmal so viel Strom zu transpor‐ tieren vermag wie ein vergleichbares konventionelles Kupferkabel (Abb.-154). Abb.-154 Aufbau eines konzentrisch aufgebauten supraleitenden Drehstromkabels [181] 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 213 <?page no="215"?> Abb.-153 Elektrischer Widerstand von YBaCuO bei Abkühlung [180] Ein mit Stickstoff (N 2 ) durchströmter Isoliermantel hält den Kern des Kabels auf ca. minus 180 Grad Celsius. Diese Leitung mit einer Übertragungsleistung von 40 MVA ersetzt ein Hochspannungskabel zwischen zwei Umspannstationen in der Essener Innenstadt. Eine zuvor durchgeführte Studie kam zu dem Fazit: Moderne Hochtem‐ peratur-Supraleiter (HTS) seien derzeit technisch und wirtschaftlich eine sinnvolle Möglichkeit, um den weiteren Ausbau innerstädtischer Stromnetze mit Hochspan‐ nungskabeln zu vermeiden. In dem Projekt kombinierten die Betreiber das Kabel mit einem resistiven supraleitenden Strombegrenzer als Überlastschutz. Die künftige Verbreitung der HTS-Kabeltechnik hängt allerdings davon ab, inwieweit es gelingt, das Preis-Leistungs-Verhältnis der HTS-Leitermaterialien, die Kabelherstellung sowie die Zuverlässigkeit der Kühltechnik zu verbessern und die Kosten zu senken [182]. Mit der derzeit verfügbaren Technik wird alle 5 - 10 km eine Kühlstation benötigt. Bei den sich im Entwicklungsstadium befindlichen Gleichstrom-Kabeln wären diese in Abständen von etwa 20-km erforderlich [183]. 7.4.5 Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung - Overlay-Netz In der Weiterentwicklung der Netze zeichnen sich zwei Trends ab, bei denen auch die Gleichstromtechnik eine große Bedeutung erlangen wird. Einerseits werden die groß‐ räumigen Leitungsverbindungen zunehmen, um verschiedene Regionen miteinander zu verbinden und Energie aus Erzeugungsschwerpunkten (z. B. Offshore-Windparks) zu übertragen und um die Energiemärkte stärker miteinander zu vernetzen. Anderer‐ seits bilden sich Gebiete, die sich weitgehend selbst mit erneuerbarer Energie samt Speicherung und Lastmanagement versorgen können. Diese beiden Modelle werden 214 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="216"?> die politisch hoch gesteckten Ziele bezüglich Umweltentlastung, Versorgungssicher‐ heit und Wirtschaftlichkeit am ehesten erreichen. Aus Gründen der Akzeptanz lässt sich in Zukunft die hierzu erforderliche Kabeltechnik nicht nur auf die höchsten Spannungsebenen beschränken. Dank der modernen Leistungselektronik ist es zum Beispiel heute schon möglich, ausgedehnte Rechenzentren ausschließlich in Gleich‐ stromtechnik zu betreiben. Durch die Weiterentwicklung leistungsfähiger Gleichstromschalter zeichnet sich ab, dass anstelle der bisher realisierten Punkt-zu-Punkt-Verbindungen auch solche mit zwei und mehr Konverterstationen realisiert werden können. Diese Technik wird als Multiterminal-System bezeichnet. Wie im konventionellen Drehstromnetz kann darin bei einer Störung der fehlerbehaftete Teil freigeschaltet und der verbleibende Teil weiter betrieben werden. Über zusätzliche Verbindungen kann das Multitermi‐ nal-System im nächsten Schritt weiter zu einem vermaschten Netz ausgebaut werden. Da dieses Netz sich zu einer Struktur ausdehnen wird, die über dem existierenden Drehstrom-Höchstspannungsnetz liegt und dieses entlastet, wird es sich zum neuen und übergeordneten Overlay-Netz entwickeln. Vor einigen Jahrzehnten wurde das Zukunftsprojekt DESERTEC angeregt zur ge‐ meinsamen Nutzung von Ressourcen, vor allem der Windkraft aus dem Norden und der Wasserkraft aus der Alpenregion sowie der Sonnenenergie aus Nordafrika und dem Nahen Osten. Zur Schaffung solchermaßen erweiterter Netze müssten allerdings die politischen und regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst, aber auch im Bereich der Technik die Komponenten und Schnittstellen standardisiert werden, wozu bei den bisherigen Anwendungen der Gleichstromtechnik noch kein Bedarf bestand. Gleichzeitig müssen auch hier die geopolitischen Risiken in besonderem Maße bedacht werden. Letztere mögen der Hauptgrund dafür sein, dass die Pläne für das Gigaprojekt in den Schubladen der Planer geblieben sind. 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 215 <?page no="218"?> Danke Mit dem vorliegenden Buch liegt eine Kompaktversion des gleichnamigen, von den Autoren herausgegebenen Fachbuchs vor. Deshalb bedanken wir uns nochmals bei all denjenigen, die uns bei der Erstellung des Hauptwerks unterstützt haben. Für die fachliche Unterstützung, die Bereitstellung von Informationen, für wichtige Hinweise sowie für Bildmaterial und dessen Freigabe zur Veröffentlichung bedanken wir uns ganz herzlich bei folgenden Personen und Institutionen: Alter, Enrico, Omexom Hochspannung GmbH; Ansorge, Samuel, Dr. sc. ETH, CEO, Brugg Cables; Brakelmann, Heinrich, Prof. Dr.-Ing., BCC Cables Consulting; Cosmai, Umberto, Dr., Covis; Durinke, Peter, Dr., Wolter Hoppenberg Rechtsanwälte Partnerschaft mbB; EQOS Energie Deutschland GmbH; Knapp, Eduard, Geschäftsführung IFK GmbH; Knauer, Martin, TenneT TSO; Lamm, Matthias, Dr., Entwicklung und Engineering, Richard Bergner Elektroarmatu‐ ren GmbH & Co. KG; LEW Verteilnetz GmbH (LVN); Nitzke, Uwe, Bereichsleiter Engineering, Cteam Consulting & Anlagenbau GmbH; Peters, Marc, Dr.- Ing., Herrenknecht AG; Santana, Eduardo, Pfisterer Switzerland AG; Schmuck, Frank, Dr. Ing. habil., Schmuck HV Insulation Consulting; Seifen, Guido, Mitglied der Geschäftsführung, Omexom; Weinlein, Andreas, Leiter Engineering, Südkabel GmbH; Wolbring, Nico, Wolbring & Feldmann PartG; Wolff, Carsten, Vice President High Voltage Projects, NKT GmbH & Co. KG <?page no="220"?> Literaturverzeichnis 1 N. N. 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Transitionspunktberechnung bei Hochtemperaturseilen und de‐ sen Berücksichtigung in Durch‐ hnagsberechnungen Diplomarbeit, Fachhochschule Giessen-Friedberg, Mai 2010 74 Bückner, W. Wirtschaftliche Gestaltung von Hochspannungs-Freileitungen SIEMENS Mag. 10 (1961) 75 CIGRE TB 601 Guide for Thermal Rating Calcu‐ lations of Overhead Lines CIGRE, Paris (2014) 76 Puffer, R. Freileitungen Volesungsmanuskript, RWTH Aachen, Aachen 2012 77 CIGRE TB 020 Interferences Produced by Co‐ rona Effect of Electric Systems CIGRE, Paris (1974) 78 Grigsby, L.L. (Ed.) The Electric Power Engineering Handbook CRC Press, Boca Raton (2012) 79 Tenbohlen, S. Elektrische Energienetze I Vorlesungsmanuskript, Universi‐ tät Stuttgart, Stuttgart (2014) 80 CIGRE TB 746 Design, Deployment and Mainte‐ nance of Optical Cables Associ‐ ated to Overhead HV Transmis‐ sion Lines CIGRE, Paris (2018) 81 CIGRE WG22-11 Guide to fittings for optical cables on transmission lines. Part 1: Se‐ lection and use Electra, Vol. 176, CIGRE, Paris (1998) 82 CIGRE WG22-11 Guide to fittings for optical cables on transmission lines. Part 2A: Testing procedures for optical ground wire fittings and optical phase conductor fittings Electra, Vol. 176, CIGRE, Paris (1998) Literaturverzeichnis 223 <?page no="225"?> 83 CIGRE WG22-11 Guide to fittings for optical cables on transmission lines. Part 2B: Testing procedures, all-dielectric self-supporting cable fittings and optical attached cable fittings Electra, Vol. 176, CIGRE, Paris (1998) 84 CIGRE TB 244 Conductors for the Uprating of Overhead Lines CIGRE, Paris (2004) 85 CIGRE TB 695 Experience with the Mechanical Performance of Non-Conventio‐ nal Conductors CIGRE, Paris (2017) 86 CIGRE TB 498 Guide for Application of Direct Real-Time Monitoring Systems CIGRE, Paris (2012) 87 Papailiou, K.-O. (Ed.) Springer Handbook of Power Systems, Chapter ): "Overhead li‐ nes" Springer Nature, Singapore (2021) 88 Sturm, R. G. Vibration of cables and dampers: Part I, Part II Trans. Am. Inst. Electr. Eng. 55(6), (1936) 89 Helms, R. Zur Sicherheit der Hochspan‐ nungsfreileitungen bei hoher mechanischer Beanspruchung VDI Forschungsbericht 506, VDI, Düsseldorf (1964) 90 Claren, R., Di‐ ana, G. Mathematical analysis of trans‐ mission line vibration IEEE Trans. Power Appar. Syst. PAS-88(12), (1969) 91 CIGRE TB 273 Overhead Conductors Safe De‐ sign Tension with Respect to Ae‐ olian Vibrations CIGRE, Paris (2005) 92 Shillai, K. Enhanced Fretting Fatigue Resis‐ tance of Conductors for High Voltage Overhead Lines Dissertation, Vol. 25661, ETH, Zurich (2019) 93 Papailiou, K., O. Schwingungsmessungen an Frei‐ leitungsseilen SEV/ VSE Bulletin 23, Electro‐ suisse, Fehraltorf (1987) 94 CIGRE WG B2.11 Guide to vibration measurements on overhead lines Electra, Vol. 163 (CIGRE, Paris 1995) pp. 125-137 95 IEEE Standard 1368 Guide for Aeolian Vibration Field Measurements of Overhead Con‐ ductors IEEE, Piscataway (2006) 96 Zetterholm, O. D. Bare Conductors and Mechani‐ cal Calculation of Overhead Con‐ ductors CIGRE Report No. 223, CIGRE, Paris (1960) 97 CIGRE TB 273 Overhead Conductors Safe De‐ sign Tension with Respect to Ae‐ olian Vibrations CIGRE, Paris (2005) 98 Cosmai, U. et al. Conductor Motions Overhead Lines, CIGRE Green Books, K.-O. Papailiou (Ed.), Springer, Cham (2017) 224 Literaturverzeichnis <?page no="226"?> 99 IEC 62004 Thermal-Resistant Aluminium Alloy Wire for Overhead Line Conductor IEC, Geneva (2007) 100 CIGRE TB 277 State of the Art Survey on Spacers and Spacer Dampers CIGRE, Paris (2005) 101 Hearnshaw, D. Spacer damper performance - A function of in-span positioning IEEE Trans. Power Appar. Syst. PAS-93(5), 1298-1309 (1974) 102 IEC TS 60815 Selection and Dimensioning of High-Voltage Insulators Intended for Use in Polluted Conditions. Part 1-4 IEC, Geneva (2008) 103 DIN EN IEC 60383 Isolatoren für Freileitungen mit einer Nennspannung über 1-000-V-- Teil-1: Keramik- oder Glas-Isolatoren für Wechselspan‐ nungssysteme DIN EN IEC 60383-1; VDE 0674-106-1: 2021-02 (2021) 104 CIGRE WG 22.03 Service performance of compo‐ site insulators used on HVDC li‐ nes CIGRE, Paris (1995) 105 Bauer, E., Brandt, E. et al. Dynamic Processes During Load Transposition in Multiple Sets with Long Rod-Type Insulators Session Paper 22-03, CIGRE, Pa‐ ris (1982) 106 IEC 60433 Insulators for Overhead Lines with a Nominal Voltage Above 1000 V - Ceramic Insulators for A.C. Systems - Characteristics of Insulator Units of the Long Rod Type IEC, Geneva (1998) 107 Bauer, E.A., Mil‐ ler, E.H. Plastic Composite Insulators to the System Rodurflex, Presenta‐ tion to the IEEE Nonceramic Composite Insulator Working Group, New York (1976) 108 Schmuck, F. et al. Assessment of the Condition of Overhead Line Composite Insu‐ lators Paper B2-214, CIGRE, Paris (2012) 109 CIGRE WG 22.03 Service performance of compo‐ site insulators used on HVDC li‐ nes Electra, Vol. 161, CIGRE, Paris (1995) 110 Papailiou, K.O. Innovative tower solutions & line uprating INMR Power Engineers Hand‐ book, INMR, Quebec (2019) 111 Papailiou, K.-O., Schmuck, F. Silikon-Verbundisolatoren - Werkstoffe, Dimensionierung, Anwendungen Springer-Verlag GmbH Deutsch‐ land (2022) 112 Ammann, M., Papailiou, K.O. A new 400-kV line with compact towers and composite insulated cross-arms CIGRE Sess., Paris (1998), Paper 22/ 33/ 36-06 Literaturverzeichnis 225 <?page no="227"?> 113 EN 50341-2-4 Freileitungen über AC 1 kV - Teil 2-4: Nationale Normative Festle‐ gungen (NNA) für Deutschland VDE, Berlin (2019) 114 Möcks, L. Lichtbogenschutzarmaturen für Isolierstrecken in Freileitungen und Schaltanlagen ETZ-Report 16, VDE, Berlin, Of‐ fenbach (1982) 115 Stockbridge, G.H. Overcoming vibration in trans‐ mission lines Electr. World 86, 1304-1305 (1925) 116 Diana, G. (Ed.) Modelling of Vibrations of Over‐ head Line Conductors CIGRE Green Books, Springer, Cham (2018) 117 CIGRE TB 277 State of the Art Survey on Spacers and Spacer Dampers CIGRE, Paris (2005) 118 CIGRE TB 818 Transmission Line Structures with Fiber Reinforced Polymer (FRP) Composite CIGRE, Paris (2020) 119 CIGRE TB 384 Comparison of general industry practices for lattice tower design and detailing Electra, Vol. 244, CIGRE, Paris (2009) 120 CIGRE TB 416/ 416A Innovative solutions for over‐ head line supports Electra, Vol. 250, CIGRE, Paris (2010) 121 Lewis, W.W. The Protection of Transmission Systems Against Lightning Dover, New York (1965) 122 Dorsch, H. Überspannungen und Isolations‐ bemessung bei Drehstrom-Hoch‐ spannungsanlagen Siemens, Erlangen (1981) 123 Cuer, N.R. Foundations Overhead Lines, CIGRE Green Book, ed. by K.-O. Papailiou, Springer, Cham (2017), Chapter 13 124 BS 5930 Code of Practice for Ground In‐ vestigations BSI, London (2015) 125 CIGRE TB 308 Foundation Installation - An Overview CIGRE, Paris (2006) 126 CIGRE TB 281 Design and Installation of Micro‐ piles and Ground Anchors for OHL Support Foundations CIGRE, Paris (2005) 127 IEEE 977-2010 Guide to Installation of Foundati‐ ons for Transmission Line Struc‐ tures IEEE, New York (2010) 128 DIN 48207: 1978-07 Leitungsseile; Verlegen von Frei‐ leitungsseilen Beuth publishing DIN (1978) 129 CIGRE TB 175 Management of Existing Over‐ head Transmission Lines CIGRE, Paris (2000) 226 Literaturverzeichnis <?page no="228"?> 130 CIGRE TB 353 Guidelines for Increased Utiliza‐ tion of Existing Overhead Trans‐ mission Lines CIGRE, Paris (2008) 131 CIGRE WG B2.13 Guidelines for Emergency Re‐ source Planning for Overhead Transmission Line Asset Owners Electra, Vol. 222, CIGRE, Paris (2005) 132 CIGRE TB 294 How Overhead Lines Are Rede‐ signed for Uprating/ Upgrading - Analysis of the Replies to the Questionnaire CIGRE, Paris (2006) 133 CIGRE TB 583 Guide to the Conversion of Exis‐ ting AC Lines to DC Operation CIGRE, Paris (2014) 134 Sander, B. et al. Conversion of AC Multi-Circuit Lines to AC-DC Hybrid Lines with Respect to the Environmen‐ tal Impact Session Paper B2-105, CIGRE, Pa‐ ris (2014) 135 Cichowski, R. R. Kabelhandbuch ew Medien und Konkresse, 9. Auflage, 2017 136 DIN VDE 0292: 2021-08 System für Typkurzzeichen von isolierten Leitungen; Deutsche Fassung HD-361-S4: 2020 Beuth Verlag (2021) 137 Schlabbach, J. Kurzschlussstromberechnung VDE Verlag (2014) 138 Langhammer, G. 64/ 110-kV Hochspannungskabel Fakultät für Elektro- und In‐ formationstechnik, Hochschule Karlsruhe 139 Estralin HVC Starkstromkabel und Kabelsys‐ teme 66-220-kV Informationsbroschüre 140 N. N. 380-kV-Salzburgleitung---Aus‐ wirkungen der möglichen (Teil)Verkabelung des Abschnit‐ tes Tauern-Salzach neu Gutachten im Auftrag von Ener‐ gie-Control GmbH Wien, Han‐ nover (2007) 141 N. N. SuedOstLink---Technische Vor‐ habensbeschreibung Abschnitt B ARGE SOL, Bundesfachplanung gemäß § 8 NABEG 142 N. N. Kabelsysteme---Kabelgarnituren für Hochspannungsnetze Pfisterer, Winterbach (2012) 143 N. N. FRB Flüssigboden für jede An‐ wendung Flüssigboden Rheinland OHG, Köln 144 DIN EN IEC 60071-1 VDE 0111-1 Isolationskoordination VDE-Verlag 2022 145 DIN EN 50341-1 Freileitungen über AC 1 kV - Teil 1: Allgemeine Anforderungen-- -Gemeinsame Festlegungen EN 50341-1: (2012) Literaturverzeichnis 227 <?page no="229"?> 146 N .N. Hoch- und Höchstspannungska‐ belanlagen---Kabel und Garnitu‐ ren bis 550-kV Broschüre, nkt, Köln (2021) 147 N. N. Mittelspannungskabel mit VPE Isolierung---Datenblatt N2XS(F)2Y 12/ 20 Broschüre, nkt, Köln (2021) 148 Fricke, K.-G. in Kabel und Freileitungen in Über‐ regionalenn Versorgungsnetzen expert verlag, Ehingen (1992) 149 N .N. Hoch- und Höchstspannungska‐ belanlagen---Kabel und Garnitu‐ ren bis 550-kV Broschüre, nkt, Köln (2021) 150 N. N. Mittelspannungskabel mit VPE Isolierung---Datenblatt N2XS(F)2Y 12/ 20 Broschüre, nkt, Köln (2021) 151 Hofmann, L. Technische Randbedingungen beim Einsatz und Betrieb von Freileitungen und Erdkabeln IEH der Leibnitz Universität, Hannover 152 Dworak, W. Natürliche Leistung Wikipedia (2019) 153 CIGRE TB 278 Influence of Line Configuration on Environment Impacts of Electrical Origin CIGRE, Paris (2005) 154 Filippopoulos, G. et al. Optimum conductor arrange‐ ment of compact lines for elect‐ ric and magnetic field mini‐ mization - Calculations and measurements Mediter. Power Conf., Athens (2002) 155 Mimos E. I. et al. Electric and magnetic fields pro‐ duced by 400-kV double circuit overhead lines - Measurements and calculations in real lines and line models CIGRE Sci. Eng. 5(234), 9 (2016) 156 Planete, M. et al. 50-60 Hz magnetic fields and cancer, forty years of research: It is time to reassure Electra, Vol. 286, CIGRE, Paris (2016) 157 Planete, M. et al. Living with Electric and Mag‐ netic Fields Electra, Vol. 291, CIGRE, Paris (2017) 158 Wertheimer, E. et al. Electrical wiring configurations and childhood cancer Am. J. Epidemiol. 109(3), (1979) 159 David, E., Palic, M. Elektrosmog - Wirkungen elekt‐ rotechnischer Felder auf den Menschen etz, Bd.-115,Heft 3 (1994) 228 Literaturverzeichnis <?page no="230"?> 160 Thériault, M. et al. Cancer risks associated with oc‐ cupational exposure to magnetic fields among electric utility wor‐ kers in Ontario and Quebec, Ca‐ nada, and France: 1970-1989 Am. J. Epidemiol. 139(6), (1994) 161 N. N. Grundlagen Grenzwerte---Inter‐ nationale Grenzwerte für HF/ NF Aaronia AG, Strickscheid (2022) 162 Oeding, D., Os‐ wald, B. R. Elektrische Kraftwerke und Netze Springer 7. Auflage (2011) 163 Brakelmann, H., Jarass, L. J. Erdkabel für den Netzausbau BoD Norderstedt (2019) 164 N. N. Elektromagnetische Felder Informationsbroschüre, Bundes‐ amt für Strahlenschutz (2021) 165 N. N. Maßnahmen bei Beeinflussung von Telekommunikationsanlgen durch Starkstromanlagen---Teil 2 Beeinflussung durch Drehstro‐ manlgen E DIN VDE 0845-6-2 166 N. N. Konverter---Gleichstrom- und Wechselstromnetz miteinander verbinden Broschüre TenneT, Beyreuth 167 Novitskiy, A. Freileitungen oder Erdkabellei‐ tungen? Eine Metastudie über die Kriterien und Ergebnisse von Un‐ tersuchungen zum Netzausbau Universität Ilmenau (2012) 168 Hofmann, L., Os‐ wald, B. R. Wirtschaftlicher Vergleich von Kabeln und Freileitungen und Freileitungen mit Zwischenver‐ kabelung im 110-kV-Hochspan‐ nungsbereich Gutachten, Leibnitzuniversität, Hannover (2011) 169 Malsch, M., Prinz, S. Neubau der 110-kV-Hochspan‐ nungsfreileitung---Abzweig Oberelsdorf Wirtschaftlichkeits‐ betrachtung Freileitung vs. Kabel Gutachten new/ Grid, Erfurt (2018) 170 N. N. Netzentwicklungsplan Strom 2035, Version 2021 Bundesnetzagentur, Bonn (2021) 171 Hofmann, L. et al. in Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen BMU-Studie 03MAP189, Berlin (2011) 172 EnLAG Gesetz zum Ausbau von Energie‐ leitungen-(Energieleitungsaus‐ baugesetz---EnLAG) Bundesamt der Justiz (2009) 173 BBPlG Gesetz über den Bundesbedarfs‐ plan-(Bundesbedarfsplangesetz-- -BBPlG) Bundesamt der Justiz (2013) Literaturverzeichnis 229 <?page no="231"?> 174 Palic, M. Grundlagen Erneuerbare Ener‐ gieen bdew akademie, Seminarunter‐ lage, Erfurt (2015) 175 N. N. Power-to-Gas EnBW Informationsbroschüre (2015) 176 Sauer, D. U. et al. Stromnetze Technologiesteck‐ brief zur Analyse SCHRIFTENREIHE ENERGIE‐ SYSTEME DER ZUKUNFT, Aa‐ chen (2016) 177 EnWG Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energie‐ wirtschaftsgesetz---EnWG) Bundesamt für Justiz (2021) 178 Scheffler, J. Verteilnetze auf dem Weg zum Flächenkraftwerk Springer (2016) 179 Erbslöh, F. D. Der Weg zur Energiewende Expert-Verlag (2021) 180 Steckel, R. D. Kabeltechnik in Kabel und Frei‐ leitungen in Überregionalen Net‐ zen Expert-Verlag 1992) 181 Merschel, F. Supraleiterkabel---Lösung für dicht besiedelte Gebiete Vortrag anlässlich der 10. Fach‐ tagung Freileitungen, Wiesbaden (2017) 182 N. N. Innerstädtisches Hochspan‐ nungskabel wird durch welt‐ weit längstes Supraleitersystem ersetzt gemeinsame Pressemitteilung KIT, Nexans, RWE (2012) 183 N. N. Electricity Supply Systems of the Future CIGRE Green Books, Springer (2020) 230 Literaturverzeichnis <?page no="232"?> Register Ableitverluste-185 Abschirmwinkel-145 Abspannmast-100 ACCC-Seil-121 ACCR-Seil-120 ACSS-Seil-119 Al/ St-Seil-112f, 116, 118ff Aldrey-112, 126, 152 Anpassung-181, 187, 190 Banderder-146 Bauartbezeichnung-163 Baukosten-49, 201f Bekanntmachung-90ff Belastungsgrad-159, 158, 202 Betriebskapazität-159f, 186f Betriebskosten-157, 201f, 208 Bettungsmaterial-58, 61, 63, 68, 170, 179 Bewehrung-24, 161 Blindleistung-27, 69, 187, 190, 200 Blitzschutz-42, 119, 145, 198 Bodenbeschaffenheit-65, 124, 179, 202f Bodenerwärmung-178f Bohr-Pressverfahren-64 Bruchdehnung-119 Brückentechnologie-208 Bündelleiter-42, 118, 128, 184, 192 Bündelungsgebot-47, 88 Bundesbedarfsplangesetz-78, 80 Bundesfachplanung-78, 81, 87, 89f, 95f Bundes-Immissionsschutzverordnung-193 Bundesnaturschutzgesetz-103 Bundesnetzagentur-11, 13, 78ff, 87-90, 92, 97, 209 Dauerzugspannung-115 Dekarbonisierung-211 Dielektrikum-27, 131, 160ff, 165, 168f Dominoeffekt-199 Donaumast-20, 143, 145 Donut-Gerät-122 Doppelfreileitung-20, 56f, 69, 73, 203 Drahtflug-101 Dreileiterkabel-159, 166f Durchhang 46, 48ff, 70, 110, 114, 119-122, 144 Durchschlagfestigkeit-109 Einleiterkabel-160f, 169, 173 Eislast-115, 132 Elastizitätsmodul-113, 119f Endverschluss-175ff, 179 Energieleitungsausbaugesetz-77, 80 Energiewirtschaftsgesetz-75f, 91 Enteignung-75, 92, 103f ENTSO-E-82 Erdschlussstrom-145, 162 Erdseil-48, 145, 184 Erdung-145, 165, 189 Erörterungstermin-86, 88, 91f Ersatzneubau-93f, 209 Ersatzschaltbild-186 EVU-Last-159, 158 Feldabstandshalter-138 Feldstärke-73, 117f, 172, 184, 193ff Feldsteuerung-161, 172f Ferranti-Effekt-187 Flüssigboden-60, 179 Freileitungs-Monitoring-121 Fremdschichtüberschlag-127, 131 Frequenz-15, 18, 20, 27f, 30f, 33, 38f, 126f Gasdruckkabel-160, 168 Gasisolierte Leitung-25, 212 Geländekategorien-124f Gewichtsspannweite-108 <?page no="233"?> GPS-System-147 Grenztemperatur-158, 188 Gürtelkabel-24 Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ)-199 Hochspannungskabel-28, 165, 174, 177, 213f Hochspannungsnetz-26 Höchstspannungskabel-23, 28, 168 Höchstspannungsnetz-13, 27, 31f, 200, 215 Hochtemperatur-Leiterseile-119, 121, 204, 208, 211 Horizontal Directional Drilling-65 Hydrophobie-135 Infrastrukturkanal-67 Instandhaltungskosten-201, 207 Invar-120 Isolator-70, 127, 130f, 138, 140f, 176 Jahresmitteltemperatur-115, 126 Kabelübergangsanlage-69 Kappenisolator-133 Kettenlinie-114 Kompaktbauweise-46, 212 Kompaktleitung-136 Kompensation-29, 191 Konverter-59f, 199f, 202 Korona-117, 141 Korrosion-131, 154, 164, 191 Kraftmessung-122 Kreuzung-71 Kriechdehnung-113 Kriechweg-130-133, 184 Kruesi-Tube-23 Kühlverfahren-179 Kunststoffkabel-160, 168f, 172, 171, 173 Kurzschluss-130, 137, 145, 187 Ladestrom-162, 165, 189 Landschaftspflegerischer Begleitplan-102 Längsprofil-147 Langstabisolator-132 Lastumlagerung-113, 132 Lauffen-17f Lebensdauer-50, 102, 142f, 154, 157, 178, 180, 191, 201, 206 Leerlauf-187, 189 Leistungsbilanz-39 Leiterseil 41, 113, 115, 122, 124f, 127, 138ff, 198 Leitertemperatur-110, 116f, 119, 171, 185, 189 Leitungsfahrwagen-102, 154 Leitungskompaktierung-137, 192 Lichtraum-Profil-48 Lichtwellenleiter-42, 139, 168 Line Commutated Converter (LCC)-171 Massekabel-160, 164f, 168 Mastausteilung-147 Materialermüdung-123, 125, 141 Methanol-Synthese-211 Milliken-Leiter-158, 168 Mindestabstand-184, 195 Mittelspannungskabel-164 Mittelspannungsnetz-32 Mittelzugspannung-115, 126 Muffe-23, 173f Muffengrube-68 Multiterminal-System-200, 215 (n-1)-Kriterium-35f, 73, 191 Netzausbaubeschleunigungsgesetz-77 Netzentwicklungsplan-80, 83, 95, 204, 207 Netzsicherheit-35 Neubauvorhaben-75 Neubeseilung-94, 202 NOVA-Prinzip-93f, 208 Ölkabel-24f, 160, 165f Onshore-Windkraftanlage-26, 32, 36 Overlay-Netz-32, 181, 200, 209, 214f Papierisolierung-164, 166f 232 Register <?page no="234"?> Pilotvorhaben-77 Planfeststellungsbeschluss-89, 92, 104 Planfeststellungsverfahren-77f, 81f, 85, 87ff, 92, 94, 104 Primärregelleistung-40 Proximityeffekt-157, 189 Punkt-zu-Punkt-Verbindung-21, 30, 200, 215 Raumordnungsverfahren 75, 82-85, 87, 95, 98 Raumverträglichkeit-75, 78, 84, 88 Redispatch-Maßnahme-32, 40, 93 Regelleistung-39f Regelreserve-40 Regelzone-40 Regulage-153 Reibkorrosion-125 Rückfüllmaterial-61 Scheinstrom-28, 190 Schirm-28, 158, 161f, 168, 174f, 184 Schlagweite-127, 130f, 133 Schutzbereich-50, 52f, 145 Schutzstreifen-50, 53, 61f, 103 Scoping-Termin-99 Seilarmaturen-109, 119, 137-141, 154 Seilgewicht-107f, 114 Seillängung-50 Seilschwingungen-107, 113, 123f, 126, 138 Seiltanzen-123, 127 Seilzug-107, 111, 145, 147, 152f, 201 Sektorenkopplung-11, 208, 210 Sicherheitsabstand-53 Skineffekt-157, 171, 189 Smart Grid-177, 209 Sollfrequenz-38 Spannweite-54, 114, 121, 124, 144 Spülbohrverfahren-65 Stockbridge-Dämpfer-141 Strombelastbarkeit 67, 117, 119, 121f, 177, 185, 188 Stromtragfähigkeit-42, 93, 115, 189, 212 Supraleiter-214 Szenariorahmen-79f Teilfeldschwingungen-123, 126f, 141 Teilverkabelung-69, 197 Tonnenmast-45 Trafoprinzip-19, 29, 32 Trägerverfahren-95, 97, 100 Trassenausnutzung-47, 72f Trassenbreite-45, 72, 212 Trassenkorridor-46, 78, 87 Tunnelbohrtechnik-65 Überspannungsableiter-198 Übertragungsnetz 26, 30, 32, 57, 59, 77, 83, 204, 207ff Übertragungsnetzbetreiber-32, 39, 46, 79f, 82, 87f Übertragungsverluste-189, 201f, 211 Umweltbericht-80, 97 Umweltverträglichkeitsprüfung-85, 95, 97f, 100 Umweltverträglichkeitsstudie-85, 89 Untersuchungsrahmen-85, 88, 99 Verbinder-139f, 174f Verbundisolator-175f Verkabelungspflicht-78 Verkabelungsvorrang-76 Verlustwärme-178-181, 188 Verteilnetz-26, 30, 35, 80, 207, 209 Viererbündel-42, 73, 118, 142 Vogelschutz-100, 154 Vogelschutzmarker-101 Vollbenutzungsstunden-207 Voltage Source Converter (VSC)-171 Vorprüfung-97f Walddurchquerung-52 Waldüberspannung-51-54 Wanderwellen-124, 198 Warnkugel-140 Wasserstoff-208, 210f Register 233 <?page no="235"?> Wellenwiderstand-118, 184, 187, 191 Windlast-115, 132 Winkelabspannmast-41 Wirkungsgrad-16 Zugkraft-114, 122, 139 Zugspannung-108, 115 Zuverlässigkeit-107, 128, 146, 155, 191, 214 Zweierbündel-42, 46, 118, 154 Zwischenverkabelung-57, 197f 234 Register <?page no="236"?> Abbildungsverzeichnis Abb.-1 Nikola Tesla (links) und Thomas Alva Edison (rechts) - zwei Protagonisten im Stromkrieg [1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Abb.-2 Oskar von Miller [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Abb.-3 Internationale Frankfurter Elektrizitätsausstellung 1891 [3] . . . 17 Abb.-4 Das Trafoprinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 Abb.-5 Leitungsmast im Leitungszug der 380-kV-Leitung Rommerskirchen-Hoheneck [6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Abb.-6 Entwicklung der Drehstrom-Spannungsstufen mit Freileitungen weltweit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 Abb.-7 Darstellung des Kruesi-Tubes mit den drei Leitern im Rohr (unten), einer offenen Muffe (mittig) und einer verschlossenen Muffe (oben) [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Abb.-8 Aufbau eines alten Gürtelkabels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Abb.-9 30-kV-Gürtelkabel im Jahr 1911 [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Abb.-10 Spannungsstufen in der Entwicklung von Kabeltechniken . . . . 26 Abb.-11 Das Hochspannungskabel als langgestreckter Kondensator . . . 28 Abb.-12 Spannungsebenen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 Abb.-13 Netzstrukturen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Abb.-14 Risikoabwägung beim Ausbau von Infrastruktureinrichtungen 34 Abb.-15 Das (n-1)-Kriterium in Mittelspannungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . 36 Abb.-16 Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung und Bedarf . . . . . 37 Abb.-17 Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch . . . . . . . . . . 38 Abb.-18 Leistungs-Frequenz-Kennlinie im Deutschen Verbundnetz . . . . 39 Abb.-19 110-kV-Leitungsausschnitt mit einem Winkelabspannmast im Vordergrund und Tragmasten im Hintergrund . . . . . . . . . . . . . . 41 Abb.-20 Bestandteile und Komponenten von und an Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Abb.-21 Grundformen für Doppelfreileitungen am Beispiel der 110-kV-Ebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Abb.-22 Einsatzbeispiel für ein 220-kV-Donaumastbild mit außenliegenden Erdseilen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Abb.-23 Einebenenmastbild vor einem Feldgehölz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Abb.-24 Ausführungsbeispiel mit einem 110-kV Tonnenmast-Gestänge . 45 Abb.-25 Kompakte 380-kV-Freileitung mit einer 110-kV-Leitung parallel geführt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Abb.-26 Einebenen-Anordnung der Zweierbündel mit Tragseilen . . . . . 46 <?page no="237"?> Abb.-27 Ausführungsbeispiel einer 380/ 110-kV-Vierfachleitung, zunächst mit einem Stromkreis 380-kV und drei Stromkreisen 110-kV belegt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 Abb.-28 Sicherheitszone von Hoch- und Höchstspannungs-Freileitungen, a) Längsschnitt (Profil), b) Querschnitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 Abb.-29 Schematische Darstellung des Schutzstreifens eines Spannfeldes in der Draufsicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 Abb.-30 Abmessungen von Waldschneisen, links bei gefestigten Waldrändern, rechts mit Berücksichtigung des Baumfalls . . . . 53 Abb.-31 Flächenbedarf bei Waldüberspannungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 Abb.-32 Leitungsführungen in Einebene im Einflugbereich eines Flugplatzes mit Tageskennzeichnung, links 220kV, rechts 110 kV 55 Abb.-33 Baugebiet unter einer 110-kV-Doppelfreileitung . . . . . . . . . . . . . 56 Abb.-34 Übergang von zwei Freileitungssystemen auf vier Kabelsysteme bei einer Zwischenverkabelung [nach 17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Abb.-35 Mögliche Verlege-Anordnungen bei Drehstrom-Hoch- und Höchstspannungskabeln [nach 18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 Abb.-36 Bipolare Gleichstrom-Kabelstrecke zwischen zwei Konverter-Stationen, optional mit einem metallischen Rückleiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Abb.-37 Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 110-kV-Drehstromkabelverlegung mit zwei Systemen und einem Reservekabel nach [19] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Abb.-38 Grabenprofil und Schutzstreifen für ein HGÜ-Kabel + 525-kV nach [20] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Abb.-39 Trasse für zwei Kabelsysteme 380-kV Drehstrom bei Verlegung im offenen Graben [21] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Abb.-40 Kabelpflug bei der Verlegung von Leerrohren für Kabel und Informationsleitungen [22] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 Abb.-41 Konventionelle Rohrverlegung in haboffener Bauweise mit Startgrube und Greifschlitz [23] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Abb.-42 Die drei Schritte beim Horizontalspülbohrverfahren [25] . . . . . 66 Abb.-43 Infrastrukturkanal in offener Bauweise gelegt für zwei Drehstromkabel-Systeme 380-kV [nach 18] . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 Abb.-44 Muffengrube für vier 380-kV-Drehstromsysteme [30] . . . . . . . . 68 Abb. 45 klimatisierter Container über einer Muffengrube für zwei HGÜ-Kabel [31] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 Abb.-46 Prinzipielle Darstellung der Teilverkabelung einer 380-kV-Leitungsverbindung [32] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 Abb.-47 Übergangsanlage von einer 380-kV-Doppelfreileitung auf 4 Kabelsysteme ohne Kompensationseinrichtungen [33] . . . . . . . 69 236 Abbildungsverzeichnis <?page no="238"?> Abb.-48 Freileitungskreuzungen mit linienartigen Infrastruktureinrichtungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 Abb.-49 Schutzgerüst für die Kreuzung einer Autobahn (links) und einer elektrifizierten Bahnstrecke (rechts) mit einer Höchstspannungsfreileitung [37] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 Abb.-50 Ausführungsbeispiele für provisorische Freileitungstrassen mit abgespannten Portalen (links) [38] und mit Auflastfundamenten (rechts) [39]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 Abb.-51 Maximale Trassenausnutzung von Freileitungen und Kabeln in den Spannungsebenen 110-kV AC, 380kV AC und + 525-kV DC [15,34,35,36] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 Abb.-52 Realisierungspfad von Leitungsbauvorhaben in den Spannungsebenen 110-380-kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 Abb.-53 Schematische Darstellung des Prozessablaufs zum Bundesbedarfsplan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Abb.-54 Prognose von Erzeugung und Bedarf in den Bundesländern nach dem Szenario B 2035 [41] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 Abb.-55 Verlauf und Stand der Vorhaben aus dem EnLAG und dem BBPlG nach dem 3. Quartal 2020 [42] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 Abb.-56 Übersicht zur Notwendigkeit von Beurteilungs- und Zulassungsverfahren für Leitungen in Hoch- und Höchstspannungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 Abb.-57 Ermittlung des Ausbaubedarfs in den europäischen Übertragungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 Abb.-58 Schematische Darstellung des Ablaufs eines Raumordnungsverfahrens (nach [43,44]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 Abb.-59 Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors [45] . . . . . . . . . 87 Abb.-60 Schematische Darstellung des Ablaufs der Bundesfachplanung 90 Abb.-61 Schematische Darstellung des Ablaufs eines Planfeststellungsverfahrens nach dem Energiewirtschaftsgesetz, wie es beispielsweise für EnLAG-Vorhaben angewandt wird . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 Abb.-62 Das NOVA-Prinzip mit der Präzisierung 2021 [41] . . . . . . . . . . . 94 Abb.-63 Arbeitsschritte zur Erstellung des Umweltberichts [nach 50] . . 96 Abb.-64 Auszug aus Anlage 1 des Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes (UVPG) . . . . . . . . . . . . 98 Abb.-65 Schematische Darstellung des Ablaufs einer UVP . . . . . . . . . . . . 99 Abb.-66 Vogelschutzhauben bei einer 20-kV-Freileitung mit Stützisolatoren (links, Bild TE Connectivity) und Abstandsvorgaben für Abspannmaste aus der VDE-AR-N 4210-11 [54] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 Abbildungsverzeichnis 237 <?page no="239"?> Abb.-67 Ausführungsbeispiele von Vogelschutzmarkern, links das Modell Zebra-Marker des deutschen Herstellers Richard Bergner (Werkfoto Richard Berger) rechts das Modell FIREFLY des schwedischen Herstellers Hammarprodukter [57] . . . . . . . . . . . 102 Abb.-68 Schema des Ablaufs von Entschädigungsregelungen [nach 58] 104 Abb.-69 Übersicht zur Entschädigungspraxis und zur Höhe der Entschädigungen in Deutschland, Stand 2020 [58] . . . . . . . . . . . 105 Abb.-70 Seilaufbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 Abb.-71 Verschiedene Seilkonstruktionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 Abb.-72 Der Seildurchhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 Abb.-73 Relative Strombelastbarkeit, abhängig von der Windgeschwindigkeit und der Umgebungstemperatur beim Leiterseils Al/ St 265/ 35 [76] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 Abb.-74 Felddiagramme und maximale Feldstärken E bei verschiedenen Bündelanordnungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 118 Abb.-75 Schematische Darstellung verschiedener Leiterseiltypen [86] . . 120 Abb.-76 Durchhang in m von Al/ St 400/ 70 (Drake) bei 420-m Spanweite und verschiedenen Ausführungen in Abhängigkeit von der Seiltemperatur [84] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 121 Abb.-77 Power Donut, befestigt am Leiterseil [86] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 Abb.-78 Kraftmessdosen (rot) für die Zugkraftüberwachung des Leiterseiles [87] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 Abb.-79 Schwingungsschaden an einer Tragklemme . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 Abb.-80 Kármánsche Wirbelstraße bei einem windangeströmten Leiterseil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 Abb.-81 Unterschiedliche Geländeverhältnisse bei windangeregten Seilschwingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 Abb.-82 Drahtbruch (links) führt zu Leiterbruch (rechts) (Quelle: L. Cloutier) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 Abb.-83 VIBREC TM Schwingungsrecorder im Einsatz (Quelle: Pfisterer) 126 Abb.-84 Asymmetrischer Eisansatz auf einem leiterseil begünstigt Seiltanzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 Abb.-85 Historische Entwicklung von Freileitungsisolatoren . . . . . . . . . . 129 Abb.-86 Hängeisolator aus Glaskappen (linkes Bild), Langstab-Abspannkette (rechtes Bild) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129 Abb.-87 Stützisolatoren (linkes Bild) und Isoliertraverse (rechtes Bild) . 130 Abb.-88 Geometrische Parameter eines Isolators . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 Abb.-89 Fremdschichtüberschlag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 Abb.-90 Porzellan Langstabisolator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 Abb.-91 Glas-Kappenisolator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 Abb.-92 Aufbau eines Verbundisolators . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134 238 Abbildungsverzeichnis <?page no="240"?> Abb.-93 150 kV Verbundstützisolator im Einsatz; unten das dazugehörige statische System . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 Abb.-94 Hydrophobe Oberfläche von Silikon (links) vs. hydrophile Oberfläche von Porzellan und Glas (rechts) . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 Abb.-95 Die weltweit erste 380-kV Kompaktleitung mit Verbundisolatoren; a) vormalige Leitung, b) ausgeführte Kompaktleitung, c) konventionelle Alternative . . . . . . . . . . . . . . 136 Abb.-96 Leitungskompaktierung in der Mittelspannung . . . . . . . . . . . . . . 137 Abb.-97 Aufbau einer 110-kV-Abspannkette (Quelle: Pfisterer Lapp) . . . 137 Abb.-98 Tragklemmenvarianten (Quelle: U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 Abb.-99 Pressabspannklemme a (Quelle: S. Grossmann); Keilabspannklemme b (Quelle: Pfisterer); Abspannspirale c (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 Abb.-100 Deckelstromklemme (engl. parallel groove clamp) . . . . . . . . . . . . 140 Abb.-101 Warnkugel, die Einbuchtungen auf der Oberseite dienen zur leichteren Handhabung bei der Montage (Quelle Pfisterer) . . . . 140 Abb.-102 Stockbridge-Dämpfer (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 Abb.-103 Stockbridge-Dämpfer im Einsatz; das Gewicht an der Kette dient der Unterdrückung des sogenannten Hochzugs . . . . . . . . . . . . . . 141 Abb.-104 Explosionszeichnung eines dämpfenden Vierer-Bündel-Feldabstandhalters, (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . 142 Abb.-105 Bezeichnung der Bestandteile eines Stahlgittermastes (Quelle: E. Alter) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 Abb.-106 Elektrische Sicherheitsabstände am Mastkopf . . . . . . . . . . . . . . 144 Abb.-107 Erdseil mit Schutzbereich bei einem Donaumast [71] . . . . . . . . . 145 Abb.-108 Verschiedene Ausführungen von bewehrten Einzelfundamenten [71] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 Abb.-109 Vorbereitungsarbeiten auf der Baustelle a) und provisorische Baustraßen b) (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 Abb.-110 Aushub einer Fundamentgrube (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . 149 Abb.-111 Einbau des Fussstuhls (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 Abb.-112 Verfüllte Baugrube (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 Abb.-113 Baulager (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 Abb.-114 Anfuhr und Lagerung der Mastteile am Standort (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 151 Abb.-115 Wandweise Mastmontage mit dem Kran (Quelle: Omexom) . . . 151 Abb.-116 Mastmontage mit dem Hubschrauber (Quelle: Eduard Steiner AG/ CH) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 Abb.-117 Seilzug in einem Abspannabschnitt (Quelle: Omexom) . . . . . . . 153 Abb.-118 Trommelplatz aus der Luft (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . 153 Abbildungsverzeichnis 239 <?page no="241"?> Abb.-119 Montage von Abstandshaltern an einem horizontalen Zweierbündel mit Hilfe eines Leitungsfahrwagens (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 Abb.-120 Energiekabel mit Milliken-Leiter und Schirm aus Kupferdrähten 158 Abb.-121 EVU-Last und zugehöriger Belastungsgrad . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 Abb.-122 Kapazitäten Leiter-Erde (C E ), Leiter-Leiter (C L ) sowie Betriebskapazitäten (C B ) beim Einleiter- und beim Dreileiterkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 Abb.-123 Elektrische Feldverteilung bei Lufteinschluss in einem Dielektrikum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 Abb.-124 Prinzipieller Aufbau eines Einleiterkabels . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 Abb.-125 Verteilung des elektrischen Feldes mit (linker Bildteil) und ohne innere Leitschicht (rechter Bildteil) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 Abb.-126 20-kV-Kabel mit VPE-Isolation der Bauart NA2XS2Y (Quelle: Waskönig+Walter) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 165 Abb.-127 Niederdruck-Ölkabel für 110-kV der Bauart NÖKUDEY [138] . 166 Abb.-128 110-kV-Gasinnendruckkabel der Bauart NIVFST2Y (Quelle: NKT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 Abb.-129 110-kV-Gasaussendruckkabel der Bauart NPKDVFST2Y (Quelle: NKT) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 Abb.-130 380-kV-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation als Schichtenmantelkabel N2XS(FL)2Y, linker Bildausschnitt und als Wellenmantelkabel N2XKLD2Y, rechter Bildausschnitt (Quellen: Nexans, 50Hertz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 Abb.-131 Rohrleitungssystem GIL für Höchstspannung (Quelle: Siemens) 170 Abb.-132 HGÜ-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation für 380 und 525-kV [141] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 Abb.-133 Verlauf des Potenzials und der elektrischen Feldlinien ohne (linker Bildteil) und mit Feldsteuerung (rechter Bildteil) an der Absetzstelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Abb.-134 Schnitt durch eine Höchstspannungs-Verbindungsmuffe (Quelle: Südkabel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Abb.-135 Induktionsvorgang in Schirm und Erdreich bei Wechselstrom . 174 Abb.-136 Aufbau eines trockenen Innenraum-Endverschlusses (Quelle: Splicetec) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 Abb.-137 Beispiel eines Freiluftendverschlusses mit Verbundisolator (links) und schematischer Aufbau eines Freiluftendverschluss (rechts) (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 Abb.-138 Traditioneller mit einer Isolierflüssigkeit gefüllter GIS-Endverschluss, linker Bildteil und trockener, steckbarer GIS-Endverschluss, rechter Bildteil (Quelle: Brugg Cables) . . . . 177 Abb.-139 Schnitt durch ein steckbares Anschlusssystem (Quelle: Pfisterer) 178 240 Abbildungsverzeichnis <?page no="242"?> Abb.-140 Einbringen von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial (Flüssigboden) mit Auflasten zur Verhinderung des Auftriebs der Schutzrohre [143] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179 Abb.-141 Isolationsabstände von Freileitungen und Kabeln in der Mittel,- Hoch- und Höchstspannungsebene im Europäischen Verbundnetz (Quellen: [145-147]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183 Abb.-142 Elektrisch kurze Wechselstromleitung mit konzentrierten Elementen; Komplexe Größen sind hier durch einen Unterstrich gekennzeichnet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 Abb.-143 Einphasige Darstellung einer verlustlosen Drehstromleitung . . 187 Abb.-144 Blindleistungsbedarf einer Freileitung, eines Erdkabels und einer gasisolierten Leitung (GIL), alle 380 kV und 50 km lang, in Abhängigkeit der Wirkleistungsbelastung (Quelle: Schultz) . . . 190 Abb.-145 Maximal übertragbare Wirkleistung eines 380-kV-Kabels als Funktion der Länge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 Abb.-146 Elektrische und magnetische Felder im Nahbereich eines stromdurchflossenen Leiters . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 Abb.-147 Verlauf der magnetischen Flussdichte von Kabel und Freileitung in der 380-kV-Ebene bei maximaler Strombelastung in 1 m über dem Erdboden (Quelle: Bundesamt für Strahlenschutz) . . . . . . . 196 Abb.-148 Erhöhter Blitzschutz zur Dämpfung von Blitzstoßspannungen bei der Zwischenverkabelung einer 110-kV-Leitung [148] . . . . . 198 Abb.-149 Komponenten einer Konverterstation, linker Bildteil und Innenansicht einer Ventilhalle, rechter Bildteil (Quellen: [166], SIEMENS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 Abb.-150 Kostenstruktur bei Freileitungen und Kabeln in der Hoch- und Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 Abb.-151 Verlauf des Gesamtkostenverhältnisses zwischen AC- und DC-Kabeln und einer Freileitung im Höchstspannungsbereich in Abhängigkeit der Leitungslängen (nach [171]) . . . . . . . . . . . . . . 205 Abb.-152 Schematische Darstellung der Sektorenkopplung nach dem Wegfall der Einspeisungen aus fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Abb.-153 Elektrischer Widerstand von YBaCuO bei Abkühlung [180] . . 214 Abb.-154 Aufbau eines konzentrisch aufgebauten supraleitenden Drehstromkabels [181] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 Abbildungsverzeichnis 241 <?page no="243"?> Tabellenverzeichnis Tab. 1 Kleinste zulässige Abstände bei Freileitungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Tab. 2 Bestimmung der durchschnittlichen Höhen der Aufhängebzw. Abspannpunkte der unteren Seile an 110- und 380-kV-Freileitungsmasten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 Tab. 3 Belastungsgrenzen für gängige Leiterseile [71] . . . . . . . . . . . . . . . . . 115 Tab. 4 Geländekategorien beeinflussen die Schwingungsintensität . . . . . . 125 Tab. 5 Wichtige Bauartkurzzeichen für Kabel in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene mit Bezeichnungsbeispielen . . . . . . . . . . . . 163 Tab. 6 Überschlägige elektrische Kennwerte von Freileitungen und Kabeln für verschiedene Spannungsebenen (Quellen: [148, 149-151], nkt) 185 Tab. 7 Grenzwerte für elektrische und Magnetische Feldstärken gemäß (BImSchV) in Daueraufenthaltsbereichen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 Tab. 8 Anhaltswerte der Gesamtkosten für Drehstrom-Freileitungen und -Kabel im 110-kV-Bereich (Quellen: Netze BW 1) , [169, 167] 2) ) . . . . 203 Tab. 9 Anhaltswerte der Gesamtkosten für Freileitungen und Kabel im Höchstspannungsbereich für Drehstrom (AC)- und Gleichstromleitungen, Stand 2020 (DC) (Quellen: Netze BW 1) , [167] 2) , [170] 3) , ACER 4) ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 <?page no="244"?> Part of Sweco www.imp-gmbh.de info@imp-gmbh.de Für Sie unter Strom imp GmbH Engineering Solutions mit Erfahrungen aus über 25 Jahren! 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Zu finden sind auch die wichtigsten mathematischen Formeln, 170 Daten brennbarer Gase und Dämpfe mit den Angaben der CAS-Nummer bis hin zu deren UEG/ OEG, Zündtemperatur und Leitfähigkeiten sowie die Daten zu rund 50 gängigen Kunststoffen. Eine Tabelle mit den Permittivitäten häufig genutzter Stoffe rundet das Lexikon ab. Wolfgang Schubert, Günter Lüttgens Praxislexikon statische Elektrizität 1. Auflage 2022, 451 Seiten €[D] 98,00 ISBN 978-3-8169-3506-3 eISBN 978-3-8169-8506-8 expert verlag - Ein Unternehmen der Narr Francke Attempto Verlag GmbH + Co. KG Dischingerweg 5 \ 72070 Tübingen \ Germany Tel. +49 (0)7071 97 97 0 \ Fax +49 (0)7071 97 97 11 \ info@narr.de \ www.narr.de <?page no="256"?> Hoch hinaus Qualifizierung im Freileitungsbau In Kooperation mit: IHK Erfurt - Die Weiterbildung Arnstädter Straße 34, 99096 Erfurt weiterbildung-ihk-erfurt.de Ihre Ansprechpartnerin Sabine Arnold - Teamleiterin Weiterbildung 0361 3484-176 sabine-arnold@erfurt.ihk.de <?page no="258"?> Cteam Consulting & Anlagenbau GmbH Telefon +49 7351 44098 0 · E-Mail info@cteam.de Im Stocken 6 · 88444 Ummendorf Stärke entsteht im Team. Wir bauen auf Deine Competence. www.cteam.de/ karriere Cteam ist ein führender Dienstleister im deutschen und europäischen Strom- und Mobilfunknetz und mit mehr als 1.200 Mitarbeitern aus 21 Nationen zuverlässiger Partner für Engineering, Freileitungsbau, Mobilfunk und mobilen Bodenschutz. Mit den Netzbauprojekten in ganz Mitteleuropa schafft Cteam die Grundlage für eine hohe Versorgungssicherheit im Strom- und Mobilfunkmarkt, trägt zum Gelingen einer grünen Energiewende und der Digitalisierung vieler Lebensbereiche bei. Cteam digital erleben 360° VR <?page no="259"?> ISBN 978-3-381-10481-9 Das Buch enthält alle wesentlichen Grundlagen der Freileitungs- und Kabeltechnik im Hoch- und Höchstspannungsbereich in allgemein verständlicher Form. Der Inhalt Historie und Grundlagen des Hoch- und Höchstspannungsleitungsbaus - Aufbau und Struktur elektrischer Versorgungsnetze - Trassengestaltung - Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit - Maste, Leiterseile, Isolatoren und Armaturen - Mastgründung, Mastbau und Seilzug - Kabelkonstruktionen- und Garnituren, gasisolierte Rohrleitungen - Kabel für die Hochspannungs-Gleichstromübertragung - Vergleich der technischen Eigenschaften - Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung - Teilverkabelung - Gesamtkosten-Vergleich - zukünftige Entwicklungen in der Stromübertragung Die Zielgruppe Einsteiger und Seiteneinsteiger in das Thema Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen und -kabel sowie Beteiligte an Plan- und Genehmigungsverfahren. Beschäftigte bei Netzbetreibern, Komponentenherstellern und Dienstleistern, die mit der Netzplanung, der Leitungsplanung, dem Bau von Freileitungen, der Verlegung von Kabeln und mit der Herstellung von Komponenten und Zubehör befasst sind. Mitglieder von Bürgerinitiativen im Rahmen von Leitungsbau-Projekten sowie Angehörige von Parlamenten, Ministerien, Agenturen und Genehmigungsbehörden, die sich mit dem Netzausbau befassen. Die Autoren Markus Palic: Netzbauingenieur im Bereich Hoch- und Höchstspannungsleitungsbau. Danach Vorstand der Westdeutschen Licht- und Kraftwerke AG, Geschäftsführer der NEW-Netz und der Westenergie und Verkehr sowie Lehrbeauftragter an den Hochschulen Mannheim und Aachen/ Jülich. Konstantin O. Papailiou: Promotion an der ETH Zürich, Habilitation und Honorarprofessur an der TU Dresden. Lehraufträge an den Universitäten Stuttgart und Dresden. Vorm. Vorstandsvorsitzender der Pfisterer Holding AG und past Chairman des CIG- RE- Studienkomitees B2 für Freileitungen. Guntram Schultz: Planungsingenieur im Bereich Netzplanung und -entwicklung. Professor an der Hochschule Karlsruhe. Lehrbeauftragter und Gutachter für Netztechnik und regenerative Energieversorgung an verschiedenen Bildungs- und Ausbildungseinrichtungen. Die Autoren sind seit vielen Jahren in der Aus- und Fortbildung des Ingenieurnachwuchses tätig.