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Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen

0513
2024
978-3-3811-1332-3
978-3-3811-1331-6
expert verlag 
Markus Palic
Konstantin O. Papailiouhttps://orcid.org/0000-0002-5257-5805
Guntram Schultz
Herbert Lugschitz
10.24053/9783381113323

Das Buch enthält alle wesentlichen Grundlagen der Freileitungs- und Kabeltechnik im Hoch- und Höchstspannungsbereich. Die neue Auflage ist dank des neuen Mitautors Herbert Lugschitz internationaler ausgerichtet. Darüber hinaus wurde sie mit vielen Ausführungs- und Berechnungsbeispielen deutlich erweitert und eignet sich besonders als Unterrichts- und Nachschlagewerk.

<?page no="0"?> MARKUS PALIC KONSTANTIN O. PAPAILIOU GUNTRAM SCHULTZ HERBERT LUGSCHITZ Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen 2., überarbeitete und erweiterte Auflage <?page no="1"?> Die Omexom Hochspannung GmbH bringt Energie zu den Menschen. Sie ist Komplettdienstleister für Infrastruktur im Freileitungs- und Erdkabelbau. omexom.de WENN KNOW-HOW AUF BEGEISTERUNG TRIFFT Werde Teil der Energiewende! C M Y CM MY CY CMY K <?page no="2"?> Freileitungsbau Mobilfunkmastbau Engineering Mobiler Bodenschutz Competence die verbindet. www.cteam.de Cteam Consulting & Anlagenbau GmbH Im Stocken 6 D-88444 Ummendorf Fon + 49 7351 44098-0 Fax + 49 7351 44098-99 info@cteam.de www.cteam.de <?page no="4"?> Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen <?page no="6"?> Markus Palic / Konstantin O. Papailiou / Guntram Schultz / Herbert Lugschitz Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen 2., überarbeitete und erweiterte Auflage <?page no="7"?> 2., überarbeitete und erweiterte Auflage 2024 1. Auflage 2022 DOI: https: / / doi.org/ 10.24053/ 9783381113323 © 2024 · 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 Urheberrechtsgesetzes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen 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. 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Internet: www.expertverlag.de eMail: info@verlag.expert Elanders Waiblingen GmbH ISBN 978-3-381-11331-6 (Print) ISBN 978-3-381-11332-3 (ePDF) ISBN 978-3-381-11333-0 (ePub) Umschlagabbildung: © Amprion GmbH, Dortmund 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. <?page no="8"?> 11 13 15 1 17 17 1.1 17 1.1.1 17 1.1.2 21 1.2 25 1.2.1 29 1.2.2 32 1.2.3 37 1.3 39 1.4 41 1.4.1 42 1.4.2 46 1.4.3 47 1.5 49 1.5.1 49 1.5.2 51 1.5.3 53 1.6 54 1.6.1 55 1.6.2 56 1.6.3 57 1.6.4 59 1.6.5 60 1.7 62 2 65 65 Inhalt Geleitwort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorwort zur zweiten Auflage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Grundlagen der elektrischen Energieübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elektrotechnische Grundlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trafoprinzip und Effektivwert . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wirk-, Blind- und Scheinleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Historie der Stromübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungsentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bedeutung und Entwicklung des Normenwesens . . . . . . . . . . . . . . . . Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung . . . . . . . . . . . . . . . Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze . . . . . . . . . . . . . . Verbundnetze und Netzverbünde . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Netzstrukturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schalt- und Umspannanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einführung in die Netzplanung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Planungsgrundsätze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Das (n-1)-Kriterium . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Planungsarten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einführung in den Netzbetrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Leistungsgleichgewicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bedeutung der Frequenz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Regelleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lastabwurf bei Unterfrequenz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Netzzustände . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassengestaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . <?page no="9"?> 2.1 65 2.1.1 67 2.2 73 2.2.1 76 2.2.2 80 2.2.3 80 2.2.4 84 2.2.5 85 2.3 86 2.3.1 86 2.3.2 89 2.4 90 2.4.1 90 2.4.2 94 2.4.3 94 2.4.4 99 2.5 101 2.5.1 101 2.5.2 102 2.6 104 2.7 105 2.8 108 2.9 109 2.10 110 2.11 112 3 115 115 3.1 116 3.2 117 3.3 117 3.3.1 117 3.3.2 118 3.3.3 118 3.3.4 123 3.4 124 3.4.1 125 3.4.2 126 3.4.3 127 3.5 127 Freileitungstrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastformen und Landschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schutzbereiche von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beschränkungen innerhalb einer Freileitungstrasse . . . . . . . . . . . . . . . Schutzstreifen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassenführung und Raumnutzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bereiche mit Höhenbeschränkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Siedlungsbereiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Drehstrom-Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gleichstrom-Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verlegetechniken . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Offene Bauweise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einpflügen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verlegung in Mantelrohren und Infrastrukturröhren . . . . . . . . . . . . . . Verlegung im Infrastrukturkanal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffen und Übergangsanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Übergangsanlagen Kabel-Freileitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassenausnutzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kreuzungen, Näherungen und Parallelführungen . . . . . . . . . . . . . . . . Trassen mit temporären Freileitungsgestängen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Nachtrassierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Biodiversität in Leitungstrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland . . . . . . . . . Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verfahren für Hochspannungsleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verfahren für nicht vordringliche Höchstspannungsleitungen . . . . . Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) . . . . . Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Entwicklung des Europäischen Netzverbundes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Raumordnungsverfahren (ROV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aufgabe der Raumordnung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ablauf eines Raumordnungsverfahrens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Raumordnerische Beurteilung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bundesfachplanung (BFP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Inhalt <?page no="10"?> 3.6 130 3.6.1 131 3.6.2 132 3.7 134 3.8 136 3.8.1 136 3.8.2 138 3.8.3 142 3.8.4 151 3.9 151 3.10 154 4 157 157 4.1 157 4.2 160 4.2.1 160 4.2.2 169 4.3 172 4.3.1 173 4.3.2 180 4.3.3 184 4.3.4 187 4.3.5 191 4.3.6 194 4.3.7 196 4.3.8 197 4.3.9 198 4.3.10 202 4.3.11 204 4.4 215 4.4.1 216 4.4.2 222 4.4.3 224 4.4.4 226 4.4.5 227 4.5 243 4.5.1 245 4.5.2 258 4.5.3 262 4.5.4 262 Planfeststellungsverfahren (PFV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ablauf des Planfeststellungsverfahrens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Der Planfeststellungsbeschluss . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Das NOVA-Prinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln . . . . . . . . . . . . . Strategische Umweltprüfung (SUP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schutzgüter bei Umweltprüfungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Landschaftspflegerischer Begleitplan und Eingriffsausgleich . . . . . . . Entschädigungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungstechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lastannahmen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Dimensionierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Leiterseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Typen und grundlegende Eigenschaften von Leiterseilen . . . . . . . . . . Mechanisches Verhalten von Al/ St-Seilen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seildurchhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zustandsgleichung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Strombelastbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Korona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bündelleiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hochtemperatur-Leiterseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Monitoring . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilschwingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Isolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Klassifizierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Porzellanisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Glasisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verbundisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Armaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Isolatorkettenarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung von Seil- und Kettenarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schwingungsschutzarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inhalt 7 <?page no="11"?> 4.6 267 4.6.1 268 4.6.2 269 4.6.3 270 4.6.4 270 4.6.5 271 4.6.6 272 4.6.7 274 4.6.8 277 4.6.9 278 4.6.10 278 4.6.11 280 4.7 286 4.7.1 286 4.7.2 287 4.7.3 288 4.7.4 290 4.7.5 295 4.8 303 4.8.1 303 4.8.2 305 4.8.3 310 311 4.9 313 4.9.1 314 4.9.2 316 4.10 320 4.11 321 5 331 331 5.1 331 5.2 332 5.3 341 5.4 341 5.4.1 343 5.4.2 347 5.4.3 348 5.4.4 350 5.4.5 353 Tragwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Materialien und Gestaltung der Stahlgittermaste . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastarten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastkopfgeometrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Belastungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ermittlung der Stabkräfte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Festigkeitsberechnung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kompaktleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Blitzschutz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gründungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Leitungsbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vermessung und Mastaufteilung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorbereitung der Baustelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gründungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilzug . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspektion und Wartung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Wartungsaktivitäten und -strategien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Defekte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Arbeiten unter Spannung (AuS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.8.4 Robotik für Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . Aufwertung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ertüchtigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hybridleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einführung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelaufbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Die gebräuchlichsten Kabeltypen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel für Hoch- und Höchstspannung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel für Drehstrom in der Hochspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel für Drehstrom in der Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . Gasisolierte Rohrleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) . . . . . . . . Seekabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Inhalt <?page no="12"?> 5.5 355 5.5.1 355 5.5.2 359 5.6 365 5.7 365 5.8 369 5.8.1 369 5.8.2 373 5.8.3 375 5.9 378 5.9.1 379 5.9.2 383 5.9.3 385 5.10 387 5.11 387 5.12 389 5.13 391 5.14 392 6 395 395 6.1 395 6.2 398 6.3 399 6.3.1 399 6.3.2 400 6.3.3 401 6.3.4. 402 6.4 403 6.4.1 405 6.4.2 406 6.5 408 6.6 412 6.7 413 6.7.1 414 6.7.2 421 6.7.3 425 6.7.4 427 6.7.5 428 6.8 432 Kabelgarnituren für Drehstromsysteme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Endverschlüsse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelgarnituren für Hochspannungs-Gleichstromsysteme . . . . . . . . . Erdung von Hochspannungs-Kabelsystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorgehensweise bei der Kabelverlegung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verlegung im offenen Graben mit und ohne Schutzrohre . . . . . . . . . . Kabeltransport und Kabelzug . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zugkräfte bei der Kabelverlegung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelerwärmung und Wärmeabfuhr . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdverlegte Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Indirekte Kühlung mit Kühlrohren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Indirekte Kühlung in Tunnelanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inbetriebnahme von Hochspannungskabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Monitoring von Kabelanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagnose von Kabelanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einsatzgebiete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Material- und geometriebedingte Unterschiede im elektrischen Verhalten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Strombelastbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verluste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Stromabhängige Verluste in Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Spannungsabhängige Verluste in Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Stromabhängige Verluste in Kabeln und gasisolierten Leitungen . . . . Spannungsabhängige Verluste in Kabeln und gasisolierten Leitungen Elektrische und magnetische Felder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elektrische Felder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Magnetische Felder . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zuverlässigkeit und Lebensdauer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zwischen- und Teilverkabelung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Leitungen im Netzbetrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Berechnung unterschiedlicher Lastfälle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beispiele unterschiedlicher Lastfälle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung . . . . . . . . . . . . . . . Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse im Netz . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sternpunktbeschaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Integration von Gleichstromleitungen in bestehende Drehstromnetze Inhalt 9 <?page no="13"?> 6.9 438 6.10 440 6.10.1 442 6.10.2 443 6.11 446 7 449 449 7.1 450 7.2 451 7.3 452 7.4 453 7.4.1 453 7.4.2 454 7.4.3 459 7.4.4 461 7.4.5 463 7.5 464 466 467 473 490 Freileitungs- und Kabelanteile in den Netzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich Freileitung/ Kabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich in der Hochspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich in der Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Entwicklungstendenzen und Ausblick . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Übertragungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verteilnetze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sektorenkopplung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Technische Entwicklungen im Netzbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hochtemperatur-Leiterseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kompaktleitungen und alternatives Mastdesign . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gasisolierte Leitungen (GIL) für Drehstrom und Gleichstrom . . . . . . . Supraleiterkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . HGÜ-Kabel - Overlay-Netz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Danke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Register . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abbildungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tabellenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Inhalt <?page no="14"?> Geleitwort Die weltweiten Veränderungen in der Energiewirtschaft, getrieben durch die rasant wachsende Weltbevölkerung bei stark steigendem Pro-Kopf-Energieverbrauch versus endliche Ressourcen fossiler Brennstoffe, die notwendigen Anforderungen an die Umweltverträglichkeit und Akzeptanz von Energiewandlungs-, -transport- und -ver‐ teilungsanlagen, Forderungen an die Klimaneutralität und durch den liberalisierten Strommarkt gehen auch an Europa und Deutschland nicht vorbei. Außerdem stehen die Anforderungen hochtechnologischer und digitalisierter Industriegesellschaften an die Versorgungszuverlässigkeit und Sicherheit der Energieversorgung nicht immer im Einklang mit der politischen Stabilität von Ländern, aus denen Primärenergieträger bezogen werden, was einen deutlichen Trend zur weitgehenden Unabhängigkeit bei der Bereitstellung von Elektroenergie aus regenerativen Energiequellen erkennen lässt. Die damit verbundene räumliche Trennung von Erzeuger- und Verbraucherstandorten sowie die volatile Verfügbarkeit von Wind und Sonne stellen die Branche vor große Herausforderungen an das Elektroenergieversorgungssystem, seine Netze, Anlagen und Komponenten. Genau an diesem Punkt setzt das vorliegende Buch an. Es konzen‐ triert sich dabei auf Kabel und Freileitungen zur Übertragung und zur Verteilung elektrischer Energie in Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetzen. Dabei gelingt es den Autoren sehr gut, zum einen die Dreifaltigkeit von Historie, bewährter Tradi‐ tion und ingenieurtechnischer Erfahrung, zum anderen wissenschaftlich-technisches Grundlagen- und Fachwissen sowie aktuelle Herausforderungen für Hersteller, Planer, Errichter und Betreiber aufzuzeigen. Das Buch richtet sich an Lernende und Studierende ebenso wie an gestandene Fachleute, die sich weiterbilden und auf neue Aufgabenstellungen vorbereiten wollen. Es setzt im fachlichen Teil elektrotechnische Grundlagenkenntnisse des Lesers voraus, holt ihn dort ab und führt ihn auf verständliche Weise zu den aktuellen Fachthemen und Fragen. Dabei werden auch gesellschaftliche, juristische, verwaltungstechnische, wirtschaftliche, ökologische und Akzeptanzfragen nicht ausgelassen, was die Interdis‐ ziplinarität der Thematik deutlich macht. Eine Vielzahl von Beispielen mit konkreten Werten ist sehr hilfreich, nicht nur, um Zusammenhänge zu vertiefen, sondern ins‐ besondere auch, um Größenordnungen einschätzen und damit Entscheidungen aus ingenieurtechnischer Sicht treffen zu können. Sehr nützlich erscheint die Einführung wichtiger englischer Fachbegriffe. Inhaltlich widmet sich das Buch zunächst den Grundlagen von Strukturen und Netzen, um ein Verständnis zu entwickeln, warum und in welchem Umfang elektrische Verbindungen zwischen den Knotenpunkten eines Netzes erforderlich sind und welche Randbedingungen dazu zu beachten sind. Daraus leitet sich die Frage ab, welche Art der Verbindung zu wählen ist - Freileitung oder Kabel - und wie die Trasse aus technischen, wirtschaftlichen, ökologischen und genehmigungsrechtlichen Aspekten verlaufen sollte. Die dabei zu beachtenden Genehmigungsverfahren werden verständ‐ <?page no="15"?> lich erläutert. Einen Schwerpunkt bilden die nachfolgenden Kapitel mit technischen Erläuterungen zu Funktion, Aufbau, Komponenten und Errichtung von Freileitungen und Kabelanlagen. In gebotener Kürze erhält der Leser einen weitreichenden Über‐ blick, während Quellenangaben auf weiterführende Literatur verweisen. Mit dem vergleichenden Kapitel Freileitungen und Kabel in Übertragungs- und Verteilnetzen schließen die Autoren eine wichtige Lücke in der Diskussion um diese Thematik. Aus neutraler Sicht werden Vor- und Nachteile beider Arten elektroenergietechnischer Verbindungen wertfrei zusammengestellt. Ein letztes Kapitel gibt einen fundierten Ausblick auf technische Entwicklungen in der Freileitungs- und Kabeltechnik, denen wir uns zeitnah stellen müssen. Aufbau, Inhalt und Darstellung des Buches lassen unschwer erkennen, dass die Autoren Markus Palic, Konstantin O. Papailiou, Guntram Schultz und Herbert Lug‐ schitz Ingenieure mit jahrzehntelangen praktischen Erfahrungen, aber auch soliden Grundlagenkenntnissen sind, die dankenswerterweise ihr Wissen an interessierte, auch jüngere Fachpersonen anschaulich weitergeben. Prof. Dr.-Ing. Steffen Großmann 12 Geleitwort <?page no="16"?> Vorwort zur zweiten Auflage Die Frage nach der Gestaltung und dem Verlauf von überregionalen elektrischen Versorgungsleitungen im Hoch- und Höchstspannungsbereich steht seit Jahrzehnten im Mittelpunkt der öffentlichen Diskussion. Mal mehr, mal weniger. Einerseits führen ein steigendes Umweltbewusstsein in der Bevölkerung und andererseits die Pflicht der Netzbetreiber, die Netze durch deren Ausbau den wachsenden Erfordernissen anzupassen, in vielen Fällen zu teilweise erheblichen Konflikten. Durch die beschleu‐ nigte Verschiebung der Erzeugungsschwerpunkte im Zuge der Energiewende, weg von den traditionellen, meist nuklear und fossil betriebenen Kraftwerken in der Nähe der Lastschwerpunkte, hin zur regenerativen Stromerzeugung aus Windkraft in der Nord- und Ostsee, muss der erzeugte Strom über mehrere leistungsstarke Leitungsverbindungen über viele hundert Kilometer in die Mitte und den Süden Deutschlands transportiert werden. Unabhängig davon muss das bestehende Dreh‐ stromnetz in allen Spannungsebenen verstärkt und ausgebaut werden. Die anfängliche Absicht, den nötigen Ausbau des Höchstspannungs-Drehstromnetzes 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 inzwischen neben den Planern, den Genehmigungsbehörden und den Trägern öffentlicher Belange auch Heerscharen von Bürgerinnen und Bürger, die sich zu Bürgerinitiativen zusammenschließen, 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 Höchstspannungs-Drehstromnetz, 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 führt umfassend und dennoch leicht verständlich in das Thema ein und soll sowohl den Planern als auch den Verfahrensbeteiligten helfen, die jeweils anderen Themengebiete kennenzulernen. Hierzu ist es in einen ausführlichen technischen und einen verfahrenstechnischen Teil gegliedert. Im technischen Teil werden die beiden Betriebsmittel Kabel und Freileitung beschrieben, in ihrer Funkti‐ onsweisen miteinander verglichen und ihr Zusammenwirken im Netz beschrieben. Der an den Anfang gestellte verfahrenstechnische und umweltrechtliche Teil gibt einen Überblick über die durchzuführenden Planungs- und Genehmigungsverfahren, die in Deutschland inzwischen durch die Bundesnetzagentur detailliert vorgegeben werden. <?page no="17"?> Das Manuskript entstand aus der engen Zusammenarbeit der Autoren im Rahmen von Lehr- und Informationsveranstaltungen bei der Aus- und Weiterbildung des Ingenieurnachwuchses. In der zweiten Auflage wurden die Fehler aus der ersten korrigiert und missverständliches präzisiert. Darüber hinaus wurde sie mit zahlreichen Ausführungs- und Berechnungsbeispielen deutliche erweitert. Das Buch eignet sich als Unterrichtsmaterial für Studierende ebenso wie als Nachschlagewerk für Praktiker im Tätigkeitsfeld „Hoch- und Höchstspannungsnetzbau“. Karlsruhe, Malters, Wien, im Mai 2024 Markus Palic, Konstantin O. Papailiou, Guntram Schultz und Herbert Lugschitz 14 Vorwort zur zweiten Auflage <?page no="18"?> Einleitung Freileitung und Kabel sind beides Möglichkeiten zur Übertragung von elektrischer Energie. Beide Techniken haben ihre Vorteile und Nachteile, beide habe ihre optimalen Anwendungsbereiche. Das unmittelbare, das regionale, und manchmal auch das überregionale Umfeld eines Projektes beeinflussen die Entscheidung für die Freileitung oder für das Kabel, ebenso wie die technische, betriebliche und kaufmännische Sicht. Es hat sich immer wieder gezeigt, dass jedes Vorhaben für sich und aufs Neue zu betrachten ist. Allgemeine Aussagen oder Verweise auf andere Projekte, bei denen aus diesen oder jenen Gründen die Freileitung oder das Kabel errichtet wurden, sind nicht sinnvoll und nicht hilfreich - das wird oft übersehen. Über Freileitungen und Kabel gibt es eine große Anzahl technischer Publikationen und Informationsbroschüren von Anwendern und Herstellern, Studien und Untersu‐ chungen von Wissenschaftseinrichtungen, Vorgaben von nationalen und internatio‐ nalen Normungsgremien wie IEC, CENELEC und DIN, Ausarbeitungen, Symposien und Kongresse von Fachorganisationen, und das Internet ist voll mit Beiträgen zum Thema. Die Übersicht ist nicht leicht, ganz im Gegenteil. Genau hier setzt das Buch an. Die Autoren stellen Aspekte der Freileitungen und Kabel dar. Das Buch hilft den Lesern zu einer neutralen Sichtweise dieses oft heftig diskutierten Themas. Die Autoren greifen dabei auf ihre jahrzehntelangen Erfahrungen im Bereich der Stromübertragung und elektrischer Netze zu, auf ihre universitären Lehrtätigkeiten und Kurse, ihre zahlreichen Veröffentlichungen, Diskussionsbeiträge bei Kongressen, Symposien und Workshops, nicht nur im deutschsprachigen Raum, sondern darüber hinaus. Um über das Thema zu sprechen, benötigt man ein Grundwissen über die allgemeine Hochspannungstechnik und auch über die Besonderheiten von Freileitungen und Kabeln. Das Besondere dieses Buches ist eben, dass beide Techniken in einem Buch behandelt werden. Es vermittelt auch aktuelles Wissen über die Netzsituation und die Rechtslage mit dem Schwerpunkt auf Deutschland und Europa. Wie in vielen Bereichen unseres Lebens hat auch unsere heutige Technik einen historischen Hintergrund, der für das Verständnis ihrer Anwendung wichtig ist. Auch dieser Aspekt wird im Buch aufgegriffen. Die Leser können mit diesem Buch ihr Wissen vertiefen, ihre bisherigen Betrach‐ tungsweisen überprüfen, festigen, ändern oder kalibrieren - das alles auch als Er‐ gänzung zu bereits bestehenden Publikationen und Darstellungen. Andere werden vielleicht in eine für sie neue Welt unseres alltäglichen Technikumfeldes eintauchen. So vermittelt das Buch einen wichtigen Beitrag in der öffentlichen, aber auch in der fachspezifischen Diskussion. <?page no="20"?> 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung Zusammenfassung Im ersten Kapitel werden die wichtigsten Grundlagen der Elektrotechnik, wie das Trafoprinzip, der Effektivwert sowie die Leistungsarten Wirk-, Blind- und Scheinleis‐ tung als Basis für das Verständnis der Stromübertragungstechnik erläutert. Ihnen folgt die historische Entwicklung der Stromübertragung mit Freileitungen und Kabeln. Dabei wird deren Entwicklung anhand von historischen Entwicklungsschritten von den Anfängen im ausgehenden 19ten Jahrhundert bis in die Gegenwart dargestellt. Die Schwerpunkte dabei liegen zunächst beim Streit um die Wahl der Spannungsart und die darauffolgende Entwicklung der Spannungshöhen bis hin zur Bildung von Versorgungs- und Verbundnetzen. Ebenso werden die Planungsgrundsätze wie das (n-1)-Kriterium sowie die Bedeutung der Frequenz als Stabilitätskriterium für eine sicher Stromversorgung erläutert. 1.1 Elektrotechnische Grundlagen Um die Stromübertragungstechnik zu verstehen ist die Kenntnis der Grundphänomene der Elektrotechnik unabdingbar. Deshalb stehen sie hier am Anfang des Buches. Weitere wichtigen Phänomene werden an anderer Stelle ausführlich erklärt. Die Darstellung der elementaren elektrischen bzw. elektromagnetischen Effekte wird auch von Lesern verstanden, die sich bisher mit Elektrotechnik nur sehr wenig oder gar nicht beschäftigt haben. In den Ausführungen und Berechnungsbeispielen werden die Normspannungen mit 230 V und 400 V verwendet. Im Hoch- und Höchstspannungs‐ bereich hingegen werden die Nennspannungen in den Spannungsstufen 110, 220 und 380 kV angegeben. Hier gelten jeweils die höchsten Betriebsspannungen von 123, 245 und 420-kV. 1.1.1 Trafoprinzip und Effektivwert Zunächst zum Trafoprinzip. Die Entdeckung der Elektrodynamik reicht in die erste Hälfte des 19. Jahrhunderts zurück. Seither wurden deren Anwendungen weiterent‐ wickelt 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 Kupferwick‐ lung angeschlossene Spannungsmesser schlug aus, das heißt, eine Spannung wurde erzeugt. Sobald der Dauermagnet zur Ruhe kam, zeigte der Spannungsmesser keine Spannung mehr an. Das bedeutet, dass eine Spannung nur dann erzeugt wird, wenn der Dauermagnet in der Spule ständig hin und her bewegt wird. Hier handelt es sich um das Dynamo-Prinzip als eine der Möglichkeiten der Stromerzeugung, wie sie beispielsweise <?page no="21"?> (1.1) (1.2) (1.3) in Generatoren genutzt wird. Der charakteristische Sinusverlauf der in Generatoren erzeugten Wechselspannung und des damit verbundenen Wechselstroms ergibt sich aus der Drehbewegung, mit der im Generator eine Leiterschleife bzw. eine Wicklung mit konstanter Drehgeschwindigkeit in einem Magnetfeld bewegt, und auf diese Weise eine Wechselspannung erzeugt wird. Eine spezielle Form der Wechselspannung entsteht, wenn drei Wicklungen, jeweils um 120 ° versetzt, Wechselströme erzeugen. In diesem Fall bilden die Wechselströme ein System, das als Dreiphasenwechselstrom bzw. Drehstrom bezeichnet wird. Dieses System findet weltweit in der öffentlichen Stromversorgung Verwendung. Der charakteristische Sinusverlauf der Spannung be‐ wirkt, dass der Effektivwert, also der tatsächlich wirksame Wert, niedriger ist als der Scheitelwert. Der Effektivwert ergibt sich aus dem quadratischen Mittelwert (engl. RMS: Root Mean Square) der Spannung. Für den Zusammenhang zwischen dem Scheitelwert der Wechselspannung û und dem Effektivwert U gilt demnach U 2 = û 2 2 Daraus wird U = û 2 Da der Strom der Sinus-Form der Spannung folgt, gilt analog I = i 2 Darin bedeuten: U Effektivwert der Wechselspannung V û Scheitelwert der Wechselspannung V I Effektivwert des Wechselstroms A î Scheitelwert des Wechselstroms A So entstehen Effektivwerte für Strom und Spannung, die in ihrer Wirkung dem Wert der Gleichspannung bzw. des Gleichstroms entsprechen. Das bedeutet, dass die sinusförmige Wechselspannung und der sinusförmige Wechselstrom an einem Widerstand über eine bestimmte Zeitdauer gleich viel elektrische Arbeit verrichten, wie eine gleich hohe Gleichspannung bzw. ein gleich hoher Gleichstrom. Bei den Angaben der Nennspannungen im Stromnetz der öffentlichen Versorgung wird stets der Effektivwert verwendet. Für die Bemessung der elektrischen Isolation ist jedoch der Scheitelwert der Spannung maßgebend. 18 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="22"?> (1.4) (1.5) (1.6) Taucht man anstelle eines rotierenden Generators einen Eisenkern in eine Spule und legt eine Wechselspannung an, entwickelt sich der Eisenkern zu einem Magneten, der wie ein Permanentmagnet eiserne Gegenstände anzieht. 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 U mit derselben Frequenz. Dies ist die Grundlage der Transformation. Entsprechend dem Verhältnis der Windungsanzahl N in der einen Spule zur Windungsanzahl in der zweiten, ergeben sich die jeweiligen Höhen der Wechselspannungen in den Spulen. Dabei gilt: N 1 N 2 = U 1 U 2 Da sich die übertragene Leistung P aus dem Produkt von Strom und Spannung U ergibt, verhalten sich die Ströme auf der Primär- und Sekundärseite umgekehrt proportional zu den Windungen bzw. Spannungen. Hier gilt: N 1 N 2 = U 1 U 2 = I 2 I 1 Da Transformatoren, wie alle technischen Einrichtungen, nicht verlustfrei arbeiten, gilt: P 2 P 1 = η T Darin bedeuten: N 1 Windungszahl der Primärspule - N 2 Windungszahl der Sekundärspule - U 1 An der Primärspule anliegende Spannung V U 2 An der Sekundärspule anliegende Spannung V I 1 Strom durch die Primärspule A I 2 Strom durch die Primärspule A P 1 Leistung auf der Primärseite W P 2 Leistung auf der Sekundärseite W η T Trafowirkungsgrad - 1.1 Elektrotechnische Grundlagen 19 <?page no="23"?> Zur Optimierung des magnetischen Flusses innerhalb des Eisenkerns werden die Spulen wie in Abb. 1.1 gezeigt angeordnet. In dieser Anordnung erreichen die Wir‐ kungsgrade η T von Transformatoren 0,94-0,98 bzw. 94-98 %. 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 Wechsel-bzw. Drehstromnetzen, wie noch zu sehen sein wird, zwischen den Übertragungsspannungen und den Strömen nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten optimiert werden. Beispiel Ein Wechselstromtransformator zum Anschluss an U 1 =230 V besitzt auf der Primärseite eine Spule mit N 1 =300 Windungen. Auf der Sekundärseite werden U 2 =12 V erwartet. a) Welche Windungszahl N 2 muss auf der Sekundärseite gewählt werden? b) Auf der Primärseite wird ein Strom von I 1 =2A gemessen. Wie hoch ist die Leistungsabgabe auf der Sekundärseite, wenn der Wirkungsgrad des Trafos η T = 97 % beträgt? Zu a) Für die Windungszahl auf der Primärseite gilt: N 2 = N 1 ⋅ U 2 U 1 N 2 = 300 ⋅ 12V 230V N 2 = 16W indungen Zu b) Die primärseitige Leistungsaufnahme ergibt sich zu: P 1 = U 1 ⋅ I 1 P 1 = 230V ⋅ 2A = 460W , und die sekundärseitige Leistungsabgabe zu: P 2 = P 1 ⋅ η T = 460W · 0, 97 = 446W . 20 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="24"?> Abb. 1.1: Das Trafoprinzip 1.1.2 Wirk-, Blind- und Scheinleistung Mit der Erläuterung des „induktiven“ Trafoprinzips sind wir bereits auf den Spuren der induktiven Blindleistung. Bevor durch eine 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 andere Richtung fließen muss. Und das bei der Frequenz von 50 Hertz (Hz) 100-mal pro Sekunde. Damit ergibt sich ein geringerer Wirkanteil des Stromflusses, weil 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 erzeugt. Alle elektrotechnischen Bauelemente, die eine Spule besitzen, wie Transformatoren und Motoren sind potenzielle Verursacher von induktivem Blindstrom. 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 sogenannten Kondensator. Dieser besteht aus zwei ausge‐ dehnten Platten, die durch ein isolierendes Material, das als Dielektrikum bezeichnet wird, getrennt sind. Legt man an die Platten eine Gleichspannung an, so verteilen sich die Ladungsträger auf den beiden Platten und es entsteht im Dielektrikum ein gleichmäßiges, elektrisches Feld. 1.1 Elektrotechnische Grundlagen 21 <?page no="25"?> (1.7) Abb. 1.2: Das Hochspannungskabel als langgestreckter Kondensator Wird aber an die beiden Platten eines Kondensators eine Wechselspannung angelegt, müssen die Ladungsträger im Takt der Frequenz ständig von der Quelle und den beiden Platten hin und wieder zurückeilen. Eine weitere Besonderheit bei dieser Anordnung ist, dass sich die Ladungsträger erst auf den beiden Platten verteilen müssen, bevor eine Spannung dazwischen entstehen kann. D. h., der Strom muss erst fließen, bevor sich die Spannung aufbaut. Hier eilt also der Strom der Spannung voraus. Hoch- und Höchstspannungskabel entsprechen in ihren Bauformen und ihren Wesenseigenschaften einem langgestreckten, konzentrischen Kondensator. Die Lei‐ teroberfläche wirkt als eine Platte und die Außenhülle, der metallische Schirm, als die andere (Abb. 1.2, links). Stellen wir uns hierzu zwischen dem Leiter des Kabels und dessen Schirm eine Vielzahl kleiner Kondensatoren vor (Abb. 1.2, rechts). Wird nun eine Wechselspannung U zwischen dem Leiter und den in der Regel geerdeten Schirm angelegt, wandern die Ladungsträger, wie schon angedeutet, durch die ständige Umpolung von einer Platte zur anderen hin und her. Auf diese Weise erzeugen sie einen Strom, der nur dem Ladungsaustausch zwischen den Platten dient, das Kabel belastet, aber zu dem eigentlichen Stromtransport nichts beiträgt. Der Gesamtstrom durch den Leiter, der als Scheinstrom I S bezeichnet wird, setzt sich also aus dem wirksam übertragenen Wirkstrom I W und dem kapazitiven Blindstrom I C zusammen. Allerdings nicht algebraisch, sondern in Form zweier Vektoren, die einen Winkel von 90° einschließen. Demzufolge gilt: I S = I W2 + I C2 Es bedeuten: I S Scheinstrom A I C Kapazitiver Blindstrom A I W Wirkstrom A Mit zunehmender Länge des Kabels steigt dessen sogenannte Kapazität und somit auch der kapazitive Blindstrom. Bei Höchstspannungskabeln führt dieses Phänomen zu 22 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="26"?> Längenbeschränkungen. 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 Kabeln in das mit Wechselstrom betriebene Leitungsnetz beschränkt ist. Nun haben wir zwei Arten von Blindstrom kennengelernt, die trotz ihres uner‐ wünschten Erscheinens segensreiche Eigenschaften besitzen. Sie lassen sich nämlich gegenseitig kompensieren. Da bei Kapazitäten der Strom der Spannung voraus- und bei Induktivitäten nacheilt, können sie sich gegenseitig mit Blindstrom versorgen und so den Blindstromanteil reduzieren oder gänzlich kompensieren. Damit kann über die Versorgungsleitungen ein hoher Anteil an Wirkstrom und damit verbunden an Wirkleistung übertragen werden. Im Hinblick auf die rechnerische Behandlung versieht man die beiden Blindleistungsarten mit einem Vorzeichen, und zwar die induktive mit einem positiven und die kapazitive mit einem negativen. Abb. 1.3: Kapazitive und induktive Lasten im Wechselstromnetz (links: Ströme, rechts: Leistungen) Zum besseren Verständnis dieser Verhältnisse bedient man sich in der Elektrotechnik sogenannter Zeigerdiagramme (Abb.-1.3), die die Zusammenhänge zwischen Strömen und Spannungen veranschaulichen. Dasselbe gilt auch für die vier Leistungsarten. Hierzu wird in der Regel ein Vier-Quadranten-System genutzt, in dem auf der Abszisse die reellen Anteile, also die Wirkanteile und auf der Ordinate die sogenannten imaginären, also die Blindleistungsanteile abgetragen werden. So lässt sich durch geometrische Addition jeder Zustand darstellen. Im linken Teil der Abb. 1.3 sehen wir, 1.1 Elektrotechnische Grundlagen 23 <?page no="27"?> (1.8) (1.9) (1.10) wie Strom und Spannung zueinanderstehen. Die Schöpfer des Zeigerdiagramms in der Elektrotechnik entschieden sich für ein linksdrehendes (d. h. im Gegenuhrzeigersinn rotierendes) System. So sehen wir als Momentaufnahme die Spannung U parallel zur Abszisse. Der der Spannung vorauseilende kapazitive Blindstrom zeigt nach oben und spannt zwischen Schein- und Wirkstrom I W den Winkel φ auf. Umgekehrt ist der Zeiger des induktiven Blindstroms nach unten gerichtet. In beiden Fällen bilden sich rechtwinklige Dreiecke, die die Größenverhältnisse der einzelnen Ströme zeigen. Der Scheinstrom teilt sich demnach geometrisch in den Wirkstrom und den kapazitiven bzw. induktiven Blindstrom auf. Multipliziert man die jeweiligen Ströme mit der dazugehörigen Spannung, so ergibt sich das Zeigerdiagramm in der Abb. 1.3, rechter Bildteil. Dort, wo zuvor der Wirkstrom abgetragen war, steht nun die Wirkleistung P. Die jeweiligen Blindleistungsanteile spannen wie zuvor nach unten und nach oben den Winkel φ auf. Die Scheinleistung S ergibt sich aus dem Produkt der angelegten Spannung U und dem Scheinstrom I S . S = U ⋅ I s Nach der Multiplikation der Scheinleistung S mit dem Leistungsfaktor Cosinus φ erhalten wir die übertragbare Wirkleistung P. P = S · cosφ = U ⋅ I s ⋅ cosφ Bei symmetrischer Belastung der Einzelleiter ergibt sich für das dreiphasige Dreh‐ stromnetz die übertragbare Leistung entsprechend. P = 3 ⋅ S · cos φ = 3 ⋅ U ⋅ I s ⋅ cos φ Es bedeuten: S Scheinleistung VA U Spannung V I S Scheinstrom A P Wirkleistung W cos ⱷ Leistungsfaktor (Cosinus Phi) - In den Übertragungsnetzen wird stets ein Leistungsfaktor nahe eins angestrebt. In diesem Fall steht ein hoher Anteil des Leitungsquerschnitts der Kabel und der Freileitungen zum Transport der Wirkleistung zur Verfügung. Beispiel In einem Drehstromnetz mit einer Betriebsspannung von U = 400 V soll ein Drehstrom- Asynchronmotor betrieben werden. Auf dem Leistungsschild steht eine Wirkleistung von P = 3,8 kW und ein Leistungsfaktor von cos φ = 0,8. Wie hoch ist der Betriebs‐ strom-I S ? 24 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="28"?> Abb. 1.4: Nikola Tesla (links) und Thomas Alva Edi‐ son (rechts) - zwei Protagonisten im Stromkrieg [1.1] I s = P 3 ⋅ U ⋅ cos φ = 3800W 3 ⋅ 400V ⋅ cos φ = 6, 9A Der Betriebsstrom beträgt 6,9 A. 1.2 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 bei der Fernübertragung elektrischer Energie. Die beiden Prot‐ agonisten Thomas Alva Edison und Ni‐ kola Tesla (Abb. 1.4) stritten im aus‐ gehenden 19. Jahrhundert unerbittlich über diese Frage. Während sich Edison als Verfechter des Gleichstroms (DC, aus dem Englischen: direct current) ve‐ hement für die Gleichstromübertragung einsetzte, bewies Tesla den größeren Weitblick, indem er eine Wechselbzw. Drehstromübertragung (AC, aus dem Englischen: alternating current) forderte, die wir heute auf unterschiedlichen Span‐ nungsebenen in der öffentlichen Elektrizitätsversorgung europaweit mit einer Fre‐ quenz von 50 Hz einsetzen. Dass wir uns heute erneut mit der Gleichstromübertragung in der Höchstspannungsebene befassen, hat mit dieser Entscheidung erst einmal nichts zu tun. Davon später. Nicola Tesla war ein serbischer Ingenieur, der sein Studium an der technischen Hochschule im Österreichischen 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.“ Damit begann für den 28-jährigen Tesla die Arbeit im Unternehmen des neun Jahre älteren Genies, der zu dieser Zeit mit einer Vielzahl von Erfindungen rund um die Elektrizitätsanwendung bereits berühmt und ein erfolgreicher Geschäftsmann war. 1.2 Historie der Stromübertragung 25 <?page no="29"?> 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 sollte. Er erkannte Teslas Genialität und beauftragte ihn, mit Aussicht auf eine erkleckliche Prämie, seine Gleichstrommotoren 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 Tesla gemeinsam mit dem Großindustriellen George Westinghouse die Wechselstromtechnik weiter und begann, sie auch zur Fernüber‐ tragung von Elektrizität einzusetzen. So gerieten Edison und Westinghouse, der Teslas Wechselstromforschung 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 seiner Gefährlichkeit behördlich verbieten zu lassen. Ohne Erfolg. Da es damals weder Gleichnoch Wechselrichter gab, waren die Anwendungen im‐ mer dann von der Art der Transportspannung abhängig, wenn die Stromerzeugung und die Nutzung räumlich auseinanderfielen. Der Gleichstrommotor war ein eingeführtes und auch schon einigermaßen ausgereiftes Antriebsaggregat mit vielen Vorzügen. Er konnte mit Gleichstromgeneratoren und mit Batterien gleichermaßen betrieben werden. Seine Erfindung reichte in die erste Hälfte des 19. Jahrhunderts zurück. Für Beleuchtungszwecke, der damaligen Hauptanwendung der Elektrizität, war die Art der Spannung einerlei. Die Glühlampen leuchteten mit Gleichstrom ebenso gut wie mit Wechselstrom. Den Wechselstrombzw. Drehstrommotor hatte Tesla aber gerade erst erfunden. Dessen kommerzieller Einsatz ließ noch auf sich warten. Für die Elektrizitätsübertragung über weite Strecken erwies sich Gleichstrom als weniger geeignet. Die erste Gleichstrom-Überland-Freileitung, die Oskar von Miller (Abb. 1.5), 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 Miesbach 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 Telegraphenleitung hatte einen Leitungswiderstand von 3.000 Ohm (Ω) und brachte es gerade einmal auf einen Wirkungsgrad von rund 25 % [1.2]. Die Wahl eines größeren Querschnitts hätte das Ergebnis sicher verbessert, zufriedenstellend wäre es allerdings auch nicht gewesen. Höhere Leistungen über län‐ gere Strecken mit Gleichstrom zu übertragen, bedeutete damals, wegen der begrenzten Spannungshöhe, große Querschnitte aus teurem Kupfer. Obendrein führte das Schalten 26 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="30"?> hoher Gleichströme durch Lichtbögen an den Schaltkontakten fortwährend zu einem unerwünschten Abbrand. Abb. 1.5:  Oskar von Miller [1.3] - Abb. 1.6:  Internationale Frankfurter Elektrizitätsausstellung 1891 [1.4] Rund zehn Jahre später war es erneut Oskar von Miller, der sich als Pionier hervor‐ tat. Für die in Frankfurt am Main stattfindende „Internationale Elektrotechnische Ausstellung“ 1891 (Abb. 1.6), die er organisierte, ließ er wieder eine Überlandleitung bauen. Diesmal mit hochgespanntem Drehstrom betrieben, und in einem Design, das sich für spätere Hochspannungs-Freileitungen 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 Dreiphasen-Transformator auf 15 kV hochtransformiert und über die Freileitung nach Frankfurt weitergeleitet wurde. 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 1.000 Glühlampen einen 74 kW starken Drehstrom-Synchron‐ motor, 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 hatte eine Leistung von 221 kW und erzeugte eine Wechselspannung mit einer Frequenz von 40-Hz [1.5]. Mit diesem Projekt zeigte 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 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 [1.6]. Durch die auf dem elektromagnetischen Prinzip beruhende Transformation von niedrigen auf hohe 1.2 Historie der Stromübertragung 27 <?page no="31"?> und später auch 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 Durchbruch für die Übertragungstechnik mit Wechselstrom und für den Ausbau von Stromnetzen in allen Spannungsebenen. 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, wichen großen, effizienteren Erzeugungseinheiten, die in größerer Entfernung zu den Lastzentren lagen und so Transportleitungen und später Transport- und Verteilnetze benötigten, um diese zu erreichen. Da sich die Leistung aus dem Produkt von Spannung und Strom errechnet, konnten über Transformatoren nahezu beliebig hohe Spannungen erzeugt werden, die bei den Leitungen lediglich längere Isolatoren benötigten. Solche Leitungen waren deutlich billiger herzustellen als jene mit dicken Kupferleitern für hohe Ströme. So entstanden wirtschaftliche, an die Transportentfernung angepasste und optimierte Höhen von Strömen und Spannungen. Die Transportentfernungen wurden immer größer und zogen steigende Übertragungsspannungen nach sich. Bald gab es die noch heute gern benutzte Faustformel, wonach die Übertragungsspannung je Kilometer Entfernung zwischen den Kraftwerken, Umspannbzw. 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 im Tagebau gefördert oder bei der Steinkohle, die auf See- und Flusswegen leicht zu ihrem Bestimmungsort transportiert werden konnte. So wurden die Kraftwerke immer weiter ausgebaut und die erzeugte elektrische Energie über immer weitere Strecken zu den Lastzentren, 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. 28 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="32"?> 1.2.1 Freileitungsentwicklung 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 deutsch-schweizerischen Grenze. In sechsjähriger Planungs- und Bauzeit errichtete das Rheinisch-Westfälische Elektrizitätswerk (RWE) die Leitung über mehrere Regionen hinweg. Sie verband insgesamt sieben Umspannanlagen und diente dem Energieaustausch zwischen Kohlekraft aus dem Rheinischen Revier und der Wasserkraft im Süden Deutschlands und der Schweiz. Sie gilt als die erste sogenannte Verbundleitung Deutschlands. Zunächst war die Leitung für den Betrieb mit 380 kV konzipiert worden, ging aber dann mit 220 kV in Betrieb. Die erste 380-kV- Drehstrom-Freileitung in Deutschland nahm erst 1957 ihren Dienst auf, nachdem die Schweden bereits fünf Jahre zuvor eine Leitung in dieser Spannungsebene mit einer Übertragungsleistung von 1.000 MW in Betrieb genommen hatten. Die über 340 km lange, erste deutsche 380-kV-Freileitung baute das RWE nach umfassenden Versuchen auf einem Testgelände in Mannheim zwischen den Umspannwerken Rom‐ merskirchen bei Köln und Hoheneck bei Stuttgart. 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 Übertragungskapazitäten der Leitungen in niedrigeren Spannungsebenen nicht mehr ausreichten [1.7]. 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.-1.7). Das Europäische Verbundnetz wird bis heute in dieser Spannungsebene und mit einer Frequenz von 50 Hz betrieben. Dass sich hieran in naher Zukunft etwas ändert, gilt als äußerst unwahrscheinlich. Hinzukommen wird allerdings die geplante Höchst‐ spannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) über Erdkabel, die künftig integrierter Be‐ standteil des bestehenden Übertragungsnetzes für die Übertragung hoher 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. 1.2 Historie der Stromübertragung 29 <?page no="33"?> Abb. 1.7: Abspannmast im Leitungszug der 380-kV- Leitung Rommerskirchen-Hoheneck mit Donau‐ mastbild [1.7] Außerhalb von Europa, in dünnbesie‐ delten Flächenstaaten wie Russland und Kanada kamen zur Überbrückung grö‐ ßerer Distanzen bald Drehstrom-Freilei‐ tungen mit noch höheren Übertragungs‐ spannungen zum Einsatz. So baute die Kanadische Hydro-Quebec 1965 die erste 735-kV-Freileitung über 500 km mit einer Übertragungsleistung von 5.300 MVA, die von den Stauseen um Manicouagan nach Montreal führte [1.8]. 1985 nahm der kasachische Ener‐ gieversorger KEGOC die weltweit erste Drehstromfreileitung mit 1.150 kV in Be‐ trieb. Sie verlief in der ersten Ausbau‐ stufe vom Kraftwerk in Ekibastus über 700 km nach Kökschetau. Nach mehre‐ ren Ausbaustufen misst die Leitung in‐ zwischen über 1.400 km. Die Übertra‐ gungsleistung wird mit 5.500 MVA angegeben [1.9]. Bei dieser Spannungs‐ ebene sollte es im Drehstrombereich weltweit erst einmal bleiben. 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 wegen des fehlenden Blind‐ leistungsbedarfs eine hervorragende Möglichkeit, Energie über große Entfernungen mit sehr geringen Verlusten zu übertragen. Allerdings handelt es sich dabei bisher fast ausschließlich um Punkt-zu-Punkt-Verbindungen. An beiden Enden einer solchen Lei‐ tung sind großräumige Umrichter-Stationen erforderlich, sogenannte Konverter, die diese Übertragungsleitungen in das bestehende Höchstspannungs-Drehstromnetz ein‐ binden. 30 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="34"?> Abb. 1.8: Entwicklung der Drehstrom-Spannungsstufen für Freileitungen in Deutschland und der Welt Die bisher höchste Spannungsebene für die Höchstspannungs-Gleichstromübertra‐ gung über Freileitungen beträgt ± 1.100 kV (also 2.200 kV zwischen Plus- und Minuspol). Diese, über 3.400 km lange HGÜ-Freileitung verbindet die chinesischen Städte Changji und Guquan und wird mit einer Übertragungsleistung von 12.000 MW angegeben [1.11, 1.12]. Mit wachsenden Übertragungsspannungen und den damit einhergehenden größeren Abständen zwischen den Leitern steigen die resultierenden elektrischen Feldstärken in der Nähe von Freileitungen in der Höchstspannungsebene stark an und 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 Bevöl‐ kerung, 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. Neben der Landschaftsbelastung war der angebliche Elektrosmog (elektrische und magnetische Felder im Nahbereich der Leitung) ein weiterer Ablehnungsgrund [1.10]. Militante Gruppen verübten in den 1980er Jahren sogar Anschläge auf Höchstspannungsmaste, indem sie die Eckstiele ansägten. Glücklicherweise verliefen die Aktionen ohne Personenschäden, da die Netzbetreiber die Standsicherheit der Maste umgehend wiederherstellen konnten. 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 verkabelt werden. 1.2 Historie der Stromübertragung 31 <?page no="35"?> 1.2.2 Kabelentwicklung 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.-1.9). Bis heute ähnelt der Aufbau von Muffen diesem Grundmuster. Abb. 1.9: Darstellung des Kruesi-Tubes mit den drei Leitern im Rohr (unten), einer offenen Muffe (mittig) und einer verschlossenen Muffe (oben) [1.13] Das patentierte Kabel diente der Stromübertragung vom ersten US-Kraftwerk „Pearl Street“ in New York, welches einige hundert von Edisons Glühfadenlampen in der Stadt versorgte, und die mit dem von Edison bevorzugten Gleichstrom mit einer Spannung von 110 V betrieben wurden. Das Netz erfuhr in den darauffolgenden Jahren einen 32 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="36"?> wesentlichen Ausbau und versorgte nach dessen Vollendung dem Vernehmen nach 10.000 Lampen [1.13]. Eine andere Art der Isolation entstand gut 30 Jahre zuvor. 1847 hatte der damals junge Werner Siemens eine Extruder-Presse zur Ummantelung von unterirdischen und im Meer verlegten Telegrafenleitungen mit Guttapercha, einem gummiartigen Baum‐ sekret, erfunden, das in den 1880er Jahren vermehrt auch als isolierende Ummantelung bei Energiekabeln diente. Etwa zur gleichen Zeit entwickelten Siemens & Halske ein Starkstromkabel für die Versorgung einer Beleuchtungsanlage der Post in Berlin. Das mit gewachster Jute isolierte 220-V-Gleichstromkabel erhielt eine Bandeisenarmierung und wurde direkt in Erde verlegt. Diese Art der Kabelverlegung setzte sich in der Folgezeit gegen die Verlegung in eigens hierfür vorbereiteten Kanälen durch. Für Kabelverbindungen und -abzweige wurden gusseiserne Muffen verwendet, wie sie in Form und Werkstoff bis vor wenigen Jahrzehnten weltweit zum Einsatz kamen. Nach einem kurzen Intermezzo mit der Verlegung von blanken Kupferdrähten auf Isolatoren in sogenannten Monier- Kanalsystemen ausgangs der 1880er Jahre kehrten die damaligen Stromversorger reu‐ mütig wieder zu erdverlegten Kabeln zurück. Die gebrochenen Deckel der Betontröge führten fortwährend zu Wassereinbrüchen und zu folgenschweren Kurzschlüssen [1.14]. Mit zunehmenden Übertragungsspannungen stiegen die Anforderungen an die Spannungsfestigkeit des isolierenden Dielektrikums, das im Gegensatz zum Isolierme‐ dium Luft bei Freileitungen mit einigen Metern, in den Kabeln nur wenige Zentimeter beträgt. Zudem erweichten die bis dahin verwendeten Isolierwerkstoffe bei höheren Betriebstemperaturen, die im Gegensatz zu Telegraphenkabeln bei Energiekabeln durch höhere Strombelastungen und der damit verbundenen Erwärmung auftraten. In den darauffolgenden Jahren kamen vermehrt ölgetränkte Faserstoffe, wie Jute und Hanf als Isoliermaterialien zum Einsatz, die neben einer höheren Spannungsfestigkeit auch eine bessere Temperaturbeständigkeit aufwiesen [1.15]. Ein robuster Bleimantel schützte die Isolation vor Feuchtigkeitseintritt. Ab der Wende zum 20 Jahrhundert verbesserten geschichtete, mineralölgetränkte Papierisolierungen 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 Spannungsfestigkeit 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 neben dem Bleimantel eine innere Schutzhülle, gefolgt von einer Bewehrung aus Stahlband und einer äußeren Schutzhülle aus Faserstoffen (Abb.-1.10 und 1.11). 1.2 Historie der Stromübertragung 33 <?page no="37"?> Äußere Schutzhülle (Faserstoff) Stahlband-Bewehrung Innere Schutzhülle Bleimantel Gürtelisolierung (Ölgetränktes Papier) Leiterisolierung (Ölgetränktes Papier) Mehrdrähtiger Leiter (Al oder Cu) Abb. 1.10:  Aufbau eines alten Gürtelkabels Abb. 1.11: 30-kV-Gürtelkabel im Jahr 1911 [1.15] 1911 kam dieser Kabeltyp mit einer Betriebsspannung von 30 kV erstmals auf dem europäischen Kontinent bei der Versorgung der Stadt Berlin und ihrer umgebenden Landbereichen zum Einsatz [1.15]. Im gleichen Jahr nahm die Königliche Eisenbahn-Direktion Halle das erste Wechsel‐ stromkabel mit 60 kV und einer Länge von 43 km als Speiseleitung für die elektrifizierte Versuchsstrecke zwischen Dessau und Bitterfeld in Betrieb. Der nächste Entwicklungs‐ schritt gelang etwa 1920 mit einem nach dessen Erfinder benannten Höchstädter- Papier, das aus perforierter Aluminiumfolie bestand und über die Isolation der Einzel‐ leiter gewickelt wurde. Diese Entwicklung ging auf einen Vorschlag Höchstädters zurück, den er bereits zehn Jahre zuvor gemacht hatte. Durch die bessere Feldverteilung ließ sich eine höhere Spannungsfestigkeit des Isoliermaterials erreichen. 1923 folgte die nächste Spannungsstufe mit einem 130-kV-Öldruckkabel mit dünnflüssigem Öl des italienischen Kabelherstellers Pirelli, der eine 600 m lange Versuchsstrecke mit drei Einzelleitern baute. 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-Kabelnetz mit Niederdruckölkabeln in der Stadt [1.8]. Anfang der 1950er Jahre führte die rasant steigende Lastentwicklung in der 110-kV-Ebene zum breiten Einsatz von Niederdruck-Ölkabeln mit Blei- und Alumi‐ niummänteln, sowohl in Einals auch in Dreileiterausführungen. Diese kamen vornehmlich in Ballungszentren zum Einsatz, in denen Freileitungen in dieser Span‐ 34 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="38"?> nungsebene nicht errichtet werden konnten. Parallel hierzu bauten die Schweden 1952 die ersten 380-kV-Kabelstrecken als Ölkabel, die sie wenige Jahre später bereits mit 425-kV betrieben. Obschon die ersten kunststoffisolierten Kabel in der Niederspannungsebene bereits in den vierziger Jahren Verwendung fanden, kamen die ersten 110-kV-Polyethylen- Kunststoff-Kabel (PE) in Deutschland erst 1973 auf den Markt. Anfängliche Probleme mit sogenannten water trees, also „Feuchtigkeitsbäumchen“ in feinen Rissen der Kunststoffisolation, die Teilentladungen und in der Folge Kabelfehler verursachten, führten zur Weiterentwicklung in Richtung längs- und querwasserdichten vernetzten Polyethylen-Kabeln (VPE bzw. XLPE). Diese haben sich in dieser Spannungsebene seither etabliert und sind allenthalben weit verbreitet. Mitte der 1970er Jahre wählte die Schluchseewerk 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 Strom über einen auf Kunststoffisolatoren gestützten Rohrleiter in einem gasgefüllten größeren Rohr [1.17]. Aufgrund der hohen Kosten und der Verwendung des als stärkstes Treibhausgas bekannten Isolationsmittels kam diese Technologie in der Folgezeit für den Stromtransport nur in Sonderfällen zum Einsatz. Beispielsweise bei großen Höhenunterschieden, in denen andere Kabel‐ technologien, insbesondere Ölkabel, nicht in Frage kamen. 1976 baute die Berliner Städtische Elektrizitätswerke AG (Bewag) die weltweit erste über 8 km lange innerstädtische 380-kV-Kabelverbindung zwischen den Umspannwer‐ ken Berlin-Reuter und -Mitte. Sie bestand aus zwei papierisolierten Niederdruck-Öl‐ kabel-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-VPE- Drehstromkabel. Und schon 1996 ging das erste 380-kV-VPE-Kabel bei den Neckarwer‐ ken im württembergischen Deizisau 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 [1.20]. In den nächsten Jahren sollen die Nord-Süd-Kabelstrecken in Deutschland als HGÜ-Kabel mit + 525 kV, einem Kupferquerschnitt von 3.000 mm² und einer Übertra‐ gungsleistung von mehr als 2.000-MW pro System verlegt werden. Im Zuge der Energiewende steht in Deutschland und sicher auch in ganz Europa künftig eine fundamentale Weiterentwicklung aller Netzebenen bevor. Der bisherige Netzausbau orientierte sich hauptsächlich an leistungsfähigen Verbindungen von nach und nach entstandenen Erzeugungs- und Lastschwerpunkten, die zum großen 1.2 Historie der Stromübertragung 35 <?page no="39"?> Teil weniger als 100-km voneinander entfernt lagen. In den kommenden Jahren und Jahrzehnten ist nunmehr eine grundlegende Neuausrichtung nötig. Nach der Verab‐ schiedung von der Kernkraft und der absehbaren Trennung von Kohlekraftwerken wird in Zukunft mehr auf die Windparks in der Nord- und Ostsee sowie die weitläufig auf dem Festland verteilte Wind- und Solarenergie nebst flexiblen Gaskraftwerken gesetzt. Hierzu passt die vorhandene Struktur des Höchstspannungsnetzes nicht mehr. Während es in den Verteilnetzen einer zum Teil massiven Verstärkung bedarf, damit Fotovoltaik und Onshore-Windkraftwerke restriktionsfrei in das Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetz einspeisen können, benötigt das Übertragungsnetz leistungsstarke Verbindungen zwischen den neuen Erzeugungsschwerpunkten im Norden und den durch Kraftwerksstilllegungen energetisch verwaisenden Süden der Republik. Die noch vor wenigen Jahren geplante Energieübertragung über mehrere Nord-Süd-Verbindungen, die auf einem massiven Ausbau des Höchstspannungs- Drehstromnetzes in Freileitungsbauweise basierte, scheiterte am zum Teil massiven Widerstand der Bevölkerung. Kaum wurde die Planung einer Höchstspannungs- Freileitung offenkundig, formierte sich der Widerstand auf breiter Front. Die von Leitungsbaugegnern beklagte Zerschneidung und Entwertung der dicht besiedelten Landschaftsräume durch massive Freileitungen wurde strikt abgelehnt. Dies führte 2016 seitens des Gesetzgebers zu einer grundlegenden Planänderung, wonach die leistungsstarken Nord-Süd-Übertragungsleitungen nunmehr vorrangig als Hoch‐ spannungs-Gleichstromkabel (HGÜ-Kabel) ausgeführt werden sollen. Da alles neu und anders geplant werden musste, verzögert sich seitdem der dringend nötige Ausbau des Höchstspannungsnetzes um etliche Jahre. Mit hoher Wahrscheinlichkeit wird der Netzausbau mit dem Ausbau der offshore-Windkraftkapazitäten in der Nord- und Ostsee und der bevorstehenden Abschaltung der verbliebenen Kohlekraft‐ werke auf dem Festland bis 2030 voraussichtlich nicht Schritt halten können. 36 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="40"?> Abb. 1.12: Spannungsstufen in der Entwicklung von Kabeltechniken 1.2.3 Bedeutung und Entwicklung des Normenwesens Bei der Errichtung von Leitungsnetzen kommen Komponenten verschiedener Herstel‐ ler in großer Zahl zum Einsatz. Unterschiedliche Umgebungsparameter, unterschied‐ liche Anforderungen und Erwartungen unterschiedlicher Eigentümer und Betreiber sind zu berücksichtigen. Und wenn diese Leitungen die Netze verschiedener Länder oder Staaten verbinden, sind auch unterschiedliche Praktiken der Leitungsbetreiber und Sprachen zu berücksichtigen. Dennoch muss das alles zusammenpassen, um elektrische Energie sicher und zuverlässig zu transportieren, und zwar von Norwegen bis Gibraltar. Hier ist das Normungswesen gefordert. Techniker sind daran gewöhnt, bei ihren Planungen auf Normen zurückgreifen zu können. Und sie erwarten auch, dass solche zur Verfügung stehen. Am Beginn der Freileitungs- und Kabeltechnik war das noch nicht durchgehend der Fall. Mit dem immer stärker werdenden Ausbau der Netze entstanden Produktnormen (sie bestimmen Mindestwerte für die Herstellung von Masten, Leitern, Kabeln, Muffen, etc.) und Normen für die Ermittlung der Planungsparameter einer Leitung (z. B. Windlasten, Mindestabstände zu Objekten und Gelände, Verlegetiefen der Kabel). Es entstanden nationale und später internationale Normungsgremien. Normengesetze bilden seit Jahrzehnten die rechtliche und gesetzliche Grundlage für den Leitungsbau in vielen Ländern. Für unsere betrachteten Anwendungsfälle sind insbesondere folgende Gremien relevant: 1.2 Historie der Stromübertragung 37 <?page no="41"?> Weltweite Normung ISO---International Standardization Organisation (z.-B. Stahlbau, Tiefbau). IEC---International Electrotechnical Commission (Elektrotechnik). Europäische Normung CEN---Comité Européen de Normalisation (z.-B. Stahlbau, Tiefbau). CENELEC---European Committee for Electrotechnical Standardization, (Elektrotechnik). ETSI---European Telecommunication Standardization Institute (Nachrichtentechnik). Nationale Normung z.B. Deutschland DIN---Deutsches Institut für Normung (z.-B. Stahlbau, Bauwesen). VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (Wissenschaft, Standar‐ disierung, Prüfung, Zertifizierung und Anwendungsberatung). DKE - Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik in DIN und VDE (elektrotechnische Normung). z.B. Österreich ON---Österreichisches Normungsinstitut (z.-B. Stahlbau, Tiefbau). OVE---Österreichischer Verband für Elektrotechnik (seit 1883). Ähnliche Aufteilungen im Normenwesen existieren in vielen Ländern der Welt. Für die Erarbeitung einer Norm wird auf den Erfahrungsschatz von Fachleuten auf ihrem Gebiet zugegriffen und auf bereits vorhandene Bestandsnormen - sofern diese existieren. Auch wird auf Vorfeldorganisationen im Fachbereich zugegriffen, die Aus‐ arbeitungen zum Thema bereits erstellt haben. Fallweise werden diese Organisationen auch mit der Grundlagenerhebung für eine neue Norm beauftragt. Typische solcher Vorfeldorganisationen sind: CIGRE - Conseil International des Grands Réseaux Électriques, Paris, weltweite Relevanz (Elektrotechnik). IEEE - Institute of Electrical and Electronics Engineers, USA, weltweite Relevanz (technische Innovationen, Elektrotechnik). FFN - Forum Netztechnik/ Netzbetrieb im VDE - Deutschland (Anwendungsregeln, Hin‐ weise, Studien und Positionspapiere, Netzbetrieb). Ein gutes Beispiel für die Abstimmung im staatenübergreifenden Normenwesen hat CENELEC mit der Euronorm EN50341 „Freileitungen über AC 1 kV - Teil 1: Allgemeine Anforderungen - Gemeinsame Festlegungen“ herausgebracht. Diese Norm gilt für alle 34 Mitgliedsländer der CENELEC (Abb. 1.13). Jedes Land hat die Möglichkeit, seine nationalen Besonderheiten (z. B. Klima, Gesetzeslage) in nationalen Anhängen 38 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="42"?> (NNA) zu diesem Hauptteil einzubringen. Damit liegt ein europäischer Standard für die Bemessung von Freileitungen vor - als Grundlage für den nationalen und europäischen Stromtransport und auch mit dem Ziel, Handelshemmnisse zwischen Ländern abzubauen. Abb. 1.13: Mitglieder der CENELEC (dunkelgrün) und Partner (hellgrün) [1.29] 1.3 Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung Die Energieübertragung über Drehstromfreileitungen genießt in einem vermaschten Höchstspannungsnetz alle Vorzüge, die eine flächendeckende, mehr oder weniger homogene Verteilung von Erzeugungs- und Lastschwerpunkten an Land benötigt. Die bereits erwähnte Verschiebung der Erzeugungskapazitäten in die windhöffigen Küs‐ tenregionen, bis hin zur Offshore-Windkraft in den Gewässern der Nord und Ostsee, erfordert leistungsfähige Leitungsverbindungen bis in den Südwesten Deutschlands. 1.3 Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung 39 <?page no="43"?> Die erstbeste Lösung, diese als Drehstrom-Freileitungen auszuführen, scheiterte am erbitterten Widerstand der Bevölkerung. Eine Verkabelung in der Spannungsebene mit Drehstromkabeln schied aus, weil sie, wie im Kapitel 1.2.2 erklärt, bei größeren Kabellängen ohne Blindleistungs-Kompensation keine Wirkleistung mehr übertragen können. Die Kompensation ist aber sehr aufwändig und macht längere Kabelverbin‐ dungen in Höchstspannungs-Drehstromnetzen störungsanfällig und unwirtschaftlich. Anders verhält es sich bei Gleichstromkabeln. Da Gleichstromkabel keinen Blindleis‐ tungsbedarf besitzen, können sie in beliebigen Längen kompensationsfrei 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 der Leiter und damit verbundene, niedrige elektrische Widerstände reduzieren. Nun stellt sich die Frage, weshalb sich die Urväter der Elektrizitätsversorgung damals nicht für Gleichspannung und Gleichstrom entschieden, wie Edison es forderte. Gleichstrom hat gegenüber Wechselstrom zwei gravierende Nachteile. Zum einen funktioniert bei Gleichstrom das Trafoprinzip nicht. Somit ist eine wirtschaftliche Op‐ timierung des Netzausbaus durch eine entsprechende Wahl der Übertragungsspannung und des Stromes nicht möglich gewesen. 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. Trotz vielbeachteter Entwicklungen und Pilotinstallationen auf dem Gebiet von Gleichstromschaltern für hohe Ströme werden bis jetzt HGÜ-Strecken auf der Wechselstromseite der Stromrich‐ teranlagen geschaltet. Was aber hat sich seit dem Beginn der Stromübertragung so sehr verändert, dass es 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-Gleich‐ richter aus dem Drehstromnetz gespeist wurden. 1939 gelang es schließlich über Quecksilberdampf-Ventile, vom Entwickler, der Schweizerischen BBC, als „Mutatoren“ bezeichnet, auch netzgeführte Wechselrichter herzustellen [1.26]. 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. So konnten die Vorteile der Gleichstromtechnik zur Energieübertragung durch bessere Ausnutzung des Leiterquerschnitts genutzt werden. Durch den zweiten Weltkrieg unterbrochen, wurde diese Entwicklung in der damaligen Sowjetunion wieder aufgenommen und 1951 die erste kommerzielle Gleichstrom-Übertragungsstrecke zwischen Kashira und Moskau (±100-kV, 30-MW, 100 km) errichtet. Drei Jahre später folgte die erste Seekabelverbindung zwischen der Insel Gotland und dem schwedischen Festland. Die Übertragung geschah über ein einadriges Kabel mit Rückleitung durch Elektroden im Seewasser. Weitere Anlagen 40 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="44"?> folgten, und die Systeme mit den störanfälligen Quecksilberdampfventilen wurden in den 1970er Jahren durch zuverlässigere Thyristor-Halbleiter ersetzt. Als erstes Projekt ist hier „Nelson River Bipole“ in Kanada mit knapp 2.000 MW über 900 km mit einer Spannung von ± 460-kV zu nennen. Danach wurden Systeme mit Thyristoren großflächig weltweit mit immer höheren Leistungen und Entfernungen gebaut. Inzwischen befinden sich zahlreiche solcher Anlagen in Afrika, Asien sowie Nord- und Südamerika. Aber auch die Verbindung von Netzen unterschiedlicher Frequenzen oder unter‐ schiedlicher Verfahren zu deren Regelung gelang über so genannte Gleichstrom-Kurz‐ kupplungen. Inzwischen existieren weltweit einige Dutzend solcher Verbindungen [1.20]. Offshore-Windkraftanlagen können nur über Seekabel mit dem Festland verbunden werden. Dies macht bei größeren Entfernungen Probleme, die sich nur mit Hilfe der Gleichstromtechnik wirtschaftlich lösen lassen. Der endgültige Durchbruch in der Stromrichter-Technologie gelang schließlich in den neunziger Jahren des vergangenen Jahrhunderts mit bipolaren Transistoren, sogenannten IGBTs. Es handelt sich dabei um Elemente, die sich im Gegensatz zu Thyristoren gezielt an- und abschalten lassen. Damit reduzieren sich z. B. die Blindleistungsprobleme und der Aufwand an Filtern beträchtlich. Inzwischen ist diese Technik dominierend und wird bei HGÜ-Verbindun‐ gen in den sogenannten Konverter-Stationen vielfach eingesetzt [1.20]. Ergo: Durch die moderne Halbleitertechnologie erfährt die Gleichstromübertragung eine Renaissance und eignet sich besonders für die Übertragung hoher Leistungen über Höchstspannungskabel. Diese Verbindungen sind bisher fast ausschließlich Punkt-zu- Punkt-Verbindungen, die überwiegend wechselstromseitig geschaltet werden. 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze Im Sprachgebrauch wird häufig die Gesamtheit aller Stromleitungen zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie, unabhängig von Netzstruktur und Spannungs‐ ebene als „Stromnetz“ bezeichnet. Betrachtet man es etwas differenzierter, sind die zu einem Großen und Ganzen miteinander verbundenen Kabel und Freileitungen, die mit einheitlicher Spannung und Frequenz betrieben werden, eigenständige Stromnetze. In Deutschland und den meisten europäischen Ländern unterscheidet man grundsätzlich zwischen Übertragungs- und Verteilnetzen (Abb. 1.17). Während Verteilnetze dazu dienen, die elektrische Energie auf den Spannungsebenen 0,4 kV 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 in den Spannungsebenen 150 kV (Offshore- Seekabel), 220-kV und 380-kV. 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze 41 <?page no="45"?> Abb. 1.14 zeigt das Höchstspannungsnetz der Bundesrepublik Deutschland im Ausbauzustand zu Beginn des Jahres 2024. Es enthält auch die zu dem Zeitpunkt im Bau befindlichen und geplanten Leitungen in den Ebenen der Höchstspannung. Obschon alle Spannungsstufen über 1 kV definitionsgemäß als „Hochspannung“, und die Spannungsebenen über 150 kV als „Höchstspannung“ gelten, haben sich im Sprachgebrauch auch unter Fachleuten im deutschsprachigen Raum vier Spannungs‐ kategorien etabliert. ■ Niederspannung bis 1-kV, ■ Mittelspannung, hauptsächlich 10 und 20-kV, ■ Hochspannung 110-kV sowie ■ Höchstspannung 150, 220 und 380-kV. In manchen Quellen finden sich auch abweichende Definitionen, auf die im Folgenden nicht weiter eingegangen wird. 1.4.1 Verbundnetze und Netzverbünde Die Höchstspannungsebene bildet in Deutschland mit 220 und 380 kV 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 (Abb.-1.14). Das zentraleuro‐ päische Verbundnetz reicht von der nordöstlichen Region Polens bis zur südwestlichen Spitze Portugals und wird als UCTE-Netz bezeichnet (Abb. 1.15). Um sich gegenseitig wirkungsvoll und schnell zu unterstützen und vor allem aber stützen zu können, wurde das UCTE-Netz in dieser Ebene galvanisch zusammengeschaltet. Das bedeutet, dass sowohl die Frequenz als auch der Frequenzverlauf in allen Netzteilen stets gleich sind. Nebenbei bemerkt, ist dieser Verbund im Vergleich mit den zahlreichen weltweit existierenden Netzverbünden wegen seiner Größe und Leistungsfähigkeit derjenige, mit der höchsten Frequenzstabilität, also mit den geringsten Abweichungen der Frequenz vom 50-Hertz-Sollwert. 42 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="46"?> Abb. 1.14: Deutsches Höchstspannungsnetz, Übersichtskarte, 1.1.2024 (Quelle: Forum Netztech‐ nik/ Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) - VDE, Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.-V., [1.18]) 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze 43 <?page no="47"?> Abb. 1.15: Netzverbünde in Europa, UCTE-Mitgliedstaaten in blau dargestellt, Stand 2001 [1.30] Hierbei steht der historische Begriff UCTE für „Union for the Coordination of Trans‐ mission of Electricity“, übersetzt: „Vereinigung für die Koordinierung des Transports elektrischer Energie“. Inzwischen nimmt der „Europäische Verband der Übertragungs‐ netzbetreiber“, (ENTSO-E) die Aufgaben für die Koordinierung des europäischen Stromsystems wahr. Aktuell betreut der Verband insgesamt 39 Europäische Übertra‐ gungsnetzbetreiber aus 35 Ländern. Er ist zuständig und verantwortlich für den sicheren Betrieb des Europäischen Stromsystems. Die Mitglieder verpflichten sich, die Versorgungssicherheit durch Festlegungen der technischen und organisatorischen Spielregeln für eine uneingeschränkte Interoperabilität der Subsysteme bezüglich 44 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="48"?> Energieaustausch und der Fähigkeit der gegenseitigen Aushilfe bei Störungen aufrecht‐ zuerhalten. Neben der technischen Zusammenarbeit der ÜNB innerhalb des Verbandes bündelt er deren Fachwissen und entwickelt Standards für die Ausbauplanung und den länderübergreifenden Netzbetrieb. Darin ist das Netzgebiet der UCTE als „Regio‐ nalgruppe Kontinentaleuropa“ (RG CE) integriert [1.19]. Abb. 1.16: „Interconnected Network of ENTSO-E”, die hellgelbe Fläche ist das Übertragungsnetz der entso-e. 220-kV Leitungen sind grün, 300-330-kV gelb, 380-kV rot, 500-kV violett, 750-kV blau eingezeichnet. [1.28] In älteren Quellen ist noch von der UCPTE zu lesen. Im Vorgängerverbund waren vor der Liberalisierung der europäischen Energieversorgung 1996 mit dem Buchstaben „P“ (Production) auch die zentraleuropäischen Stromproduzenten, also die Kraftwerksbe‐ treiber, Mitglieder. Danach vereinigten sich diese wegen der zwingenden Entflechtung zwischen den Netzen und den Erzeugungsanlagen in anderen Verbünden. Aber zurück zum deutschen Netz: Über eine Vielzahl von Umspannanlagen wird die Energie aus der Höchstspannungsebene in die 110-kV-Netze eigespeist. Große Metropolen wie Berlin, Hamburg oder München sind wegen ihres hohen Energiebe‐ darfs direkt in das Höchstspannungsnetz eingebunden. Die darunter liegende 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 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze 45 <?page no="49"?> von 16,7 Hz 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 20 kV, zum Teil noch mit 10 kV, betrieben und versorgen kleinere 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 versorgt. Bis in die 90er Jahre des vorigen Jahrhunderts verliefen die Energieflüsse stets von Netzen der höheren zu Netzen mit den niedrigeren Spannungsebenen. Im Wesentli‐ chen also von den über das Landesinnere verteilten, in das Höchstspannungsnetz einspeisenden Großkraftwerken hin zu den Verbrauchern in den darunter liegenden Netzebenen. Dank der inzwischen in allen Spanungsebenen einspeisenden, meist re‐ generativen Erzeuger, haben sich die Energieflussrichtungen zum Teil umgekehrt. Die Erzeugungsüberschüsse in den unterlagerten Netzen schwappen mitunter über in die darüberliegenden. Durch das Trafoprinzip, welches gleichermaßen das Herunterwie Herauftransformieren ermöglicht, kann die Energie den Gegebenheiten entsprechend zwischen den Spannungsebenen vice versa fließen. So speisten die ersten großen Windparks in der Eifel, die bereits Anfang der 2.000er Jahre mehr elektrische Energie innerhalb des Mittelspannungsnetzes erzeugten, als dort entnommen werden konnte, im großen Stil in das überlagerte 110-kV-Netz zurück. Von nun an waren die Energie‐ flüsse 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 sogenannten Redispatch-Maßnahmen, die im Grunde nichts anderes bedeuten als Leistungsreduzierungen bzw. Stillsetzungen von Anlagen, wegen drohender Netzüberlastungen. Mit großen Anstrengungen und mit hohem finanziel‐ lem Aufwand versuchen die Netzbetreiber die Leitungsverbindungen zu ertüchtigen, um Einschränkungen bei den Einspeisungen zu vermeiden. Schließlich müssen die Netzbetreiber die Betreiber abgeregelter Anlagen für den Ausfall in Deutschland nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz so entschädigen, als ob sie eingespeist hätten. 1.4.2 Netzstrukturen Die Netzstrukturen orientieren sich stets an den Aufgaben der einzelnen Netzbzw. Spannungsebenen (Abb. 1.18). Oder anders gesagt: Die Netze werden den Anforderun‐ gen entsprechend geplant und gebaut. So bildet das als Übertragungsnetz fungierende Höchstspannungsnetz innerhalb des Europäischen Verbundes, ein sogenanntes Ma‐ 46 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="50"?> schennetz, 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 Redundanzen, die ein Höchstmaß an Versorgungssicherheit versprechen. Dabei dienen die Schaltanlagen als Knotenpunkte, in denen mehrere Leitungen zusammenlaufen. So lassen sich abhängig von den Last‐ verhältnissen in den einzelnen Leitungszweigen optimale Betriebsweisen realisieren. Die Netze der vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland bilden darüber hinaus eigenständige Regelzonen, in denen die jeweiligen Betreiber die Verantwortung für die Frequenz- und Spannungshaltung tragen. Abb. 1.17: Spannungsebenen in Deutschland 1.4.3 Schalt- und Umspannanlagen Umspannanlagen in der Höchstspannungsebene übernehmen neben der Funktion als Schaltanlagen innerhalb einer Netzebene auch die Aufgabe der Spannungstrans‐ formation in die darunterliegende Netzebene bzw. Netzebenen. Die Netze der Hoch‐ spannungsebene (meist 110 kV), 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, die allein 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze 47 <?page no="51"?> schon deshalb nicht beliebig verknüpft werden können. Davon mehr in einem späteren Kapitel. U T HGÜ HGÜ- HGÜ-Verbindungen S K T K K U U U U U U U U U U U U U U U U U S S S U S S U T T U U U T T T S S S U U S S S S T T T T T T T T T T T T T Urbanes Hochspannungsnetz Ländliches Hochspannungsnetz Ländliches Mittelspannungsnetz Urbanes Mittelspannungsnetz Niederspannungsnetze Höchstspannungsnetz Nachbarländer Grenzen Umspannung Umspannanlage Schaltanlage Konverter Trafostation Haushalt Landwirtschaft Kraftwerk Nord Süd U Kuppelleitungen Kuppelleitungen Industrieanlage Großstädte Windkraft offshore Abb. 1.18: Netzstrukturen in Deutschland Unabhängig davon, ob es sich um eine Schalt- oder Umspannanlage handelt, gehorcht die Anordnung der Komponenten innerhalb solcher Anlagen einem Grundmuster. Das Herzstück einer Anlage ist stets mindestens eine sogenannte dreipolige Sammelschiene in Freileitungsausführung, oder aber als Rohrsammelschiene auf Stützisolatoren, wie in Abb. 1.19 gezeigt. Größere Anlagen verfügen über zwei oder mehr Sammelschienen. Diese dienen dazu, alle von ihnen abgehenden sogenannte Felder, je nach Schaltzu‐ stand, miteinander zu verbinden. Auf die Sammelschiene treffen alle diese Felder über mehrere Schalt- und Steuerelemente. Jedes Feld beginnt, von der Sammelschiene abgehend, mit einem Sammelschienentrenner (auch kurz: Trenner), gefolgt von einem Leistungsschalter und im Falle eines Leitungsabgangs einem Leitungstrenner mit integriertem Erdungs-Trenner. Letzterer ermöglicht es, die abgehende Leitung im Falle von Leitungsbauarbeiten zu erden. Die Schaltorgane „Leistungsschalter“ und „Trenner“ dienen der Unterbrechung von Stromkreisen. Allerdings unterscheiden sie sich in ihrer Funktionalität wesentlich. Während Leistungsschalter unter allen Lastbedingungen bis hin zum Kurzschluss, also unter extremen Betriebsbedingungen hohe Ströme unterbrechen können, sind Trenner lediglich in der Lage, lastfrei - also ohne Stromfluss - Spannungen zu unterbrechen. Zur Messung der hohen Ströme und Spannungen kommen Wandler zum Einsatz, die beide Größen so weit heruntertransformieren, dass sie sich für Mess- und Steuerungs‐ 48 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="52"?> zwecke eignen. Deren Anordnung innerhalb des Feldes kann variieren. Häufig werden beide im Leitungsteilstück zwischen dem Leistungsschalter und dem Leitungstrenner platziert. In Feldern von Umspannanlagen, die nicht zu einem Leitungsabgang, sondern zu einem Transformator führen, entfällt der Leitungstrenner. Dort werden die Trans‐ formatoren direkt nach dem Leistungsschalter, oder wie in unserem Beispiel, nach dem Stromwandler angeschlossen. Darüber hinaus werden Transformatoren stets durch Überspannungsableiter vor zerstörerischen Blitzstoßspannungen sorgfältig geschützt. Diese haben die Aufgabe, durch Blitze verursachte Überspannungen zwischen Leitern und Erde in einer entsprechend bemessenen Funkenstrecke über einen Erdschluss abzuführen, bevor sie an der Isolation der Transformatoren Schaden anrichten können. Transformatorfeld Abgangsfeld 3polige Sammelschiene (SS) 2 3 4 56 7 1 1 2 3 4 5 1 Sammelschiene (hier Rohrsammelschiene) 2 Spannungswandler 3 Sammelschienentrenner 4 Leistungsschalter (hier SF 6 ) 5 Stromwandler 6 Leitungstrenner (nicht im Bild) 7 Erdungstrenner (nicht im Bild) 8 Transformator (nicht im Bild) 9 Überspannungsableiter (nicht im Bild) 2 3 45 8 9 Abb. 1.19: Beispielhafte Ausführung eines Trafo- und Abgangsfeldes in Schalt- und Umspannanlagen (Bild: VDE Kassel (WD), [1.16]) 1.5 Einführung in die Netzplanung 1.5.1 Planungsgrundsätze Die Planung von Infrastruktureinrichtungen 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 ein‐ hergehende Schaden entsprechend hoch. Diese abstrakte Betrachtung gilt für Straßenebenso wie für IT-Infrastrukturen oder elektrische Netze. Stets besteht der Wunsch nach einem Höchstmaß an Versorgungssicherheit. Mit erhöhten Ausbaukosten gehen aber auch erhöhte Nutzungs- und Unterhaltungskosten einher. Andererseits steigen bei 1.5 Einführung in die Netzplanung 49 <?page no="53"?> 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 mal die beiden Extreme an. Wenn einem Versagen eine große Schadensaus‐ wirkung folgt, sollte dessen Eintrittswahrscheinlichkeit gering sein. Andererseits darf bei einer geringen Schadensauswirkung die Eintrittswahrscheinlichkeit höher sein. Eintrittswahrscheinlichkeit zulässig unzulässig niedrige Wahrscheinlichkeit - große Wirkung hohe Wahrscheinlichkeit - geringe Wirkung Risiko eines Ereignisses = Auswirkung(en) x Eintrittswahrscheinlichkeit Auswirkung(en) Abb. 1.20: Risikoabwägung beim Ausbau von Infrastruktureinrichtungen Legt man nun, wie in Abb. 1.20 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 tolerierbar bzw. zulässig. Maßnahmen hingegen, die eine höhere Versagenswahrscheinlichkeit und/ oder eine größere Versagensauswirkung hätten, wären unzulässig. Dabei ist das „Risiko“ eines Ereignisses 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 kriti‐ schen Infrastrukturen hätte der Versagensfall eine hohe Schadensauswirkung. Deshalb sind Netze in diesen Bereichen so auszuführen, dass eine Ausfallwahrscheinlichkeit sehr gering ist. Handelt es sich hingegen um einen einzelnen landwirtschaftlichen Aussiedlerhof, wären die Schadensauswirkungen eher gering. Hier wird deshalb eine höhere Versagenswahrscheinlichkeit akzeptiert, die mit einem verzögerten Wiederein‐ tritt der Versorgung einhergeht. 50 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="54"?> 1.5.2 Das (n-1)-Kriterium Für die Ausbauplanung der Stromnetze, besonders aber des Hoch- und Höchstspan‐ nungsnetzes, gilt in Anlehnung an die zuvor erklärte Planungs-Logik das so genannte (n-1)-Kriterium. 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 übersteht“. [1.22] Dieser Planungsgrundsatz besagt also, dass in einem Stromnetz bei tatsächlichen bzw. prognostizierten maximalen Übertragungs- und Versorgungsaufgaben die Netzsicher‐ heit auch dann gewährleistet bleibt, wenn eine Komponente, etwa ein Transformator oder ein Stromkreis, ausfällt oder planmäßig abgeschaltet wird. Das heißt, es darf in die‐ sem Fall nicht zu unzulässigen Versorgungsunterbrechungen oder einer Ausweitung einer Störung kommen, etwa durch Überlastung von verbliebenen Betriebsmitteln. Hierbei spielt es keine Rolle, ob die n-1-Sicherheit innerhalb einer Netzebene einge‐ halten wird. 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 Ver‐ sorgungsunterbrechungen 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 Stahl‐ industrie versorgt werden oder wenn ein Ausfall eine großflächige Störung oder eine Gefahrensituation nach sich ziehen würde. [1.21] Diese im Wesentlichen präventive und deterministische Regel wurde Anfang der 1980er Jahre erstmals formuliert und dient seither als Planungsgrundsatz beim Ausbau und Betrieb von Elektrizitätsnetzen. [1.22] Ein einfaches Beispiel für einen nach dem (n-1)-Kriterium geplanten Mittelspan‐ nungs-Netzbereich zeigt die Abb. 1.21. Das links abgebildete Teilnetz verfügt über keine Redundanz und 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 dar‐ unter nicht mehr gewährleistet werden. In der mittleren Darstellung finden sich zwei unabhängige Einspeisestellen, so dass trotz des Versagens einer der Netzverbindungen zum Trafo (Abb. 1.21, rechte Darstellung) oder eines Trafos über den verbleibenden, intakten Versorgungspfad die vollumfängliche Versorgung weiterhin gewährleistet bleibt. 1.5 Einführung in die Netzplanung 51 <?page no="55"?> (n-0) n-1 n-1 im Fehlerfall HS HS MS MS MS MS MS MS: HS: Trafostation mit Leitungsabgang Mittelspannungsnetz Hochspannungsnetz Abb. 1.21: 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 in Deutschland als Standard gilt, ein oder zwei Betriebsmittel darstellt. In der Betrachtung des (n-1)-Kriteriums zählt jeder Stromkreis als EIN Betriebsmittel. Bei der Beschädigung eines Mastes könnten aber beide Stromkreise in Mitleidenschaft gezogen werden. 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, oder dass durch Arbeiten im Nahbereich der Kabel beide Systeme abgeschaltet werden müssen. Inzwischen setzt man in der Netzplanung bei der Versorgung von Einrichtungen mit störungsbedingt hohen Ausfallkosten zunehmend probabilistische Zuverlässigkeitsberechnungen ein, die sich in Deutschland auf die inzwischen umfangreiche Datenbasis der FNN Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik stützen können. [1.23] Mit diesen Methoden lassen sich Zuverlässigkeitsanalysen auf den jeweiligen Anwendungsfall bezogen detaillierter und präziser durchführen (Kapitel 6). Andererseits werden - bedingt durch die rasche Zunahme von Einspeisungen aus regenerativen Erzeugungsquellen in allen Spannungsebenen und die immense Häufung von Redispatch-Maßnahmen - sogenannte kurative Planungsansätze dis‐ kutiert, bei denen eine temporäre Überlastung von Betriebsmitteln toleriert wird. Beim kurativen Engpassmanagement wird der Umstand genutzt, dass die meisten Betriebsmittel im Normalbetrieb unterhalb ihrer zulässigen Belastungsgrenze, im Wesentlichen unterhalb ihrer zulässigen Betriebstemperatur, betrieben werden. Bei Freileitungen treten die für die Dimensionierung relevanten Witterungsbedingungen, etwa die Hochsommerwetterlage, nur äußerst selten auf. Bei davon abweichenden Bedingungen besteht dann eine höhere Übertragungsfähigkeit, die im Rahmen des witterungsabhängigen Freileitungsbetriebes genutzt wird. Deshalb können sie im 52 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="56"?> Fehlerfall eine gewisse (kurze) Zeit über ihre dauerhaften Belastungsgrenzen hinaus belastet werden, bis ihre maximale Betriebstemperatur erreicht ist. Die dabei auftre‐ tenden Betriebsmittelauslastungen müssen nach Eintritt des (n-1)-Falls zuverlässig und schnellstmöglich auf ihre dauerhaften Belastungsgrenzen zurückgeführt werden. [1.31] 1.5.3 Planungsarten Ein Netz zur elektrischen Energieversorgung stellt kein statisches Gebilde dar. Es ist mit einem Straßennetz vergleichbar, das wechselnden und im Lauf der Jahre steigen‐ den Anforderungen unterworfen ist. Um die dazu notwendigen hohen Investitionen sinnvoll und in zeitlich richtiger Reihenfolge zu tätigen, bedarf es einer besonders sorgfältigen Planung. Die Vergangenheit hat gezeigt, dass der Bedarf an elektrischer Energie parallel zur wachsenden Wirtschaft in vielen Ländern beständig gestiegen ist, in Deutschland zeitweise bis zu sieben Prozent jährlich. Nachdem der Verbrauch in den letzten Jahren vorübergehend stagnierte oder nur geringfügig wuchs, kommt es durch die Energiewende nun zu völlig neuen Anforderungen sowohl an die Übertragungsals auch auf die Verteilnetze. Im weiteren Sinne gehören hierzu auch die Themen Sektorenkopplung und Stromspeicherung (Kapitel 7), die voraussichtlich zu einer namhaften Bedarfssteigerung für elektrische Energie führen werden. Normalerweise handelt es sich bei der Netzplanung nicht um eine Neuplanung (sogenannte Greenfieldplanung), sondern es geht um Erweiterungsmaßnahmen, oft verbunden mit dem Austausch von Komponenten am Ende ihrer Lebensdauer. Grund‐ lage für die Netzplanung bildet also eine Lastprognose oder der vorgesehene Anschluss größerer Verbraucher und Erzeugereinheiten. Auch der Stromaustausch mit den europäischen Nachbarländern spielt dabei eine zunehmende Rolle. Einige der damit verbundenen Aufgaben reichen bis in die weitere Zukunft, während andere sich auf eher kurzfristige Anforderungen beziehen. Dem Planer muss dabei klar sein, dass der Prozess der Planung stets iterativ verläuft und sich an wechselnde Anforderungen anpassen muss! Man teilt das große Aufgabengebiet üblicherweise in die besser über‐ schaubaren Teilbereiche der Grundsatzplanung, Ausbauplanung und Betriebsplanung ein, wobei letztere fließend in die Netzführung übergeht. Die Grundsatzplanung, welche einen Zeitraum von 10 bis 20 Jahren umfasst, lässt sich mit folgenden Stichworten beschreiben: Vorhersage der Entwicklung von Leistung und Arbeit, Struktur des Netzes hinsichtlich neuer Rückgratverbindungen und Anbin‐ dung von Nachbarnetzen oder großen Offshorewindparks, höherer Spannungsebenen und neuer Technologien, wie etwa der Gleichstromtechnik und Möglichkeiten zur Speicherung großer Strommengen. Die Ausbauplanung, welche einen Zeitraum von 5 bis 10 Jahre umfasst, kann etwa mit folgenden Stichworten beschrieben werden: Entscheidung für Freileitungen oder Kabel bzw. Teilverkabelung in Drehstrom (AC) oder Gleichstrom (DC) nebst Bestimmung von 1.5 Einführung in die Netzplanung 53 <?page no="57"?> Trassen, Festlegung von Querschnitten, Bestimmung der mechanischen und thermi‐ schen Beanspruchungen bei Normalbetrieb und im Fall von Störungen, Beachtung des oben beschriebenen (n-1)-Kriteriums, Aufstellung von Konzepten zum Netzschutz und Fragen der Beeinflussung benachbarter Anlagen, Sternpunktbehandlung und Erdung, Netzstabilität, Oberschwingungen und Möglichkeiten der Blindstromkompensation. Hierzu sind umfangreiche Berechnungen mit Hilfe von Lastfluss- und Kurzschluss‐ programmen erforderlich, bei denen der Planer unter vielen möglichen Varianten eine Lösung finden muss, die sowohl in wirtschaftlicher Hinsicht als auch unter den Gesichtspunkten Umweltverträglichkeit, Zukunftsfähigkeit und Versorgungszuverläs‐ sigkeit ein Optimum darstellt. Die Betriebsplanung bezieht sich auf kurze Zeiträume von Stunden bis Tagen. Wie im nächsten Abschnitt zu sehen sein wird, muss die elektrische Energie just in dem Zeitpunkt erzeugt werden, in dem der entsprechende Bedarf besteht. Die Bereitstellung der notwendigen Energie erfolgt durch marktliche Prozesse bei den Bilanzkreisver‐ antwortlichen. Bei der kurzfristigen Betriebsplanung werden die Einspeiseprognosen aus Anlagen erneuerbarer Energien, der Kraftwerke sowie Prognosen der Stromlast analysiert, um die Netzsicherheit zu überprüfen und bei Bedarf die Übertragungska‐ pazitäten angepasst oder frühzeitig notwendige Gegenmaßnahmen zur Vermeidung von Netzengpässen eingeleitet. Werden Netzengpässe im Vorfeld erkannt, planen die Netzbetreiber frühzeitig entsprechende Gegenmaßnahmen (Redispatch einschließlich des Anfahrens von Reserve-Kraftwerken zum Zweck des Redispatch, Einschränkung von Netzkapazitäten etc.) Zu den Aufgaben der Betriebsplanung zählt auch die Vorbe‐ reitung von Schalthandlungen, die Schaltungsplanung, zur Durchführung von turnus‐ mäßigen Wartungsmaßnahmen bzw. Netzausbaumaßnahmen, die ebenfalls nicht zu vorübergehenden Engpässen in der Versorgung führen dürfen. Im Rahmen des Netzausbaus in allen Netzebenen veröffentlichen sowohl die Über‐ tragungsnetzbetreiber als auch die Verteilnetzbetreiber in Deutschland ihre vom Ordnungsrahmen gelenkten Planungsgrundsätze jeweils aktuell auf Online-Portalen. Die gemeinsamen Netzplanungsgrundsätze der Übertragungsnetzbetreiber werden unter [1.32] und die Verteilnetzbetreiber als VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4122 unter [1.33] veröffentlicht. 1.6 Einführung in den Netzbetrieb In Drehstromsystemen spielt die Netz-Frequenz für die Versorgungsstabilität eine zentrale Rolle. So wichtig die Spannungshaltung und die Leistungsbereitstellung auch sind, ohne eine stabile Frequenz wäre alles vergebens. Gleichwohl sind Leistungsbilanz und Frequenz innerhalb eines zusammenhängenden Netzgebiets auf das Engste mit‐ einander verbunden. Das soll im Folgenden genauer betrachtet werden. 54 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="58"?> 1.6.1 Leistungsgleichgewicht In das Gesamtnetz speisen in allen Spannungsebenen eine Vielzahl von Erzeugern ein (Abb. 1.22). 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 (P E ). Abb. 1.22: Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung (links) und Bedarf (rechts) Eine weitaus größere Zahl von Abnehmern entnimmt die elektrische Energie aus den unterschiedlichen Netzebenen. Auch diese sind sehr vielfältig. Sie reichen von großen Industrieanlagen und Metropolen über Gewerbebetriebe bis hin zu einzelnen Kleinsthaushalten. Alle beziehen elektrische Energie aus dem Netz und wandeln sie etwa in Stahlwerken, Heizungen, Beleuchtungsanlagen und vielem mehr in Nutzenergien um. Den größten Teil der Stromerzeugung übernehmen derzeit rotierende Generatoren mit einer stabilen Drehzahl und 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 Au‐ genblick genau so groß ist wie der durch die Gesamtheit aller Abnehmer herrschende Leistungsbedarf. In der Energiewirtschaft wird sehr häufig von „Energieverbrauch“ und „Energie‐ verbrauchern“ geschrieben und gesprochen. Vermutlich eine Terminologie, die Fach‐ leute fremder Disziplinen einführten. Von Physikern oder Ingenieuren stammt sie sicher nicht. Denn Energie wird stets umgewandelt und nie erzeugt oder verbraucht, 1.6 Einführung in den Netzbetrieb 55 <?page no="59"?> wie im Energieerhaltungssatz schon vor über 150 Jahren postuliert. Die irreführende Bezeichnung hat sich allerdings im Sprachgebrauch so sehr verfestigt, dass wir sie im Folgenden ebenso verwenden wollen. Wohlwissend, dass sie nicht korrekt ist. 1.6.2 Bedeutung der Frequenz Die Frequenz wird durch die Drehzahl der Generatoren bestimmt. Mit nur geringsten Abweichungen liegt sie so gut wie überall in der Welt bei 50 Hertz, nur einige wenige Länder betreiben Netze mit 60 Hz. Bleiben wir für unsere Betrachtung beim Sollwert 50 Hz. Drehen sich die Generatoren schneller, steigt die Frequenz. Drehen sie sich langsamer, sinkt sie. Das ist im Grunde das ganze Geheimnis der Netzstabilität. Nun kann man sich fragen, wie es möglich ist, 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 hoch sein müssen. Dies lässt sich anhand einer Waage, wie in Abb.-1.23 abgebildet, sehr anschaulich darstellen. Erzeugung Bedarf Hz 50 49 51 Erzeugung Bedarf Hz 50 49 51 Abb. 1.23: Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch Verbraucherseitig ändert sich der Energiebedarf fortwährend. Zum Teil sprunghaft. Wenn die Gleichgewichtsbedingung erfüllt werden soll, muss einspeiseseitig ständig nachgeregelt werden. Steigt der Leistungsbedarf durch die Zuschaltung größerer Ver‐ braucher, wirkt dies bremsend auf die einspeisenden Schwungmassen der Generatoren 56 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="60"?> (1.11) 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 Leistungsrege‐ lung prinzipiell gehandhabt wird, zeigt Abb. 1.24. Je größer die Frequenzabweichung zum Sollwert 50 Hz ist, umso höher muss auch die Leistungsdifferenz sein. Im Falle einer überschießenden Frequenz muss die eingespeiste Leistung entsprechend redu‐ ziert werden. Umgekehrt ist bei Frequenzabfall eine Erhöhung der einzuspeisenden Kraftwerksleistung nötig. 1.6.3 Regelleistung Diese Art von Leistung bezeichnet man als Regelleistung. Sie wird in Deutschland von den vier für die sogenannte Frequenzhaltung verantwortlichen Übertragungsnetz‐ betreibern in Ausschreibungsverfahren beschafft. Das bedeutet, dass sich Betreiber flexibler Kraftwerke, wie beispielsweise Speicher- und Gaskraftwerke, an den Aus‐ schreibungen 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 P ä ist. So muss die Primärregelleistung eines Kraftwerksblocks mindestens 2 % seiner Nennleistung P N betragen, die, wie nachste‐ hend formuliert, in maximal 30 Sekunden zur Verfügung stehen muss. Das bedeutet, dass P ä = 0, 02 · P N / 30s sein muss. Es bedeuten: P ä Leistungsänderungsgeschwindigkeit W/ s P N Nennleistung W 1.6 Einführung in den Netzbetrieb 57 <?page no="61"?> 50 51 49 Frequenz in Hertz Leistungsdifferenz in MW -500 0 500 1500 1000 -1000 -1500 Abb. 1.24: Leistungs-Frequenz-Kennlinie im deutschen Höchstspannungsnetz Bei jeder Gleichgewichtsstörung der Leistungsbilanz stemmen sich zuallererst die Schwungmassen der Generatoren einer Drehzahländerung entgegen. Dieser erste stabilisierende Effekt muss unmittelbar durch die Primärregelung ergänzt bzw. abgelöst 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 auch als Regelreserve bezeichnet. Zur Bestimmung ihrer Höhe erstellen die ÜNB eine Netzsicherheits-Planungsrechnung. Die Regelre‐ serve 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 mit 700-MW dazu bei [1.6]. a) b) Abb. 1.25: a) Verschiedene Regelleistungsarten zum Leistungsausgleich in Stromnetzen, b) Tatsächli‐ cher Frequenzverlauf im UCTE-Netz [1.24] 58 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="62"?> In Abb. 1.25 a) sind die verschiedenen Regelleistungsarten in der zeitlichen Reihenfolge ihres Einsatzes dargestellt. Der Stabilisierende Effekt aus der Trägheit der Generator- Schwungmassen muss innerhalb von 30 Sekunden durch die zuvor beschriebene Pri‐ märregelung ergänzt bzw. abgelöst wird. Nach 30 Sekunden setzt die Sekundärregelung ein, die nach spätestens 5 Minuten die Primärregelung ersetzt. An der Bereitstellung der Sekundärregelleistung sind Kraftwerke beteiligt, deren Leistungsdynamik im Minutenbereich liegt. Zum Einsatz kommen hier Pumpspeicher-, Gas und Dampf (GuD)- und schnell regelbare Steinkohlekraftwerke [1.24]. Bei der danach folgenden Tertiärregelung, die auch als Minutenreserve bezeichnet wird, kommen hauptsächlich konventionelle Kraftwerke zum Einsatz. Inzwischen sind auch größere Windkraftanlagen bzw. Anlagen-Parks dazu in der Lage. Sie müssen die Leistungsdifferenz spätestens nach 15 Minuten für die Dauer bis zu einer Stunde ausgleichen können. Ab da muss der Bilanzkreisverantwortliche, in dessen Bilanzkreis die Abweichung entstanden ist, für den Ausgleich sorgen. Wie eng der Frequenzverlauf im UCTE-Netz unter diesem Regelungs-Regime an der 50-Hz-Linie liegt, zeigt die Abb. 1.25 b). Bei allen anderen Verbünden in Europa und auch bei den allermeisten weltweit sind die Frequenzabweichungen zum Teil deutlich größer. 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 sehr gut 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 und Abregelungen regenerativer Erzeugungsanlegen zum Schutz vor Netzüberlastungen und Frequenzsprüngen gekommen ist. Allein die jährlichen Kosten von Redispatch-Maßnahmen in Deutschland sind in den zurückliegenden 15 Jahren von wenigen zehn Millionen auf Größenordnungen zwischen 200 und 400 Millionen Euro angewachsen [1.34]. Ebenso ereigneten sich vermehrt kritische Situationen, in denen die Netzbetreiber mit hohem Aufwand in letzter Minute eine Netzstörung abwenden konnten. So gut es auch um die Versorgungszuverlässigkeit bisher bestellt war, dürfen die Risiken nicht unterschätzt werden. Der störungsbedingte Ausfall von wichtigen Verbindungsleitungen, großer Kraftwerksblöcke oder gar ganzer Kraftwerke können zu einer Versorgungsnotlage führen, die schlimmstenfalls in einem flächende‐ ckenden Blackout mündet. 1.6.4 Lastabwurf bei Unterfrequenz Sollte es infolge einer Störung trotz der vorgehaltenen Regelreserven dazu kommen, dass die Frequenz zu weit absinkt, müssen die Netzbetreiber auf der Verbrauchsseite 1.6 Einführung in den Netzbetrieb 59 <?page no="63"?> eingreifen und Lastanpassungen vornehmen. Dies erfolgt über den sogenannten Un‐ terfrequenzabhängiger Lastabwurf (UFLA), bei dem die Verbraucher stufenweise vom Netz getrennt werden. Mit dem UFLA, der die frühere Automatische Frequenzentlastung (AFE) [1.25] ablöst, setzte der FNN im VDE die Anforderungen aus dem europäischen „Network Code on Emergency and Restoration (EU-Verordnung 2017/ 2196)“ um. Dieser legt europaweit verbindliche Anforderungen für automatische Letztmaßnah‐ men fest. Die VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N 4142 setzt die Anforderungen für Deutschland um [1.35]. Der UFLA beginnt bei 49 Hertz, enthält eine 10stufige Kaskade und ist dezentral und autark aufgebaut (Abb. 1.26). Er bezieht alle Betreiber von öffent‐ lichen Netzen und daran angeschlossene Nutzer ein. Verantwortlich für die Festlegung der Abwurfpunkte, die vom Netz getrennt werden sollen, und die Zuordnung der Frequenzstufen sind die jeweiligen Netzbetreiber. Zur Entlastung der Transportnetze werden in einem ersten Schritt Lasten in der Mittelspannungsebene abgeworfen. Die Auswahl der abzuschaltenden Verbraucher muss sorgfältig und insbesondere diskriminierungsfrei erfolgen. Abb. 1.26: Abzuwerfende Verbraucherlast nach dem UFLA [1.37] 1.6.5 Netzzustände Für den laufenden Netzbetrieb genügt es also nicht, die Übertragungseinrichtungen allein zu betrachten, vielmehr müssen dabei auch die angeschlossenen Erzeugungsan‐ lagen und Verbraucher mitberücksichtigt werden. 60 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="64"?> Abb. 1.27: Netzzustände [1.36] Die Netzzustände sind bei ENTSO-E und in der VDE-AR-N 4141-1 [1.36] wie folgt definiert (Abb.-1.27) ■ Im Normalbetrieb liegen alle Parameter (Netzfrequenz, Spannungen, Ströme, Tem‐ peraturen, Drücke, Pegel usw.) innerhalb der für sie festgelegten Grenzen. Das (n-1)-Prinzip wird eingehalten. Der Ausfall einer beliebigen Komponente führt nicht zu einer Verletzung dieser Grenzen, und die auftretenden Kurzschlüsse werden beherrscht. ■ Im gefährdeten Zustand werden zwar noch alle Kunden versorgt, aber es besteht die Möglichkeit, dass bei Ausfall einer oder weiterer Komponenten das Netz nun in den Notzustand gerät. Der gefährdete Zustand ist dadurch gekennzeichnet, dass die oben aufgeführten Betriebsparameter nicht mehr eingehalten werden können. Eine Überführung zurück in den Normalbetrieb kann dann nur durch gezielten Abwurf von Lasten und/ oder umfangreiche Schaltmaßnahmen erreicht werden. ■ Im Notzustand ist die Versorgung aller Verbraucher nicht mehr einzuhalten. Nun gilt es, zuerst den gefährdeten Zustand und möglichst bald danach auch den Normalbetrieb wieder herzustellen. Es besteht sonst die Gefahr eines Blackouts. Nach Eingrenzung der Störung und ggf. der Beseitigung ihrer Ursachen beginnt der Netzwiederaufbau. ■ Der vierte und letzte der möglichen Zustände, der Schwarzfallzustand oder Black‐ out, ist durch einen Totalausfall der Versorgung gekennzeichnet. Hier produzieren die Kraftwerke gerade noch die Leistung, die sie für den Eigenbedarf benötigen. In diesem Fall erfolgt der Wiederaufbau des Netzbetriebs schrittweise, bis die Versorgung vollständig wieder hergestellt ist. 1.6 Einführung in den Netzbetrieb 61 <?page no="65"?> Im normalen Zustand des Netzes sind folgende Aufgaben zu bewältigen: ■ Im Übertragungsnetz sind Systemdienstleistungen zu erbringen, wozu der ständige Informationsaustausch mit Nachbarnetzen, die Spannungs- und Frequenzhaltung sowie die Vorhaltung von Reserveleistung zählen (Kap.-1.6.3). ■ Die Bereitstellung der Energie muss so erfolgen, dass die Kraftwerke hinsichtlich ihrer Erzeugungskosten wirtschaftlich optimal eingesetzt werden. Im klassischen Sinne erfolgt dies gemäß der Einteilung in die Bereiche Grundlast, Mittellast und Spitzenlast. Parallel hierzu sind die im Zuge der Liberalisierung sehr zahlreich gewordenen Transitverpflichtungen aus bilateralen Lieferverträgen ebenso zu berücksichtigen wie der Einspeisevorrang der erneuerbaren Energien nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). ■ Eine sich anbahnende Überlastung von Komponenten muss durch rechtzeitiges Einleiten von Gegenmaßnahmen wirksam verhindert werden. Dasselbe gilt für das Lokalisieren und Beheben von Störungen, die oft eine vorübergehende Bildung von Teilnetzen erforderlich machen. ■ Durch Schalthandlungen und Veränderungen der Trafo-Übersetzungsverhältnisse werden nicht nur die Bedingungen für Ströme und Spannungen der einzelnen Betriebsmittel eingehalten, sondern es können auch die Netzverluste minimiert werden. Im Übertragungsnetz sind die Transformatoren dazu oft mit Vorrichtun‐ gen zur sogenannten Schrägregelung ausgestattet. Hier kann der Lastfluss im Netz mit Hilfe von Zusatzspannungen gezielt beeinflusst werden. ■ Auch das Zu- und Abschalten von Kompensationsdrosseln oder Ladestromspulen und der Phasenschieberbetrieb von Generatoren in Pumpspeicherkraftwerken dienen dem stabilen Netzbetrieb. Daneben erlaubt die moderne Leistungselektro‐ nik den Einsatz statischer Kompensatoren (z. B. Thyristor-Switched Capacitors TCR oder Thyristor-Controlled Reactors TCR mit dem Sammelbegriff Static Var Compensation SVC). Flexible Alternating Current Transmission Systems (FACTS) bieten weitere Möglichkeiten zur Steuerung des Leistungsflusses sowie zur Netz‐ stabilisierung mit Hilfe moderner Bauelemente der Leistungselektronik. 1.7 Literatur 1.1 Doodle Blog, Tesla gegen Edison, AC/ DC---das Original Tesla gegen Edison: AC/ DC - das Original, (doodle.com) 1.2 N. 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N., Liste der HGÜ-Anlagen, Wikipedia 1.21 Netzentwicklungsplan, n-1-Kriterium, Bundesnetzagentur 1.22 Haß, D. et al., Das (n−1)-Kriterium in der Planung von Übertragungsnetzen, Elektrizitätswirtschaft 80 (1981), H. 25, S.-923-926 1.23 Backes, J., Bewertung der Versorgungszuverlässigkeit, Herbert Utz Verlag, München, 1998 1.24 N. N., Regelleistung (Stromnetz), Wikipedia 1.25 N. N., Lösungen im Kontext der automatischen Frequenzentlastung (AFE), IDS GmbH 6/ 2015 1.26 Moglestue, A., Vom Quecksilberdampf zum Hybridleistungsschalter ABB re‐ view 2/ 13, S.-70-78 1.27 CENELEC, "Euronorm EN50341 „Freileitungen über AC 1-kV" „Teil 1: Allgemeine Anforderungen---Gemeinsame Festlegungen, Hauptteil", CENELEC 2012 1.28 entso-e, „Interconnected Network of ENTSO-E”, Netzplan 2023, entso-e 2023 1.29 N.N., Europäisches Komitee für elektrotechnische Normung, Übersichtskarte, Wikipedia, Abruf Dezember 2023 1.30 N. N., Centrel-Staaten jetzt Vollmitglieder der UCTE, (energie-chronik.de) 1.31 Kamps, K. et al., Wirksamkeit und Zuverlässigkeit präventiver und kurativer Maßnahmen, ew 3, 2022 1.7 Literatur 63 <?page no="67"?> 1.32 N. N., Gemeinsame Richtlinien zur Netzplanung im Übertragungsnetz, https: / / www.50hertz.com/ Portals/ 1/ Dokumente/ Netz/ UNB-PlGrS_Juli%202022.pdf 1.33 N. N., Planungsgrundsätze im Hochspannungsnetz Planungsgrundsätze für Hochspannungsnetze, (VDE-AR-N 4121) 1.34 N. N., Redispatch: Prinzip, Maßnahmen, Kosten und Redispatch 2.0 Redispatch- Maßnahmen & Kosten im Strommarkt, (energie-experten.org) vom 01.06.2021 1.35 VDE, Automatische Letztmaßnahmen, VDE-AR-N 4142 1.36 VDE, Technische Regeln für den Betrieb und die Planung von elektrischen Netzen, VDE-AR-N 4141-1 1.37 Bohn, T., Die VDE-AR-N 4140 Von der Kaskade zu den automatischen Letzt‐ maßnahme, Infotag Kaskaden-Leitfaden 5.0, FNN, 28.03.2023 64 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="68"?> 2 Trassengestaltung Zusammenfassung 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 Lei‐ tungen, gleich welcher Art, stießen bei der Bevölkerung in der Wiederaufbauphase nach dem Zweiten Weltkrieg in Deutschland auf Verständnis. Die zunehmende Über‐ fremdung aller Landschaftsräume mit den verschiedensten technischen Einrichtun‐ gen, die allesamt unverzichtbare Bestandteile einer modernen Industriegesellschaft geworden sind, führten in der Folgezeit zu einem Bewusstseinswandel, der den Widerstand insbesondere gegen Freileitungen anwachsen ließ. Für die Trassierung und Ausführungsplanung von Leitungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene ergaben sich damit schwer miteinander zu vereinbarende Anforderungen. Mit zunehmender Bedeutung, Größe, Anzahl und Ausprägung der Freileitungen sank die Akzeptanz. Bei der Projektierung von Leitungen bildeten sich deshalb Trassierungsprinzipien heraus, die auf die Eigenheiten der Siedlungs-, Natur- und Landschaftsräume, soweit dies technisch möglich ist, Rücksicht nehmen. In diesem Kapitel werden neben den Mastbauformen und Kabel-Verlegearten die einschlägigen Trassierungsprinzipien erläutert und mit Trassenbeispielen sowohl für Freileitungen als auch für Kabel untermauert. Ebenso werden Abmessungen von Frei‐ leitungs- und Kabeltrassen angegeben und die mit ihnen verbundenen Gegebenheiten und Einschränkungen erläutert. 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 hängende Isolatoren und werden neben der vertikalen Gewichtskraft lediglich durch Windkräfte auf das Leiterseil, die Isolatoren, eventuelle Eislasten und sich selbst belastet. Sie werden als Tragmaste bezeichnet. An Masten in den Winkelpunkten sind die Leiterseile aus beiden Richtungen abgespannt. Sie werden dementsprechend als Winkelabspannmaste bezeichnet und nehmen neben den Gewichts- und Windkräften die Zugkräfte aus den Leitern der beiden Fluchten auf. Diese Maste treten wegen ihrer wesentlich aufwändi‐ geren Konstruktion stärker in Erscheinung. Sie wiegen rund das Zweibis Dreifache eines Tragmastes derselben Kategorie. Abb. 2.1 zeigt beispielhaft einen Abspannmast (im Vordergrund) und Tragmaste (im Hintergrund) in einem Leitungszug. <?page no="69"?> Abb. 2.1: 110-kV-Leitungsausschnitt mit einem Winkelabspannmast im Vordergrund und Tragmasten im Hintergrund (Quelle: LVN) Die Komponenten einer Freileitung zeigt Abb. 2.2. Maste werden mehrheitlich in einer Stahl-Gitterkonstruktion ausgeführt, deren statische Bemessung alle denkba‐ ren Lastfälle berücksichtigt. Bei Sonderbauweisen kommen vermehrt Beton- und 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 Zweierbündel (in der 220-kV-Ebene) und als Dreier- oder Viererbündel (in der 380-kV-Ebene) verlegt. Bündelleiter erhalten gleichmäßig im Spannfeld verteilte sogenannte Feldabstandhalter, die die Teilleiter daran hindern, durch Wind oder die Kraftwirkung im Kurzschlussfall zusammenzuschlagen. Isolator-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 Beanspruchungen oder Anforderungen werden hier auch Glaskap‐ pen- oder Silikon-Verbundisolatoren mit glasfaserverstärktem Kern verwendet. Die Erdseile, die auch dem Blitzschutz der Außenleiter dienen, sind ebenso mehrheitlich als Aluminium-Stahl-Verbundseile ausgeführt. Sie verfügen über einen kleineren Ge‐ samtquerschnitt bei gleichzeitig erhöhtem Stahlanteil. Häufig enthalten sie Lichtwellen (LWL)-Informationsleitungen, die von den Netzbetreibern für Telekommunikations- und Steuerungszwecke genutzt werden. 66 2 Trassengestaltung <?page no="70"?> Abb. 2.2: Bestandteile und Komponenten von und an Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen 2.1.1 Mastformen und Landschaft Freileitungen sind technische Bauwerke in der Landschaft wie viele andere auch, und sind wie diese, ein Bestandteil unseres Lebensumfeldes. Sie werden bewusst oder unbewusst als Teil unseres modernen Lebens wahrgenommen. Ihre weitestge‐ hende Integration in die Natur ist Grundlage und Ziel eines verantwortungsvollen Freileitungsbaus. Einfache Rezepte für den Leitungsbau gibt es leider nicht. Jedes Leitungsprojekt muss für sich neu betrachtet werden; was für ein Projekt geeignet war, passt nicht zwangsläufig auch für ein Anderes [2.42]. Das hat dazu geführt, dass in allen Spannungsebenen im Laufe der Freileitungs-Baugeschichte unterschiedliche Mastformen entstanden. Ursächlich hierfür waren verschiedene Geländetypen oder Sachzwänge, die bestimmte Mastformen optisch und technisch befriedigend oder befriedigender aufnehmen konnten. Aus der Vielzahl von Ausführungsvarianten, die in der Vergangenheit mit mehr oder weniger gutem Erfolg erprobt wurden, haben sich, hauptsächlich im deutschsprachigen Raum, drei heute gebräuchliche Mastformen für Doppelleitungen mit zwei Stromkreisen entwickelt (Abb.-2.3). 2.1 Freileitungstrassen 67 <?page no="71"?> a) b) c) Abb. 2.3: 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 zu berücksichtigen sind. Sogenanntes „alternatives Mastdesign“ geht andere Wege, die zum Teil von den traditionellen Bauformen erheblich abweichen. Weltweit gibt es unzählige Beispiele, einige davon in Deutschland (Kapitel 4). 68 2 Trassengestaltung <?page no="72"?> Abb. 2.4: Einsatzbeispiel für ein 220-kV-Donau‐ mastbild mit außenliegenden Erdseilen Abb. 2.5: Einebenen-Tragmaste vor einem Feldge‐ hölz Donaumastbild Das Donaumastbild (Abb. 2.3 a)) eig‐ net sich besonders für die Verwendung in breiten Tälern und freien Landschaf‐ ten mit vorwiegend landwirtschaftlicher Nutzung, in denen weder in der Höhe noch in der Breite Einschränkung beste‐ hen. Dieses Design wird im deutschspra‐ chigen Raum häufig als Standard-Mast‐ form bezeichnet und gilt als konstruktiv ausgewogen. Bei diesem Mastbild las‐ sen sich gegenüber anderen Formen un‐ ter sonst vergleichbaren Bedingungen die niedrigsten resultierenden Werte für elektrische und magnetische Felder im Nahbereich der Leitung erreichen. Ein Anwendungsbeispiel zeigt Abb.-2.4. Einebenenmastbild Soll die Leitung über den Wald oder vor einer Wald- oder Feldgehölzkulisse ge‐ führt werden, fällt die Wahl in der Regel auf das Einebenenmastbild (Abb. 2.3 b). Diese Mastkonstruktion führt zu einer breiteren Leitungstrasse. Der Vorteil der Leitungsausführung vor einem De‐ ckungsbereich, sodass sich keine Mast- und Leitungsteile über die Kulisse in den offenen Sichthintergrund erheben, ist häufig ausschlaggebend. Bei der Füh‐ rung über Waldbestände lässt sich mit diesen Gestängetyp die kleinste Lei‐ tungsgesamthöhe erzielen. Ein Anwen‐ dungsbeispiel vor einer Feldgehölzku‐ lisse zeigt Abb.-2.5. 2.1 Freileitungstrassen 69 <?page no="73"?> Abb. 2.6: Ausführungsbeispiel mit einem 110-kV- Tonnenmast-Gestänge Tonnenmastbild Bei Trassen in engen Tälern bzw. an Berghängen hat sich das Tonnenmast‐ bild bewährt Abb. 2.3 c). Durch die kurze Ausladung der untersten Tra‐ versen kann die Aufhängepunktshöhe an Steilhängen unter der Berücksichti‐ gung des Ausschwingens der unteren Leiterseile bei diesem Masttyp, gegen‐ über den beiden zuvor vorgestellten, kleiner gehalten werden. Ein weiteres Motiv für den Einsatz dieses Gestän‐ getyps, welches zunehmend mehr an Bedeutung gewinnt, ist der Ersatz von Einfachleitungen durch Doppelleitun‐ gen in derselben Trasse und unter der Bedingung, mit der vorhandenen Tras‐ senbreite auszukommen. Ein Ausfüh‐ rungsbeispiel dieses Mastbildes zeigt Abb.-2.6. 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 Kon‐ zepten für kompakte Doppel- und Mehrfachfreileitungen. 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 Einebenen-Bauform mit konventionellen Leitungsbaukomponenten. Die Parallelführung beider Leitungen ergab in diesem Fall den geringstmöglichen Land‐ schaftseingriff (Abb. 2.7). Beide Leitungen wurden inzwischen an mehreren Stellen unter Einhaltung der Sicherheitsabstände unterbaut. 70 2 Trassengestaltung <?page no="74"?> Abb. 2.8: 380-kV-Versuchsleitung in Einebenen-An‐ ordnung mit Zweierbündel-Tragseilen (Quelle: SPIE SAG) im freien Gelände unterbaut Abb. 2.7: Kompakte 380-kV-Freileitung mit einer 110-kV-Leitung parallel geführt Eine andere Form der Kompaktbauweise mit hoher Übertragungsleistung in der Höchstspannungsebene wird über Trag‐ seile realisiert, an denen die Leiterseil‐ bündel alle ca. 20 m girlandenartig befestigt sind (Abb. 2.8). Die Bündelkon‐ figuration der Leiterseile wird so durch ein straff gespanntes Stahlseil (wie bei Seilbahnen) ergänzt. Damit lässt sich der Durchhang bei Verwendung kon‐ ventioneller Leiterseile deutlich reduzie‐ ren. Gleichzeitig können Leiterseile mit größeren Leiterquerschnitten für mehr Übertragungsleistung an die Stahlseile angehängt werden. Dies führt zu niedrigeren Masten und zu schmaleren Trassen verglichen mit anderen Einebenen-Mastbildern. Die Masten sind in Vollwandbauweise ausgeführt und besitzen an den Abspannpunk‐ ten in den Leitungswinkeln durch die erhöhten Zugkräfte deutlich massivere Funda‐ mente als konventionelle Gittermaste. Diese, vom Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz in Gemeinschaft mit dem Leitungsbauunternehmen SPIE SAG in der zweiten Hälfte des vorigen Jahrzehnts als Pilotprojekt errichtete Anlage, verfolgt unter anderem das Ziel, bestehende 220-kV-Leitungen durch leistungsstarke 380-kV-Leitungen zu ersetzen, ohne den Trassenkorridor und die Leitungshöhe zu verändern. Sie befindet sich derzeit noch in der Testphase. 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‐ 2.1 Freileitungstrassen 71 <?page no="75"?> Abb. 2.9: Ausführungsbeispiel einer 380/ 110-kV‐ Vierfachleitung, zunächst mit einem Stromkreis 380-kV und drei Stromkreisen 110-kV belegt 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 Strom‐ trassen und das Bündelungsgebot für Bandinfrastruktureinrichtungen, wie beispielsweise Straßen, Eisenbahnen und anderen Freileitungen, führte lange vor der Einführung öffentlich-rechtli‐ cher Genehmigungsverfahren zur Ent‐ wicklung von Mastformen für mehr als die bisher gezeigten zwei Stromkreise. Während unter Bündelung anfangs die Anordnung von mehreren Leitungen ne‐ beneinander verstanden wurde, führte der Bündelungszwang in zunehmendem Maße zur Zusammenfassung von meh‐ reren Stromkreisen auf einem Gestänge. Hier wurden vier und teilweise sechs Stromkreise auf einem gemeinsamen Gestänge zusammengefasst und die Trassenausnutzung deutlich gesteigert. Dies ging im Fall notwendiger Arbeiten zulasten der Betriebssicherheit und Ver‐ fügbarkeit der einzelnen Stromkreise. Hier genügt es nun nicht mehr, lediglich denjenigen Stromkreis außer Betrieb zu nehmen, an dem gearbeitet wird, son‐ dern auch den oder die darunter, darüber oder daneben liegenden [2.28]. Ein typischer Anwendungsfall für Kompakt-Leitungen ist die Zusammenfassung von Stromkreisen unterschiedlicher Spannungsebenen, die einen Teil der Strecke auf einem gemeinsamen Gestänge geführt werden können. Einen weiteren Schwerpunkt bilden Verbundleitungen, also Leitungen unterschiedlicher Netzbetreiber, 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 landschaftsschonenden Führung nur selten zufriedenstellend umset‐ zen. Die natürlichen Deckungsbereiche, aus der Topografie und dem Bewuchs reichen für die optische Auflösung solcher Leitungen - insbesondere in der Ebene - meist 72 2 Trassengestaltung <?page no="76"?> nicht aus. Das Ausführungsbeispiel für eine Vierfachleitung mit zwei 380-kV- und zwei 110-kV-Stromkreisen zeigt Abb.-2.9. 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen Unter Schutzbereichen sollen im Folgenden Bereiche verstanden werden, die durch die elektrischen, seilmechanischen und statischen Eigenschaften einer Freileitung Abstandsregeln beinhalten, die sowohl einen störungsfreien als auch gefahrfreien Betrieb der Leitungen sicherstellen. Diese Abstände sind derzeit in den Normen DIN EN 50341-1 [2.6] auf europäischer Ebene und in der DIN EN 50341-2-4 [2.7] ergänzend für Deutschland geregelt. Bei der Bemessung der Abstände bei Freileitungen unterscheidet man grundsätzlich zwischen inneren und äußeren Abständen. Innere Abstände Die inneren Abstände umfassen alle Abstände innerhalb der Freileitung, also zwischen den Außenleitern untereinander und zwischen Außenleitern und Erdseilen bzw. geerdeten Teilen an den Stützpunkten (ausführlich in Kapitel 4). Diese müssen sowohl am Stützpunkt selbst als auch innerhalb des Feldes, insbesondere in Feldmitte nach‐ gewiesen werden. Bei gestaffelt gespannten Seilen, also Seilen mit unterschiedlichen Durchhängen innerhalb eines Spannfeldes ist es ratsam bei den anzunehmenden Windlasten die Abstände auch zwischen der Feldmitte und den Stützpunkten zu un‐ tersuchen. Besonders bei Weitspannfeldern und in Feldern, zwischen unterschiedlichen Mastformen ist es möglich, dass sich der kleinste Abstand zwischen den Stützpunkten und der Feldmitte, also innerhalb eines Feldes ergibt (2.37). Die einzuhaltenden Mindestabstände sind in den Tabellen 5.10 bis 5.15 in der DIN EN 50341-1 [2.6] festgelegt und gelten für den Ruhezustände und für die Auslenkungen unter Windeinfluss. Einen zusammenfassenden Auszug zeigt Tab.-2.1. Tab. 2.1: Innere Abstände nach Tab.-5.6, 5.5 und 5.8 in [2.6] 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen 73 <?page no="77"?> Äußere Abstände Die äußeren Abstände, also Abstände zwischen Teilen einer Freileitung und Objekten in ihrer unmittelbaren Nähe, müssen so bemessen sein, dass von der Freileitung keine Gefährdung der Öffentlichkeit und von Personen ausgeht, die an oder neben der Leitung arbeiten. Für die Bemessung der äußeren Abstände muss eine Reihe von Fällen betrachtet werden, in denen unterschiedliche Mindestabstände einzuhalten sind. Um darüber hinaus sicherzustellen, dass durch Überspannungen erzeugte Überschläge bei Kreuzungen und Näherungen nicht zu den Objekten, sondern innerhalb der Freileitung erfolgen, ist das sogenannte a som -Kriterium zu berücksichtigen. Um das Kriterium zu erfüllen, muss der Abstand 10-% größer sein als die kleinste Schlagweite der Isolatorenketten der Freileitung an den drei Stützpunkten vor und an den drei Stützpunkten nach der Kreuzungsstelle. Der so ermittelte Wert ersetzt D pp bzw. D el in den Tabellen. Dies könnte insbesondere bei langen Isolatoren bzw. Isolatorenketten, z.-B. in Gebieten mit hoher Verschmutzung, maßgebend werden [2.38, 2.39]. Bei der Abstandsermittlung sind nach [2.6, 2.7] folgende Fälle zu berücksichtigen. Die hierzu erforderliche Durchhangberechnung von Leitern wird in Kap. 5 ausführlich beschrieben: ■ Abstände zum Boden in Gebieten abseits von Gebäuden, Straßen, Eisenbahnen und schiffbaren Wasserwegen. Es muss gewährleistet werden, dass landwirtschaftliche Arbeiten mit Fahrzeugen von bis zu 4 m Höhe unterhalb der Leitung ohne Einschränkung möglich sind. ■ Abstände zu Wohn- und anderen Bauwerken, wenn sich die Freileitung über oder neben den Bauwerken bzw. deren Aufbauten befindet. Dabei wird zwischen unter‐ schiedlichen Dachformen und -eindeckungen unterschieden. In [2.7] finden sich darüber hinaus Abstandsvorgaben zwischen einer Freileitung und Windkraftanlagen. ■ Abstände zu gekreuzten Verkehrswegen. Darunter werden Autobahnen, Bundes-, Landes- und Kreisstraßen, Ortsverbindungs- und häufig befahrene Wirtschafts‐ wege, O-Buslinien und Seilbahnanlagen, Schienenwege mit und ohne Oberlei‐ tungsanlage sowie Wasserstraßen verstanden. ■ Abstände zu Freileitungen bei Näherungen zu Lichtraumprofilen von Straßen und Schifffahrtswegen bzw. zu Lichtraumprofilen oder Teilen von Oberleitungsanlagen. ■ Abstände zu Freileitungen, die andere Starkstrom- oder Fernmeldefreileitungen kreuzen. Für den Abstandsnachweis bei Freileitungskreuzungen sind folgende Lastfälle zu berücksichtigen [2.7]: 1. Lastfall Durchhang bei höchster Auslegungstemperatur der überkreuzenden Freilei‐ tung (meist 80 °C). Gleichzeitig Durchhang bei +40 °C der unterkreuzenden Leitung. 2. Lastfall Durchhang bei -5 °C und Eislast für die überkreuzende Leitung. Hierbei ist der größere Durchhang anzusetzen, der sich zum einen bei voller Eislast auf dem gesamten Abspannabschnitt im Kreuzungsfeld und zum anderen bei der soge‐ 74 2 Trassengestaltung <?page no="78"?> nannten ungleichen Eislast ergibt. Bei der ungleichen Eislast wird angenommen, dass die halbe Eislast im Kreuzungsfeld wirkt, während die übrigen Felder des Abspannabschnitts eisfrei sind. Die Abspannpunkte an den angrenzenden Hängeketten werden so in das eisbehangene Feld gezogen und vergrößern dadurch den Durchhang. Die Ermittlung des Durchhangs bei Eislast nur in einem Feld erfolgt meist mithilfe von Iterationsalgorithmen über EDV-Programme, kann aber für überschlägliche Betrachtungen auch näherungsweise über eine Formel ermittelt werden [2.40]. Für die unterkreuzende Leitung ist gleichzeitig der Durchhang bei -5-°C ohne Eislast anzunehmen. 3. Lastfall 40 °C Leitertemperatur und senkrecht wirkende Windlast auf eine der Leitungen (die unterkreuzende und/ oder die Überkreuzende) und gleichzeitig Windlast auf die andere Leitung mit einem um 40 % verminderten Staudruck. In den meisten Fällen dürfte sich der kleinste Abstand in der Fallkonstellation der voll ausgeschwungenen unterkreuzenden und reduziert ausgeschwun‐ genen überkreuzenden Leitung einstellen. In Ausnahmefällen, wie bei gro‐ ßen Höhenunterschieden der einzelnen Aufhängebzw. Abspannpunkte beider Leitungen, könnten auch andere Fallkonstellationen maßgebend wer‐ den. Durch das Ausschwingen beider Leitungen liegt der Kreuzungspunkt im Schnittpunkt der beiden Durchhangs-Projektionen, also dem Schnittpunkt zweier Parabeln. Die Ermittlung des Kreuzungspunktes und des kleinsten Abstandes erfolgt hier meist über EDV-Programme [2.8, 2.41]. ■ Abstände zu Erholungsflächen bei Kreuzungen von oder Näherungen zu Freileitungen. Eine Auswahl der wichtigsten Mindestwerte für die äußeren Abstände ist in Tab. 2.2 zusammengefasst. Tab. 2.2: Einige wichtige äußere Abstände nach Tab.-5.10 bis 5.14 in [2.6] 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen 75 <?page no="79"?> 2.2.1 Beschränkungen innerhalb einer Freileitungstrasse Die Höhe von Masten ergibt sich aus dem Durchhang der Leiterseile, einer Sicher‐ heitszone (auch Sicherheitsbereich genannt), die mit steigender Betriebsspannung größer wird, sowie der Höhe der zu überquerenden Objekte und Hindernisse, die als konkrete Bauten oder als Lichtraum-Profile von Straßen, Schienenwegen sowie des freien Geländes vorliegen (Abb. 2.10). Die hierbei einzuhaltenden Mindestabstände werden durch das vorerwähnte Vorschriftenwerk vorgegeben. a) b) Abb. 2.10: Sicherheitszone von Hoch- und Höchstspannungs-Freileitungen, a) Längsschnitt, b) Quer‐ schnitt 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 2.3. Die Abmessungen der Maste oberhalb des unteren Aufhängebzw. Abspannpunktes richten sich nach der gewählten Mastform und der für die Isolatorlänge maßgeblichen Spannungsebene. Dabei nehmen die Abmessungen der Maste mit steigender Betriebsspannung deutlich zu. 76 2 Trassengestaltung <?page no="80"?> Betriebsspannung Durchhang der Leiterseile an der tiefsten Stelle, hier bei 120 °C Leiterseiltemperatur (abhängig von der Spannweite a) Sicherheitsabstand (Mindestabstand D el ) Mindestbodenabstand (zu Straßen) Höhe des unteren Aufhängebzw. Abspannpunktes über EOK 220 kV 380 kV rd. 14 m rd. 17 m (a=350m) (a=380m) 1,7 m 2,8 m 6 m 21,7 m 25,8 m 110 kV rd. 11 m (a=280m) 1m 18 m Tab. 2.3: Bestimmung der durchschnittlichen Höhen der Aufhängebzw. Abspannpunkte der unteren Seile an 110-, 220- und 380-kV-Freileitungsmasten 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“. Optimierungsuntersuchun‐ gen 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 [2.2]. Bei 380-kV-Leitungen betragen die Regelspannweiten durchschnittlich 380 bis 400 m. Bei besonderen topologischen Gegebenheiten können die Spannweiten zum Teil stark von den Regelspannweiten abweichen. So können zum Beispiel Talüberspannun‐ gen das Doppelte und mehr der Regelspannweite betragen, ohne dass sich die Höhen der unteren Aufhängebzw. 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 Leiterseiltemperatur beträgt bei konventionellen Al/ St-Verbundseilen in der Regel 80 ℃. Diese maximale Dauerbet‐ riebstemperatur ist für die gängigen Seiltypen AL1/ ST1A und AL3/ ST1A für Deutsch‐ land in DIN EN50341-3-4 und europaweit in der Euronorm EN 50182 vorgegeben. Sie wird bei entsprechenden meteorologischen Bedingungen, wie geringe Windbewegung bei gleichzeitig starker Sonneneinstrahlung und dem maximal zulässigen Leiterstrom erreicht [2.3]. Weiterhin ist zu berücksichtigen, dass die Leiterseile während ihrer Lebensdauer einer bleibenden Seillängung unterworfen sind, die abhängig vom Quer‐ schnittsverhältnis 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 und eine entsprechende Durchhangvergrößerung zur Folge haben. Die Einhaltung der Sicherheitsabstände zu Kreuzungsobjekten über die gesamte Bestandsdauer der 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen 77 <?page no="81"?> 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 ℃) 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. In den vergangenen zwei Jahrzehnten kamen eine Reihe von Verbundseilen auf den Markt, die höhere Betriebstemperaturen erlauben und seither bei Leitungsertüch‐ tigungen eingesetzt werden. Diese als HTLS-Seile (engl.: High Temperature Low Sag) bezeichneten Leiter erlauben zum Teil deutlich höhere Betriebstemperaturen bei gleichzeitig geringem Durchhang. Ihre Einsatzgebiete beschränkten sich in Deutsch‐ land bisher auf Übertragungssysteme, die hauptsächlich bei fluktuierenden Einspei‐ sungen z. B. aus Windparks temporär überlastet werden und deshalb Abschaltungen erfordern. Für den Beseilungsaustausch müssen die bestehenden Maste in der Regel nicht verstärkt und nicht erhöht werden, da sich die Seilquerschnitte und die Durch‐ hänge trotz höherer Betriebstemperaturen gegenüber den konventionellen Seilen nur unwesentlich ändern (Kap. 4.3.9). Durch den Einsatz von HTLS-Seilen lassen sich auf diese Weise Einspeiserestriktionen verringern oder verhindern. Die gewonnene Erhöhung der Übertragungsleistung führt allerdings zu höheren Leitungsverlusten, weshalb dieser Seiltyp bei Neubauten in Europa bisher nur selten zum Einsatz kam. International werden allerdings bei einigen Neubauprojekten die Maste für einen zukünftigen Tausch auf HTLS-Seile vorbereitend dimensioniert. Hier können bei der Planung und Auslegung alle zu erwartenden Betriebsparameter berücksichtigt und vorerst konventionelle Verbundseile eingesetzt werden. Eine andere Möglichkeit der Übertragungsleistungserhöhung, auch bei konventio‐ nellen Leiterseilen, bietet das sogenannte Leitungsmonitoring (Kap. 4.3.10). Diese Art der Leistungssteigerung basiert auf der Erfassung meteorologischer Daten, die es beispielsweise bei höheren Windgeschwindigkeiten oder tieferen Außentemperaturen erlauben, die Stromstärke und somit die Übertragungsleistung zu erhöhen, ohne die zulässige Betriebstemperaturgrenzen zu überschreiten. Für diese Betriebsweise werden in einer Reihe von Pilotprojekten unterschiedliche Monitoring-Verfahren getestet. Insbesondere in Küstenregionen mit starker Windhöffigkeit, in denen eine Vielzahl von einspeisenden Windkraftanlagen regelmäßig zu Netzengpässen führt, korreliert der windbedingte Kühl-Effekt mit der Erzeugungsleistung der Anlagen und kann so Spielräume bei der Abregelung schaffen. Dies sind in der Regel Maßnahmen, die vorübergehend ergriffen werden, bevor ein Neubau mit einer höheren Übertragungs‐ leistung die bestehende Leitung möglichst in der gleichen Trasse und Ausprägung ersetzt. Weitere Fragen, die sich bei der Trassierung stellen, betreffen sowohl bei Freilei‐ tungen als auch bei Kabeln die Auswirkungen auf ihre Umgebung. So stehen bei Freileitungen neben der Landschaftsbeeinträchtigung und den Einschränkungen bei der Nutzung innerhalb des Schutzstreifens regelmäßig die Frage nach den elektrischen 78 2 Trassengestaltung <?page no="82"?> und magnetischen Feldern sowie der möglichen Geräuschentwicklung im Fokus. Bei Kabeln sind es neben dem Auftreten von magnetischen Feldern oberhalb der Erdoberfläche die Gefahr der Bodenaustrocknung bei hoher Strombelastung sowie eventuelle Bepflanzungsrestriktionen. Die elektrischen und magnetischen Felder im Nahbereich von Leitungen standen in den vergangenen Jahrzehnten immer wieder im Verdacht, insbesondere bei Kindern, die Entstehung von Krebs zu begünstigen. Mitunter werden sie wie bei Hochfrequenz‐ feldern auch als elektromagnetische Felder bezeichnet. Bei den niederfrequenten 50-Hertz-Feldern, um die es sich hier ausnahmslos handelt, ist das elektrische und ma‐ gnetische Feld so schwach miteinander gekoppelt, dass wir die beiden Phänomene mit genügender Genauigkeit getrennt betrachten können (Kap. 6.1.8). Somit sind die elek‐ trische Spannung zwischen dem Leiter und dem Erdpotenzial, also der Erdoberfläche, für das elektrische und der Strom im Leiter für das magnetische Feld verantwortlich. In zahlreichen Publikationen wurden sie abschätzig auch als „Elektrosmog“ bezeichnet. In den zahlreichen, zum Teil epidemiologischen Studien in den 70er-, 80er- und 90er- Jahren des vorigen Jahrhunderts wurde dieses Phänomen ausführlich untersucht. Sämtliche bekannten wissenschaftlichen Studien kamen zu dem Ergebnis, dass es keinen signifikanten Zusammenhang zwischen den Feldern und der Häufigkeit von Krebserkrankungen gibt [2.4]. Bei Einhaltung der Grenzwerte, die inzwischen in der Bundesrepublik in der Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutz‐ gesetzes (26. BimSchV) festgelegt wurden, ist keine gesundheitliche Beeinträchtigung zu erwarten. In der derzeit geltenden Verordnung aus dem Jahr 2013 beträgt der Grenzwert für magnetische Gleichfelder 500 Mikrotesla, für magnetische Wechselfelder mit 50 Hz 100 Mikrotesla und bei elektrischen Wechselfeldern mit dieser Frequenz 5-kV pro Meter. Diese Grenzwerte werden sowohl bei der Planung von Freileitungen als auch bei Kabeln berücksichtigt. Davon abweichend empfehlen internationale Gremien wie die ICNIRP (International Commission on Non-Ionizing Radiation Protection) seit 2010 für die Allgemeinbevölkerung Grenzwerte bei 50-Hz-Feldern für die Elektrische Feldstärke von 5-kV/ m und für die magnetische Flussdichte von 200 µT. Maste und Leiterseile sind Windströmungen ausgesetzt und können so Vibrationen und Windgeräusche verursachen. Diese können in bei Starkwind bzw. bei laminarer Anströmung der Seile auftreten. Die hohen Randfeldstärken um die Leiterseile führen darüber hinaus zu ionisie‐ renden Entladungen. Diese als Korona-Effekt bezeichnete Erscheinung können sich insbesondere bei regnerischen und nebligen Wetterlagen als Knistern bzw. Brummen bemerkbar machen. Dabei schlagen sich Tropfen und Tröpfchen auf die Oberfläche der Leiterseile nieder und erhöhen die elektrische Randfeldstärke, die die besagten Geräusche hervorruft. Inzwischen werden auf dem Markt Leiterseile angeboten, deren Oberfläche durch eine besondere Vorbehandlung hydrophil wirkt und die Tropfen‐ bildung und damit die Geräuschentwicklung reduziert. Theoretische Grundlagen und Berechnungen zu den beschriebenen Phänomenen werden in späteren Kapiteln detailliert behandelt. 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen 79 <?page no="83"?> 2.2.2 Schutzstreifen Die Seile von Freileitungen schwingen durch Wind beeinflusst aus und überstreichen dabei eine Fläche, die über die seitliche Begrenzung der äußeren Mastfluchten hin‐ ausreicht. Die senkrechte Projektion des äußersten ausgeschwungenen Leiterseils zuzüglich des Mindest-Sicherheitsabstands beidseits der Trassenmitte wird als Schutz‐ streifen bezeichnet (Abb. 2.11). Innerhalb dessen ist der Raum nur eingeschränkt nutzbar, z. B. in Form einer Höhenbegrenzung bei Bepflanzungen und Unterbauungen. Die Beanspruchung dieser Flächen wird ohne Änderung der Eigentumsverhältnisse durch die Netzbetreiber über eine sogenannte Grunddienstbarkeit gesichert. Die Wert‐ minderung, 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 (Kap.-3.9). Abb. 2.11: Schematische Darstellung des Schutzstreifens eines Spannfeldes in der Draufsicht 2.2.3 Trassenführung und Raumnutzung Die Leitungsplaner bemühen sich seit jeher, die Mastformen stets an den Landschafts‐ typ anzupassen und die jeweilige Raumnutzung zu berücksichtigen, um Nutzungskonf‐ likte zu minimieren. Hierbei spielen neben den raumordnerischen Kriterien diejenigen des Natur- und Landschaftsschutzes eine besondere Rolle. 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 80 2 Trassengestaltung <?page no="84"?> Verringerung der Behinderung bei der Bewirtschaftung der Felder (um die Duldung zu erleichtern) steht hier ebenso im Vordergrund wie die Vermeidung unnötiger Flur‐ schäden beim Leitungsbau. 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 und hochwachsende Kulturen. 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 durchbzw. überquert werden sollen. Erweist sich die Umfahrung als aufwändig oder aus anderen Gründen als unmöglich, stellt sich die Frage: Waldüberspannung oder Schneise? 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 Forst‐ behörden meist mit Nachdruck Überspannungen, um so Nutzungseinschränkungen zu vermeiden. Andererseits werden Überspannungen aus der Sicht der Landschaftspflege oft negativ beurteilt. Waldüberspannend geführte Mehrfachleitungen im Hoch- und Höchstspannungsbereich erheben sich meist zu dominierenden Elementen des Land‐ schaftsbildes mit einer massiven Fernwirkung. Ein Sachverhalt, der einem neutralen Beobachter das Gefühl verantwortungsloser Landschaftsverschandelung vermitteln kann. Die Trassierungspraxis zeigte in der Vergangenheit, dass es für derartige Fälle kein Patentrezept gibt. Hier sind sorgfältig abgewogene Einzelfallentscheidungen zu treffen [2.5]. 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. 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen 81 <?page no="85"?> 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. 2.12, rechter Bildteil). Mit steigender Endwuchshöhe und steigender Betriebsspannung wird die Schneise damit größer. Bei neu angelegten Schneisen besteht für die neu 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. Abb. 2.12: Abmessungen von Waldschneisen, links bei gefestigten Waldrändern, rechts bei nicht gefestigten Waldrändern mit Berücksichtigung des Baumfalls Infolgedessen muss der Windbruch auch nicht zwingend berücksichtigt werden. 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. 2.12, linker Bildteil). Der erweiterte Schutzabstand beträgt dabei in dem konkreten Beispiel 5,5 m und entspricht nach Untersuchungen eines südwestdeutschen Netzbetreibers dem 95-prozentigen 82 2 Trassengestaltung <?page no="86"?> Häufigkeitswert der Kronenradien aller dort vorkommenden Gehölze. Bei beson‐ ders 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 Nahbereich 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 gelegt werden, die sich nur in Schneisen unter Berücksichtigung des Baumfalls erreichen lässt. 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. In weiträumig geschlossenen Waldbeständen nimmt die Bedeutung der 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 überhöht wirkende Leitung als massiver Fremdkörper in Erscheinung treten kann. 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 un‐ eingeschränkten forstwirtschaftlichen Nutzung zur Verfügung steht. Abb. 2.13 zeigt die Verhältnisse bei einer Waldüberspannung mit einer 110-kV-Doppelleitung in Eineben- Bauweise. Bei der Verwendung dieses Mastbildes lässt sich bei Waldüberspannungen die geringstmögliche Gesamthöhe der Maste erreichen. 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen 83 <?page no="87"?> Abb. 2.14: Leitungsführungen in Einebene im Ein‐ flugbereich eines Flugplatzes mit Tageskennzeich‐ nung, links 220-kV, rechts 110-kV Abb. 2.13: Flächenbedarf bei Waldüberspannungen durch eine 110-kV-Freileitung 2.2.4 Bereiche mit Höhenbeschränkungen In Bereichen mit Höhenbeschränkun‐ gen, beispielsweise in Bauschutzberei‐ chen von Flugplätzen und Flughäfen, finden meist besondere Bauformen von Masten Verwendung, die in horizontaler Einebene ausgeführt und in Höhe und Spannweite verringert sind. Leitungs‐ teile, die sich direkt im Einbzw. Ab‐ flugbereich befinden, erhalten darüber hinaus eine Tageskennzeichnung (rot‐ weißer Anstrich der Maste und/ oder Flugwarnkugeln am höchstgelegenen Seil) und falls notwendig eine Nacht‐ kennzeichnung (Rotlicht an den Mast‐ spitzen), die sowohl einen sicheren Leitungsals auch Flugbetrieb ermöglichen. In solchen Bereichen werden Mehrfach‐ leitungen häufig entflochten und parallel nebeneinander geführt. Ein Beispiel zeigt Abb.-2.14. 84 2 Trassengestaltung <?page no="88"?> Abb. 2.15: Baugebiet unter einer 110-kV-Doppel‐ freileitung 2.2.5 Siedlungsbereiche Die Meidung von Siedlungsbereichen, insbesondere mit Freileitungen der höheren Spannungsebenen, gehören in den meisten Ländern der Welt zu den Selbstverständlich‐ keiten bei der Leitungs-Trassierung. Nicht etwa, weil das elektrische bzw. magnetische Umfeld einer Freileitung gesundheitsschädlich wäre (dies ist unterhalb festgelegter Grenzwerte, wie in Kap. 6 ausführlicher erläutert, nicht der Fall), sondern weil die verursachte Nutzungseinschränkung im Trassenbereich ein bleibendes Konfliktpo‐ tenzial zwischen Netzbetreiber und Eigentümer darstellt, welches nach Möglichkeit vermieden werden sollte. Bei diesem Thema entzündet sich regelmäßig auch der Streit zwischen Gebietskörperschaften und Behörden bzw. Interessenverbänden, die den Na‐ tur- und Landschaftsschutz vertreten. Während Kommunen stets eine orts‐ ferne Trassierung verlangen, wollen Natur- und Landschaftsschützer unbe‐ rührte Landschaftsräume gemieden wis‐ sen. So führen Kompromisse nicht sel‐ ten zu einer Trasse in Siedlungsnähe, die ökologisch keine besondere Wer‐ tigkeit aufweist. Bestehende oder be‐ absichtigte, 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 bei Wohngebäuden. 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. 2.15. In großen Städten, in denen die hohe Versorgungsdichte innerstädtische Hoch- und Höchstspannungsverbindungen erfordert, Freileitungstrassen aber nicht realisiert werden können, wird mit den entsprechenden Längenbeschränkungen bis in die Höchstspannungsebene verkabelt. 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen 85 <?page no="89"?> 2.3 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 Freileitungsbauvorhaben unabhängig von der Leitungslänge allenthalben der Ruf nach Verkabelung erschallt. In den vergangenen zwei Jahrzehnten entstanden in der Bundesrepublik eine Reihe von Bürgerinitiativen, die sicher 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 in Deutschland Mitte der 2010er-Jahre für den Bau der leistungsstarken Nord-Süd-Verbindungen im Übertragungsnetz die Gleichstromübertragung mit dem Vorrang für Kabel verordnete. 2.3.1 Drehstrom-Kabeltrassen Bei der Planung von Hoch- und Höchstspannungs-Drehstrom-Kabeltrassen setzen die Netzbetreiber in diesen Spannungsebenen aus Gründen der hohen Übertragungs‐ leistung und Verfügbarkeit für ein Freileitungssystem häufig zwei getrennt verlegte Kabelsysteme ein. Diese Variante wird häufig bei Zwischenverkabelungen gewählt, um die thermischen Effekte im Boden trotz hoher Übertragungsleistung zu begrenzen. Das heißt, jedes elektrische System einer Freileitung wird in diesem Fall auf zwei Kabelsysteme aufgeteilt. Schematisch zeigt dies Abb. 2.16 für eine zweisystemige Freileitung. Abb. 2.16: Übergang von zwei Freileitungssystemen auf vier Kabelsysteme bei einer Zwischenverka‐ belung [nach 2.12] 86 2 Trassengestaltung <?page no="90"?> Je nach Betriebsphilosophie des Unternehmens bzw. der Wichtigkeit der Kabelverbin‐ dung 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 Kabel-Systems bei Störungen oder Wartungsarbeiten übernehmen (Abb. 2.17). Bei einer abgespeckten Variante dient ein Einzelkabel als Reserve. So kann jede einzelne zu wartende oder schadhafte Kabelstrecke durch die Reserveverbindung bis zum Abschluss der Arbeiten an der Strecke ersetzt werden (Abb.-2.18). Abb. 2.17: Überleitung von drei Kabelsystemen auf ein Doppelfreileitungssystem, wobei ein Kabelsys‐ tem als Reserve genutzt wird [nach 2.9] Abb. 2.18: Überleitung von zwei Kabelsystemen auf ein Doppelfreileitungssystem, wobei ein einzelnes Kabel als Reserve genutzt wird [nach 2.9] Für die Trassierung von Kabelanlagen sind in erster Linie das Verlegeverfahren und die Verlegeanordnung ausschlaggebend. Dabei ist zunächst zu entscheiden, ob die 2.3 Kabeltrassen 87 <?page no="91"?> Verlegung in einem offenen Kabelgraben oder grabenlos mittels Bohrbzw. Pressver‐ fahren 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 Infra‐ struktureinrichtungen infrage kommen, sind sogenannte Mantelrohre oder begehbare, betonierte Leitungsgänge bzw. Tunnel, die in offenen oder halboffenen Verfahren realisiert werden. In landwirtschaftlich genutzten Bereichen fällt die Entscheidung regelmäßig zu‐ gunsten einer der Bodenverlegungsvarianten (Abb. 2.19 a und b). Beide Varianten besitzen Vor- und Nachteile. Die Vorteile einer direkten Bodenlegung liegen in der guten Wärmeübertragung vom Kabelmantel an 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 bei deren Austausch 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 oder das Kabel zerstören. Einzelverlegung Im Boden In Kunststoff- Schutzrohren Mantelrohr Infrastrukturröhre Infrastrukturkanal Aus Kunststoff, Stahlbeton oder Stahl mit wärmeleitender Verfüllung Aus Stahlbeton oder Glasfaser-Komposite Leitungsgang Einzelsegmente aus Stahlbeton a) b) c) d) e) Abb. 2.19: Mögliche Verlegeanordnungen bei Drehstrom-Hoch- und Höchstspannungskabeln [nach 2.9] Der Vorteil der Verlegung in Kunststoffrohren liegt zunächst darin, dass die Gräben unmittelbar nach der Verlegung der Rohre verfüllt werden können, sodass die Ar‐ beitsgänge der 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 Aus‐ tausch von Kabeln, ohne den Kabelgraben erneut öffnen zu müssen. Nachteilig 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 verbessern, sie ist aber technisch sehr aufwändig und wartungsintensiv. Alternativ 88 2 Trassengestaltung <?page no="92"?> oder auch in Kombination mit der Wasserfüllung können moderne Monitoringsysteme diesem Nachteil entgegenwirken, indem sie sowohl über die Temperaturen als auch über die Stellen längs der Kabelanlage Informationen liefern, an denen Störungen oder Fehler auftreten. Auf diese Weise können punktuelle Übertemperaturen in den Kabeln erkannt und Kabelschäden vermieden werden. Durch das Monitoring kann darüber hinaus der Belastungszustand des Kabels und damit eventuelle Reserven für die Energieübertragung bestimmt werden. 2.3.2 Gleichstrom-Kabeltrassen In der Zukunft ist mit dem vermehrten Einsatz von Gleichstromkabeln in der Hoch- und Höchstspannungsebene zu rechnen. Durch den in der Bundesrepublik Deutschland gesetzlich vorgegebenen Vorrang für Kabel in dieser Spannungsart und -ebene wird es zunächst um Punkt-zu-Punkt-Kabel-Verbindungen zwischen Konverterstationen gehen, die die Einbindung in das Höchstspannungs-Drehstromnetz herstellen (Kapitel 6.8). Prinzipiell sind sowohl die Verlegeanordnungen als auch die Verlegearten mit denjenigen für Drehstromkabelsysteme vergleichbar. Lediglich die Anzahl und die Querschnitte der Einzelleiter können sich unterscheiden. Bei allen bekannten Kon‐ zepten von HGÜ-Kabelverbindungen in Deutschland ist die Verlegung auf freier Strecke in offener Bauweise mit zwei Systemen in voneinander getrennten Gräben und Schutzrohren geplant. 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 Rahmen‐ bedingungen gelten, wie für ihre mit Drehstrom betriebenen Kabelschwestern (Kapitel 5). Einzelverlegung In Kunststoff- oder Stahlschutzrohren Mantelrohr Infrastrukturröhre Infrastrukturkanal Aus Kunststoff, Stahlbeton oder Stahl mit wärmeleitender Verfüllung Aus Stahlbeton oder Glasfaser-Komposite Leitungsgang Einzelsegmente aus Stahlbeton Rückleiter + - Im Boden Rückleiter Rückleiter Rückleiter + + + + + + - - - - - - Rückleiter + - + - Ohne Rückleiter Ohne Rückleiter a) b) c) d) e) Abb. 2.20: Mögliche Verlegeanordnungen für HGÜ-Kabel mit und ohne metallischen Rückleiter [nach 2.9] 2.3 Kabeltrassen 89 <?page no="93"?> 2.4 Verlegetechniken Unter Verlegetechniken wird die Art und Weise verstanden, wie Kabel grundsätzlich verlegt werden können. Die Möglichkeiten reichen hier von der einfachen Erdver‐ legung in offener Bauweise bis hin zur grabenlosen, geschlossenen Verlegung in beliebigen Tiefen. Sie unterscheiden sich sowohl in der Ausprägung des Bodeneingriffs als auch im Aufwand, den Kosten und der Verlege-Geschwindigkeit. 2.4.1 Offene Bauweise 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 sogenannte 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 [2.9]. Abb. 2.21 zeigt beispielhaft das Profil und den Schutzstreifen bei der Verlegung von zwei Drehstromsystemen 110-kV und einem Reservekabel im offenen Graben. In Abb. 2.22 ist das Grabenprofil bei einer Zwischenverkabelung von zwei Dreh‐ stromsystemen 380-kV entsprechend der Struktur aus Abb.-2.16 dargestellt. Abb. 2.23 zeigt ein vergleichbares Profil für die Verlegung von drei Drehstromsys‐ temen, wie es Abb.-2.17 prinzipiell darstellt. Das Grabenprofil und die Schutzstreifenmaße für die Verlegung von zwei Systemen von 525-kV-HGÜ-Kabeln ohne Rückleiter zeigt Abb.-2.24. 90 2 Trassengestaltung <?page no="94"?> Mutterboden Unterboden 2,30 m 0,44 m Trassenwarnband ca. 0,50 m Bettung ca. 1,10 m Wiederverfüllung Erdreich und Mutterboden Leerrohr Kabelschutzstreifen ca. 5,00 m Erdreich Schutzrohr 160 mm Sicherungsabdeckung DS-Kabel Thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial Abb. 2.21: Beispielhaftes Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 110-kV-Drehstromkabelverlegung in Rohren mit zwei Systemen und einem Reservekabel [2.27] Mutterboden Mutterboden Unterboden Erdreich Baustraße ca. 5,0 m 2,10 m 0,60 m Trassenwarnband Sicherungsabdeckung ca. 0,55 m Bettung ca. 1,20 m Wiederverfüllung Erdreich und Mutterboden Thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial Leerrohr Schutzrohr 250 mm DS-Kabel Kabelschutzstreifen ca. 23,00 m ca. 45,00 m Unterboden Abb. 2.22: Beispielhaftes Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV-Drehstromkabelverlegung in Rohren mit vier Systemen [2.12] 2.4 Verlegetechniken 91 <?page no="95"?> Mutterboden Unterboden Erdreich Baustraße 26,00 m 4,60 m 2,40 m 0,30 m Kabelschutzstreifen ca. 16,00 m Abb. 2.23: Beispielhaftes Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV-Drehstromkabelverlegung mit drei Systemen [2.9] Mutterboden Unterboden Erdreich Baustraße ca. 5,0 m 0,5 m Trassenwarnband Sicherungsabdeckung ca. 0,55 m Bettung ca. 1,30 m Wiederverfüllung Erdreich und Mutterboden Thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial Leerrohr HVDC-Kabel Kabelschutzstreifen ca. 20,00 m Arbeitsstreifen ca. 45,00 m 1,0 m ca. 5,0-8,0 m Abb. 2.24: Grabenprofil und Schutzstreifen für ein HGÜ-Kabel +/ - 525-kV [2.17] 92 2 Trassengestaltung <?page no="96"?> Abb. 2.25: Trasse für zwei Kabelsysteme 380 kV bei Verlegung im offenen Graben [2.13] Die Kabelverlegungsart im offenen Gra‐ ben bedingt einen langsamen Baufort‐ schritt und erfordert eine extensive Wie‐ derherstellung der abgetragenen Oberflächenbereiche, 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. 2.25. Provisorisch angelegte Baustraßen, die je nach Tragfähigkeit des Untergrunds aus Holz-, Aluminium- oder Stahlmatten bestehen können, werden nach Inbetriebnahme der Kabelanlage wieder entfernt (Abb.-2.25, linker Bildrand). Das Rückfüllmaterial im Kabelgraben besteht vornehmlich aus porösem Material, dessen Hohlräume abhängig von der Materialbeschaffenheit, dem Abstand zum Grund‐ wasserspiegel, der jeweiligen Jahreszeit sowie den Möglichkeiten der Nachsickerung teilweise mit Wasser gefüllt sind. Je höher der Wassergehalt ist, desto höher ist auch die Wärmeleitfähigkeit und damit die Wärmeableitung aus dem Kabel. Die Wärmeabgabe der Kabel kann bei hohen Kabeltemperaturen einen Prozess im Boden verursachen, den man mit einer Wärmepumpe vergleichen kann. Das Wasser in der unmittelbaren Umgebung des Kabels verdampft durch dessen Erwärmung und strömt in kältere Bodenbereiche, in denen es kondensiert und aufgrund der Sättigungsdifferenzen in Richtung Kabel zurückgeleitet wird, um dort erneut zu verdampfen. Dabei entzieht die Verdampfungsenthalpie der Kabelumgebung Wärme. Bei zu hoher Kabelerwärmung kann nicht genügend Wasser zum Kabel zurückströmen, und das Gebiet um das Kabel trocknet aus, mit der Folge, dass der Wärmepumpeneffekt versagt, die Wärmeüber‐ gangswiderstände um das Mehrfache ansteigen und so eine ausreichende Kühlung des Kabels ausbleibt. Dies hat in der Vergangenheit nicht selten zum sogenannten „Wärmetod“ von Kabeln geführt, den man wegen fehlender Temperaturdiagnostik erst bemerkte, als der Schaden bereits eingetreten war. Die Berechnung der durch Kabel induzierten thermischen und hydraulischen Prozesse wird in Kapitel 5 ausführlich erläutert. 2.4 Verlegetechniken 93 <?page no="97"?> Abb. 2.26: Kabelpflug bei der Verlegung von Leer‐ rohren für Kabel und Informationsleitungen [2.14] 2.4.2 Einpflügen Eine Alternative zur Verlegung im of‐ fenen Graben ist das Einpflügen von Schutzrohren und das anschließende Einziehen von Kabeln. Dabei können moderne Kabelpflüge in einem Vorgang drei Kunststoffschutzrohre für Kabel bis zur 380-kV-Ebene zuzüglich mehrere Kunststoffrohre für die Informations- und Diagnosetechnik gleichzeitig verle‐ gen (Abb. 2.26). Die Verlegung kann im Dreieck oder nebeneinander erfolgen. Diese Art der Verlegung ist allerdings beschränkt auf möglichst kreuzungsfreie Ge‐ biete, 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 Bett‐ ungsmaterial 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 Verlegeverfahren zulässig. Bei allen Vorzügen erfordert das Pflügen eine sehr sorgfältige Prüfung möglicher, innerhalb der Trasse im Boden gelegter Infrastruktureinrichtungen, wie beispielsweise andere Energiekabel, Abwasserkanäle, Pipelines und Telekommunikationskabel. Besondere Beachtung verdienen militärische Versorgungsleitungen, deren Lage aus Gründen des Sabotageschutzes in allgemein zugänglichen Dokumentationen und Lageplänen fehlen. 2.4.3 Verlegung in Mantelrohren und Infrastrukturröhren Das von der Verlegung von Fernwärme- und Erdgasrohren bekannte Mantelrohr-Ver‐ legerverfahren kann auch für die Verlegung von Hoch- und Höchstspannungskabeln eingesetzt werden. Hierbei beinhaltet das Mantelrohr drei Kunststoff-Schutzrohre für die Aufnahme eines Drehstromsystems, die durch Abstandhalter im umschließenden Rohr gleichmäßig verteilt angeordnet werden. Anschließend verfüllt man die Hohl‐ räume mit wärmeleitfähigem Material (Abb. 2.20 c)). 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‐ sern bis 600 mm neben der konventionellen Verlegung im offenen Graben auch in halboffenen und geschlossenen Bohrverfahren eingebracht werden können [2.9]. 94 2 Trassengestaltung <?page no="98"?> Runde Infrastrukturröhren, die hauptsächlich aus Stahlbeton- oder Glasfaserkompo‐ site-Elementen bestehen und Nennweiten von 2.000 mm und mehr annehmen können (Abb. 2.20 d)) lassen sich vorzugsweise in halboffenen und geschlossenen Verfahren verlegen. Im Anschluss werden die Kabelsysteme auf Kabelpritschen oder in Abständen von mehreren Metern mit Halterungen an die Rohrwände montiert. Halboffene Bauweise Abb. 2.27: Verlegung eines Mantelrohrs in halboffener Bauweise mit dem Pipe Express®-Verfahren [2.15] 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 [2.15] 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 (Abb. 2.27). Die Vortriebsgeschwindigkeit bei diesem Verfahren beträgt 500 bis 1.000 Meter pro Tag. Es sind Längen bis 2.000 m erreichbar und es kommt vornehmlich im freien Gelände zum Einsatz. 2.4 Verlegetechniken 95 <?page no="99"?> Abb. 2.28: Konventionelle Rohrverlegung in halb‐ offener Bauweise mit Startgrube und Greifschlitz [2.16] Die konventionelle Verfahrensweise der halboffenen Verlegung, wie sie hauptsächlich bei der innerstädtischen Kanalverlegung angewandt wird, be‐ steht aus einem ca. 1.000-1.500 mm brei‐ ten, meist verbauten Schlitz an der Ober‐ fläche (Abb. 2.28). Den Bodenabbau übernimmt ein Bohrkopf über einen stirnseitig mit einer Öffnung versehenen sogenannten Schneidschuh. Durch die Öffnung entnimmt ein Bagger oder ein Greifer den Aushub, wenn der Schneid‐ schuh mit der Öffnung nach oben stoppt. Auch mit dieser traditionellen Verfah‐ rensvariante lässt sich gegenüber der komplett offenen Bauweise der Eingriff an der Oberfläche deutlich minimieren. Die Geschwindigkeiten bei Neuverle‐ gungen werden in [2.16] mit 35 bis 95 m pro Tag angegeben und die Längen zwi‐ schen den Stationen betragen maximal 200 m. 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 Grundwasserständen notwendig werden kann, verzichtet werden. Sie sind in der Verlegetiefe durch den Schlitz zur Erdoberfläche limitiert. Diese liegt zwischen 2 und 4 m. Der Vortrieb erfolgt durch Pressung der Rohrelemente, die nachgesetzt und gemeinsam mit den zuvor angedockten 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 und Röhren, die sich zur Aufnahme von Hoch- und Höchstspannungskabeln eignen, kann das sogenannte Spülbohrverfahren, das vorzugsweise beim Pipelinebau Verwendung eingesetzt wird, oder der weltweit insbesondere im Kanalbau eingesetzte gesteuerte Rohrvortrieb Verwendung finden. 96 2 Trassengestaltung <?page no="100"?> Horizontalspülbohrverfahren Diese als HDD-Verfahren (engl.: Horizontal Directional Drilling) bekannte Verlege‐ technik eignet sich besonders für die Unterquerung von breiten Infrastruktureinrich‐ tungen sowie von Flüssen und Gewässern und wird sehr häufig in Kombination mit der offenen Bauweise bei Unterquerungen eingesetzt. Damit können Stahl- oder Kunststoffrohre bzw. auch Mantelrohre bis zu einem Durchmesser von ca. 600 mm bis zu 1.700 m weit grabenlos verlegt werden [2.15]. Das Verfahren eignet sich besonders für einzelne Schutz- oder Mantelrohre. Die Ausführung erfolgt mit mobilen Bohranlagen wie einer geneigten sogenannten Bohrlafette mit 3D-Ortungs- und Steuerungsmöglichkeiten in Verbindung mit einer hydromechanischen Bohrspülungs‐ technik, bei der die erzeugten Bohrlöcher je nach Erfordernis aufgeweitet werden können. Gebohrt wird mit dünnen, scharfen, gesteinslösenden Wasserstrahlen bzw. Bohrsuspensionsstrahlen, die aus Düsen an der Bohrkopfspitze austreten und ein hydromechanisches Zerkleinern bewirken. Zum 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 [2.18]. Danach wird die Bohrung in mehreren Schritten aufgeweitet und ein Schutzrohr eingeführt, in das dann ein Kabel oder auch Kabelbündel eingezogen werden können (Abb. 2.29). Die Geschwindigkeit des Bohrvorgangs wird in [2.36] abhängig von der Bodenbeschaffenheit mit ca. 50 bis 120-m pro Tag angegeben. Gesteuerte Pilotbohrung Der Bohrlochquerschnitt wird mit einem Aufweitkopf (Reamer) vergrößert Nach der Aufweitung oder bereits mit der Aufweitung des Bohrlochquerschnittes wird das Produktrohr eingezogen Abb. 2.29: Die drei Schritte beim Horizontalspülbohrverfahren [2.18] 2.4 Verlegetechniken 97 <?page no="101"?> 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 E-PowerPipe®-Verfahren zur oberflächennahen Verlegung mit Durchmessern von 500 mm bis hin zum Großrohrvortrieb mit Durchmessern bis zu 4.000 mm in na‐ hezu uneingeschränkten Verlegetiefen unter urbanen und extensiven Schutzgebieten. Die zweistufige Verlegetechnik E-PowerPipe® mit kleinen Durchmessern für ein‐ zelne, auch nicht druckfeste Schutzrohre startet aus einer Startgrube mit einem installierten Vortriebsrahmen. Hier ist die zweistufige Verlegetechnik des HDD-Ver‐ fahrens mit der Bohrtechnik des Microtunnelings kombiniert. Das bedeutet, dass eine flüssigkeitsunterstützte 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 entfernt, das Schutzrohr angedockt und in der Gegenrichtung eingezogen, in dem die Stahlvortriebsrohrsegmente, wie in Abb. 2.30 gezeigt, zurück‐ gezogen und einzeln wieder ausgebaut werden. Durch die zugfest verbundenen Stahl‐ vortriebsrohre bleibt das Bohrloch während des Zugvorgangs mechanisch abgestützt. Der Ringspalt zwischen Schutzrohr und Boden kann nach Bedarf mit Füllmaterial zur mechanischen und thermischen Stabilisierung in der Betriebsphase verfüllt 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 Felsen bis zu 100 m und bei nicht bindigen Böden bis zu 300-m pro Tag reichen [2.35]. 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 (Abb. 2.31). Das mit der Schildmaschine herausgearbeitete Bohrmaterial wird zerkleinert, pumpfähig gemacht und in einem Rohrsystem durch den vorgetriebenen Rohrstrang 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 über 100-m pro Tag. Mit diesem Verfahren lassen sich im Sinne der Bündelung von Infrastruktureinrich‐ tungen Mantelrohre und Infrastrukturröhren beispielsweise parallel zu Autobahnen und Bahnstrecken legen, ohne den Betrieb zu stören oder die Betriebssicherheit zu gefährden. 98 2 Trassengestaltung <?page no="102"?> Abb. 2.30: Zweistufiger Rohrvortrieb nach dem E-Power Pipe®-Verfahren von Herrenknecht [2.35] Abb. 2.31: Gesteuerter Rohrvortrieb mit Schildmaschine, Startgrube und Pressstation [2.15] 2.4.4 Verlegung im Infrastrukturkanal Der Infrastrukturkanal bildet eine Sonderform des begehbaren Leitungsgangs. Infra‐ strukturkanäle (Abb. 2.19 e) und 2.20 e)) werden hauptsächlich in offener Bauweise verlegt (Abb. 2.33). Hierbei können die Schächte mit Fertigteilen oder mit Ortbeton hergestellt werden. Der Graben muss auf einer mit Schotter befestigten Sohle-Bettung zu beiden Seiten des Kanals mindestens 1 m Abstand aufweisen, damit die Schalung 2.4 Verlegetechniken 99 <?page no="103"?> eingebracht werden bzw. die Betonier-Maschine ungehindert arbeiten kann (Abb. 2.32). Beim Einsatz von Betonier-Maschinen werden diese abschnittsweise fortbewegt und erreichen eine Verlegegeschwindigkeit von bis zu 15 m pro Tag in beide Richtungen [2.19]. Durch die Gewölbeform kann die Eisenarmierung entfallen und verlängert damit die Haltbarkeit der Anlagenhülle. Mit der Beimischung von Flugasche im Beton wird die Aushärtung beschleunigt und eine sehr hohe mechanische Festigkeit erreicht [2.9]. Der Infrastrukturkanal bietet hinsichtlich möglicher Kabelauslastung, Zugänglichkeit und Austauschbarkeit von Komponenten im Vergleich zu allen anderen Verlegemöglichkeiten die größte Zahl an Optionen. Nachteilig ist allerdings das große Grabvolumen und die große Menge an überschüssigem Aushubmaterial, das entsorgt werden muss, wenn der Kanal nicht oberirdisch verlegt wird. Abb. 2.32: Infrastrukturkanal in offener Bauweise gelegt für zwei Drehstromkabel-Systeme 380-kV [nach 2.9] Abb. 2.33: Kontinuierliche Fertigung eines Infrastrukturkanals, links, und Erstellung in Fertigteilbau‐ weise, rechts [2.21] 100 2 Trassengestaltung <?page no="104"?> Abb. 2.34: Anordnung von 380-kV-Drehstromkabel‐ muffen in einem Infrastrukturkanal [2.22] 2.5 Muffen und Übergangsanlagen 2.5.1 Muffen Die Lieferlängen von Hoch- und Höchst‐ spannungskabeln sind aus Transport‐ gründen üblicherweise auf 1.000 m be‐ grenzt (in Ausnahmefällen 1.500 m als Sondertransport). Dies hat zwei Gründe. Zum einen ist das Transportgewicht bei öffentlichen Straßen meist auf 50 Ton‐ nen beschränkt. Zum anderen dürfen die Kabeltrommeln nur solche Durchmesser aufweisen, dass man sie über öffentli‐ che Verkehrswege transportieren kann. Daraus folgt, dass einzelne Teillängen mit Kabelmuffen miteinander verbun‐ den werden müssen. Je nachdem, welche Verlegeart gewählt wird, gibt es für die Anordnung von Muffen unterschiedliche Möglichkeiten. Werden zur Kabelverlegung begehbare Infrastrukturröhren- oder Ka‐ näle gewählt, lassen sich die Muffen in den Leitungszug integrieren und ebenso wie die Kabel an den Kanalwänden befestigen (Abb. 2.34). Hier sind sie frei zugänglich und können bei Bedarf jederzeit inspiziert werden. Bei allen anderen Verlegearten sind Muffengruben notwendig, in denen die Muffen entweder in sogenannte Muffen‐ kammern oder direkt in der Erde verlegt werden. Die beiden Möglichkeiten werden unterschiedlich genutzt. Derzeit wird bei den Großprojekten die direkte Verlegung der Muffen gemeinsam mit den Kabeln im Bettungsmaterial bevorzugt. Deren Lage wird ebenso wie die Lage der Kabel sorgfältig eingemessen und dokumentiert. So lässt sich ihre Lage bei Defekten rasch lokalisieren. Bei 380-kV-Kabeln erreichen Muffen Durchmesser von 600 mm und Längen von über 2.000 mm. Gleichstrommuffen ähneln in den Abmessungen denen für Drehstromkabel in der gleichen Spannungsebene. Um die Kabelgrabenbreite nicht zu überschreiten, erfolgt die Muffenmontage stets versetzt (Kapitel-5). Da es bei der Muffenfertigung auf höchste Sorgfalt und Sauberkeit ankommt, werden die Arbeiten zur Verbindung der einzelnen Erdkabelabschnitte in einer Einhausung oder in einem staubfreien und klimatisierten Container durchgeführt, die im Anschluss zur nächsten Verbindungsstelle verlegt und nach Fertigstellung der Gesamtstrecke entfernt werden. Die Verfüllung der Muffengräben erfolgt anschließend wie bei den Kabelgräben mit Bettungsmaterial nebst Warnband und schützenden Betonplatten. Abb. 2.35 zeigt eine Muffengrube für vier Systeme mit 380-kV-Drehstromkabeln nach der Muffenmontage und vor der Verfüllung (linkes Bild) sowie einen Reinraum- Container für die Anfertigung von HGÜ-Kabelmuffen (rechtes Bild). Hier ist die 2.5 Muffen und Übergangsanlagen 101 <?page no="105"?> versetzte Anordnung der Muffen gut zu erkennen. Ebenso die Vorkehrungen für die Wasserhaltung im Kabelgraben (rechts unten). Abb. 2.35: Muffengrube für vier 380-kV-Drehstromsysteme, links [2.20] und einem klimatisierten Container über der Muffengrube für zwei HGÜ-Kabel, rechts [2.24] 2.5.2 Übergangsanlagen Kabel-Freileitung Bei sogenannte Teilverkabelungen, also den Überleitungen von Kabeln auf Freileitun‐ gen und umgekehrt, sind Übergangsfelder bzw. „Kabelübergangsanlagen“ nötig, die im Hoch- und Höchstspannungsbereich je nach Anzahl der zu überführenden Systeme durchaus landschaftsprägende Ausmaße annehmen können. Dies betrifft im Wesent‐ lichen Hoch- und Höchstspannungs-Drehstromsysteme. Bei HGÜ-Verbindungen sind Teilverkabelungen zwar ebenso möglich, sie dürften allerdings durch den Kabelvorrang für diese Übertragungsart in Deutschland die Ausnahme bleiben. Dies hat, wie noch zu sehen sein wird, gute Gründe. Abb. 2.36: Prinzipielle Darstellung der Teilverkabelung einer 380-kV-Leitungsverbindung [2.26] 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. 2.36 zeigt das Prinzip der Teilverkabelung. Je nach projektbezogenen Anforderungen und örtlichen Gegebenheiten besitzen diese Anlagen einen Flächenbedarf von 50 x 70 bis hin zu 130 x 150 Meter [2.26]. 102 2 Trassengestaltung <?page no="106"?> Bei größeren Kabellängen ist für eine effiziente Wirkstromübertragung, wie in Ka‐ pitel 1 bereits beschrieben, eine Blindleistungskompensation erforderlich. Bei 380-kV- Kabelteilstrecken von mehreren 10 km Systemlänge sind in der Kabelübergangsanlage hierfür sogenannte Kompensationsspulen (auch Drosseln genannt) erforderlich, um die Blindleistung auszugleichen, und so die volle Übertragungsleistung der Kabel zu gewährleisten. Für die Drosseln muss ein weiteres Schaltfeld vorgesehen werden. Die Gesamtanlage benötigt in diesem Fall mehr Platz als eine einfache Kabelübergangsan‐ lage bei kurzen Kabelteilstrecken. Abb. 2.37: Übergangsanlage von einer 380-kV-Doppelfreileitung auf vier Kabelsysteme ohne Kompen‐ sationseinrichtungen [2.25] Im Betrieb von Kabelübergangsanlagen werden die gesetzlichen Grenzwerte für elek‐ trische und magnetische Felder bereits am Anlagenzaun deutlich unterschritten. Da Leitungen und Drosseln 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 vier Systemen 380-kV-Kabel auf eine Doppelfreileitung zeigt Abb. 2.37. Bei Teilverkabelungen entsteht zwangsläufig eine technische Konstellation, die aus betrieblicher Sicht Risiken birgt. So ist ein 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 sogenannte 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 Freileitungsein bzw. -abgang gelegt werden. 2.5 Muffen und Übergangsanlagen 103 <?page no="107"?> 2.6 Trassenausnutzung Die Leistungsübertragung bezogen auf die Trassenbreite von elektrischen Leitungen dient als Maß für die „Trassenausnutzung“. Sie unterscheidet sich zwischen Freilei‐ tungs- und Kabeltrassen aufgrund von unterschiedlichen Querschnitten, Abständen, Materialien und Betriebsweisen. Darüber hinaus sind Freileitungen wegen ihres oberirdischen Verlaufs bezüglich ihrer Sichtbarkeit mit unterirdisch verlegten Ka‐ beln nur bedingt vergleichbar. Bei Mehrfachfreileitungen gelten unter Umständen auch betriebliche Einschränkungen bei planmäßigen und störungsbedingten Arbei‐ ten 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 hin‐ gegen ist davon auszugehen, dass an einem System auch dann ohne Einschränkungen gearbeitet werden kann, wenn sich die in genügend großem Abstand parallelgelegten Kabel weiterhin in Betrieb befinden. Hierbei sind mögliche Beeinflussungen zu beachten. Abb. 2.38 zeigt beispielhaft die maximal möglichen Trassenausnutzungen bei den gängigen Freileitungs-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 in Deutschland meist‐ verbreiteten konventionellen Verbundseile 264-Al1/ 34-ST1A und 550-Al1/ 71-ST1A. Die Wahl der Bündelanordnung (Einzelseil, Zweier- oder Viererbündel) berücksich‐ tigt die unterschiedlichen Übertragungsleistungen und die elektrische Feldstärke. So kann eine 110-kV-Doppelfreileitung in konventioneller Ausführung mit Einfachseilen als Doppelfreileitung eine Leistung von insgesamt rund 260 MVA übertragen. Eine Kabelverbindung in der gleichen Spannungsebene mit der in etwa gleichwertigen Übertragungszuverlässigkeit mit zwei Kabelsystemen und einem Reservekabel über‐ trägt die gleiche Leistung bei einem Mehrfachen der Trassenausnutzung. Auch bei den anderen Kabeltrassen zeigen sich ähnliche Verhältnisse. Die Trassenausnutzung ist bei Kabeln stets höher als bei Freileitungen, wobei der Effekt mit zunehmender Nennspannung merklich abnimmt. Dies ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass die Kabelisolation im Vergleich zur Isolation bei Freileitungen nur wenige cm beträgt und die Abstände zwischen den Leitern deshalb deutlich geringer sein können. Hier werden die Abstände von einer möglichst guten Wärmeabgabe der Kabel an das umliegende Erdreich bestimmt. 104 2 Trassengestaltung <?page no="108"?> Abb. 2.38: Maximale Trassenausnutzung von Freileitungen und Kabeln in den Spannungsebenen 110 kV AC, 380-kV AC und + 525-kV DC [2.1, 2.28, 2.29, 2.30] 2.7 Kreuzungen, Näherungen und Parallelführungen Kreuzungen, Näherungen und Parallelführungen mit bzw. zu anderen Infrastruk‐ tureinrichtungen spielen bei der Trassenführung, Trassengestaltung und Trassen‐ wahl eine bedeutende Rolle. Dabei sind Kreuzungen mit anderen Kabeln bzw. Freileitungen, Bahntrassen, Bundesfernstraßen und ggf. Wasserstraßen besonders hervorzuheben. Bei diesen Einrichtungen bedarf es aus technischen und rechtlichen Gründen gesonderter Koordinierung, 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 eine Reihe von technischen Vorschriften, Richtlinien, Gesetze sowie Regelwerke für die betrof‐ fenen Kreuzungsobjekte zu beachten. Die Ergebnisse der Verhandlungen werden in Kreuzungsverträgen und technischen Kreuzungsunterlagen bzw. in Genehmigungen festgehalten. Bei der Herstellung von Kreuzungen sind neben den technischen Sicherungsmaßnahmen (z. B. Gerüstbauten oder temporäre Umlegungen von Strom‐ kreisen und Anlagen) vor allem Beeinflussungen gekreuzter Anlagen untereinander auf ein Mindestmaß zu reduzieren. Beeinflussungen in diesem Sinne können bei Frei‐ leitungskreuzungen z. B. Wechselstromkorrosion, Berührungsspannungen (Lang- und Kurzzeitbeeinflussung) sowie thermische Beeinflussungen sein. Thermische Beeinflussungen beziehen sich hauptsächlich auf Kabelkreuzungen. In diesen Fällen muss durch eine Modellrechnung nachgewiesen werden, dass im Kreuzungsbereich bei maximaler Übertragungsleistung keine Überhitzung stattfindet (Kapitel 5). Die 2.7 Kreuzungen, Näherungen und Parallelführungen 105 <?page no="109"?> Folge einer gegenseitigen thermischen Beeinflussung können, wie bereits geschil‐ dert, eine verminderte Übertragungsfähigkeit oder Schäden an den sich kreuzenden Anlagen sein. Bei Freileitungen sind neben möglichen Beeinflussungen von Anlagen Dritter, Ab‐ stände zu Kreuzungs- und Näherungsobjekten einzuhalten. Die hier geltenden Min‐ destabstände sind EU-weit in der Norm DIN EN 50341 [2.6] und ihren Nationalen Normativen Festlegungen (NNA) [2.7] vorgegeben und dienen als Grundlage für die Festlegung von Abständen. Für die Berechnung der elektrischen Abstände sind folgende Belastungszustände zu berücksichtigen, die in den nationalen Anhängen spezifiziert werden können: ■ Höchste Leitertemperatur. Höchste ständige Betriebstemperatur von Leitern. ■ Windlastfälle. Dabei werden neben dem Lastfall ohne Wind der Nennwert der 10-minütigen Windlast mit einer Wiederkehrdauer von 3 Jahren und der Ex‐ tremwert der 10-minütigen Windlast mit einer Wiederkehrdauer von 50 Jahren zugrunde gelegt. Eine etwaige Abnahme der Betriebstemperatur durch niedrigere Umgebungstemperaturen und/ oder Windeinwirkung dürfen bei der Leitungsaus‐ legung und beim Leitungsbetrieb berücksichtigt werden. ■ Eislasten. Extremwert der Eislast mit einer Wiederkehrdauer von 50 Jahren. ■ Gleichzeitige Wind- und Eisbelastung. Bei den Annahmen sowie Berechnungsme‐ thoden zu diesem Lastfall wird auf die nationalen Anhänge (NNA) verwiesen. Ziel ist es, die Annahmen zu Windgeschwindigkeiten und Eislasten so weit zu optimieren, dass eine wirtschaftliche Auslegung von Übertragungs- und Vertei‐ lungsnetzen bei größtmöglicher Standsicherheit ermöglicht wird. Bei erwartbaren außerordentlich extremen Wetterereignissen ist die Personensicherheit überge‐ ordnet. In Abb. 2.39 sind mögliche Freileitungskreuzungen mit verschiedenen Kreuzungsob‐ jekten schematisch dargestellt. 106 2 Trassengestaltung <?page no="110"?> Wasserstraßen Abb. 2.39: Freileitungskreuzungen mit linienartigen Infrastruktureinrichtungen Bedeutende Infrastrukturbetreiber wie die Deutsche Bahn oder die Betreiber von Bundesfernstraßen, verfügen über separate Kreuzungsrichtlinien, die eine standar‐ disierte Abarbeitung von Kreuzungsvorgängen ermöglichen. Bei Kreuzungen von Objekten, die während dem Bau 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. 2.40 zeigt das Beispiel eines Schutzgerüstes mit einer Netzeindeckung über eine Autobahn und eine Bahnstrecke. Abb. 2.40: Schutzgerüst für die Kreuzung einer Autobahn (links) und einer elektrifizierten Bahnstrecke (rechts) mit einer Höchstspannungsfreileitung [2.33] 2.7 Kreuzungen, Näherungen und Parallelführungen 107 <?page no="111"?> 2.8 Trassen mit temporären Freileitungsgestängen 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. Bei Leitungsprovisorien unterscheidet man zwischen zwei grundsätzlich unter‐ schiedlichen Bauweisen. Das sind zum einen abgeankerte Maste und Portale und zum anderen Gestänge mit Auflastfundamenten (Abb.-2.41, a). a) b) Abb. 2.41: Provisorische Gestänge mit abgeankerten Masten a) [2.32] und mit Auflastfundamenten b) [2.33] Bei abgeankerten Masten und Portalen sind die Fußpunkte zur besseren Druckvertei‐ lung auf Holzbzw. Metallplatten aufgesetzt, bei manchen Konstruktionen taumelnd. Ihre Standfestigkeit erhalten sie durch seitliche Abankerungen mit Stahlseilen. Die Seile werden üblicherweise an Erdankern oder in den Boden eingelassenen Holzbzw. Metallbalken befestigt. Vorteilhaft an dieser Art von Provisorien sind die leicht zu transportierenden Einzelkomponenten, die aus ausgefachten Schaftteilen in Stahl- oder 108 2 Trassengestaltung <?page no="112"?> Aluminiumausführungen bestehen. Nachteilig hingegen sind die für die Verankerung notwendige vorübergehende Flächeninanspruchnahme und die hohe Sabotageemp‐ findlichkeit. Die Provisorien mit Auflastfundamenten bestehen in der Regel ebenfalls aus Ein‐ zelkomponenten aus Stahlgitter- oder Stahlvollwandkonstruktionen. Die Fußpunkte der Schäfte sind knickfest mit einer gekreuzten Unterkonstruktion verbunden, deren Ausläufer mit Betonformteilen beschwert werden und auf diese Weise die nötige Standfestigkeit erhalten (Abb. 2.41 b). Vorteilhaft bei dieser Bauart ist der geringe Flächenbedarf, der sich auf das Fundamentkreuz beschränkt. Durch das Unterlegen von Schutzfolien und die Aufschüttung von Split unter die Enden des Fundamentkreuzes, die als Fußpunkte ausgeführt sind, lässt sich bei tragfähigem Untergrund die Boden‐ störung auf ein Minimum beschränken. Nachteilig ist der An- und Abtransport der Auflast-Gewichte, die über provisorische Baustraßen zu den Maststandorten befördert werden müssen. Abb.-2.42 zeigt Ausführungsbeispiele für provisorische Gestänge beider Varianten. Abb. 2.42: Ausführungsbeispiele für provisorische Freileitungstrassen mit abgespannten Portalen (links) [2.34] und mit Auflastfundamenten (rechts) [2.31 und 2.31a] 2.9 Nachtrassierung Unter Nachtrassierung wird die nachträgliche Vermessung aller Trassenparameter einer Freileitung bzw. eines Kabels verstanden, die sich nach auffälligen Veränderungen im Trassenbereich empfiehlt, welche anlässlich von Trassenbegehungen bzw. Inspek‐ tionen festgestellt werden und die in den Bestandsplänen nicht enthalten sind. Dabei ist neben dem Bewuchs die Erfassung von Nutzungsänderungen, insbesondere von Unterbauungen bzw. Überbauungen, innerhalb der Trasse wesentlich, die sich im Laufe der Zeit schleichend vollzogen. 2.9 Nachtrassierung 109 <?page no="113"?> Gleichzeitig müssen bei Freileitungen auch die unter Umständen im Zeitablauf ge‐ änderten Betriebsbedingungen der Leitungen berücksichtigt werden. So wurden viele Freileitungen zum Errichtungszeitpunkt auf der Basis früherer Errichtungsvorschriften mit Leiterseiltemperaturen von maximal 40 ℃ geplant und errichtet. Zwar waren die Erbauer bei der Bemessung der Aufhängebzw. Abspannpunkthöhen an den Masten sehr großzügig und griffen stets zum nächstgrößeren konstruktiv vorgegebenen sogenannten „Schuss“ des Mastkörpers. Es muss aber in jedem Einzelfall überprüft werden, ob die Leitung mit einer höheren Leiterseiltemperatur betrieben werden kann. Die einzelnen Schusshöhen betrugen in der Regel mindestens 2 m und wurden kaska‐ denartig aufeinandergesetzt. Die zulässige Betriebstemperatur für Al/ St-Verbundseile betrug in den Seilvorschriften schon damals 60 ℃, und diente den Betriebsabteilungen der Netzbetreiber häufig als Maßstab für den Leitungsbetrieb. Die damit verbundenen Durchhangvergrößerungen der Leiterseile hat in den zurückliegenden Jahrzehnten bei vielen Netzbetreibern zu Verstärkungen und zur Einfügung von Zwischenschüssen an den Masten geführt, damit sie auch bei diesen und unter Umständen noch höheren Leiterseiltemperaturen die nötigen Abstände zum Boden, zu Straßen und zu anderen Kreuzungsobjekten einhalten. Auch bei Umbeseilungen mit Hochtemperaturseilen werden Nachtrassierungen erforderlich. Inzwischen kann die Nachtrassierung durch Befliegung der Leitungen mittels Laser-Scanning einfach und effizient durchgeführt werden. Nachtrassierungen werden bei Kabelleitungen aus den sinngemäß ähnlichen Grün‐ den im Anlassfall erforderlich. Nachträgliche Bebauungen auf und im Nahbereich der Trasse können entstanden sein, ebenso Kreuzungen oder Parallelführungen an‐ derer Infrastrukturanlagen (unter anderem Kabel, Wasserleitungen, Abwasserrohre, Fernwärme- und Fernkälteleitungen, Straßen und Wege). Auch Geländesetzungen und geänderte Grundwasserstände können den Betrieb einer Kabelanlage beeinflussen, und sind bei Nachtrassierungen sorgfältig zu erfassen. 2.10 Biodiversität in Leitungstrassen Die Umweltdiskussion umfasst neben dem visuellen Eindruck, den Störgeräuschen und den elektrischen und magnetischen Feldern auch die Fauna und Flora im Bereich von Leitungstrassen. Hierbei spielt die Veränderung der Biodiversität eine herausra‐ gende Rolle. Die beanspruchten Flächen beider Übertragungstechniken können weiter landwirtschaftlich genutzt werden, allerdings mit Einschränkungen, wie weiter oben erklärt wurde. Bei den Freileitungen darf der Bewuchs nur eine bestimmte Höhe erreichen, um die Sicherheitsabstände zu den Seilen einzuhalten. Beim Kabel sind keine tief wurzelnden Pflanzen gestattet, um das Kabel vor Beschädigungen zu schützen. Wenn keine landwirtschaftliche Nutzung erfolgt, können in den Trassen im Sinne einer modernen Planungskultur wertvolle neue Habitate für viele Lebensformen und Lebewesen geschaffen werden. Bei der Freileitung sind die Trassen in der Regel breiter als beim Kabel und bieten so gute Möglichkeiten für die Schaffung neuer Habitate. 110 2 Trassengestaltung <?page no="114"?> Viele Leitungsbetreiber sind offen dafür und beauftragen Fachleute mit deren Planung, Herstellung und Betreuung der Biotope. Durch diese „erweiterte Ökologie“ gelingt es, verödete oder standortfremd bewachsene Gebiete zu sanieren. So wurden z. B. in Belgien und Frankreich über 20 Projekte mit insgesamt mehreren hundert Hektar Fläche durch die Initiative LIFE-ELIA umgesetzt [2.43]. In den Trassen von Freileitungen wurden Moore (wieder)hergestellt, Weideflächen, Naturobstberei‐ che, Biotope, Wanderrouten angelegt. In mehreren Bereichen ist es sogar gelungen, die Anzahl von besonders geschützten Pflanzenarten durch Neuansiedlungen zu erhöhen, wie ein Beispiel aus Oberösterreich zeigt [2.44]. Der Neubau einer 220-kV-Freileitung als Ersatz für eine 110-kV-Leitung verläuft 1.200 m im Landschaftsschutzgebiet einer Fluss-Au und bot die Gelegenheit, die vorhandenen zum Teil denaturierten Bereiche dieser Au naturnah wiederherzustel‐ len. 680 Pflanzenarten wurden nach der Sanierung gezählt, unter ihnen haben sich 17 gefährdete aus der „Roten Liste“ neu angesiedelt. Abb. 2.43: Verbesserte Biodiversität in einer Leitungstrasse: 17 neue Pflanzenarten aus der „Roten Liste“ wurden in wenigen Jahren heimisch [2.44] Das Vorhaben und der „Lebensraum Freileitungstrasse“ ist auch deswegen so gut gelungen, weil die zuständigen Behörden intensiv eingebunden waren, ihre Vorschläge und Forderungen wurden aufgenommen. Durch eine solche Vorgangsweise hat eine Trasse nicht nur ihre Funktion für die Leitung, sondern bietet auch einen geschätzten Lebensraum für viele - auch neue - Pflanzen und Tiere, und ist auch ein Erholungs‐ gebiet. Häufig wird diese Art der Trassenbewirtschaftung in Genehmigungsverfahren auch als Eingriffsausgleich verlangt und festgeschrieben (Kapitel 3.8.4). 2.10 Biodiversität in Leitungstrassen 111 <?page no="115"?> Im Betrieb der Leitung folgt die Instandhaltung dem „Nachhaltigen Trassenmanage‐ ment“ mit den folgenden Prinzipien und berücksichtigt damit die Erhaltung der gewünschten Biodiversität: ■ Die Sicherheit des Leitungsbetriebes hat oberste Priorität. ■ Instandhaltungsarbeiten berücksichtigen die Bedürfnisse der Umwelt und der Grundeigentümer in der bestmöglichen Art. ■ Instandhaltungsarbeiten berücksichtigen den natürlichen und kulturellen Hinter‐ grund der Region sowie die ökologische Situation. ■ Es besteht ein permanenter Dialog mit den Grundeigentümern und Vertretern der verschiedenen Interessensgruppen. ■ Maßnahmen erfolgen so weit wie möglich durch die ansässigen Land- und Forstwirte. Die am Beispiel von Freileitungen vorgestellten Maßnahmen können für Kabel in den betreffenden Bereichen gleichermaßen vorgenommen werden, um die Biodiversität zu erhalten bzw. zu verbessern. Im Zuge von Bewuchskontrollen, die Leitungsbetreiber regelmäßig durchführen, können Aspekte der Biodiversität ebenfalls berücksichtigt werden. 2.11 Literatur 2.1 Palic, M. et al., Kabel und Freileitungen in Überregionalen Versorgungsnetzen, expert verlag, Ehingen (1992) 2.2 Geißler, J., Optimierung von 110-kV-Gestängen Diplomarbeit, Fachhochschule Karlsruhe (1987) 2.3 Kirn, H., Palic, M., Messung und Berechnung der Freileitungsseiltemperatur bei veränderlicher Strombelastung, etz 111 (1990), Heft 1 2.4 Peschke, A., Siebert M., 380-kV-Leitung Stade - Sottrum - Wechold - Landes‐ bergen (Ersatzneubau), TenneT TSO, Sweco (2016) 2.5 Fleckenstein, K., Rhiem, W., Palic M., Prüfungsrahmen zur Findung von Frei‐ leitungstrassen in Waldbereichen, Elektrizitätswirtschaft Jg. 90 (1991), H. 21/ 22, S.-1135-1139 2.6 DIN EN 50341-1 Freileitungen über AC 1 kV - Teil 1: Allgemeine Anforderun‐ gen - Gemeinsame Festlegungen, EN 50341-1: (2012) 2.7 DIN EN 50341-2-4 (VDE 0210-2-4), Freileitungen über AC 1-kV - Teil 2-4: Nationale Normative Festlegungen (NNA) für Deutschland, EN 50341-2-4: (2019) 2.8 Kießling, F., Nefzger, P., Kaintzyk, U., Freileitungen - Planung, Berechnung, Ausführung, 5. Auflage Springer (2001) 2.9 Brakelmann, H., Jarass, L. J., Erdkabel für den Netzausbau, BoD Norderstedt (2019) 112 2 Trassengestaltung <?page no="116"?> 2.10 Bauer, S., Durch Erdkabel induzierte thermische und hydraulische Prozesse im Untergrund, Vortag anlässlich des Seminars "Ausgewählte Themen der Hoch- und Höchstspannungs-Kabeltechnik", Hochschule Karlsruhe, 9.und 10. September 2021 2.11 Hofmann, L., Technische Randbedingungen beim Einsatz und Betrieb von Freileitungen und Erdkabel Leibnitz Universität Hannover, Inst. für Energie‐ versorgung und Hochspannungstechnik 2.12 Gehlen, C., Netzbau Zwischenverkabelung in Raesfeld (Pilotprojekt), Vortrag beim Forum Netzbau und Netzbetrieb, Frankfurt, 07.-08. Mai 2015 2.13 Wolbring, N., Was kommt da auf uns zu? , DLG-Mitteilungen 9/ 2015 2.14 N. N., Hochspannungs Blog NetzOÖ, Netz Oberösterreich GmbH, Linz 2.15 N. N., Pipe Express sowie Sonder- und Tunnelbauverfahren, Herrenknecht AG, Schwanau (2015) 2.16 Stein, D., Stein, R., Erneuerung in halboffener Bauweise Instandhaltung von Kanalisationen, Prof. Dr.-Ing. Stein und Partner GmbH, Bochum 2.17 N.N., Unterlagen zur Antragskonferenz Südlink, TransnetBW (2019) 2.18 Bayer, H.-J. et al., HDD-Praxishandbuch, Vulkan-Verlag, Essen (2016) 2.19 Brakelmann, H. et al., Power-Tubes - innovatives Kabel- und Installationssys‐ tem, ew Jg.110 (2011), Heft 25-26, S.-74-81 2.20 N. N., Drehstrom-Erdkabel - Chancen und Herausforderungen bei 380-kV- Erdkabeln im Drehstromnetz Broschüre, TenneT TSO GmbH, Bayreuth (2016) 2.21 Brakelmann, H., HuH-Kabel - Ein Vergleich unterschiedlicher Kabeltechnolo‐ gien, Vortrag beim Forum Netzbau und Netzbetrieb, Frankfurt, 07.-08. Mai 2015 2.22 Henningsen, C. G., 380-kV-Diagonale Berlin - ein Erfahrungsbericht Vortrag beim Forum Netzbau und Netzbetrieb, Frankfurt, 07.-08. Mai 2015 2.23 N. N. SuedLink GLEICHSTROMERDKABEL Broschüre, TRANSNETBW, Stutt‐ gart (2017) 2.24 Keussen, U., Netzausbau in Bayern und Deutschland, Tennet TSO, Bayreuth (2017) 2.25 N. N., DÖRPEN WEST - NIEDERRHEIN, Mitteilungen der Amprion, Dortmund 2.26 N. N., Erdkabel im 380-kV-Drehstromnetz, Broschüre TenneT TSO GmbH, Bayreuth (2020) 2.27 N. N., Neubau 110-kVHochspannungsfreileitung Abzweig Oberelsdorf Bl. 1013, envia Mitteldeutsche Energie AG, (2017) 2.28 Boos, K.-V. et. al., Betriebserfahrungen mit Mehrfach-Hochspannungsfreilei‐ tungen in kompakter Bauweise, Elektrizitätswirtschaft Jg. 85 (1986), H. 21, S.-814-819 2.29 Palic, M., Grundlagen des Hoch- und Höchstspannungsnetzbaus - Einführung in die HuH-Netztechnik, Vortrag anlässlich des Seminars "Ausgewählte The‐ men des Hoch- und Höchstspannungsnetzbaus", Hochschule Karlsruhe, 9. und 10. März 2021 2.11 Literatur 113 <?page no="117"?> 2.30 N. N., SüdOstLink Höchstspannungsleitung Wolmirstedt-Isar Gleichstrom, Technische Vorhabensbeschreibung Abschnitt D 2.31 N. N., Für den Notfall gut gerüstet - Avacon testet neues 110-kV-Notgestänge, Pressemitteilung avacon 07.02.2018 2.31 N. N., CP-Gestänge, Broschüre cteam, Ummendorf 2.32 N. N., Notgestänge und Provisorien, Broschüre equos Energie, Bieberach 2.33 Knauer, M., Kreuzungen mit Infrastrukturbetreibern, TenneT TSO GmbH, Bayreuth 2.34 Eggert, S. et. al., 110-kV-Leitung Schuby-Schuby/ West, Erläuterungsbericht, Schleswig-Holstein Netz AG, Quickborn, (2019) 2.35 Peters, M., E-Power Pipe® als Standardverfahren für eine wachsende Anzahl von Projekten in der Erdkabelverlegung, Herrenknecht AG, Schwanau (2021) 2.36 BFR-Abwasser, Baufachliche Richtlinien Abwasser - A-6.4.3.4 Horizontal- Spül-Bohr-Verfahren Bundesbauministerium 2.37 Palic, M., Programmierte Abstandsermittlung zwischen Freileitungsseilen, Elektrizitätswirtschaft Jg. 81 (1982), H. 9, S.-289-293 2.38 Dyk, U., Hirsch, F., Freileitungsnorm EN 50341 Bemessung und Nachweis der Elektrischen Abstände für Freileitungen, Freileitungsnorm in neuer Gestalt EN 50341 (VDE 0210), ETG-Fachtagung 15.-16. Mai 2002, Würzburg 2.39 van Fondern, M., Abstände, Vortag anlässlich des Seminars "Grundlagen des Hoch- und Höchstspannungsnetzbaus", Hochschule Karlsruhe, 26.09.2014 2.40 Göhring, A., Diskussionsbeitrag auf der VDEW-Freileitungstagung 1970 Elek‐ trizitätswirtschaft 70 (1971), S.-5-6 2.41 Palic, M., Abstandsermittlung bei Freileitungskreuzungen, Elektrizitätswirt‐ schaft 88 (1989), H. 23, S.-1601-1604 2.42 Gehmacher, Piereder-Hagen, Integration von Freileitungen in die Natur, NANU Forschung im Verbund Schriftenreihe Band-34, Wien 2.43 N. N., Creating green corridors under overhead lines, http: / / www.life-elia.eu/ en/ Projects-sites 2.44 Hagen A., Lenglacher F., Aberle S., Minichberger H., Lugschitz H.,Overhead line in a protected floodplain woodland “Extended Ecology” as basis for OHL planning and maintenance, CIGRE 2010, B2-107-2010 114 2 Trassengestaltung <?page no="118"?> 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland Zusammenfassung Grundlegende Regelungen zum Netzausbau in Deutschland beinhaltet das Energie‐ wirtschaftsgesetz (EnWG), insbesondere in seinen §§ 12a-12e und § 43. Gleichzeitig enthält es Verordnungsermächtigungen und konkrete Hinweise auf durchzuführende Verfahren. Für den Neubau von Hoch- und Höchstspannungsleitungen bedarf es in Deutsch‐ land sowohl öffentlich-rechtlicher Beurteilungs- und Zulassungsverfahren als auch privatrechtlicher Vereinbarungen für die Inanspruchnahme von in Privateigentum befindlichen Flächen und Räumen. Der genehmigungsrechtliche Rahmen unterschei‐ det zwischen den Spannungsebenen 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 substanziel‐ len Stellenwert. Allerdings wird dieser Nachweis unterschiedlich erbracht. Für als besonders vordringlich eingestufte Vorhaben auf der Höchstspannungsebene hat der Gesetzgeber die energiewirtschaftliche Notwendigkeit festgeschrieben. Diese kann in den darauffolgenden Verfahren nicht mehr angezweifelt werden. Bei den übrigen Vorhaben ist der Nachweis der Notwendigkeit individuell zu erbringen. Dabei kann auf eine Gesamtschau der bundesweiten Versorgungsstruktur unter Berücksichtigung der in Zukunft erwarteten Versorgungsanforderungen abgestellt werden. Abb. 3.1 zeigt den prinzipiellen Realisierungspfad für Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit den einzelnen Planungs-, Beurteilungs- und Genehmigungsetappen in Deutschland. Die in Deutschland durchzuführenden Genehmigungs- und Umweltprüfungsverfah‐ ren werden in diesem Kapitel ausführlich erläutert und anhand von Ablaufdiagrammen und Schaubildern anschaulich dargestellt. Unterschieden wird zwischen Verfahren für Freileitungen in den verschiedenen Spannungsebenen und den Verfahren für Hoch- und Höchstspannungskabel. Dabei wird auch ein Schlaglicht auf die Entschädigungs‐ praxis bei der Inanspruchnahme von privaten Grundstücken geworfen. <?page no="119"?> Verfahrensführende Behörde: Landesplanungsbehörden (1) oder Bundesnetzagentur (2) Netzbetreiber Planfeststellungsverfahren Detailliert > Beschluss/ Genehmigung Raumordnungsverfahren (1) Bundesfachplanung (2) Korridor 500-1000 m > Empfehlung Energiewirtschaftliche Notwendigkeit individuell oder gesetzliche Veranlassung Grobplanung Detailplanung Erwerb von Dienstbarkeiten Leitungsbau Inbetriebnahme/ Netzintegration Abb. 3.1: Realisierungspfad von Leitungsbauvorhaben (Freileitungen und Kabel) in den Spannungse‐ benen 110-380-kV 3.1 Verfahren für Hochspannungsleitungen 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 Feststellung“ für die nach sorgfältiger Abwägung aller maßgebenden Aspekte favorisierte Trassenvariante. Dem schließt sich die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens an (Kapitel 3.6). 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. Für Kabel in dieser Spannungsebene sind sowohl Raumordnungsals auch Planfeststellungsverfahren optional (Abb.-3.5). 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 realisieren. 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 Gemeindegebieten auf der Basis von Konzessi‐ onsverträgen die Berechtigung, öffentliche Straßen und Wege für die Verlegung von Versorgungsleitungen zu nutzen. Allerdings besteht auch für Spannungsebenen unterhalb von 110 kV die Möglichkeit, Beurteilung- und Genehmigungsverfahren zu beantragen 116 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="120"?> und durchzuführen. Dies ist immer dann ratsam, wenn sich bereits bei der Trassensuche Konflikte abzeichnen, die der Realisierung zum Beispiel durch Versagen privatrechtlicher Genehmigungen für die Maststandorte und die Überspannung im Wege stehen könnten. Bei Leitungen bis einschließlich 110 kV gilt nach dem Energiewirtschaftsgesetz in Deutschland ein Verkabelungsvorrang, soweit die Gesamtkosten für ein Kabel nicht höher sind als das 2,75-fache einer Freileitung und keine anderen wichtigen Gründe entgegenstehen. Naturschutzgründe oder zwingende Gründe des Netzbetriebs, wonach keine längeren Kabelstrecken in das Netz integriert werden können, würden auch bei Unterschreitung des Faktors unter Umständen eine Freileitungslösung gebieten. 3.2 Verfahren für nicht vordringliche Höchstspannungsleitungen Bei Freileitungen mit einer Spannung von 110 kV und mehr ist grundsätzlich ein Raum‐ ordnungsverfahren vorgeschrieben. An dieses schließt sich das ebenfalls verpflichtende Planfeststellungsverfahren an. Wenn die energiewirtschaftliche Notwendigkeit nicht be‐ reits vom Gesetzgeber festgestellt wurde, muss sie in den Verfahren konkret nachgewiesen und begründet werden. Bei Leitungen in Spannungsebenen über 110 kV kommt ein Erdkabel nur in bestimmten gesetzlich vorgesehenen Fällen in Betracht. In diesem Fall ist auch ein Planfeststellungsverfahren erforderlich, ein Raumordnungsverfahren hingegen nicht in allen Fällen. Bei Leitungen bis 110-kV kann für ein Erdkabel ein Planfeststellungs‐ verfahren auf Antrag des Netzbetreibers durchgeführt werden. Das kann sich aufgrund der umfassenden Genehmigungswirkung der Planfeststellung anbieten. 3.3 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 kann. Die Netzbetreiber und die Behörden waren trotz größter Bemühungen ohne einen wirkungsvollen, gesetzlichen Rückhalt nicht in der Lage, die auf Basis von ein‐ schlägigen 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. 3.3.1 Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) Im Jahr 2009 definierte der Bundesgesetzgeber mit dem Gesetz zum Ausbau von Ener‐ gieleitungen erstmals Leitungsverbindungen in der Höchstspannungsebene, für die die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf a priori festgestellt 3.2 Verfahren für nicht vordringliche Höchstspannungsleitungen 117 <?page no="121"?> werden. 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 Leitungsbauvorhaben (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. 3.3.2 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. Es diente, wie der Name ver‐ muten lässt, dem beschleunigten Ausbau des Höchstspannungsnetzes und fokussierte sich auf Leitungen, die länderbzw. grenzüberschreitend zu anderen Staaten, also von essenzieller Bedeutung sind. Die im EnLAG verzeichneten Vorhaben sind vom Anwendungsbereich des NABEG 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 sogenannte Bundesfachplanung die erste Stufe des Verfahrens. Daran schließt sich ein Planfest‐ stellungsverfahren für die Leitung in dem zuvor festgelegten Trassenkorridor an, das ebenso von der Bundesnetzagentur durchgeführt wird. 3.3.3 Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) Der Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie und das bereits in Aussicht genommene Ende der Kohleverstromung in Verbindung mit dem forcierten Ausbau von Erzeugungs‐ anlagen aus erneuerbaren Energien erforderte sowohl eine Ausweitung als auch eine wei‐ tere Beschleunigung des Netzausbaus. Hier kommt es, wie bereits erwähnt, zu grundlegen‐ 118 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="122"?> den Lastflussänderungen und zu einer fundamentalen Verschiebung der Einspeisepunkte, die dringend neue und leistungsfähige Leitungsverbindungen erfordern. Bereits zwei Jahre nach NABEG verabschiedeten Bundestag und Bundesrat das Bundesbedarfsplangesetz. 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 kon‐ kreten Vorhaben, den „Bundesbedarfsplan“. 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) oder 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. Überprüfung des 2. NEP-Entwurfs Konsultation des beantragenden ÜNB Erstellung des Szenariorahmens Konsultation des Szenariorahmens TöB, ÜNB, VNB, Öffentlichkeit Erstellung des 1. Entwurfs des Netzentwicklungsplans (NEP) auf Basis des Szenariorahmens Konsultation und anschließende Überarbeitung des 1. Entwurfs, Abfassung des 2. NEP-Entwurfs TöB, ÜNB, VNB, Bundesnetzagentur, Öffentlichkeit Beantragende(r) ÜNB Bundesnetzagentur Öffentlichkeit Bundesgesetzgeber Konsultation des 2. NEP-Entwurfs Erstellung eines Umweltberichts Bestätigung des NEP TöB, ÜNB, VNB, Öffentlichkeit Entwurf des Bundesbedarfsplans (BBP) auf Basis des NEP und des Umweltberichts Weiterleitung an die Bundesregierung alle 2 Jahre mind. alle 4 Jahre 1. Öffentlichkeitsbeteiligung 2. Öffentlichkeitsbeteiligung 3. Öffentlichkeitsbeteiligung Beschluss des BBP durch den Bundesgesetzgeber Abb. 3.2: Schematische Darstellung des Prozessablaufs zum Bundesbedarfsplan 3.3 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen 119 <?page no="123"?> Abb. 3.3: Prognose von Erzeugung und Bedarf in den Bundesländern nach dem Szenario B 2035 [3.21] 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. Sie ergibt sich aus der ge‐ setzlich geregelten Netzentwicklungsplanung. Diese beginnt mit dem sogenannten Szenariorahmen, 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 jeweiligen 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 Nachbarstaaten in der Zukunft. Dabei werden drei Szenarien für den Zeitraum der nächsten 15 und eines für die nächsten 20 Jahre erstellt. Abb. 3.3 zeigt die Prognose von Erzeugung und Bedarf in den einzelnen Bundesländern für das mittlere Szenario 120 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="124"?> B 2035 (Version 2021). Demnach stellt sich ein starkes Erzeugungsgefälle innerhalb Deutschlands ein, bei dem die südlichen Bundesländer erwartungsgemäß ein deutli‐ ches 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 Begründung für den hohen Übertragungsbedarf in Nord-Süd-Richtung. Im Rahmen der anschließenden Konsultation des Szenariorahmens erhält neben den Verteilnetzbetreibern 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 Szena‐ riorahmen zu erfüllen. Die Übertragungsnetzbetreiber stellen diesen Entwurf erneut zur Konsultation der Öffentlichkeit, den Verteilernetzbetreibern und der Bundesnetzagentur zur Verfügung. Auf Basis der Ergebnisse dieser Konsultationsrunde erstellen die Übertragungsnetz‐ betreiber 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 (EnLAG) vornehmlich Vorhaben ver‐ zeichnet sind, die sich innerhalb der Grenzen von Bundesländern befinden, enthält das Bundesbedarfsplangesetz Vorhaben, die sowohl Länderals auch Staatsgrenzen überschreiten. Für Vorhaben nach beiden Gesetzen, die sich innerhalb eines Bundes‐ landes 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. 3.4 zeigt den Stand der Vorhaben aus dem Bundesbedarf‐ splangesetz (BBPIG) und dem Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) nach dem dritten Quartal 2020 [3.18]. Abb. 3.5 zeigt eine Übersicht der durchzuführenden Verfahren in den drei zuvor erläuterten Kategorien. 3.3 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen 121 <?page no="125"?> Abb. 3.4: Verlauf und Stand der Vorhaben aus dem EnLAG und dem BBPlG nach dem 3. Quartal 2020 [3.18] 122 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="126"?> Abb. 3.5: Übersicht zur Notwendigkeit von Beurteilungs- und Zulassungsverfahren für Leitungen in Hoch- und Höchstspannungsnetzen in Deutschland 3.3.4 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 [3.10] im Zweijahresrhyth‐ mus den europäischen Netzentwicklungsplan, der aufzeigt, wie das Übertragungsnetz in den nächsten 10-20 Jahren ausgebaut werden soll, damit es die künftigen Anfor‐ derungen erfüllen kann. Kernpunkt der Bewertung sind alle Übertragungsbzw. Speicherprojekte in Europa. Dieser als „10-year network development plan (TYNDP)“ bezeichnete Entwicklungs‐ plan orientiert sich an der Verordnung und berücksichtigt die darin vorgegebenen Leitlinien für die rechtzeitige Entwicklung und Interoperabilität vorrangiger transeu‐ ropäischer Energie-Infrastrukturkorridore und -gebiete. Diese sind in dessen Anhang I aufgeführt. Der TYNDP besitzt allerdings nur einen Empfehlungscharakter, in den die nach EnLAG und BBP in Deutschland geplanten Vorhaben eingebettet sind. Abb. 3.6 zeigt den Zusammenhang zwischen der europäischen und der deutschen Netzentwicklung schematisch. 3.3 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen 123 <?page no="127"?> Bundesfachplanung (mit SUP)/ Raumordnungsverfahren (mit UVP) Planfeststellungsverfahren Bundesnetzagentur oder Landesplanungsbehörde 10-jahres-Plan (TYNDP) der europäischen Netzentwicklung Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) und Deutsche Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Bedarfsplan nach Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) Szenariorahmen ÜNB mit Bundesnetzagentur ENTSO-E/ ÜNB Bundesgesetzgeber Netzausbaubedarf und Verfahren Öffentlichkeitsbeteiligung Netzentwicklungsplan (NEP) Öffentlichkeitsbeteiligung Bundesbedarfsplan (BBP) Beschluss Vorwiegend Landes- und Staatsgrenzen überschreitende Leitungen Vorwiegend Leitungen innerhalb Von Bundesländergrenzen Öffentlichkeitsbeteiligung in Verfahren Abb. 3.6: Ermittlung des Ausbaubedarfs in den europäischen Übertragungsnetzen 3.4 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‐ 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 hauszuhalten 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 sogenannter Raumordnungsverfahren zur Überprüfung der Raumverträglichkeit von „raumbedeutsamen“ Maßnahmen durch einige Bundesländer. Bereits 1965 wurde die Erstfassung des Raumordnungsgesetzes des Bundes (ROG) verabschiedet [3.3]. 124 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="128"?> Die in den Flächenländern bei den oberen Landesplanungsbehörden angesiedelte Koordinierungs- 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. 3.4.1 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 seines Vorhabens mit den Interessen aller davon betroffenen Stellen und Institutionen in Einklang zu bringen. Hierzu zählt die Gesamt‐ heit 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 Menschen neben der Schonung von Natur und Landschaft möglichst günstige Bedingungen für die freie Entfaltung ihrer Persönlichkeit ermöglicht [3.1]. 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 [3.3]. 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‐ 3.4 Raumordnungsverfahren (ROV) 125 <?page no="129"?> 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. 3.4.2 Ablauf eines Raumordnungsverfahrens Der Ablauf eines Raumordnungsverfahrens folgt einer vorgegebenen Struktur (Abb.-3.7). 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. Vorhabenbeschreibung an Behörde Antragskonferenz zur Ermittlung des Untersuchungsrahmens Abstimmung über Umfang der und Anforderungen an die Antragsunterlagen - Abklärung Verfahrensablauf und Zeitrahmen (Scoping) Festlegung des Untersuchungsrahmens Umfang und Tiefe der Antragsunterlagen, Form und Umfang der Umweltverträglichkeitsstudie, Trassenalternativen etc. Erarbeitung und Erstellung der Unterlagen für das ROV Erhebungen, Kartierungen, Ermittlung der Umweltbetroffenheit, Darstellung von Trassenvarianten, Erläuterungsbericht etc. zuständige Landesplanungsbehörde Vorhabenträger Öffentlichkeit Prüfung auf Vollständigkeit - Anforderung von Ergänzungen Einleitung und Durchführung des ROV Beteiligung der Träger öffentlicher Belange (TöB) + zugelassener Organisationen, öffentliche Auslegung in den Gebietskörperschaften (für 14 Tage), Aufforderung zur Stellungnahmen Auswertung und Erstellung einer Übersicht Erörterungstermin mit den Trägern öffentlicher Belange (TöB) + zugelassener Organisationen Diskussion der Stellungnahmen und Einwendungen Klärung offener Fragen Abwägung und „Landesplanerische/ Raumordnerische Beurteilung/ Feststellung“ Information aller TöB und öffentliche Auslegung ca. 3-6 Monate ca. 1-2 Jahre 6 Monate frühzeitige Öffentlichkeitsbeteiligung Durchführung eines Beteiligungsscopings durch den Vorhabenträger nicht-förmliche Öffentlichkeitsbeteiligung ergänzend zur förmlichen Öffentlichkeitsbeteiligung durch den Vorhabenträger Abb. 3.7: Schematische Darstellung des Ablaufs eines Raumordnungsverfahrens (nach [3.3, 3.5]) Bejahendenfalls führt sie eine sogenannte Antragskonferenz durch, in der das Erfor‐ dernis, der Gegenstand, der Umfang sowie der Ablauf des Verfahrens geklärt werden. Im Vordergrund stehen Art und Umfang der Untersuchungen, die der Vorhabenträger vorbereitend auf das Verfahren durchführen muss. In der Antragskonferenz werden 126 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="130"?> bereits die wichtigsten am Verfahren zu beteiligenden Behörden, Verbände und Orga‐ nisationen hinzugezogen. Im nächsten Schritt legt die Behörde den sogenannten Untersuchungsrahmen fest. Dieser enthält die Antragsunterlagen des Vorhabenträgers sowie Umfang und Tiefe der Umweltverträglichkeitsstudie (UVS), die als Basis für die verfahrensintegrierte Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP, Kap. 3.8.2) dient. Der Vorhabenträger selbst oder von ihm beauftragte Planungsbüros erarbeiten die Antragsunterlagen und führen hierfür die erforderlichen Kartierungen und Erhebun‐ gen 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. 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 sogenannten Erörterungstermin mit allen Beteiligten. 3.4.3 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‐ 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 [3.3]. Allerdings stellt die raum‐ ordnerische Beurteilung lediglich eine Empfehlung dar. Aus begründetem Anlass kann von ihr im Planfeststellungsverfahren abgewichen werden. 3.5 Bundesfachplanung (BFP) Die Bundesfachplanung entspricht ihrem Wesen nach einem länderübergreifenden Raumordnungsverfahren mit Verbindlichkeitscharakter. Für Vorhaben in dieser Kate‐ gorie müssen die Übertragungsnetzbetreiber einzeln oder gemeinschaftlich auf Basis 3.5 Bundesfachplanung (BFP) 127 <?page no="131"?> 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. So folgt die Auffindung von Grobkorridoren auf der Grundlage einer Raumwi‐ derstandsanalyse. Zu den Raumwiderständen zählen in der Hauptsache Schutzgebiet‐ 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 vermindert 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 Abbildung 3.8. Abb. 3.8: Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors [3.19] Bereits vor Beginn des formellen Verfahrens informieren die Übertragungsnetzbe‐ treiber die Öffentlichkeit in den betroffenen Regionen über das Vorhaben zum Bei‐ spiel in Dialogveranstaltungen und Info-Märkten. Danach werden die Antragsunter‐ lagen von der Bundesnetzagentur geprüft und dienen als Basis für die anschließenden 128 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="132"?> Antragskonferenzen. Bei diesen Veranstaltungen sammelt die Bundesnetzagentur Informationen zur Umwelt- und Raumverträglichkeit des vorgeschlagenen Trassen‐ korridors und zu möglichen Alternativen. Beteiligt werden die Landesplanungsbe‐ hörden, die Träger öffentlicher Belange, Vereinigungen sowie die interessierte Öffentlichkeit. Relevante Hinweise fließen in den Untersuchungsrahmen ein, den die Bundesnetzagentur 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 strategische Umweltprüfung (SUP), die verfahrensbegleitend durchgeführt wird. Nach Vorlage der vollständigen Unterlagen werden diese einen Monat lang am Standort der Bundesnetzagentur 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, welches in diesem Fall die Bundesnetzagentur durchführt. Die schematische Darstel‐ lung des Ablaufs der Bundesfachplanung zeigt Abb.-3.9. 3.5 Bundesfachplanung (BFP) 129 <?page no="133"?> Aufnahme des Vorhabens in den Bundesbedarfsplan BBP Antrag des Vorhabenträgers (bzw. der Vorhabenträger) Mit Vorschlag für einen Trassenkorridor sowie Alternativen Erläuterungen zu erkennbaren Umweltauswirkungen und Raumwiderständen öffentliche Antragskonferenz Erörterung zu Gegenstand und Umfang der Fachplanung für die Trassenkorridore Landesbehörden, TöB, Öffentlichkeit Festlegung des Untersuchungsrahmens auf Basis der Ergebnisse aus der Antragskonferenz Bestimmung des erforderlichen Umfangs einzureichender Unterlagen Bundesnetzagentur (BNetzA) Vorhabenträger ein oder mehrere ÜNB Öffentlichkeit/ Betroffene Vorhabenträger legt erforderliche Unterlagen vor in angemessener Frist Beteiligung der Behörden und der Öffentlichkeit + SUP TöB + zugelassener Organisationen, öffentliche Auslegung bei der BNetzA und im Plangebiet für 1 Monat, Aufforderung zur Stellungnahmen Erörterungstermin Erörterung der Einwendungen und Stellungnahmen mit Vorhabenträger, TöB, und mit allen Einwendern und denjenigen, die Stellungnahmen abgegeben haben Entscheidung über die Bundesfachplanung Festlegung des umwelt- und raumverträglichsten Trassenkorridors mit Erklärungen zu den Auswirkungen und Auslegung zur Einsicht für 6 Wochen Aufnahme des Trassenkorridors in den Bundesnetzplan Aufforderung zur Durchführung eines PFV in angemessener Frist max. 18 Monate 2 Monate 6 Monate Öffentlichkeitsbeteiligung Informationen über Internet (BNetzA) und Tageszeitungen Öffentlichkeitsbeteiligung nach UVPG Möglichkeit der Stellungnahme elektronisch oder bei den Auslegungsstellen bis 1 Monat nach Ablauf der Veröffentlichungsfrist Betroffene Beteiligung Betroffener am Erörterungstermin frühzeitige Öffentlichkeitsbeteiligung Dialogveranstaltungen und Info-Märkte Abb. 3.9: Schematische Darstellung des Ablaufs der Bundesfachplanung 3.6 Planfeststellungsverfahren (PFV) Nach Abschluss eines Raumordnungsverfahrens bzw. einer Bundesfachplanung folgt als Genehmigungsverfahren für ein Hoch- und Höchstspannungs-Leitungsbauprojekt das Planfeststellungsverfahren. Es gilt für Infrastrukturvorhaben, bei denen zahlreiche öffentliche und private Interessen berührt werden. Es ist neben Hoch- und Höchstspan‐ nungsleitungen 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, dass die Interessen des Vorhabenträgers mit allen vom Vorhaben Betroffenen so weit wie eben möglich ausgeglichen werden können. 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, 130 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="134"?> 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 Stützpunkten 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. 3.6.1 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 von einem Monat. Auf die Auslegung wird die Öffentlichkeit durch eine ortsübliche Bekanntmachung hingewiesen. Die ortsübliche Bekanntmachung richtet sich nach den 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 3.6 Planfeststellungsverfahren (PFV) 131 <?page no="135"?> 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 sogenannten „Erörterungstermin“ an, und lädt alle diejenigen, die eine Stellungnahme abgegeben oder Einwendungen erhoben haben, hierzu ein. Überschreitet die Anzahl der zu benachrichtigenden Teilnehmer 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, 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. 3.6.2 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 132 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="136"?> Interesse an der Maßnahme gegenüber den privaten Interessen des Eigentümers über‐ wiegt. Ebenso wenig enthält der Beschluss Hinweise zur Höhe der Entschädigung, die der Vorhabenträger dem Eigentümer gegenüber leisten muss (Kapitel 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 [3.3, 3.6]. Abb. 3.10 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. Erstellung der Antragsunterlagen Detaillierte, parzellenscharfe Lagepläne und Längenprofile mit Erläuterungen Schutzstreifen, Mastformen und -größen, Gründungen bzw. Kabelgrabenprofile Antrag auf Planfeststellung Prüfung der Unterlagen auf Vollständigkeit ggf. Anforderung von Ergänzungen Feststellung der Vollständigkeit Einleitung der Anhörung Bekanntmachung und öffentliche Auslegung der Unterlagen Beteiligung der TöB und zugelassener Organisationen (Naturschutzverbände etc.) mit Aufforderung zur Stellungnahme mit Fristsetzung Planfeststellungsbehörde Landesbehörden bzw. Bundesnetzagentur Vorhabenträger Öffentlichkeit Eingang der Stellungnahmen, Vorschläge und Einwendungen Erörterungstermin mit allen Beteiligten TöB, Vorhabenträger, Betroffene und alle, die eine Stellungnahme abgegeben oder Einwendungen erhoben haben - Niederschrift Abwägung und Entscheidung über verbliebene Einwendungen Anhörungsergebnis und abschließende Stellungnahme Planfeststellungsbeschluss (Genehmigung) Erfasst alle erforderlichen behördlichen Entscheidungen Zustellung an alle Beteiligten mit Rechtsbehelfsbelehrung max. 3 Monate 3 Monate Öffentlichkeitsbeteiligung (Bürger/ Betroffene) Ortsübliche Bekanntmachung der für 1 Monat ausgelegten Unterlagen in betroffenen Gemeinden, Einwendungen/ Vorschläge innerhalb 2 Wochen nach Ende der Auslegungsfrist Öffentliche Bekanntmachung Der Erörterungstermin ist 1 Woche vorher ortsüblich in den betroffenen Gemeinden bekannt zu machen (der Erörterungstermin selbst ist nicht öffentlich) Auswertung/ Bearbeitung aller eingegangenen Stellungnahmen, Vorschläge und Einwendungen ggf. Ergänzungen und Änderungen Ergänzende Gutachten, Planänderungen - Bei wesentlichen Änderungen kann eine erneute Anhörung nötig werden und es wiederholen sich die Schritte ab „Einleitung der Anhörung“ Klagemöglichkeit beim zuständigen Verwaltungsgericht Abb. 3.10: Schematische Darstellung des Ablaufs eines Planfeststellungsverfahrens nach dem Ener‐ giewirtschaftsgesetz, wie es beispielsweise für EnLAG-Vorhaben angewandt wird 3.6 Planfeststellungsverfahren (PFV) 133 <?page no="137"?> 3.7 Das NOVA-Prinzip Bei allen Netzentwicklungsaufgaben folgen die Netzbetreiber unabhängig von der Leitungsart dem NOVA-Prinzip. Es bedeutet: Netz-Optimierung vor Netz-Verstärkung vor Netz-Ausbau. Abb. 3.11: Das NOVA-Prinzip mit der Präzisierung 2021 [3.21] 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 steigern. Bei Freileitungen zum Beispiel, die stark mit dem Abtransport von Windenergie beaufschlagt werden, kühlt der Wind auch die Leiterseile und kann so unter Umständen Redispatch-Maßnah‐ men reduzieren oder verhindern. Ein anderes Beispiel sind punktuell hohe Netzlasten im Winter, bei denen die Leiter durch niedrige Außentemperaturen gekühlt werden. Hierzu gehören auch die entsprechenden Anpassungs- und Verstärkungsmaßnahmen in den dazugehörigen Anlagen. Zum Teil basieren Monitoringsysteme auf direkten Temperaturmessungen an den Leiterseilen und Kabeln, die beim Leitungsbetrieb berücksichtigt werden. Andere nutzen kontinuierliche Messungen der meteorologischen Daten und ermöglichen über 134 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="138"?> Berechnungsmodelle 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 Witterungsverhältnissen liegt die dauerhaft mögliche Leistungserhöhung allerdings nur in der Größenordnung von 5-10 % [3.12]. Die Belastungsmöglichkeiten bei konventionellen Seilen sind durch die in der Regel bei 80 ℃ liegende, maximale Seiltemperatur begrenzt. Ebenso können über Maßnahmen, wie das regelzonenüber‐ greifende Netzengpassmanagement, bzw. die Lastflusssteuerung über Querregler zur Vermeidung von Übertragungsengpässen genutzt werden (Kapitel 6). Netz-Verstärkung und Ersatzneubau Stoßen die Optimierungsmöglichkeiten an ihre Grenzen, kommen Hochtemperatur‐ seile (Kap. 4.3.3) infrage, die hinsichtlich ihrer statischen Anforderungen den kon‐ ventionellen Seilen ähneln, aber selbst bei Temperaturen von 200 ℃ und mehr keinen größeren Durchgang aufweisen als die konventionellen bei ihrer maximalen Betriebstemperatur. Sie werden als HTLS-Seile bezeichnet (engl.: 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 gerin‐ gen Wärmeausdehnungskoeffizienten [3.13] als auch mit Seilkernen aus hochfesten Kohlenstoff- und Glasfasern erreichen [3.14]. Während die Stromwärmeverluste im Normalbetrieb gegenüber den konventionellen Seilen geringer sind, wachsen sie bei höheren Leiterseiltemperaturen stark an. Letzteres sorgte dafür, dass sich ihr Einsatz bisher überwiegend auf Leitungen mit vorübergehenden Lasterhöhungen beschränkte. Als zukunftssichere Verstärkung, die es erlaubt, die Leistungsübertragung in kon‐ ventioneller Bauweise dauerhaft zu steigern, gilt die Neubeseilung mit einem größeren Querschnitt, falls die Statik der Maste und Fundamente die Mehrbelastung verkraftet. Ggf. können auch Verstärkungsmaßnahmen helfen. Andernfalls kann der Ersatzneu‐ bau 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 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 Bestands‐ trassen, bei denen die Stromkreise der bestehenden Leitung zu den Stromkreisen der 3.7 Das NOVA-Prinzip 135 <?page no="139"?> anderen Spannungsebene hinzugefügt werden. Lassen sich für die neuen überregiona‐ len 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. 3.11 zeigt das Schema des abgestuf‐ ten Verfahrens, in seiner Ursprungsform (links) und in der präzisierten Variante, wie es im Netzentwicklungsplan 2035 aus dem Jahr 2021 aktualisiert wurde (rechts). 3.8 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 soge‐ nannte 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 Umweltauswir‐ kungen hin geprüft werden müssen. Im Rahmen beider Verfahrensvarianten werden 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. 3.8.1 Strategische Umweltprüfung (SUP) Wie bei der Verfahrensbeschreibung zur Bundesfachplanung bereits zu sehen war, vollzieht sich die SUP verfahrensbegleitend. Dabei gibt es immer wieder Verbindungen und Rückkopplungen zum sogenannten Trägerverfahren, in diesem Fall zur Bundes‐ fachplanung. Das Ziel der SUP ist die frühzeitige, systematische und transparente Ermittlung, Beschreibung und Bewertung der Umweltauswirkungen des geplanten Vorhabens 136 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="140"?> einschließlich der planerischen Alternativen sowie die Beteiligung der Öffentlichkeit und der für Umwelt- und Gesundheitsbelange zuständigen Behörden. Die Ergebnisse der SUP sind bei der Ausarbeitung und Annahme oder Änderung der Pläne zu berücksichtigen. Sie ist ein unselbstständiger 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.-3.12. Beschreibung des Umweltzustandes und der Merkmale, der Umweltprobleme sowie deren Entwicklung ohne die Durchführung des Vorhabens (Nullvariante) Beschreibung der Umweltauswirkungen des Vorhabens Vorhabenträger Prüfung von Alternativen Beschreibung von Maßnahmen zur Verhinderung, Verringerung und zum Eingriffsausgleich Beschreibung von Monitoring-Maßnahmen Vorläufige Bewertung (Umfang und Schwere) der Umweltauswirkungen Abb. 3.12: Arbeitsschritte zur Erstellung des Umweltberichts [3.15] Anschließend wird ermittelt, ob und wenn ja, welche erheblichen Auswirkungen die Durchführung des Vorhabens mit allen 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 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 137 <?page no="141"?> ergänzende Ermittlung von kumulativen Auswirkungen, die sich durch die Überlage‐ rung für zwei oder mehr Schutzgüter ergeben, kann notwendig sein. 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 beteiligt wurden. Behörden, deren Belange erkennbar nicht berührt werden, müssen nicht hinzugezogen werden. 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 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 [3.15]. Eine Übersicht aller SUP-pflichtigen Leitungsbauvorhaben, die von einer Bundesbehörde, in diesem Fall von der Bundesnetzagentur, geführt werden, enthält das UVP-Portal des Bundes. 3.8.2 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-Kabel. Hochspannungsleitungen mit 110 kV und mehr werden abhängig von ihrer Länge einer allgemeinen oder einer standortbezogenen Vorprüfung unterzogen. Abb. 3.13 zeigt einen Auszug aus der Anlage 1 des Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes (UVPG), in der die Rahmenbe‐ dingungen für UVP-pflichtige Leitungen verzeichnet sind. 138 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="142"?> Abb. 3.13: 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 unselbstständigen 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. 3.15 zeigt den schematischen Verfahrens‐ ablauf einer UVP. Der offizielle UVP-Prozess beginnt mit dem sogenannten Screening, also der Prü‐ fung, ob für das Vorhaben eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist oder nicht (Abb. 3.14). Bei Vorhaben, die in Abb. 3.13 in den Spalten 9.1.1 und 9.11 aufgeführt sind, ist eine UVP verpflichtend. Der eigentliche Screening-Prozess ist damit nur für die Vorhaben mit den Nummern 19.1.2-19.1.4 durchzuführen. 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 139 <?page no="143"?> Abb. 3.14: Schematische Darstellung der Prüfungsabfolge beim Screening nach Anlage 1 UVPG Diese sind in Abb. 3.13 in der Spalte 2 mit A und S gekennzeichnet. Die Vorprü‐ fung 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, in Abb. 3.13, Spalte 2 mit A gekennzeichnet, ermittelt die Behörde, ob die Leitung mit ihren Merkmalen zum Beispiel durch deren Schwere, Dauer und Häufigkeit Umweltauswirkungen haben könnte, die eine UVP erfordern. Hierzu zählen beispielsweise 110-kV-Hochspannungsfreileitungen mit einer Länge oder Teillänge zwischen 5 und 15 km. Bei Freileitungen in der Hochspannungsebene, die kürzer sind als 5-km, wird besonders die örtliche Situation betrachtet. Hier kann die standortbezogene Vorprüfung nach Abb. 3.13, Spalte 2, mit S gekennzeichnet, in Betracht kommen. Der Umbau von Freileitungen in Bestandstrassen beispiels‐ weise kann UVP-pflichtig werden, auch wenn er kein Raumordnungsverfahren erfordert. Das ist insbesondere dann möglich, wenn sich das Leitungsprofil und/ oder Maststandorte gegenüber der Bestandsleitung ändern und andere, ggf. größere Umweltauswirkungen zu erwarten sind. 140 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="144"?> Feststellung der UVP-Pflicht (Screening) UVP ist … Festlegung des Untersuchungsrahmens (Scoping) UVP-Bericht Beteiligung der TöB und der Öffentlichkeit Zusammenfassende Darstellung - Abwägung Entscheidung Behörde Vorhabenträger/ Dienstleister … durchzuführen … nicht durchzuführen Keine UVP Öffentlichkeitsbeteiligung Veröffentlichung Berücksichtigung im Trägerverfahren Abb. 3.15: Schematische Darstellung des Ablaufs einer UVP Kommt das Screening zu dem Ergebnis, dass eine UVP durchzuführen ist, wird in einem nächsten Schritt der Untersuchungsrahmen für den sogenannte UVP-Bericht festgelegt. Hier empfiehlt es sich in einem sogenannten Scoping-Termin gemeinsam mit der Behörde, Fachleuten aus anderen Fachbehörden und Umweltverbänden, den Untersuchungsrahmen festzulegen. Dieser dient als Grundlage für den UVP-Bericht. Bevor die Träger öffentlicher Belange und die Öffentlichkeit im Rahmen des jeweiligen Beurteilung- oder Zulassungsverfahrens beteiligt werden, prüft die Behörde den UVP- Bericht auf Vollständigkeit. Die Unterlagen werden der Öffentlichkeit zur Einsicht aus‐ gelegt, sodass sich die betroffene Öffentlichkeit im Rahmen der Beteiligung zum Vor‐ haben äußern kann. Die eingehenden Hinweise werden dokumentiert und gewürdigt. 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 die Träger öffentlicher Belange ebenso wie die Öffentlichkeit über die Entscheidung informiert. Das Ergebnis wird im übergeordneten Trägerverfahren berücksichtigt [3.16]. 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 141 <?page no="145"?> 3.8.3 Schutzgüter bei Umweltprüfungen Sowohl die strategische Umweltprüfung als auch die Umweltverträglichkeitsprüfung stellen auf die sogenannten Schutzgüter ab [3.30]. Notwendig für die Zulassung von Netzausbau-Vorhaben sind insbesondere Untersuchungen zum Schutz des zusammen‐ hängenden europäischen Schutzgebietsnetzes Natura 2000 sowie zum besonderen Artenschutz. Ziel dieser Prüfungen ist es, Fauna-Flora-Habitat (FFH)- und Vogelschutz‐ gebiete sowie bestimmte, besonders schützenswerte Tier- und Pflanzenarten Beein‐ trächtigungen zu schützen. Hierbei gelten strenge rechtliche und naturschutzfachliche Anforderungen [3.34]. In den Umweltprüfungen wird geprüft und dokumentiert, welchen Einfluss der Eingriff des betrachteten Vorhabens auf die einzelnen Schutzgüter besitzt und welche Möglichkeiten zu deren Vermeidung oder Minimierung ergriffen werden können. Sei es durch eine Gestaltungsänderung oder durch Kompensation. Hierzu werden in einem ersten Schritt der Istzustand im geplanten Trassenkorridor und den möglichen Varianten einschließlich aller bisherigen Vorbelastungen aufgenommen und bewertet. Mit der Betrachtung geplanter Veränderungen in den betrachten Räu‐ men, die sich aus planerischen Vorgaben, die etwa aus der Landesplanung folgen, sowie hinreichend konkreter Bauvorhaben in der Zukunft, ergibt sich die sogenannte Null-Variante. Sie dokumentiert die Entwicklung der Umweltsituation im betrachteten Raum, ohne das Vorhaben zu realisieren [3.31]. In einem zweiten Schritt erfolgt die Abschätzung und Prognose der möglichen Beeinträchtigung der Schutzgüter durch den Bau der Freileitung oder des Erdkabels unter Einschluss möglicher Wechselwirkungen. Folgende Schutzgüter und ihre Beeinflussung bzw. Beeinträchtigung werden be‐ trachtet: Menschen und menschliche Gesundheit Der Zustand des Untersuchungsraums mit all seinen Vorbelastungen beeinflusst die Gesundheit, das Wohlbefinden und die Lebensqualität der dort dauerhaft oder vorübergehend lebenden Menschen. Zu den Vorbelastungen zählen beispielsweise die Beeinträchtigungen durch die Siedlungsinfrastruktur sowie durch störende Elemente des Landschaftsbildes mit Industrieanlagen, Bahntrassen oder bestehende Freileitun‐ gen in unmittelbarer Nähe. Durch das Hinzukommen insbesondere von Freileitungen in den höheren Spannungsebenen wird das Landschaftsbild verändert. Dieser Aspekt wird von den meisten Menschen als gravierendste Folge des Leitungsbaus empfunden. Aus dieser subjektiven Beurteilung heraus werden viele Freileitungsbauvorhaben von der Bevölkerung abgelehnt. Da das subjektive Landschaftserlebnis den Erholungswert beeinflusst, wurden Freileitungen insbesondere in Erholungsregionen besonders kri‐ tisch gesehen. Zur Beurteilung der Sichtbarkeit sowie der räumlichen Auswirkungen entstanden in den frühen 90er-Jahren des vorigen Jahrhunderts mehrere Untersuchun‐ gen und Publikationen, die den Versuch unternahmen, das subjektive menschliche Empfinden zu objektivieren [3.32, 3.33]. In der darauffolgenden Genehmigungspraxis wurde aber stets der Einzelfall bewertet und die Beurteilungsergebnisse blieben meist 142 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="146"?> subjektiv. Daraus resultierten, wie in Kapitel 2 bereits beschrieben, Trassierungsge‐ sichtspunkte, die mit an die Landschaft angepassten Mastformen unter bestmöglicher Nutzung der Topologie die Akzeptanz fördern sollten. Daneben wurden stets, dem Bündelungsgebot gehorchend, Parallelführungen der neuen Leitungen zu bestehenden Bandinfrastruktureinrichtungen, insbesondere anderen Freileitungen angestrebt oder auf neu errichteten Gemeinschaftsgestängen in der bestehenden Trasse mitgeführt. Weitere beeinträchtigende Aspekte sind Emissionen, die durch den Betrieb der Leitungen entstehen. Hierzu zählen die elektrischen und magnetischen Felder, die im nahen Umfeld von Freileitungen und Kabeln (Kapitel 6.1.8) sowie Geräuschemissionen und Ozonbildungen, die durch sogenannte Korona-Erscheinungen an Freileitungen auftreten. Während die Geräuschemissionen je nach Mast-Bauart und Art der Leiter‐ bündel, die mit einem Schallpegel von 40 bis 50 dB(A) durchaus oberhalb des zulässigen Pegels bei Wohngebieten liegen können, ist die Ozonproduktion bei 380-kV-Freileitun‐ gen mit 2 bis 3 ppm unbedenklich [3.31]. Der Schallpegel ist windrichtungsabhängig, nimmt aber im allgemeinem mit zunehmendem Abstand zur Leitung rasch ab. Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt Tiere und Pflanzen sind ein wichtiger Teil der biologischen Vielfalt. Werden bei‐ spielsweise die Bodenbeschaffenheit oder der Grundwasserstand durch einen Eingriff verändert, so hat dies auch Auswirkungen auf die Population von Tier- und Pflan‐ zenarten sowie auf die Artenzusammensetzung an einem Standort. Als Beeinträch‐ tigungen der Schutzgüter Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt durch Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen und -Kabel sind unter anderem die Zerstörung bzw. Beschädigung von Pflanzen, die Tötung bzw. Verletzung von Tieren, auf Pflanzen und Tiere einwirkende Standortveränderungen, die Beeinträchtigung bzw. Zerstörung von Lebensraum, die Beschädigung bzw. der Verlust von Entwicklungsformen, die Be- oder Verhinderung von Biotopvernetzungen sowie weitere Störungen in erheblichem Um‐ fang möglich. Die Auswirkungen werden grundsätzlich in drei Kategorien unterteilt: 1. Baubedingte Auswirkungen Die zeitlich begrenzten Auswirkungen während der Bauphase betreffen im Wesentli‐ chen die Entfernung der Vegetation an den Standorten der Maste und längs einer Kabeltrasse. Bei Kabeltrassen in offener Bauweise ist auch zu berücksichtigen, dass neben dem Kabelgraben Flächen für die temporäre Lagerung des Erdaushubs benötigt werden, der im Anschluss in der Reihenfolge seiner Entnahme größtenteils wieder zurückverfüllt wird. Ebenso werden Baustraßen angelegt, die nach der Beendigung der Bauarbeiten wieder zurückzubauen sind. Gleichzeitig kann eine Baugrubenwas‐ serhaltung nötig sein, die eine vorübergehende Grundwasserabsenkung nach sich ziehen kann. Durch Befahren des Trassenbereichs mit schweren Maschinen kommt es bei beiden Leitungsarten unter Umständen zu Bodenverdichtungen, die bleibende Auswirkungen auf die Flora nach sich ziehen können. 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 143 <?page no="147"?> 2. Anlagebedingte Auswirkungen Während es bei Kabelanlagen nach der Wiederherstellung des ursprünglichen Zustan‐ des einige Vegetationsperioden dauern kann, bis auf landwirtschaftlich genutzten Flächen die vormalige Ertragssituation erreicht wird, entsteht bei Freileitungen im Mastbereich durch die Teilversiegelung der Mastfläche mit Mastfundamenten ein dauerhafter Lebensraumverlust für Fauna und Flora. Der Umfang der Auswirkungen ist hier sehr stark von vorkommenden Biotoptyp abhängig. Während außerhalb versiegelter Mastfundamente viele Biotope nach der Bauphase wieder entstehen können, ist dies im Freileitungsfeld unterhalb der Leiterseile wegen einer eventuellen Höhenbegrenzung für Gehölze nur eingeschränkt möglich. 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 Maste 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 können Ursache für schwerwiegende Verluste sein, besonders bei Großvögeln. Freilei‐ tungen bergen für die Vogelwelt im Wesentlichen drei Risiken [3.1, 3.22]: ■ 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 [3.25]. Unter anderem müssen bei allen leitfähigen Masten mit Stützisolatoren diese mit mindestens 1,3 m langen Kunststoffhauben abgedeckt werden (Abb. 3.16, links). Bei Abspannmasten müssen die Isolierkörper mindestens eine Länge von 60 cm aufweisen, um die Min‐ destabstände zur Vermeidung von Leiter-Erde-Berührungen einzuhalten (Abb. 3.16, rechts). Inzwischen dürften Mittelspannungsfreileitungen mit Stützisolatoren mittels Kunststoffabdeckhauben flächendeckend entschärft worden sein. 144 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="148"?> Abb. 3.16: Vogelschutzhaube bei einer 20-kV-Freileitung mit Stützisolatoren (links, Bild TE Connectivity) und Abstandsvorgaben für Abspannmaste aus der VDE-AR-N 4210-11 [3.25] 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 [3.1]. 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. Zur Reduzierung der Anzahl von Kollisionen wird in betroffenen Gebieten als konstruktive Maßnahme die Einebenen-Anordnung der Leiterseile empfohlen, um weitere vertikale Dimensionen der Hindernisse zu vermeiden. Daneben sollten deutlich sichtbare Vogelschutzmarker mit einem möglichst hohen Aufmerksamkeitswert an den in der Regel am höchsten gelegenen Erdseilen montiert werden. Sie erhöhen deren Sichtbarkeit und reduzieren die Kollisionsgefahr [3.24]. 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, beispielsweise Warnkugeln und Vogelschutzspiralen, besitzen keine bewegten Kompo‐ nenten. Aktive Marker hingegen verfügen über bewegliche Teile, die sich drehen oder 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 145 <?page no="149"?> die schwingen können, und so eine größere Aufmerksamkeit auf sich ziehen [3.29]. Abbildung 3.17 zeigt zwei Ausführungsbeispiele von Vogelabweisern der aktiven Kategorie, wie sie heutzutage eingesetzt werden. Dabei erreichen die sogenannten Zebra-Marker mit herabhängenden, beweglichen schwarz-weißen Streifen (Abb. 3.17, links) eine in Studien ermittelte Verringerung der Kollisionsrate insbesondere bei Großvögeln von über 90 % [3.29]. Die weißen Streifen sind phosphoreszierend und auch in der Dämmerung und bei Nacht sichtbar. Die Montage erfolgt per Hubschrauber oder Leitungsfahrwagen. Der Marker Firefly in Abb. 3.17, rechts, ist drehbar gelagert und so geformt, dass er durch Windanströmung vertikal rotiert. Er erreicht eine hohe Sichtbarkeit 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 Re‐ duktion der Kollisionsrate von über 90 % [3.27]. 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. 3.17: Ausführungsbeispiele von Vogelschutzmarkern, links das Modell Zebra-Marker des deut‐ schen Herstellers Richard Bergner [Werkfoto Richard Bergner], rechts das Modell FIREFLY des schwe‐ dischen Herstellers Hammarprodukter [3.27] Durch den unterirdischen Verlauf unterscheiden sich die anlagebedingten Auswir‐ kungen von Kabeln von denen bei Freileitungen erheblich. Hier steht der Trassenbe‐ reich nach der Kabelverlegung als Anpflanzungsstandort grundsätzlich wieder zur Verfügung. Eventuelle Einschränkungen bestehen bei der Bepflanzung mit tiefwur‐ zelnden Gehölzen, die Schäden an den Kabelanlagen verursachen können. Durch die Pflanzbeschränkungen können die Auswirkungen von Erdkabeltrassen insbesondere 146 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="150"?> auf Gehölzbiotope erheblich sein. Unsicher ist die Neuentstehung von Biotopen bei feuchtebeeinflussten Standorten. Hier sind viele ökologische Faktoren störanfällig. Die Veränderung des Wasserhaushalts wirkt sich auf das Pflanzenwachstum aus, was zu einer Verschiebung des Artenspektrums führen kann. Landwirtschaftliche Flächen regenerieren sich in der Regel gut, vorausgesetzt, die Tiefbauarbeiten wurden fachgerecht ausgeführt und allzu starke Bodenverdichtungen vermieden [3.34]. 3. Betriebsbedingte Auswirkungen Der Betrieb von Freileitungen ist bei Wartungs-, Instandhaltungs- und Reparaturar‐ beiten mit erhöhtem Verkehrsaufkommen sowie dem eventuellen Rückschnitt von Gehölzen, die den Leitungsbetrieb gefährden könnten, verbunden. Dabei kann es zu Störungen im Lebensraum wildlebender Tiere und der Pflanzenwelt im Nahbereich der Leitung kommen. Erhebliche Störungen sind allerdings nicht zu erwarten. Die Betriebstemperatur von strombelasteten Leiterseilen, könnte insbesondere bei Hoch‐ temperaturseilen (Kap. 4) zu Schädigungen bei darauf rastenden Vögeln führen. Da bei Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen hauptsächlich Erdseile als Rast und Ansitzplätze bevorzugt werden, ist das Verletzungsrisiko relativ gering. Bei Erdkabeln sind Wartungs-, Instandhaltungs- und Reparaturarbeiten am Kabel selbst nicht erforderlich. Das Betriebsmonitoring schützt das Kabel in der Regel vor der Schädigung bzw. Zerstörung. Allerdings sind die Netzbetreiber für die Be‐ triebssicherheit verantwortlich und müssen die Trasse regelmäßig kontrollieren und ggf. betriebsgefährdenden (tiefwurzelnden) Bewuchs entfernen, was zu temporären Störungen der Flora und Fauna im Trassenbereich führen kann. Dabei müssen sie auch sicherstellen, dass die Kabeltrasse im Fehlerfall zugänglich bleibt. Störwirkungen treten allerdings nur sporadisch im Jahresverlauf auf, sodass empfindliche Störungen eine Ausnahme bleiben. Auf landwirtschaftlichen Flächen ist im Normalbetrieb mit leichten Wärmeemissionen in das kabelumgebende Erdreich zu rechnen, die zu keinen nennenswerten Beeinträchtigungen führen sollten. Die Auswirkungen betriebsbeding‐ ter Bodenerwärmung sowie summarische Effekte bergen allerdings die Gefahr der Austrocknung und der Beeinträchtigung des Bodenlebens. Sie werden derzeit in einigen Forschungsvorhaben untersucht [3.34]. Luft und Klima Das Schutzgut Luft und Klima wird während der Bauphase von Freileitungen und Erd‐ kabeln kurzzeitig und kleinräumig durch Abgasemissionen von Baustellenfahrzeugen und Baumaschinen sowie durch Staubemissionen belastet. Bei anhaltender Trocken‐ heit kann es zu kleinräumigen Staubentwicklungen und Winderosionen kommen [3.34]. 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 147 <?page no="151"?> Landschaft Beim Schutzgut Landschaft werden der Landschafts- und Naturhaushalt sowie das Landschaftsbild betrachtet. Die wichtigsten Aspekte in Bezug auf Freileitungen und Kabel wurden bereits bei den Schutzgütern „Menschen, menschliche Gesundheit“ und „Tiere, Pflanzen, biologische Vielfalt“ beschrieben. Veränderungen in der Landschaft sind in erster Linie Veränderungen des Landschaftsbildes durch den Menschen oder durch die Natur selbst. Es ist auch Ausdruck der Nutzungsintensität. Das Landschafts‐ bild wird subjektiv wahrgenommen, sodass es stets auf die Interpretation durch Be‐ troffene ankommt. Dabei werden Eigenschaften wie Vielfalt, Eigenart, Schönheit und Erholungswert beurteilt, die, wie zuvor schon beschrieben, nur schwer objektivierbar sind. In der Bauphase beider Leitungsarten dominiert der Baustellenbetrieb mit einer Reihe störender Faktoren wie Abgas- und Geräuschemissionen, das Anlegen extensiver Lagerstätten sowie Zufahrten und mit alldem verbundenen Vegetationsschäden. Dies kann sich temporär auf das Landschaftserleben auswirken. Es kann aber bei spek‐ takulären Bauten im Höchstspannungsbereich, insbesondere für technikbegeisterte Menschen, auch zum Verweilen und Beobachten der Bauarbeiten anregen. Bei Freileitungen entstehen bei der Querung von geschlossenen Gehölzbeständen sichtbare Schneisen oder in linienförmigen Gehölzbeständen (Baumreihen, Alleen, Baumhecken) auch Lücken, die sich dauerhaft negativ auf das Erscheinungsbild dieser Strukturen auswirken können, und die im Landschaftsbild wahrgenommen werden. Für die offene Verlegung von Erdkabeln im offenen Graben müssen die benötigten Arbeitsflächen von der Vegetation vollständig befreit werden. Waldgebiete können dadurch sichtbar in ihrem Erscheinungsbild beeinträchtigt sein. Vor allem in waldar‐ men Gebieten wirkt sich der eventuelle Verlust prägender Gehölzstrukturen auf das Landschaftsbild spürbar aus [3.34]. Boden Der Bau, der Bestand sowie der Betrieb von Hoch- und Höchstspannungsleitungen können je nach technischer Ausführung (Freileitung oder Erdkabel) Auswirkungen auf das Schutzgut Boden haben. Diese können einerseits zeitlich begrenzt sein, ande‐ rerseits aber auch dauerhafte Beeinträchtigungen und Bodenveränderungen zur Folge haben (beispielsweise Versiegelung von Böden durch Fundamente). Dabei spielen die Empfindlichkeit und Beschaffenheit der Böden eine besondere Rolle. Insbeson‐ dere feuchte verdichtungsempfindliche sowie erosionsgefährdete Böden verdienen besondere Beachtung. Beim Bau von Freileitungen treten die Auswirkungen auf das Schutzgut Boden überwiegend in der Bauphase auf. Im Umfeld der Baustellen und auf den Fahrwegen wird der Boden in der Regel mit schweren Baufahrzeugen befahren. Dies kann zu Verdichtungen führen, die die natürlichen Bodenfunktionen negativ beeinflussen. Durch das Zusammenpressen des Bodens kann es zu einer Verringerung des Porenvolumens und zu einer Unterbrechung vertikaler Porengänge kommen. 148 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="152"?> Dadurch können sich die Versickerungsraten verringern, was zu Staunässe führen und das Pflanzenwachstum beeinträchtigen kann. Die Betroffenheit des Bodens ist in der Bauphase von Erdkabeln höher als beim Freileitungsbau. Bei offener Verlegung wird die gesamte Kabeltrasse aufgegraben und muss für Transporte zugänglich sein. Abgrabung, Versiegelung, Bodenverdichtung und Bodenumlagerung können das Bodengefüge und den Bodenwasserhaushalt temporär, aber auch dauerhaft stören. Um eine Rekultivierung der beim Verlegen von Erdkabeln umfangreichen Erdbewegungen zu ermöglichen, müssen die Bodenschichten und -ho‐ rizonte, wie bereits erwähnt, während des Bodenaushubs sorgfältig getrennt gelagert und anschließend in ihrer natürlichen Schichtung wieder eingebaut werden. Fläche Der Schutz der Fläche, der ursprünglich gemeinsam mit Boden ein gemeinsame Schutzgut bildete, wurde durch eine EU-UVP-Änderungsrichtlinie als eigenständiges Schutzgut in den Schutzgutkatalog der Umweltprüfung aufgenommen. Deshalb wird das Schutzgut Fläche im Rahmen der Umweltprüfung mit Fokus auf die Flächeninanspruchnahme, also die quantitativen Aspekte des Nutzungswechsels und der Nutzungsintensität betrachtet. Dabei wird zwischen einer temporären und einer dauerhaften Flächeninanspruchnahme unter‐ schieden. Die „Flächeninanspruchnahme durch potenzielle Nutzungsaufgabe“ entsteht beispielsweise bei der Versiegelung durch Mastfundamente oder Nebenanlagen und ist dauerhaft. Die „Flächeninanspruchnahme durch potenzielle Nutzungseinschränkungen“ kann dauerhaft (z. B. im Schutzstreifen von Freileitungen durch die dort wirksame Höhenbeschränkung), oder temporär sein (z. B. durch Flächen die kurzbis mittelfristig für Bauarbeiten oder als Zuwegung genutzt werden). Durch den Bau und den Bestand von Hoch- und Höchstspannungsleitungen können Auswirkungen auf das Schutzgut Fläche entstehen, die je nach technischer Ausführung (Freileitung oder Erdkabel) unterschiedlich ausfallen können. Außerdem kann es bei der Wartung im Betrieb von Freileitungen (inklusive der Restaurierung von alten Masten) zu einer temporären und auch dauerhaften Flächeninanspruchnahme kom‐ men. Weitaus größere Auswirkungen können Instandsetzungsarbeiten an Erdkabeln etwa nach einem Kabelfehler nach sich ziehen. Hier muss das defekte Kabel an der Fehlerstelle freigegraben und durch ein neues Kabelteilstück mit Muffen bzw. Muffenbauwerken ersetzt werden (Kapitel 5). Wasser Wasser ist mit vielfältigem Leben erfüllt und einem ständigen Kreislauf unterworfen, der als Wasserhaushalt bezeichnet wird. Oberirdische Gewässer stehen dabei in vielfältigem Kontakt zum Grundwasser und bilden komplexe Ökosysteme, die durch Baumaßnahmen verändert oder beeinträchtigt werden können. Im Falle von Freilei‐ tungen und Kabeln betrifft dies hauptsächlich das Grundwasser oder Retentionszonen, die temporär überflutet werden können. Während beim Freileitungsbau punktuelle 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln 149 <?page no="153"?> Eingriffe für den Mastbau vorgenommen werden, sind bei einer Erdverkabelung linienhafte und deutlich umfangreichere Tiefbaumaßnahmen notwendig, bei denen in der Regel auch stärkere Auswirkungen auf das Schutzgut Wasser zu erwarten sind (zum Beispiel temporäre Grundwasserhaltung, die unter anderem zu einer vor‐ übergehenden Grundwasserabsenkung führen kann). Während der Bauphase von Freileitungen besteht die Gefahr, dass Gründungsmaßnahmen den Grundwasserleiter und die Deckschicht dauerhaft verändern. So ist es möglich, dass beim Ausheben von Baugruben für die Mastfundamente ein Aufschluss des oberflächennahen Grundwas‐ sers entsteht. In diesen Fällen ist eine temporäre Grundwasserhaltung notwendig, welche Auswirkungen auf den Grundwasserhaushalt und dessen Fließrichtung haben sowie zu einer vorübergehenden Grundwasserabsenkung führen kann. Bei Ramm‐ pfahlgründungen ist eine Grundwasserhaltung in der Regel nicht erforderlich, da hier auf einen Aushub der Baugrube verzichtet werden kann. Risikoreich könnten die Arbeiten vor allem dann sein, wenn während der Bauphase an Maststandorten mit wassergefährdenden Stoffen wie Schmier- und Reinigungsmitteln sowie Farben und Treibstoffen umgegangen wird und diese austreten. Einem solchen Schadensfall kann durch die Festlegung umfangreicher Schutzmaßnahmen, die in Nebenbestimmungen eines Planfeststellungsbeschlusses festgeschrieben werden, begegnet werden. Bei Mastgründungen sind die Festsetzungen des § 78 Absatz 1 Wasserhaushaltsgesetz (WHG) sowie die jeweiligen Landeswassergesetzte zu beachten. Die Wirkungen der Bauphase von Erdkabeln sind aufgrund der deutlich umfang‐ reicheren Tiefbauarbeiten in der Regel größer. So sind auch temporäre Baugruben‐ wasserhaltungen mit den oben beschriebenen Wirkungen und Schutzmaßnahmen in größerem Umfang erforderlich. Irreversible Schäden durch Erdkabelverlegung im Bereich des Grundwassers sind aufgrund der geringen Dauer der Baumaßnahmen weitgehend auszuschließen. Bei sachgemäßer Ausführung der Baumaßnahmen lassen sich Wasserkontaminationen durch Schadstoffeintrag vermeiden [3.34]. Kulturelles Erbe und sonstige Sachgüter Für die Schutzgüter Kulturelles Erbe und sonstige Sachgüter sind vor allem bedeutende Zeugnisse menschlichen Handelns, die sich als Orte, als Raumdispositionen oder als Sachen in der Kulturlandschaft lokalisieren und definieren lassen, relevant. Diese Kulturgüter umfassen sowohl Einzelobjekte und Objektgruppen einschließlich ihres Umgebungsbezuges als auch flächenhafte Ausprägungen und räumliche Beziehungen bis hin zu kulturhistorisch schützenwerten Landschaften und Landschaftsteilen sowie Zeug‐ nisse prähistorischer Entwicklungen wie Bodendenkmale und archäologische Funde. Arbeiten an Freileitungstrassen können in der Bauphase Boden-, Kultur- und Bau‐ denkmäler sowie archäologische Fundstellen gefährden. Bei Erdkabeln besteht wegen der linienhaften Ausdehnung der Baustellen und den umfangreicheren Erdarbeiten eine weitaus höhere Gefährdung dieser Schutzgüter [3.34]. Zur Vermeidung von Schädigungen oder Zerstörungen ist bei beiden Leitungsarten schon bei der Planung eine sorgfältige Erhebung und Kartierung möglicher Funde notwendig. 150 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="154"?> 3.8.4 Landschaftspflegerischer Begleitplan und Eingriffsausgleich Bei Leitungsneubauten in der Hoch- und Höchstspannungsebene kommt die Prüfung der Umweltverträglichkeit im UVP-Bericht regelmäßig zu dem Ergebnis, dass die Vorhaben einen Eingriff im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes darstellen. Für die Vorhabenträger besteht in diesem Fall die Pflicht zur Aufstellung eines „Landschafts‐ pflegerischen Begleitplans“, der bei größeren Bauvorhaben im Zuge der Planfeststel‐ lung 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 unterlassen, wenn zumutbare Alternativen zur Verfügung stehen, mit denen sich der Eingriff vermei‐ den oder dessen Auswirkungen reduzieren lassen. Unvermeidbare Beeinträchtigungen müssen vorrangig mit Maßnahmen des Naturschutzes und der Landschaftspflege an Ort und Stelle oder zumindest in der Nähe des Eingriffs ausgeglichen oder ersetzt werden. Ausgeglichen sind Beeinträchtigungen immer dann, wenn die beeinträchtigten Funktionen des Naturhaushalts direkt wieder hergestellt werden können. Ein Ersatz für die Beeinträchtigung ist erbracht, wenn die beeinträchtigten Funktionen des Naturhaus‐ halts im betroffenen Naturraum in gleicher Weise wiederhergestellt werden können. Ist beides nicht möglich, der Leitungsbau aber aus energiewirtschaftlichen 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. 3.9 Entschädigungen Mit der Zustimmung für die Inanspruchnahme ihres Eigentums auf freiwilliger Basis oder nach einer Enteignung (in diesem Fall die zwangsweise Einräumung einer Dienst‐ barkeit) 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 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 Muffenbauwerke, erhalten die Eigentümer einen Ausgleich für Flurschäden und bei land- und forst‐ wirtschaftlich genutzten Flächen für einen eventuellen Ernteausfall während der Bau- und ggf. Rekultivierungsphase. Dieser berücksichtigt in der Regel weit mehr als die Freileitungs- oder Kabelschutzstreifen. Er umfasst auch Entschädigungen für provisorisch gelegte Leitungen und angelegte Baustraßen, die im Anschluss an die Bauarbeiten entfernt werden, temporäre Lagerplätze für die Baumaterialien sowie für die Transport-, Bau- und Legefahrzeuge. 3.9 Entschädigungen 151 <?page no="155"?> Abb. 3.18: Schema des Ablaufs von Entschädigungsregelungen [nach 3.17] 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 dau‐ erhafter 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 des Planfeststellungsverfahrens. 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 (Landwirtschafts‐ verbände, Waldbesitzerverbände etc.) und der Netzbetreiber miteinander festlegen. In 152 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="156"?> über 95-% der Fälle erhalten die Netzbetreiber die Nutzungsrechte an den in Anspruch zu nehmenden Grundstücken im Rahmen freihändiger Vereinbarungen [3.17]. 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 Er‐ lösobergrenzen nicht vollständig anerkannt werden. Da die Erlösobergrenzen die Ein‐ nahmemöglichkeiten der Netzbetreiber über die sogenannten Netznutzungsentgelte bestimmen, werden nicht anerkannte Kostenblöcke unmittelbar ergebniswirksam. Abb.-3.18 zeigt den typischen Ablauf bei der Entschädigungsregelung. Abb. 3.19: Übersicht zur Entschädigungspraxis und zur Höhe der Entschädigungen in Deutschland [3.17] Das mit der Entschädigung begründete Nutzungbzw. Wegerecht für den Netzbetreiber wird durch eine im Grundbuch eingetragene unbefristete „beschränkte persönliche Dienstbarkeit“ dinglich gesichert. Die mit der Belastung verbundene Wertminderung gegenüber vergleichbaren und unbelasteten Grundstücken wird durch eine am aktu‐ ellen Verkehrswert orientierte, einmalige Dienstbarkeitsentschädigung ausgeglichen. Neben der Entschädigung für die Dienstbarkeit erhalten die Grundstückseigentümer bzw. -nutzer, wie erwähnt, auch Entschädigungen für die dauerhafte Inanspruchnahme von Flächen, beispielsweise durch Maste und Muffenbauwerke, Entschädigungen für Folgeschäden durch den Bau, wie Flur- und Aufwuchsschäden, sowie weitere Entschä‐ 3.9 Entschädigungen 153 <?page no="157"?> digungskomponenten, beispielsweise Aufwandsentschädigungen oder Entschädigun‐ gen für benutzte Privatwege. Eine Übersicht über die Entschädigungspraxis und die Bemessung der einmaligen Entschädigungszahlungen zeigt Abb.-3.19. 3.10 Literatur 3.1 Palic, M. et al., Kabel und Freileitungen in Überregionalen Versorgungsnetzen, expert Verlag, Ehingen (1992) 3.2 Bundesnetzagentur, Netzausbau, Online-Informationsplattform der Bundes‐ netzagentur 3.3 Panebianco, S. et al., Rumordnungsverfahren Grundlagen, Beispiele, Empfeh‐ lungen, ARL Akademie für Raumforschung und Landesplanung, Hannover (2019) 3.4 Jannsen, G., Raumordnungsverfahren, ARL-Akademie für Raumforschung und Landesplanung, S.-1919-1929, Hannover (2018) 3.5 Regierungspräsidien Baden-Württemberg, Durchführung von Raumord‐ nungsverfahren, Regierungspräsidien Baden-Württemberg (baden-wuerttem‐ berg.de) 3.6 Regierungspräsidien Baden-Württemberg, Planfeststellung, (baden-wuerttem‐ berg.de) 3.7 de Witt, S., Durinke, P., Krause, H., Höchstspannungsleitungen Planung, Genehmigung und Enteignung, Erich Schmidt Verlag, Berlin, 2. Auflage (2019) 3.8 Transnet BW, Genehmigungsverfahren, Dialog Netzbau, Transnet BW, Stutt‐ gart 3.9 ENTSO-E, Über das TYNDP, TYNDP (entsoe.eu) 3.10 EU-Parlament und Rat, Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruk‐ tur VERORDNUNG (EU) Nr.-347/ 2013, 2013 3.11 Transnet BW, Das NOVA-Prinzip - Verantwortung im Netzbau, Welt der Energie, Transnet BW, Stuttgart 3.12 TenneT Ersatzneubau Oberbachern-Ottenhofen, Das NOVA-Prinzip, TenneT TSO GmbH, Bayreuth (2019) 3.13 Lumpi Berndorf, Hochtemperaturbeständige Freileitungsseile belastbar bis 210°C (HTLS), LUMPI-BERNDORF 3.14 CTC Global, Hoch belastbare ACCC-Leiterseile, CTC Global, deutsche Version, Wiesbaden, 1. Auflage (2018) 3.15 Richter, M. et al., Leitfaden zur Strategischen Umweltprüfung (Langfassung), Umweltbundesamt (2010) 3.16 UVP-Portal des Bundes, Wie läuft eine Umweltverträglichkeitsprüfung ab, Startseite | UVP-Portal 3.17 N. N., Entschädigung von Grundstückeigentümern und Nutzern beim Strom‐ netzausbau, Gemeinschaftsstudie, frontier economics und WHITE&CASE (2016) 154 3 Genehmigungsverfahren und Umweltprüfungen in Deutschland <?page no="158"?> 3.18 Bundesnetzagentur, Jahresbericht 2020, Bundesnetzagentur, Bonn (2020) 3.19 Bundesnetzagentur, Leitfaden zur Bundesfachplanung, Bundesnetzagentur, Bonn (2012) 3.20 Bundesnetzagentur, Ablauf und Fristen der Bundesfachplanung, Bundesnetz‐ agentur, Bonn (2015) 3.21 Drees, T. et al., Netzentwicklungsplan Strom 2035, Version 2021, www.netzen twicklungsplan.de 3.22 Haas, D. et al., Vogelschutz an Freileitungen, Studie, NABU-Naturschutzbund Deutschland e.-V., Bonn 3.23 Jödicke, K., Wirksamkeit von Vogelschutzmarkierungen an Erdseilen von Höchstspannungsfreileitungen, NATURSCHUTZ und Landschaftsplanung, 50 (8) (2018) 3.24 N. N., Vogelschutzmarkierung an Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen, FNN-Hinweis, Berlin (2014)3.23 3.25 N. N., Vogelschutz an Mittelspannungsfreileitungen, VDE-AR-N 4210-11, An‐ wendungsregel: 2011-08 (2011) 3.26 Richarz, K., Grohs, A., Bohn, T., Vogelschutz an Mittelspannungsfreileitungen, netzpraxis, Jg. 49, H. 12 (2010) 3.27 Schmitt, K., Neues zum Vogelschutz, Vortrag, Forum Netzbau und Netzbetrieb Dresden, MVV Regioplan, Mannheim (2021) 3.28 Olbrich, A., Vogelschutz - Verpflichtung für Netzbetreiber, Vortrag, EW-Fach‐ tagung Freileitungen, Erfurt, EW Medien und Kongresse, Berlin (2018) 3.29 Liesenjohann, M. et al., Artspezifische Wirksamkeiten von Vogelschutzmar‐ kern an Freileitungen, BfN-Skripten 537, Bundesamt für Naturschutz (2019) 3.30 N. N., Welche Schutzgüter betrachtet die Umweltverträglichkeitsprüfung? , UVP-Portal 3.31 Kießling, F., Nefzger, P., Kaintzyk, U., Freileitungen - Planung, Berechnung, Ausführung, 5. Auflage, Springer (2001) 3.32 Fleckenstein, K., Palic, M., Rhiem, W., Räumliche Auswirkungen von Freilei‐ tungen, etz, Band-113 (1992), Heft 1 3.33 Groß, M., Graphische Datenverarbeitung in der Freileitungsplanung - Innova‐ tive Methoden mittel Sichtbarkeitsanalyse, Elektrizitätswirtschaft, Jahrgang 89-m (1990), Heft 6 3.34 N. N., Plattform zu Umweltthemen beim Stromnetzausbau Bundesnetzagentur 2018 3.10 Literatur 155 <?page no="160"?> 4 Freileitungstechnik Zusammenfassung Hochspannungsfreileitungen bilden seit mehr als 125 Jahren das Rückgrat der Strom‐ netze. Dieses Kapitel beginnt mit der Besprechung der äußeren Belastungen von Freileitungen und deren Komponenten, von der Materialauswahl über Herstellungs‐ verfahren zur Dimensionierung. Es folgen die Leiterseile mit Durchhangsberechnung, Zustandsgleichung, Monitoring, Seilschwingungen und Hochtemperaturleiter. Bei den Isolatoren liegt der Schwerpunkt auf Porzellan-, Glas- und Verbundisolatoren, bei den Armaturen dagegen auf Seilklemmen und Schwingungsdämpfern. Auch Trag‐ werke von Freileitungen, von den klassischen Stahlgittermasten zu den heute oft eingesetzten Kompaktleitungen, werden zusammen mit ihren Gründungen ausführlich behandelt. Zum Abschluss wird auf die Montage und die Instandhaltung sowie auf die Ertüchtigung von Leitungen eingegangen. Viele Rechenbeispiele und ein ausführliches Literaturverzeichnis runden dieses Kapitel ab. 4.1 Einleitung Freileitungen sind und werden noch lange Zeit das wichtigste Medium für die Übertragung von elektrischer Energie sein, trotz ernsthafter Einwände der Öffentlichkeit in vielen Ländern und der jüngsten Fortschritte in der Hochspannungs-Erdkabeltechnik. Diese Entwicklung hat sich in den letzten Jahren mit dem weltweiten Megatrend - in Europa angeführt von Deutschland - hin zu erneuerbaren Energien sowie der Liberalisierung des Strommarktes in den 1990er-Jahren massiv verstärkt. Die Folge ist der Bedarf an einer beträchtlichen Anzahl neuer Stromübertragungskorridore. Freileitungen als wesentlicher Bestandteil der weltweiten Hoch- und Höchstspannungsnetze bleiben für absehbare Zeit das Rückgrat einer sicheren und zuverlässigen Stromversorgung. Aus technischer Sicht besteht weitgehend Einigkeit darüber, dass neue Leitungen zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität und -zuverlässigkeit dringend erforderlich sind. Das große Problem bei der Netzerweiterung ist aber der in den letzten Jahrzehnten rasant gewachsene Widerstand der Öffentlichkeit. Dies hat zu Genehmigungsverfahren geführt, die - wenn sie überhaupt erfolgreich enden - zwischen 10 und 20 Jahren dauern, mit endlosen Diskussionen und meist emotionalen Argumenten der Beteiligten (Kap.-3). Wie in einer kürzlich durchgeführten Umfrage vom Studienkomitee für Freileitun‐ gen (SC B2) der CIGRE ermittelt wurde, sind folgende Themen für die Freileitungs‐ branche weltweit von besonderer Bedeutung: ■ Erhöhung der Kapazität von bestehenden Leitungen ■ Neuartige Materialien und Technologien zur Verwendung bei Freileitungen ■ Öffentliche Akzeptanz von Freileitungen <?page no="161"?> Weitere Themen von Interesse, die in der Umfrage ermittelt wurden, sind: ■ Zustandsbewertung und geschätzte Restlebensdauer ■ Methoden zur Optimierung der Auslegung ■ Best Practice für Bau- und Instandhaltungsverfahren ■ Fundamente für schwierige Bodenverhältnisse Diese Themen werden im Folgenden ausführlich behandelt, unter Zuhilfenahme vom „Springer Handbook of Power Systems“ [4.1], sowie vom CIGRE Green Book «Over‐ head Lines» [4.2], beide von renommierten CIGRE-Mitgliedern verfasst. CIGRE «Conseil International des Grands Réseaux Électriques» mit Sitz in Paris ist eine seit 1921 bestehende, weltweit tätige Organisation im Bereich der elektrischen Energietechnik. Ihr Ziel ist der aktuelle Erfahrungsaustausch unter den tausenden Mitgliedern. CIGRE veröffentlicht technische Berichte zu Neuentwicklungen, Prakti‐ ken und Vorgangsweisen und trägt auch zum fachspezifischen Normenwesen bei. Die Veröffentlichungen stellen für viele Aspekte und Projekte Referenzpapiere dar. Die Mitglieder kommen aus der Wissenschaft, Industrie, Forschung und Anwendern. CIGRE ist weltweit anerkannt als eine der führenden Organisationen auf dem Gebiet der Energietechnik. Die erste Wechselstrom-Hochspannungsleitung wurde 1891 in Deutschland gebaut, und zwar von Lauffen am Neckar nach Frankfurt am Main (Kap. 1.2). Die Spannung betrug damals lediglich 15 kV, obwohl die Leitung später mit 25 kV betrieben wurde. Interessant ist, dass die industrielle Übertragung elektrischer Energie in Gleichstrom bereits 1883 in Frankreich entwickelt und eingesetzt wurde. Schon bald erkannten die ersten Freileitungsingenieure, dass Strom und Spannung erhöht werden mussten, um große Mengen an elektrischer Energie zu übertragen. Dies führte zu einer intensiven Entwicklung von Leitern für höhere Ströme und Isolatoren für höhere Spannungen. Da die ursprünglich verwendeten Kupferdrähte schwer und teuer waren, setzte man bald Aluminiumdrähte ein. Bereits 1897 wurde in Connecticut ein siebendrähtiger verseilter Aluminiumleiter in Betrieb genommen. Ein weiterer wichtiger Meilenstein war die Einführung von Verbundleitern, d. h. stahlverstärkten Aluminiumseilen (ACSR, engl. Aluminium Conductor Steel Reinforced), im Jahr 1907. Heutige Leiter mit Durch‐ messern von 50 mm oder mehr können bis zu 1.500 A übertragen, moderne HTLS- Leiter (engl. High Temperature Low Sag) noch mehr (Kap.-4.3.9). Weil immer größere Distanzen von der Erzeugung zu den Lastzentren überbrückt werden mussten und wegen der empirischen optimalen Übertragungsspannung von 1 kV/ km (Abb. 4.1), waren immer höhere Spannungen erforderlich (Kapitel 1, Abb. 1.8) Diese konnten nur durch die parallele Entwicklung geeigneter Isolatoren realisiert werden. Seit der Erfindung der Kappenisolatoren aus Porzellan oder Glas, die durch einfaches Hinzufügen weiterer Elemente lange Isolatorketten und damit höhere Span‐ nungen ermöglichten, führte die Entwicklung über den Motorisolator, den Vorgän‐ 158 4 Freileitungstechnik <?page no="162"?> ger des Langstabisolators aus Porzellan - so genannt, da von Motor-Columbus in Baden/ AG erfunden -, zu den heutigen Verbundisolatoren. Abb. 4.1: Optimale Übertragungsspannung für Hochspannungsfreileitungen Mit höheren Spannungen und dickeren Leitern gingen entsprechende Tragwerke ein‐ her. Dies lässt sich an der Entwicklung der Masten, den auffälligsten Elementen einer Freileitung, feststellen. Hier reicht die Palette von den Holzmasten der Anfangszeit bis hin zu den beeindruckenden Bauwerken der 1200-kV-Wechselstromleitungen der Gegenwart (Abb.-4.2). Abb. 4.2.: Entwicklung der Freileitungstragwerke: Vom Holzmast der ersten 15-kV-Freileitung im Jahr 1891 in Deutschland (links) zur ersten 1200-kV-Doppelleitung in Indien (rechts) 4.1 Einleitung 159 <?page no="163"?> Gleichstromleitungen erreichen bei gleichen Spannungen größere Leitungslängen, sie werden in 4.19 und Kapitel 1 und 7 behandelt. In den letzten Jahren hat neben der kostenoptimalen Gestaltung, [4.3], [4.4], das Aussehen der Freileitungen an Bedeutung gewonnen, was die Entwicklung von soge‐ nannten Kompaktleitungen und alternativen Mastdesigns gefördert hat (Kap.-4.6.8). 4.2 Bemessung von Freileitungen Eine Freileitung muss so geplant, errichtet und betrieben werden, dass sie während ihrer Lebenserwartung ihren Zweck, d. h. die Übertragung elektrischer Energie, mit einem akzeptablen Maß an Zuverlässigkeit und auf wirtschaftliche Weise erfüllt. Sie muss zudem so konzipiert sein, dass Verletzungen oder der Verlust von Menschenleben während des Baus und des Betriebs vermieden werden. In diesem Sinne müssen alle Komponenten einer Leitung so ausgelegt, hergestellt und installiert werden, dass die Leitung unter den vorherrschenden klimatischen Bedingungen, der Nennspannung und dem Nennstrom sowie den zu erwartenden Kurzschlusslasten störungsfrei funktioniert. Darüber hinaus müssen die Auswirkun‐ gen von atmosphärischen und schaltungstechnischen Überspannungen angemessen berücksichtigt werden. Diese Bedingungen sind am besten erfüllt, wenn eine Leitung nach einer allgemein anerkannten nationalen oder internationalen Norm konzipiert wird. In diesem Zusam‐ menhang wird im Folgenden die Euronorm EN 50341-1 «Freileitungen über AC 1 kV - Teil 1: Allgemeine Anforderungen - Gemeinsame Festlegungen», CENELEC, Brüssel (2012) [4.5] beispielhaft verwendet, da sie in Europa weit verbreitet ist. Sie gilt auch für Deutschland als eine VDE-Bestimmung [4.6]. Zu CENELEC und dem Normenwesen siehe Kapitel 1, Abschnitt 1.2.3. 4.2.1 Lastannahmen Eine Freileitung unterliegt einer Reihe unterschiedlicher mechanischer Belastungen, wie: ■ Seileigengewicht ■ Eisgewicht ■ Winddruck ■ Seilzugkraft ■ Seilschwingungen ■ Umgebungs- und Seiltemperatur Mit Ausnahme von Seilschwingungen handelt es sich um statische oder quasistatische Belastungen. Hinzu kommen außerordentliche Belastungen, welche beim Bau und beim Betrieb auftreten. Dazu gehören Kurzschlüsse, unterschiedliche Setzungen von Fundamenten, oder - sehr selten - Belastungen durch Seilbruch, Lawinen und Erdbe‐ 160 4 Freileitungstechnik <?page no="164"?> (4.1) (4.2) (4.3) ben. Allerdings sind die wichtigsten Lasten für die Bemessung einer Freileitung, neben dem Seilgewicht, die sogenannten klimatischen Lasten, d. h. Wind- und Eislasten, welche im Folgenden untersucht werden. Seileigengewicht Das Eigengewicht der Leiter und das Eis auf den Leitern sind die Hauptursachen für die Belastung der Komponenten einer Leitung. Diese Lasten werden über die Armaturen und die Isolatoren auf die Tragwerke und schließlich auf die Fundamente übertragen. Das längenbezogene Seilgewicht ist den Tabellen der Hersteller zu entnehmen. Typische Werte für Seile von Hochspannungsleitungen liegen zwischen 10 und 30 N/ m, wobei typische Spannweiten bei 380-kV-Leitungen 400 m, bei 220-kV-Leitungen 300 bis 350-m betragen. Zur Berechnung der dazugehörigen Belastung muss man die sogenannte Gewichts‐ spannweite L G kennen, die definiert ist als die waagerechte Entfernung zwischen den Scheitelpunkten der Seilkurve auf beiden Seiten des Mastes. Wenn es keinen Höhen‐ unterschied zwischen den Leiterbefestigungspunkten der benachbarten Spannweiten gibt, ist die Gewichtsspannweite identisch mit der Windspannweite L w , d. h. das arithmetische Mittel der Spannweiten der beiden angrenzenden Spannfelder (Abb. 4.3): L W = L 1 + L 2 2 = L G ℎ 1 = ℎ 2 = 0 Andernfalls muss die Gewichtsspannweite mit der sogenannten Ergänzungsspannweite L E berechnet werden [4.7, S.-481]: L E = L + 2Z ±ℎ w c L Dabei ist L die Spannweite zwischen zwei benachbarten Masten, welche einen Höhen‐ unterschied h aufweisen (+: benachbarter Mast tiefer, -: benachbarter Mast höher) und Z die Zugkraft im Seil, womit sich die vertikale Belastung V c aus dem Seileigengewicht w c der zwei angrenzenden Spannfelder auf den Mast (Abb.-4.3) berechnen lässt zu: V Gc = w c L G1 + L G2 = w c L E1 + L E2 2 4.2 Bemessung von Freileitungen 161 <?page no="165"?> Abb. 4.3: Windspannweite (oben) und Gewichtspannweite (unten) (Quelle: GA-Omexom) Beispiel L 1 = 350-m, L 2 = 350-m, h 1 = 50-m, h 2 = 0-m Seil: 231-AL1/ 39-ST1A (Al/ St 230/ 30) mit σ = 85 N/ mm 2 , A c = 260,7 mm 2 , w c = 8,77 N/ m Die Windspannweite L W beträgt: 162 4 Freileitungstechnik <?page no="166"?> L W = 350m + 350m 2 = 350m Die Ergänzungsspannweiten betragen (4.2): L E1 = 350m + 2 85N/ mm 2 ⋅ 260, 7mm 2 50m 8, 77N/ m ⋅ 350m = 1072m L E2 = 350m + 2Z ℎ( = 0) w c L = 350m Und die Gewichtspannweite: L G = L E1 + L E2 2 = 1072m + 350m 2 = 536m Sowie die vertikale Gewichtskraft auf den Mast: V Gc = 8, 77N/ m ⋅ 536m = 6235N Eislast Eis auf dem Leiter erhöht das Leitergewicht; Eislasten wirken also in vertikaler Rich‐ tung. Extreme klimatische Bedingungen, wie sie zunehmend vorkommen, können zu einem katastrophalen Versagen und zum Ausfall der Leitung führen. 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 Klemmen, Isolatoren und Tragkonstruktionen können in ähnlicher Weise wie das Seilgewicht berechnet werden, d. h. unter Verwendung der entsprechenden Gewichtsspannweite. Die Werte für Eislasten bei durchschnittlichen klimatischen Bedingungen hängen stark von der Region und deren Klima ab und werden in den Projektspezifikationen festgelegt. Sie können sich im Verlauf eines Leitungszuges ändern. In den Normen werden Mindestwerte bestimmt. Für Deutschland z. B. beträgt die Eislast für ein 30-mm-Seil in der Eislastzone 3 (s.-u.) ca. 25 N/ m. Grundsätzlich wird, basierend auf Gutachten von Wetterdiensten, statistischen Auswertungen, Eislastmessungen, Beobachtungen der Netzbetreiber und deren Erfah‐ rungen bzgl. Schäden an Freileitungen, eine Eislastkarte erstellt. Deutschland wird in vier Eislastzonen eingeteilt [4.8]: Eislastzone 1: Gebiete, in denen aufgrund der klimatischen Bedingungen und bestä‐ tigt durch langjährige Erfahrungen nur geringe Eislasten auftreten, die zu keinen Schäden an Freileitungen geführt haben. 4.2 Bemessung von Freileitungen 163 <?page no="167"?> Eislastzone 2: Gebiete, in denen aufgrund der klimatischen Bedingungen, der geogra‐ fischen Lage und bestätigt durch langjährige Erfahrungen hohe Eislasten zu erwarten sind, die u.-a. zu Schäden geführt haben. Eislastzone 3: Gebiete, in denen aufgrund der klimatischen Bedingungen, der geo‐ grafischen Lage und bestätigt durch langjährige Erfahrungen häufig hohe Eislasten zu erwarten sind, die u.-a. zu bedeutenden Schäden geführt haben. Eislastzone 4: Gebiete, in denen aufgrund der klimatischen Bedingungen, der geo‐ grafischen Lage und auch der Exposition überaus große Eislasten zu erwarten sind. Die Höhe der Eislasten in diesem Gebiet ist aufgrund der Erfahrung des Leitungsbetreibers oder durch ein Gutachten festzulegen. Die dazugehörigen längenbezogenen Eislasten q i sind abhängig vom Seildurchmes‐ ser d [mm] und betragen [N/ m]: E1: g i = 5-+-0,1 d E2: g i -=-10-+-0,2 d E3: g i -=-15-+-0,3 d E4: g i -=-20-+-0,4 d Für Isolatoren ist die Eislast abhängig von der Länge des Isolatorkettenstranges in Eislastzone E1 mit 50 N/ m, in Eislastzone E2 mit 100 N/ m, in Eislastzone E3 mit 150 N/ m und in Eislastzone E4 mit mindestens 200 N/ m zu berücksichtigen. Windlast Auch Wind kann zu einer starken Belastung von Freileitungen führen. Neben erhöhten Leiterzugspannungen können hohe Windlasten zu massiven Seilausschlägen führen, welche die erforderlichen Sicherheitsabstände der spannungsführenden Leiter zu den geerdeten Tragwerken verletzen und somit in der Auslegung der Mastkopfgeometrie berücksichtigt werden müssen. Wenn der Wind auf eine Fläche trifft, sei es die Fläche vom einem Leiterseil, einem Isolator oder ein Tragwerk, erzeugt er einen Staudruck q, welcher von der Windgeschwindigkeit abhängt, die wiederum primär vom Gelände bestimmt wird. Dies führt dazu, dass Deutschland nach [4.8] in vier Windzonen eingeteilt ist. Die dazugehörigen Staudrücke q 0 betragen: W1: 320 N/ m 2 W2: 390 N/ m 2 W3: 470 N/ m 2 W4: 560 N/ m 2 Die Windgeschwindigkeit und somit der Staudruck q nehmen mit der Höhe h über dem Boden zu, da die Reibungskräfte zum Boden hin größer werden, sie ist nach 4.3 DE.1 wie folgt zu berechnen: 164 4 Freileitungstechnik <?page no="168"?> (4.4) q p (ℎ) = 1,5 × q 0 für ℎ ≤ 7m q p (ℎ) = 1,7 × q 0 × ℎ 10 0,37 für 7m < ℎ ≤ 50m q p (ℎ) = 2,1 × q 0 × ℎ 10 0,24 für 50m < ℎ ≤ 300m Windlast auf Seile Die Windlast auf die Seile einer Freileitung kann wie folgt berechnet werden: Q wc (ϑ ) = q(ℎ)G c C c d c L w cos 2 (ϑ ) Dabei ist d c der Seildurchmesser, L w die oben definierte Windspannweite, h die Höhe des Aufhängepunktes der Leiter an den Isolatoren und ϑ der Winkel zwischen der Windrichtung und der Seilnormalen. Im Fall, dass der Wind senkrecht zum Seil wirkt, wird ϑ = 0 und cos 2 (ϑ) = 1. Für typische Seile für Hochspannungsfreileitungen (d c > 15,8 mm) beträgt der Widerstandsbeiwert C c = 1. Der Spannweitenbeiwert G xc berücksichtigt - nach DIN EN 50341-3-4 - dagegen die Tatsache, dass der Wind nicht auf die gesamte Spannweite L gleichmäßig wirkt. In den Windzonen W 1 und W 2 gilt: G c -=-0,75 für Spannweiten bis 200 m G c = 0,45-+-60/ L für Spannweiten über 200 m In der Windzone W3 gilt: G c -=-0,67 für Spannweiten bis 200 m G c -=-0,40-+-54/ L für Spannweiten über 200 m In der Windzone W4 gilt: G c = 0,60 für Spannweiten bis 200 m G c -=-0,36-+-48/ L für Spannweiten über 200 m Bei einem Leiterbündel ist die Gesamtwindlast definiert als die Summe der Windlasten auf die einzelnen Teilleiter, ohne Berücksichtigung von Abschirmeffekten auf leeseitige Leiter. Der Wind führt zudem zu einem Auslenken des Seiles, das sich auf dessen Abstand zu den anderen Leitern, der Tragkonstruktion und zu Objekten im Nahbereich auswirkt und bei der Einhaltung der vorgeschriebenen Abstände angemessen berücksichtigt werden muss. Der Ausschwingwinkel φ c des Leiters in Spannfeldmitte ergibt sich aus dem Verhältnis der auf den Leiter wirkenden horizontalen Windlast Q wc nach (4.4) zum vertikalen Eigengewicht des Leiters W c auf der Basis der Gewichtspannweite L W (4.1). Dabei wird nach [4.8, Abs. 5.6.3.2/ DE.1] die Leitertemperatur mit konstant +40 °C angenommen und der Einfluss der Windlast auf den Durchhang des Leiters 4.2 Bemessung von Freileitungen 165 <?page no="169"?> (4.5) (4.6) (4.7) vernachlässigt. Als Bemessungswert der Windlast sind zur Bestimmung der inneren und äußeren Abstände 58 % der im Abschnitt Windlast (s.-o.) festgelegten Staudrücke anzunehmen. Allgemein gilt: φ c = arctan Q wc W c = arctan q ℎ G c C c d c L W w c L G wobei w c das längenbezogene Gewicht des Leiters ist. Der Einfluss des Windes auf den Durchhang wird generell nicht berücksichtigt. Kombination von Eis- und Windlasten auf Seil Der gleichzeitigen Wind- und Eiswirkung gemäß darf der Staudruck auf dem Leiter vom Durchmesser d c [m] mit Eisansatz entsprechend der Eiszone auf 50 % reduziert werden. Dieser wirkt auf den sogenannten äquivalenten Durchmesser d i [m] des Leiters mit der längenbezogenen Eislast g i [N/ m], wobei das spezifische Gewicht (Wichte) vom Eis mit ρ i = 7.500 N/ m 3 angesetzt wird. Somit kann der äquivalente Durchmesser wie folgt berechnet werden [4.8, Abs. 4.6.6.1 DE.1]: d i = d c2 + 4g i / πρ i = d c2 + 0, 00017g i Dieser kann dann in (4.4) an Stelle von d c eingesetzt werden, wobei der Widerstands‐ beiwert C c als 1,0 gesetzt wird. Windlast auf Isolatoren Die Windlast Q w,is (h) auf den Isolator ist abhängig von der Höhe dessen Aufhänge‐ punktes h und kann wie folgt berechnet werden: Q w, is (ℎ) = q(ℎ)G is C is A is Dabei bedeuten: q(h) Staudruck auf den Isolator h Höhe des Aufhängepunktes des Isolators am Tragwerk G is Strukturbeiwert des Isolators; empfohlen wird ein Wert von 1,0 C is Luftwiderstandsbeiwert des Isolators; empfohlen wird ein Wert von 1,2 A is Umrissfläche des Isolatorkette, die vom Wind angeströmt wird Damit kann, unter Verwendung von (4.5) und (4.7), der Ausschwingwinkel jder Trag‐ kette (Abb. 4.4) sowie der kritische Abstand des Leiterseiles vom Tragwerk (Abb. 4.100 ) berechnet werden: 166 4 Freileitungstechnik <?page no="170"?> (4.8) φ = arctan n q ℎ G c C c d c L W + Q w,is ℎ nw c L G + W is Mit: n Bündelleiterzahl q(h) Staudruck (N/ mm 2 ) auf Leiter und Isolatorkette C c Luftwiderstandsbeiwert des Leiters (1,0 für übliche Seile) (-) G c Spannweitenbeiwert (-) d c Seildurchmesser (m) L w Windspannweite (m) L G Gewichtspannweite (m) w c Bezogenes Eigengewicht des Leiters (N/ m) W is Gewicht der Isolatorkette (N) Abb. 4.4: Kräfteverhältnisse und Ausschwingwinkel einer Hängekette Beispiel Seil: Viererbündel 264-AL1/ 34-ST1A (Al/ St 265/ 35), Durchmesser 22,4 mm, Eigenge‐ wicht 10 N/ m Aufhängehöhe: 50 m, Windspannweite: 350 m, Gewichtspannweite: 536 m (s. o.), Wind senkrecht zur Leitungsrichtung: ϑ-=-0, Windzone 2, Eislastzone 2 Isolatoren: Porzellanlangstäbe, G is = 3-kN, A is = 1,2 m 2 Staudruck (Windzone 2) auf Leiter und Isolator, Aufhängehöhe des Leiters (h=50 m): q 50m = 1,7 ⋅ 390 ⋅ 50 10 0,37 N/ m 2 = 1.203N/ m 2 4.2 Bemessung von Freileitungen 167 <?page no="171"?> (4.9) Windlast pro Einzeleiter (4.1): Q wc 0 ∘ = 1.203 ⋅ 0,45+60/ 400 ⋅ 1,0 ⋅ 0,0224 ⋅ 350 = 5.688N Windlast auf Tragkette (4.4): Q wis (50m) = 1.203N/ m 2 ⋅ 1,0 ⋅ 1,2 ⋅ 1,2m 2 = 1.732N Gewicht pro Einzelleiter am Aufhängepunkt: V c = w c L G = 10N/ m ⋅ 536m = 5.360N Ausschwingwinkel der Tragkette (Abb.-4.4): φ = arctan 4 ⋅ 5.688N + 3.000N 4 ⋅ 5.360N + 1.732N = arctan(1,11) ≈ 48° Eislast pro Längeneinheit für Eislastzone 2: E 2 : g i -=-10-+-0,2 d =-10 + 0,2 ⋅ 22,4 = 15 N/ m Leiterdurchmesser mit Eisansatz (4.3): d i = 0, 0224 2 m 2 + 4 ⋅ 15N/ m 3,14 ⋅ 7.500N/ m 3 = 55, 2 mm Windlast auf Leiter mit Eis (4.1 und 4.3): Q wc,i 0 ∘ = 0, 5 ⋅ 1.203 ⋅ 0,45+60/ 400 ⋅ 1,0 ⋅ 0,0552 ⋅ 400 = 8 kN Windlast auf Tragwerke Es gibt zwei grundlegende Arten von Leitungstragwerken: Die klassischen Stahlgittermasten und die für Kompaktleitungen zunehmend ver‐ wendeten einteiligen Masten (engl. poles) sind aus Stahl, Beton, neuerdings auch aus glasfaserverstärktem Kunststoff. Bei Letzteren ist die Berechnung der Windlasten relativ einfach, da sie im Wesentlichen eine zylindrische Form haben. Sie betragen: Q wp (ℎ) = q(ℎ)G p C p A p 168 4 Freileitungstechnik <?page no="172"?> Mit: q P (h) Winddruck auf den Mast h Referenzhöhe G P Strukturbeiwert; empfohlen wird ein Wert von 1 C P Luftwiderstandsbeiwert mit Werten zwischen 0,7 für runde und 1,4 hexagonale Maste; für Holzmaste gilt C p = 0,9 A P Von den Mastprofilen ausgefüllte Fläche (Stahlgittermaste) Die Berechnung der Windlast an Stahlgittermaste erfolgt auch nach Gleichung (4.6). Der darin vorkommende Luftwiderstandsbeiwert C P kann im Falle der üblichen Stahlgittermasten mit Winkelprofilen zu 2,8 angenommen werden [4.6]. Sicherheitslasten Diese umfassen einseitig wirkende Zugkräfte in einem Leiter, z. B. durch Seilbruch oder ungleiche Eislasten auf benachbarten Spannfeldern. Sie verursachen Längs- und Torsionsbelastungen auf die Tragwerke und müssen entsprechend berücksichtigt werden. Montagelasten Die Tragwerke einer Freileitung müssen in der Lage sein, allen Lasten, welche durch Montagearbeiten, temporäre Abspannungen, Hebevorrichtungen usw. entstehen, so‐ wie Lasten aus dem Gewicht der Monteure standzuhalten. Letztere werden mit 1,0 kN pro Monteur angenommen. Kurzschlusslasten Die größte Sorge bei einem Kurzschluss besteht darin, dass ein unkontrolliertes Ausschwingen und Pendeln der Seile zu Kollisionen und zu einer dauerhaften Stromun‐ terbrechung führen kann. Zudem erzeugen Kurzschlusskräfte z.-T. hohe mechanische Belastungen an Seilarmaturen, wie z. B. an Abstandshaltern [4.9] (Kap. 4.5.3, Abb. 4.96). 4.2.2 Dimensionierung Die im vorigen Abschnitt erläuterten äußeren Einwirkungen, das sind Kräfte (angege‐ ben in N), rufen in den einzelnen Bauteilen einer Freileitung innere Beanspruchungen hervor. Das sind z. B. bei Leiterseilen mechanische Spannungen, (angegeben in N/ mm 2 ). Generell können Bauteile bzw. deren Materialien nur bis zu einer gewissen Grenze belastet werden, d. h. sie besitzen eine Tragfähigkeit, welche unzulässigen 4.2 Bemessung von Freileitungen 169 <?page no="173"?> Verformungen bzw. einem Materialversagen Widerstand leisten; bei Leiterseilen wäre das ihre Zugfestigkeit (in N/ mm 2 ). Das Grundprinzip jeder Bemessung oder Dimensionierung besteht darin, das Material und die Abmessungen eines Bauteils so zu wählen bzw. so zu gestalten, dass dessen Beanspruchung kleiner als seine Tragfähigkeit 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 Lasten oft ungenau. Aus diesem Grund wurden für Einwirkungen Teilsicherheitsbeiwerte eingeführt, die multi‐ plikativ auf den charakteristischen Wert einer bestimmten Einwirkung angewendet werden, um den jeweiligen Bemessungswert zu erhalten (Tab. 4.1). Damit liegt man auf der sicheren Seite. Einwirkung Symbol Zuverlässigkeitsstufe 1 2 3 Veränderliche Einwirkung (klimatische Las‐ ten) - - - - Extreme Windlast und Nennlast des Windes γ w 1,0 1,2 1,4 - Ψ w 0,4 0,4 0,4 Extreme Eislast und Nennlast des Eises γ t 1,0 1,25 1,5 - Ψ t 0,35 0,35 0,35 Ständige Einwirkungen - - - - Eigengewicht γ G 1,0 Betriebssicherheitslasten (Ausnahmeeinwirkungen) - - - - Torsionslasten infolge von Leiterzugkräften γ A1 1,0 Längslasten infolge von Leiterzugkräften γ A2 1,0 Personensicherheitslasten - - - - Instandhaltungs- und Errichtungslasten 1) γ P 1,50 1) Der Kombinationswert für Wind- und Eiseinwirkungen kann gemäß den tatsächlichen Lasten angesetzt werden, wie sie wahrscheinlich während der Instandhaltung und der Errichtung auftreten. Häufig können in diesem Fall die Auswirkungen von Wind- und Eislasten vernachlässigt werden. Tab. 4.1: Teilsicherheitsbeiwerte und Kombinationsbeiwerte nach [4.6, Tabelle 4.7] Ähnlich gibt es Unsicherheiten in den Abmessungen der Bauteile, wie auch Streuung in den Materialkennwerten (Festigkeit). Auch hier werden Teilsicherheitsbeiwerte 170 4 Freileitungstechnik <?page no="174"?> eingeführt, mit denen, nach dem «Auf-der-sicheren-Seite-Prinzip», die jeweilige Mate‐ rialfestigkeit dividiert wird (Tab.-4.2). Komponente Beanspruchung Belastung γ Μ Leiter Zug Grenzlast 1,25 Isolatoren Zug, Biegung Grenzlast 2,00 Armaturen Alle Beanspruchungen Nennlast 1,90 Gittermasten - - - Stäbe Zug, Druck Grenzlast 1,10 Stäbe Knicken, Lochleibung Grenzlast 1,10 Schraubenverbindungen Schub, Lochleibung Grenzlast 1,25 Schweißverbindungen Schub Grenzlast 1,25 Einstielige Masten - - - Stahl Zug, Druck, Biegung, Knicken Grenzlast 1,10 Beton Druck Grenzlast 1,50 Bewehrung Zug Grenzlast 1,15 Abgespannte Masten, Anker Zug Grenzlast 1,60 Gründungen Zug Grenzlast Nationale Normen Tab. 4.2: Teilsicherheitsbeiwerte γ M für die Festigkeit der einzelnen Komponenten einer Freileitung. Grenzlast ist die Last (Kraft) beim Versagen, Nennlast dagegen die vorgeschriebene maximale Halte‐ kraft (Quelle) Elektrische Anforderungen Neben den mechanischen Aspekten müssen bei der Auslegung von Freileitungen auch die elektrischen Anforderungen berücksichtigt werden. Im Wesentlichen geht es dabei um Fragen der Isolation und der Durchschlagfestigkeit. Bei einer Freileitung sind einerseits feste Isolierstoffe im Einsatz (Kap. 4.4), andererseits übernimmt die atmosphärische Luft die Isolationsaufgabe der spannungsführenden Leiter gegen Erde sowie zwischen den Leitern selbst. In diesem Zusammenhang wird auch zwischen inneren und äußeren Abständen unterschieden. Innere Abstände Die Geometrie der Tragwerke einer Freileitung und insbesondere des Mastkopfes müssen so ausgelegt werden (Kap. 4.6.4), dass die sogenannten inneren Abstände, d. h. 4.2 Bemessung von Freileitungen 171 <?page no="175"?> die Abstände zwischen spannungsführenden Teilen, d.h. den Leitern und den geerdeten Masten [4.10] bzw. den Erdseilen, sowie zwischen den Leitern im Feld, insbesondere in der Spannfeldmitte, [4.11] eingehalten werden. Bei großen Spannweiten kann es zu unterschiedlichen Ausschwingwinkeln zwischen horizontal angeordneten benach‐ barten Leitern kommen, sodass ein Leiter stärker schwingt als ein benachbarter, was zur Reduzierung der Abstände führt. Äußere Abstände Auch zwischen den spannungsführenden Teilen einer Freileitung und der Umgebung müssen genügend Abstände eingehalten werden, damit eine Gefährdung von Personen, Tieren und Objekten, die sich in der Nähe der Leitung aufhalten, vermieden werden kann. Folgende Situationen sind dabei zu berücksichtigen: ■ Abstände zum Boden in abgelegenen und in häufig begangenen Gebieten ■ Abstände zu Wohngebäuden und anderen Gebäuden ■ Abstände zu Sportflächen, Erholungsflächen ■ Abstände zu Windenergieanlagen, Energieanlagen ■ Abstände beim Überqueren oder in der Nähe von Straßen, Eisen- und anderen Bahnen und schiffbaren Wasserstraßen ■ Abstände zu Seilbahnen, Liften, und ähnlichen ■ Abstände beim Kreuzen oder Parallelführen zu anderen Strom- oder Telekommu‐ nikationsleitungen Dabei handelt es sich um vertikale und horizontale Abstände, bei denen die maximale Leitertemperatur zugrunde gelegt wird, aber auch der Seildurchhang bei angeeisten Leitern, sowie die Auslenkung durch Wind berücksichtigt wird (Kap.-4.3.3). Die äußeren Abstände bestehen aus dem elektrisch erforderlichen Abstand D el und einem zusätzlichen Sicherheitsabstand, damit weder Personen noch Gegenstände der spannungsführenden Teile der Leitung gefährlich nahekommen. Deren Werte sind aus den jeweils aktuellen Vorschriften zu entnehmen, z.-B. [4.6]. 4.3 Leiterseile Die Leiterseile gelten als wichtigster Bestandteil einer Freileitung, da sie der Übertra‐ gung der elektrischen Energie dienen und ihr Anteil 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 Leitung ausmachen. Darüber hinaus bestimmen die Seilbelastungen und der Seildurch‐ hang die Gestalt und Dimension und somit auch die Kosten für die Tragwerke und Fundamente der Leitung. Daher wird der richtigen Auswahl der Leiterseile stets große Aufmerksamkeit geschenkt [4.12]. 172 4 Freileitungstechnik <?page no="176"?> 4.3.1 Typen und grundlegende Eigenschaften von Leiterseilen Aufbau Leiterseile bestehen aus mehreren Lagen von konzentrisch gewickelten Drähten. Die Lagen sind gegenläufig, d. h., die Drehrichtung jeder Lage ist der darunterliegenden Lage entgegengesetzt, wobei die Außenlage immer rechts geschlagen ist (Abb. 4.5). Dadurch wird das Drehmoment reduziert, das im Seil beim Seilzug (dem Aufziehen der Seile auf die Maste) entsteht und zu Problemen bei der Montage führen kann. Diese Bauweise verbessert außerdem die elektrischen Eigenschaften des Leiterseils, insbesondere die Selbstinduktivität und den Wechselstromwiderstand [4.13]. Bei Lei‐ terseilen hat jede Lage sechs Drähte mehr als die darunterliegende Lage, was einen hohen Füllfaktor des Seilquerschnittes ermöglicht (Abb.-4.6). Abb. 4.5: Seilaufbau und Nomenklatur Abb. 4.6: Aufbau von typischen Leiterseilen (Stahldrähte in schwarz, Aluminiumdrähte in weiß) 4.3 Leiterseile 173 <?page no="177"?> Schon Ende des 19. Jahrhunderts begannen Aluminiumseile die ursprünglich ver‐ wendeten Kupferseile zu ersetzen. Dabei werden die Aluminiumdrähte nach dem sogenannten Properzi-Verfahren, das ist ein Walz-/ Gießverfahren, hergestellt [4.14]. Die meisten Leiterseile bestehen heute aus mehreren Lagen aus Aluminiumdrähten, welche um einen Kern aus Stahldrähten, der primär für die mechanische Festigkeit sorgt, schraubenförmig gewickelt sind. Solche Leiterseile werden als Aluminium-Stahl- Seile (engl. ACSR: Aluminium Conductor Steel Reinforced), im deutschen Sprachraum auch als Verbundseile, bezeichnet. Die dabei verwendeten Stahlkerndrähte bestehen aus mittelfestem verzinktem (galvanisiertem) Stahl mit einem Kohlenstoffgehalt von 0,50 bis 0,85 Gew.-% und einer Nennzugfestigkeit von 1400 MPa. Sie sind aus Gründen des Korrosionsschutzes gefettet [4.15]. Der Durchmesser der Seildrähte liegt generell zwischen 2 und 5 mm und die Schlagwinkel, das ist der Winkel eines Drahtes mit der Seilachse (Abb. 4.5, rechts), der einzelnen Drahtlagen zwischen 10° und 15°. In den letzten Jahren hat sich eine Tendenz durchgesetzt, den Aluminiumanteil der Leiterseile anzuheben. So verwendet man heutzutage vermehrt Seile mit einem Verhältnis des Aluminiumzu dem des Stahlquerschnitts von 7: 1 - früher wurden vermehrt 6: 1-Seile eingesetzt, manchmal bis zu 11: 1, damit werden die Ohm’schen Verluste reduziert. In Tab. 4.3 sind die Merkmale von einigen typischen Aluminium-Stahl-Seilen zusam‐ mengetragen. Freileitungsseile aus reinem Aluminium 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 begrenzt sind, sowie für flexible Sammelschienen in Umspannwerken. Allerdings wurden in letzter Zeit auch bei einigen recht langen Freileitungen eingesetzt, um die Ohm’schen Übertragungsverluste zu minimieren (Kap. 4.3.5). Für zusätzliche Festigkeit wurden verschiedene Aluminiumlegierungen mit Magnesium- und Siliziumzusatz entwickelt (engl. AAAC: All Aluminium Alloy Conductor), auch als Aldrey oder Almelec bekannt. Aufgrund ihrer ausgezeichneten Korrosionsbeständigkeit sind Aldrey-Seile die bevor‐ zugte Lösung für den Einsatz in Küstengebieten. Im Folgenden sind einige wesentliche Merkmale der verschiedenen Seilmaterialien zusammengefasst: Aluminium ■ Hart gezogenes Aluminium bestehend aus 99,5-% Al ■ Leitfähigkeit ca. 35 m/ Ωmm 2 (entspricht 61-% von Kupfer) ■ Zugfestigkeit (vor dem Verseilen): 160-200 N/ mm 2 ■ in Luft Bildung einer Oxydschicht, somit Schutz vor weiterem Korrosionsangriff und gute Beständigkeit bei aggressiven Umgebungen, z.-B. Meeresluft ■ Thermischer Ausdehnungskoeffizient: 23x10 -6 / ℃ ■ Entfestigung beginnt bei Seiltemperaturen ab ca. 80-℃ 174 4 Freileitungstechnik <?page no="178"?> Tab. 4.3: Merkmale von einigen typischen Aluminium-Stahl-Seilen [4.7] Aluminium-Magnesium-Silizium-Legierung (AlMgSi) ■ Handelsnamen: Aldrey, Almelec ■ Zugfestigkeit (vor dem Verseilen) ca. 300 N/ mm2 (entspricht 160 % von Aluminium) ■ Leiter ohne Stahlkern möglich ■ 86-93-% der Aluminiumleitfähigkeit (entspricht 52,5-%-57,5-% von Kupfer) ■ Dauerstrombelastbarkeit ca. 95-% von Aluminium ■ Thermischer Ausdehnungskoeffizient und Entfestigung gleich Aluminium 4.3 Leiterseile 175 <?page no="179"?> Stahl ■ Verzinkte Stahldrähte: Verwendung in Aluminium-Stahl-Verbundseilen sowie in Erdseilen ■ Kennzeichnung entsprechend der Festigkeit ■ Verzinkung abhängig vom Drahtdurchmesser (EN 10244-2) ■ Durchmesser: 1,25-4,75-mm ■ Zugfestigkeit: 1.200-1.800 N/ mm 2 ■ Thermischer Ausdehnungskoeffizient 11,5x10 -6 / ℃ (50-% von Aluminium) ■ Leitfähigkeit: ca. 5 m/ Ωmm 2 ■ Max. Dauertemperatur >-180-℃ Neben den Standardleiterkonstruktionen gibt es auch Sonderkonstruktionen, wie z. B. Leiter mit hohem Stahlanteil oder Stahlkomponenten mit höheren Festigkeiten für sehr lange Spannweiten, wie bei Flussüberquerungen, oder auch mit trapezförmigen Drähten, um den Seilquerschnitt besser mit Material auszunutzen als mit den gebräuch‐ lichen Runddrähten. In letzter Zeit werden auch Leiterseile aus Kupfer und dessen Legierungen angeboten, um den geringeren Widerstand dieses Material auszunützen. Die mechanischen Eigenschaften solcher Seile gestatten den Einsatz nicht für jeden Anwendungsfall und sind eine Optimierungsfrage [4.18]. In Europa enthält die Bezeichnung von Leiterseilen entsprechend den europäischen Normen die Abkürzung der Leitermaterialien 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 nordame‐ rikanischen Praxis gefolgt, wonach die Leiterseile Namen von Blumen, Städten und Tieren tragen, z. B. Tulip, Rose und Magnolia für AAC, Akron, Montreal und Halifax für AAAC und Pelican, Hawk und Drake für ACSR. Selbsterklärend sind diese Namen leider nicht. MCM und kcmil sind weitere Abkürzungen aus der englischsprachigen Welt. Sie stehen für «thousand of circular mils” und bezeichnen ebenfalls Querschnitte, wobei ein circular mill 0.0005067 mm 2 entspricht. Ein Leiter mit 1000 mm 2 Querschnitt hätte demnach 1973 kcmil. 176 4 Freileitungstechnik <?page no="180"?> Herstellung und Prüfung Abb. 4.7: Verseilmaschine. Schema (oben), konstruktive Details (unten) Die Herstellung von Leiterseilen findet mit sogenannten Verseilmaschinen statt (Abb. 4.7). Das ist ein recht komplexer Prozess mit hohen Qualitätsanforderungen, bei welchem auch kleine Details wie das Abspulen der Drähte eine große Rolle spielen [4.16, 4.17]. Weitere wichtige Informationen zur Konstruktion und Herstellung von Leiterseilen sind in [4.12, 4.18] enthalten. Sowohl Einzeldrähte als auch das fertige Seil werden stringent geprüft. In der Regel werden bei 10 % der zur Verseilung anstehenden Drahtlänge und an Drähten aus Seilstücken von den fertigen Seilen Stichproben durchgeführt, und zwar werden geprüft: ■ Durchmesser: 1-% max. Abweichung vom Normwert ■ Oberfläche des Drahtes: glatt, frei von Rissen, Sprüngen und anderen Beschädi‐ gungen, keine Einschlüsse von Kupferpartikeln ■ Zugfestigkeit: wird geprüft an einer Drahtprobe von 250-mm Länge ■ Wickelprüfung bei Aluminiumdrähten: Ein Probedraht wird achtmal um einen Dorn vom gleichen Durchmesser gewickelt und sechsmal auf- und abgewickelt; gilt als bestanden, wenn dabei der Draht nicht bricht ■ Verzinkung bei Stahldrähten: Bestimmung der Zinkmasse und der Gleichförmig‐ keit der Zinkschicht der Stahlkerndrähte sowie Wickelprobe: Ein Probedraht wird achtfach um einen Dorn vom gleichen Durchmesser gewickelt, die Verzinkung darf nicht abblättern ■ Spezifischer Widerstand: gemessen zwischen 10 ℃ und 30 ℃ und zurückgerechnet auf den Normwert bei 20-℃ 4.3 Leiterseile 177 <?page no="181"?> ■ Schweißstellen bei Drähten aus Aluminium und Aldrey: Diese sind limitiert und sollen, sofern in der Außenlage vorhanden, markiert werden Beim fertigen Seil dagegen finden folgende Prüfungen eines kompletten Seilstücks statt (Tab.-4.4) [4.19]: - Typprüfung Stichprobenprüfung Leiterseil - - Oberfläche x x Durchmesser x x Formbeständigkeit x x Schlaglänge und -richtung x x Anzahl und Typ Drähte x x Masse je Längeneinheit x x Zugprüfung (1) - Verlegeprüfung (1) - Kriechprüfung (1), (2) - Fett - - Masse je Längeneinheit - - Tropfpunkt - - (1) Nach Vereinbarung (2) Nach [4.20] Tab. 4.4: Seilprüfungen Daraus wird im Folgenden die Zugprüfung näher beschrieben, da diese sowohl die Zugfestigkeit des Leiterseils, aber auch das für die Durchhangsberechnung (Kap. 4.3.3) wichtige Spannungs-Dehnungs-Diagramm des Leiterseiles (Abb.-4.8) [4.21] liefert. Diese Prüfung wird an einer Leiterprobe mit einer Länge von mindestens dem 400-fachen des Leiterdurchmessers, aber nicht weniger als 10 m in folgenden Schritten durchgeführt, wobei die Leiterzugkraft nach jedem Schritt vollständig entlastet wird: ■ Belastung von 5 % der Nennzugkraft F B (engl. RTS: Rated Tensile Strength) zum Richten und Setzen des Leiters ■ Belasten auf 30-% F B und Halten für 0,5-h ■ Belasten auf 50-% F B und Halten für 1-h ■ Belasten auf 70-% F B und Halten für 1-h ■ Belasten auf 85-% F B und Halten für 1-h 178 4 Freileitungstechnik <?page no="182"?> (4.10) Anschließend wird der Leiter mit einer stetig erhöhten Zugkraft erneut bis zum Versagen belastet. Dies ist erreicht - und die Prüfung gilt als bestanden -, wenn ein oder mehrere Drähte bei einer Last gleich oder größer von 95 % der Nennzugkraft F B reißen. Letztere wird bei Al/ St-Seilen nach [4.19] aus der Mindestzugfestigkeit σ ΒΑl , der Aluminiumdrähte vor der Verseilung, multipliziert mit ihrem Nennquerschnitt A Al , plus der Zugspannung der Stahldrähte bei 1 % Dehnung σ 1%St auf einer Messlänge von 250 mm, auch vor der Verseilung, multipliziert mit ihrem Nennquerschnitt A St wie folgt rechnerisch ermittelt: F B = σ B,Al A Al + σ 1%,St A St Abb. 4.8: Spannungs-Dehnungs-Diagramm eines Leiterseils [4.7] Kriechen Die zeitabhängige, plastische Dehnung bzw. Verformung eines Werkstoffs unter Last wird als Kriechen bezeichnet und in [4.22] ausführlich erläutert. Es kommt bei kristal‐ linen Materialien durch die thermische Eigenbewegung der Werkstoffatome zustande, wobei die Atome innerhalb des Gitterverbandes von Orten höherer Atomdichte zu Orten niedrigerer Dichte wandern. Dies führt zu ihrer gleichmäßigeren Verteilung innerhalb des Werkstoffes und dadurch zu einer Reduktion seiner Dehnsteifigkeit. Da die dafür benötigte Aktivierungsenergie mit der Bindungsenergie 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 Kriechgeschwindigkeit als bei Stahl, einsetzt. Das metallurgische Kriechen von Aluminium wird bei anhaltend hohen Temperaturen beschleunigt; dieser Effekt wurde in [4.16] umfassend untersucht. 4.3 Leiterseile 179 <?page no="183"?> (4.11) (4.12) Die in Langzeitversuchen gemessene Kriechdehnung über die Zeit wird üblicher‐ weise in einem doppel-logarithmischen Diagramm dargestellt (Abb. 4.9), wobei die Messpunkte in guter Näherung auf einer Geraden liegen (Gl. 4.11), was die Extrapola‐ tion auf praxisrelevante Zeiträume, z. B. auf 100.000 h (über 10 Jahre), ermöglicht [4.23]. e = e 1ℎ t n Darin sind e und n Parameter, welche von der Art des Leiters und seiner Belastung abhängen; Richtwerte dafür sind in [4.24] angegeben. In der Praxis wird die Kriech‐ dehnung ε kr zu einer äquivalenten Temperaturerhöhung ΔΤ kr umgewandelt: ΔT kr = ε kr α Dabei ist α der lineare Wärmeausdehnungskoeffizient des Seiles (s.-u.). Abb. 4.9: Kriechkurven nach Gleichung (4.11) für ein 483-AL1/ 63-ST1A Cardinal Leiterseil [4.7] Das Kriechen von Stahldrähten ist um einiges geringer und wird normalerweise vernachlässigt. Dadurch verringert das höhere Kriechen in den Aluminiumdrähten eines Verbundleiters deren Zugbelastung und erhöht im Gegenzug die Belastung in den Stahlkerndrähten [4.25], was für die Durchhangsberechnung bei hohen Temperaturen eine wesentliche Rolle spielt (Kap.-4.3.4). 4.3.2 Mechanisches Verhalten von Al/ St-Seilen Zugbeanspruchung Bei einem zugbelasteten Leiter wird die Last Z nach den Grundregeln der technischen Mechanik auf die einzelnen Leiterdrähte verteilt. In einem homogenen Leiter wie 180 4 Freileitungstechnik <?page no="184"?> (4.13) (4.14) Aluminium oder Aldrey mit n Drähten vom gleichen Durchmesser d und mit dem Elastizitätsmodul E ist die mechanische Spannung σ eines Einzeldrahtes gegeben durch: σ = Z nπd 2 / 4 Diese hängt mit der Drahtdehnung ε über das sogenannte Hooke’sche Gesetz zusammen (Abb.-4.10): σ = E ε Abb. 4.10: Spannungs-Dehnungs-Diagramm eines zugbelasteten Aluminiumdrahtes (Quelle RIBE) Dabei unterscheidet sich die in (4.9) verwendete Horizontalkomponente H des Seilzu‐ ges Z (in Richtung der Seilachse) minimal (typisch um 0,1 %) von Z [4.22], da das Seil in ganz guter Näherung als biegeweich angenommen wird, d. h. es kann nur Kräfte in axialer Richtung aufnehmen. Bei Al/ St-Seilen dagegen ist die Situation komplexer. Da der Seilzug durch die Quer‐ kontraktion eine radiale Kompression auf die einzelnen Drähte erzeugt, (Abb. 4.11), verhält sich das Seil mechanisch wie ein homogener Rundstab, d. h. die Dehnungen der Stahl- und der Aluminiumdrähte sind gleich groß. 4.3 Leiterseile 181 <?page no="185"?> (4.15) (4.16) (4.17) (4.18) (4.19) (4.20) ε St = ε Al Abb. 4.11: Querkontraktion und radiale Kompression eines zugbelasteten Seiles Durch Anwenden von (4.14) auf die Aluminium- und die Stahldrähte folgt: σ Al = E Al ε Al und: σ St = E St ε St Und durch Gleichsetzen der Dehnungen von Aluminium und Stahl: σ St = E St E Al σ Al und: σ Al = E Al E St σ St Zudem gilt für das Kräftegleichgewicht über den Seilquerschnitt: Z Al / St = Z Al + Z St = σ Al A Al + σ St A St Elementare Umformungen liefern den Elastizitätsmodul eines Al/ St Seiles: 182 4 Freileitungstechnik <?page no="186"?> (4.21) (4.22) (4.23) (4.24) (4.25) E Al / St = E Al A Al A St + E St A St A Al sowie die Spannungen in den Aluminium- und den Stahldrähten: σ Al = Z A Al / St E Al E Al / St und: σ St = Z A Al / St E St E Al / St Dabei bedeuten A Al den Aluminium-, A St den Stahl- und A Al/ St den Gesamtquerschnitt des Al/ St-Seiles. Da der Elastizitätsmodul der Stahldrähte mit ca. 210.000 N/ mm 2 wesentlich größer als der Elastizitätsmodul der Aluminiumdrähte mit ca. 70.000 N/ mm 2 ist [4.58, Tab. A1-2], folgt aus (4.23), dass die Zugspannungen in den Stahldrähten ca. dreimal größer als die Zugsspannungen in den Aluminiumdrähten sind, wodurch selbst ein bescheidener Stahlanteil im Seil von z. B. 11 % des Seilquerschnittes seine Zugfestigkeit um fast 25 % erhöht [4.22]. Temperaturverhalten Leiter dehnen sich nicht nur aus, wenn sie unter einer Zuglast stehen, sondern auch unter dem Einfluss der Temperatur. Für Einzeldrähte mit der ursprünglichen Länge L gilt für die Längenänderung ΔL: ΔL = α ΔT L Dabei ist α der lineare Wärmeausdehnungskoeffizient und ΔT die Temperaturdifferenz. Mit ähnlichen Überlegungen wie beim Elastizitätsmodul kann auch der Wärmeaus‐ dehnungskoeffizient von Al/ St-Seilen berechnet werden: α Al / St = α Al E Al E Al / St A Al A Al / St + α St E St E Al / St A St A Al / St Da bei Al/ St-Seilen die Ausdehnungskoeffizienten ein Verhältnis von 2 zu 1 (α Al = 23x10-6/ ℃ und α St = 11.5x10-6/ ℃) aufweisen, findet bei Temperaturänderung eine Lastumlagerung zwischen den Aluminium- und den Stahldrähten statt: Beim Temperaturanstieg verlagert sich die Belastung von Aluminium auf Stahl, während beim Temperaturrückgang das Gegenteil der Fall ist. In diesem Fall müssen die Alumi‐ niumdrähte eine größere mechanische Belastung ertragen [4.27], was in der Winterzeit 4.3 Leiterseile 183 <?page no="187"?> (4.26) kritisch sein kann, da dann das Leiterseil durch die herrschenden tiefen Temperaturen am höchsten belastet ist. Diese Lastumlagerung ist auch für die Untersuchung von Seilschwingungen von Bedeutung [4.25]. 4.3.3 Seildurchhang Die Form eines Seiles, das an zwei Punkten in gleicher Höhe über dem Boden aufgehängt wird und zwischen diesen Punkten einen Abstand L (Spannweite) aufweist und mit einer Streckenlast w aus seinem Eigengewicht plus evtl. einer Zusatzlast, wie einer Eislast, und einer Zuglast Z belastet ist, bildet eine Kurve, die in der Mathematik als Kettenlinie bezeichnet wird (Abb. 4.12) (engl. catenary von lat. catena: Kette). Diese wird - für die meisten Fälle - mit ausreichender Genauigkeit durch eine Parabel dargestellt. Abb. 4.12: Der Durchhang Die größte Durchbiegung der Seillinie tritt in der Mitte der Spannweite L auf und wird als maximaler Durchhang f max bezeichnet (Abb.-4.12). Es gilt: f max = wL 2 8Z Wie zu erwarten nimmt der Durchhang mit der Streckenlast w zu und mit der im Seil herrschenden Zugkraft Z ab. Zudem ist er proportional zum Quadrat der Spannweite L, d. h. bei einer Verdopplung der Spannweite vervierfacht sich der Durchhang, was bei 184 4 Freileitungstechnik <?page no="188"?> (4.27) (4.28) (4.29) (4.30) großen Spannweiten, z. B. bei Flusskreuzungen oder Talüberspannungen, ein wichtiger Faktor für die Bestimmung der Masthöhe ist. Unter der für fast alle Situationen im Leitungsbau geltenden Beziehung: w 2 L 2 48Z 2 ≪ 1 können mit ausreichender Genauigkeit sowohl die Seillänge S eines Spannfeldes als auch der Schlupf S - L, d. h. die Differenz zwischen Seillänge und Spannweite, berechnet werden: S = L + 8f 2 3L = L 1 + S 2 w 2 24H 2 S − L = 8f 2 3L Allerdings können mit diesen einfachen Formeln folgende Situationen nicht berück‐ sichtigt werden: ■ Lage und Länge der Isolatorketten ■ Höhenunterschiede der Seilaufhängepunkte ■ Unterschiedliche Spannweiten in einem Abspannabschnitt (das ist der Leitungs‐ abschnitt zwischen zwei Abspannmasten, s. Kap. 4.6.2) ■ Ungleiche Eislasten in den einzelnen Spannfeldern eines Abspannabschnitts Hierfür gibt es spezielle Berechnungsmethoden [4.22]. Obwohl dafür spezielle Computerprogramme eingesetzt werden, ist es instruktiv, die Durchhangsberechnung für die n Spanfelder des Abspannabschnittes, für eine einzelne, als ideelle Spannweite bezeichnet, durchzuführen [4.168, 4.169]. Deren Länge L id wird berechnet mit: L id = L 13 + L 23 + … + L n3 L 1 + L 2 + …L n Da der Zähler in (4.30) vom Kubus der einzelnen Spannfeldlängen abhängt, hängt der Wert der ideellen Spannweite stark vom längsten Spannfeld ab. Und da mit guter Näherung die Seilzugkraft in allen Spannfeldern annähernd konstant ist, kann nach der Berechnung des Durchhanges für das längste Spannfeld f max,i der Durchhang f i in jedem Spannfeld des Abspannabschnittes wie folgt berechnet werden: 4.3 Leiterseile 185 <?page no="189"?> (4.31) (4.32) f i = f max, i L i L max, i 2 Für Abstandsberechnungen ist es erforderlich, den Seildurchhang an einem beliebigen Punkt im Spannfeld zu bestimmen (Abb.-4.13). Das geschieht mit der Formel: f c = 4 L l L r L 2 f m Durch Einsetzen der Zahlenwerte aus Abb.-4.13 folgt: f c = 4 ⋅ 82,6 ⋅ 272,4 355 2 ⋅ 13,92 = 9,94m Abb. 4.13: Berechnung des Durchhangs an einem beliebigen Punkt im Spannfeld (Quelle Omexom) 186 4 Freileitungstechnik <?page no="190"?> (4.33) (4.34) 4.3.4 Zustandsgleichung Der Zustand eines Leiterseils ist durch seine Temperatur T und seine Zugkraft Z, bzw. seine Zugspannung σ, definiert, (Abb.-4.14). Abb. 4.14: Belastungs- und Temperaturzustände eines Leiterseils als Beispiel. Der Durchhang beim maximalen Stromfluss muss nicht immer der größte sein. Die Verknüpfung zwischen jeweils zwei Seilzuständen, Zustand „1“ und Zustand „2“, findet über die durch die Seiltemperatur und die Seilzugspannung bedingten Veränderungen ΔS Temp und ΔS Spng der Seillänge S in einem Spannfeld L statt: S 2 = S 1 + ΔS 1T emp + ΔS 1Spng = S 1 1 + α T 2 − T 1 1 + σ 2 − σ 1 E Durch Einsetzen von (4.28) in (4.33) bekommen wir die Zustandsgleichung : σ 22 σ 2 − σ 1 + E w 1 L 2 24A 2 σ 12 + Eα Τ 2 − Τ 1 = E w 2 L 2 24A 2 Oder in der geläufigeren Form mit der Seilzugkraft Z 2 als Unbekannte: 4.3 Leiterseile 187 <?page no="191"?> (4.35) Z 22 Z 2 − Z 1 + EA w 1 L 2 24H 12 + EAα Τ 2 − Τ 1 = EA w 2 L 2 24 In (4.34) und (4.35) bedeuten: σ 1 , σ 2 Seilzugspannung in Zustand „1“ bzw. „2“ Z 1 ,Z 2 Seilzugkraft in Zustand „1“ bzw. „2“ w 1 , w 2 Streckenlast des Seiles in Zustand „1“ bzw. „2“ T 1 , T 2 Seiltemperatur in Zustand „1“ bzw. „2“ L Spannweite (es kann auch die ideelle Spannweite nach (4.30) verwendet werden) A Querschnittsfläche des Seiles E Elastizitätsmodul des Seiles α Wärmeausdehnungskoeffizient des Seiles Ausgehend von der Seilzugspannung σ 1 bzw. von der Seilzugkraft Z 1 (Zustand «1»), z. B. beim Seilzug (Kap. 4.7.5) - in diesem Fall ist die herrschende Temperatur bekannt und das Seil wird nur durch sein Eigengewicht belastet - werden die Zugspannung bzw. die Zugkraft im Seil, σ 2 bzw. Z 2 für die in der Norm festgelegten kritischen Seilbelastungen (Zustand „2“) ermittelt. ■ Bei -20 °C ohne Eislast oder ■ bei -5 °C und Eislast nach 4.5.2/ DE.1 oder ■ bei -5 °C und Eislast mit Windlast nach 4.6.6.1/ DE.1 (100-%) oder ■ bei +5 °C mit Windlast nach 4.4.1/ DE.1 (50-%) darf nach [4.8, Abs. 6.2/ DE.1] in Deutschland an den Aufhängepunkten die mit dem Teilsicherheitsbeiwert γ C = 1,35 multiplizierte Zugkraft des Leiters einen Wert nicht überschreiten, der sich ergibt aus 95 % der rechnerischen Bruchkraft des Leiters geteilt durch den Material-Teilsicherheitsbeiwert γ M = 1,25. Dazu kommt als weiterer Zustand «2», der eingehalten werden muss, die Mittel‐ zugspannung (engl. EDS: Every Day Stress). Das ist die Horizontalkomponente der Leiterzugspannung, die bei der Jahresmitteltemperatur, in Deutschland bei +10 ℃, ohne Windlast [4.8, Abs. ).6.2/ DE.2] eingehalten werden muss, um die Schwingungs‐ anfälligkeit des Leiterseils zu reduzieren (Kap. 4.3.11). Zudem müssen die kleinste Leiterzugkraft und der dazugehörige Durchhang begrenzt werden (s. u. Beispiel), damit die erforderlichen Mindestabstände bei der höchsten zulässigen Seiltemperatur (oft 60 °C oder 80 °C) oder beim Zustand mit Eis bei -5 °C nicht unterschritten werden. In Tab.-4.5 sind die Bemessungsspannungen für gängige Leiterseile zusammengefasst. 188 4 Freileitungstechnik <?page no="192"?> Tab. 4.5: Mechanische Festwerte, zulässige Mittelzugspannungen für genormte Leiter [4.8, Tab. 9/ DE.1] Gleichung (4.35) ist eine kubische Gleichung, die mit der sogenannten Cardanischen Formel analytisch gelöst werden kann. Diese Aufgabe wird jedoch heutzutage mit Rechenprogrammen komfortabel erledigt, da, wie oben erwähnt, mehrere Zustands‐ kombinationen durchgerechnet werden müssen, bis feststeht, welche maßgebend für die Seildimensionierung ist. Bei üblichen Eis- und Windlasten werden, bei Einhaltung der Grenze für die Mittelzugspannung, sehr oft auch die anderen Kriterien erfüllt [4.7, S.-218]. 4.3 Leiterseile 189 <?page no="193"?> Beispiel [4.7, S.-484] Ein Al/ St-Seil AI 300/ 50 (A = 353,7 mm 2 , w = 12,115 N/ m, E = 77000 N/ mm 2 , α = 18,9 10 -6 K) ist bei 10 °C mit einer Seilzugspannung σ 1 = 50 N/ mm 2 verlegt, was in etwa der Mittelzugspannung entspricht (s. Tab. 4.4). Gesucht ist der Durchhang bei 60 °C in einem 390-m langen Spannfeld. Die Zugkraft beim Verlegen beträgt: H 1 = σ 1 A = 50 N/ mm 2 353,7·mm 2 = 17685 N. Durch Einsetzen in (4.13) folgt: H 22 H 2 − 17685 + 77000 ⋅ 353, 7 ⋅ (12, 115) 2 24 ⋅ 17685 2 ⋅ 390 2 + 77000 ⋅ 353, 7 ⋅ 18, 9 ⋅ 10 −9 60 − 10 = = 77000 ⋅ 353, 7 ⋅ (12, 115) 2 24 ⋅ 17685 2 ⋅ 390 2 Zusammenfassung liefert: H 22 H 2 + 89472 = 2555 ⋅ 10 10 Durch Iteration folgt: Z 2 = 15575 N und daraus σ 2 = 44 N/ mm 2 Mit (4.26) kann jetzt der Durchhang bei 60 °C berechnet werden: f = 12, 115 ⋅ 390 2 8 ⋅ 15575 = 14, 8m In (4.33) wird davon ausgegangen, dass sich das Seil linear elastisch verhält. Das ist eine recht gute Näherung, insbesondere für Leiter mit einer maximalen Betriebstempe‐ ratur von bis zu 60 ℃. Daher wird es als linear elastisches LE-Modell (Linear Elongation Model) bezeichnet. Leiterseile verhalten sich jedoch nicht rein elastisch. Sie dehnen sich unter einer Last aus, und wenn diese wieder auf null reduziert wird, kehren sie nicht zu ihrer ursprünglichen Länge zurück; d. h. die Leiterseile verhalten sich plastisch und ihre Spannungs-Dehnungs-Kurven sind nichtlinear (Abb. 4.8). Solche Kurven werden in Laborprüfungen ermittelt und in spezielle Rechenprogramme eingebaut, welche dann, nach dem sogenannten EPE-Model (Experimental Plastic Elongation Model), die Auflösung der Zustandsgleichung durchführen [4.29]. Dabei kann auch das Kriechen der Leiterseile (Abb. 4.9) durch eine äquivalente Temperaturerhöhung berücksichtigt werden [4.22, 4.26]. Die Situation wird komplizierter, wenn Al/ St-Seile bei erhöhten Temperaturen betrieben werden [4.28]. Mit steigender Temperatur verlagert sich die von den Alu‐ miniumdrähten getragene Zugspannung auf die Stahldrähte, da deren Wärmeausdeh‐ nungskoeffizient doppelt so hoch ist wie der des Stahlkerns (Kap. 4.3.2). Deswegen wird oberhalb einer bestimmten Leitertemperatur die von den Aluminiumdrähten getragene mechanische Belastung vollständig auf den Stahlkern übertragen; dies wird 190 4 Freileitungstechnik <?page no="194"?> (4.36) im sogenannten SPE-Modell (engl.: Simplified Plastic Elongation Model) berücksichtigt [4.29]. Die Durchhangs-Temperatur-Kurve verläuft ab dieser sogenannten Knickpunkt- Temperatur (engl. knee-point temperature), auch Transitionspunkt genannt [4.30], fla‐ cher, wodurch die Durchhangszunahme mit zunehmender Temperatur, wie in Abb. 4.8 dargestellt, reduziert wird. Die Knickpunkttemperatur T KP kann wie folgt berechnet werden: T K P = Z Al/ St E St A St α Al + α St + T i Dabei ist T i die Temperatur, die bei der Montage des Seiles geherrscht hat (Index i, engl.: initial) Abb. 4.15: Durchhangs-Temperatur-Kurve für ein 300 m langes Spannfeld mit einem Al/ St-Seil Cardinal (54/ 7) nach dem LE/ SPE (gestrichelt) bzw. dem EPE-Modell mit Knickpunkt (Transitionspunkt) [4.29] 4.3.5 Strombelastbarkeit Der Stromfluss durch ein Leiterseil erzeugt Wärme, welche das Seil erwärmt. Um eine Überhitzung und Beschädigung zu vermeiden, muss die sogenannte Stromtragfähigkeit des Leiterseiles ermittelt werden. Unter der Annahme, dass das Seil einen thermischen Gleichgewichtszustand unter der Einwirkung verschiedener Faktoren erreicht hat, d. h., dass seine Temperatur im Laufe der Zeit im Wesentlichen konstant ist (stationärer Zustand), gilt folgende Leistungsbilanz, welche in Abb.-4.16. schematisch dargestellt ist [4.31]: 4.3 Leiterseile 191 <?page no="195"?> (4.37) (4.38) P J + P S = P C + P R Abb. 4.16: Strombelastbarkeit eines Leiters: Die Sonne und der Strom erwärmen den Leiter, der Wind, die Abstrahlung und tiefe Umgebungstemperaturen kühlen ihn. Dabei bedeuten: Joule-Verluste Die Joule-Verluste pro Längeneinheit P J in einem Leiter sind dem Quadrat des Stromes I proportional: P J = R AC I 2 = k J R DC I 2 = k J 1 + α T m − 20 I 2 Sie werden hauptsächlich durch den Wechselstromwiderstand R AC verursacht, den das Leitermaterial den sich darin bewegenden Elektronen entgegensetzt. Dieser Wider‐ stand nimmt mit der mittleren Seiltemperatur T m zu, was sich intuitiv dadurch erklären lässt, dass mit steigender Temperatur auch die Amplitude der Schwingungen der Atome im Metallgitter des Leiters zunimmt, wodurch der Durchgang von Elektronen erschwert wird. Der Anstieg des Gleichstromwiderstands R DC mit der Temperatur beträgt etwa 4 % pro 10 ℃ Änderung der Leitertemperatur. Zudem steigt bei Wechsel‐ strom der Seilwiderstand R AC durch den Skin-Effekt, sowie bei Al/ St-Seilen durch die Wirbelstrom- und Magnetisierungsverluste im Stahlkern [4.13, 4.32]. In (4.38) werden diese Effekte im Faktor k J zusammengefasst, welcher selten Werte über 1,1 annimmt und α der Wärmeausdehnungskoeffizient des Leiters ist. 192 4 Freileitungstechnik <?page no="196"?> (4.39) Sonneneinstrahlung Die Sonneneinstrahlung pro Längeneinheit P S setzt sich zusammen aus der direkten Sonnenstrahlung, der diffusen Himmelsstrahlung und der vom Boden reflektierten Strahlung, dem sogenannten Albedo, und ist proportional zum Seildurchmesser und zur globalen Strahlungsintensität, für die in Mitteleuropa häufig ein Wert von 900 W/ m 2 verwendet wird. Konvektion Konvektion ist die Übertragung von Wärme in Richtung eines Temperaturgefälles aufgrund der Massenbewegung von Molekülen z. B. in Gasen. Der Wärmeübergang von einem Leiterseil an die umgebende Atmosphäre wird durch die konvektive Kühlung pro Längeneinheit P C quantifiziert, welche von der Wärmeleitfähigkeit der Luft und dem Temperaturunterschied 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 Strahlung 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 (Protonen und Elektronen) bestehen, führt ihre Bewegung zur Aussendung von elektromagnetischer Strahlung in Form von Photonen, die Energie von der Oberfläche des betreffenden Objekts, hier des Leiters, wegtragen. Bei blanken Freileitungen ist die Kühlung durch Abstrahlung P R in den meisten Fällen um den Faktor drei kleiner als die Konvektionskühlung. Zusammenfassend ergibt das Einsetzen von (4.38) in (4.37) den maximalen Strom I AC , den ein Leiter im thermischen Gleichgewicht bei der Seiltemperatur T m führen kann: I AC max = P C + P R − P S k J 1 + α T m − 20 Abb. 4.17 zeigt die starke Abhängigkeit der Strombelastbarkeit eines typischen Leiter‐ seils Al/ St 265/ 35 von der Windgeschwindigkeit und der Umgebungstemperatur. Dabei liegt die maximal zulässige Leitertemperatur in der Regel bei 80 ℃. Weiterführende Berechnungsbeispiele sind in [4.31] zu finden. 4.3 Leiterseile 193 <?page no="197"?> Abb. 4.17: Prozentuale Veränderung der Strombelastbarkeit I, abhängig von der Windgeschwindigkeit und der Umgebungstemperatur, beim Leiterseil Al/ St 265/ 35 [4.33]; I Nenn ist der Nennstrom (blauer Punkt) 4.3.6 Korona Korona ist eine Entladungserscheinung, die durch die Beschleunigung von Elektronen in einem inhomogenen elektrischen Feld, z. B. auf der Oberfläche von Leiterseilen oder auf spitzen Kanten von Armaturen, verursacht wird. Wenn die elektrische Feldstärke hoch genug ist, gewinnen die Elektronen ausreichend Energie, um neutrale Moleküle der Umgebungsluft zu ionisieren [4.34, 4.35]. Auf diese Weise entstehen neue freie Elektronen, die, weil sie demselben Feld ausgesetzt sind, weitere Luftmoleküle ionisieren, was zu sogenannten Teilentladungen in der Luft führt. Wetterbedingungen und der Luftdruck beeinflussen die Isolierfähigkeit der Luft. Korona-Effekte können bei ungünstigen Wettersituationen entstehen, z. B. bei Regen, Nebel und Nassschnee, wenn die Randfeldstärke am Leiterseil, den Klemmen, Schutz‐ armaturen oder Seilarmaturen, wie weiter oben beschrieben, einen gewissen Wert überschreitet. Leiter mit möglichst großen Seildurchmessern oder Leiterbündel mit 2, 3 oder 4 Teilleitern sowie entsprechend dimensionierte Armaturen reduzieren die Rand‐ feldstärke und damit diesen Effekt. Auch Beschädigungen der Seile bei Herstellung, Transport oder Montage (Kratzer, Schürfstellen) führen zur Erhöhung der Randfeld‐ stärke und können Ursachen für Störgeräusche sein. Deshalb hat eine unbeschädigte Oberfläche der Komponenten höchste Priorität. Seil- und Schutzarmaturen (Klemmen, Feldabstandhalter, Lichtbogenhörner etc.) liegen an der Betriebsspannung und müssen so ausgeführt sein, dass sie keine Kanten, Ecken oder andere Ungleichmäßigkeiten aufweisen, die zu einer höheren Randfeldstärke und damit Korona führen. Spitze Störstellen dürfen bei fachgerechter Produktion und Montage der Armaturen und Seile 194 4 Freileitungstechnik <?page no="198"?> (4.40) nicht auftreten. Auch Verschmutzungen an Seilen und Armaturen durch die Montage, Industrie und Verkehr können Ursachen für Korona sein. Wenn Isolatoren Ursache für Korona sind, kann eine entsprechende Beschichtung helfen [4.151]. Die Forderungen bei Seilen und Armaturen zur Reduzierung der Korona sind: Bei den Seilen ■ saubere glatte Oberfläche ■ großer Seildurchmesser ■ große Anzahl von Teilleitern ■ Umrüsten auf andere Beseilung (Prüfung der Maststatik) Bei den Armaturen ■ saubere glatte Oberfläche ■ große Rundungen ■ keine wegstehenden Splinte etc. Korona kann Folgendes verursachen: ■ Ozon (O 3 ) ■ UV-Strahlung ■ Korona-Verluste ■ hörbares Geräusch (AN: Audible Noise) ■ elektromagnetische Störungen (EMI: Electromagnetic Interference) ■ Funk- und Fernsehstörungen (RI: Radio Interference) Deswegen ist es gängige Praxis, die elektrische Feldstärke an der Leiteroberfläche auf 17 kV rms / cm zu begrenzen [4.7]. Diese sogenannten Korona-Einsatzfeldstärke E C kann mit ausreichender Genauigkeit nach der Formel von Peek berechnet werden [4.1, S.-654]: E C = mE 0 δ 1 + K δr Dabei bedeuten: E 0 = 31-kV/ cm: Durchschlagsfeldstärke der Luft in einem quasihomogenen Feld bei Nor‐ maldruck (760-mm Hg) und einer Umgebungstemperatur von T a =25 °C r: Seilradius in cm K = 0,308: empirischer Faktor δ: Temperatur- und Höhen(Druck-)korrekturfaktor m: Formfaktor 0,9 wegen Verseileffekt, 0,6 bei Regen 4.3 Leiterseile 195 <?page no="199"?> Wassertröpfchen an Leiterseilen können eine Ursache für das Entstehen von Korona sein (Abb. 4.18, links). Spezielle mechanische Oberflächenbehandlungen und Beschich‐ tungen neuer Leiterseile können in Regensituationen zur Geräuschreduzierung beitra‐ gen [4.152] (Abb.-4.18, rechts). Abb. 4.18: Korona-Versuche im Hochspannungslabor. Linke Seite oben und unten: unbehandeltes Seil; rechte Seite oben und unten: oberflächenbehandeltes Seil zur Reduzierung der Korona [4.152] 4.3.7 Bündelleiter Bei Spannungen über 220 kV würde der Leiterdurchmesser, der erforderlich ist, um den oben erwähnten Grenzwert der Feldstärke an der Leiteroberfläche nicht zu überschrei‐ ten, zu dicken Leiterseilen führen, die schwierig herzustellen und zu installieren sind. Würden beispielsweise Einzelleiter verwendet, hätten diese bei 380-kV-Freileitungen einen schwer realisierbaren Durchmesser von 4,7 cm [4.36]. Dies hat zur Entwicklung sogenannter Bündelleiter mit mehreren Teilleitern einer Phase geführt. Typische Bündelkonfigurationen sind Zweierbündel für 220 kV, Dreier- und Viererbündel für 380 kV, bei einem gängigen Abstand der Teilleiter von 400 mm. International werden bei Leitungen mit 765 kV und darüber Bündelleiter mit bis zu acht Teilleitern verwendet (Abb.-4.19). 196 4 Freileitungstechnik <?page no="200"?> Abb. 4.19: Sechser-Bündel mit schwingungsdämpfenden Abstandhaltern (s. Kap. 4.5.4) für eine 765-kV-Leitung in Südafrika (Quelle. U. Cosmai, PFISTERER) 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 elektrischen Feldstärke. Das ist in Abb. 4.20 anhand der Feldbilder und der Re‐ duktionsfaktoren der maximalen Feldintensität für verschiedene Bündelanordnungen dargestellt [4.37]. Abb. 4.20: Feldbilder und maximale elektrische Feldstärken E i von verschiedenen Bündelanordnungen Ein weiterer Vorteil von Bündelleitern besteht darin, dass sie den Wellenwiderstand der Leitung verringern, wodurch die natürliche Leistung (engl. SIL: Surge Impedance Loading) und somit die optimal übertragbare Leistung der Leitung steigt (Kap.-6.1.3). 4.3.8 Erdseile Hochspannungs-Freileitungen sind praktisch immer mit Erdseilen ausgestattet. Diese haben die Aufgabe, die Leiter vor direkten Blitzschlägen und somit vor Leitungsaus‐ fällen zu schützen. Zur Abführung der Blitzströme sind Erdseile an jedem Mast geerdet. 4.3 Leiterseile 197 <?page no="201"?> Abb. 4.21: Lichtwellenleitererdseil (Quelle: De An‐ geli Prodotti) In der Vergangenheit wurden häufig Erdseile mit geringer Leitfähigkeit, wie Stahllitzen oder Al/ St-Seile mit geringem Aluminiumanteil, verwendet. Zur Ablei‐ tung der heute höheren Erdschluss‐ ströme werden zunehmend Al/ St-Seile mit größeren Querschnitten verwendet. Sie tragen oft im Kern integrierte Licht‐ wellenleitern (LWL) (Abb. 4.21). Diese dienen der Kommunikations- und Infor‐ mationsübertragung und werden als LWL-Erdseile (engl. OPGW: Optical Ground Wire) bezeichnet [4.38]. LWL-Erdseile sind wegen ihrer Glasfaser relativ emp‐ findlich gegenüber mechanischen Beschädigungen und werden deswegen mit spezi‐ ellen Seilarmaturen befestigt [4.39-4.41]. 4.3.9 Hochtemperatur-Leiterseile Eine der erfolgreichsten und gleichzeitig relativ einfachen Methoden, um die Strom‐ übertragungskapazität einer bestehenden Leitung ohne umfangreiche Umbaumaßnah‐ men zu vergrößern, ist die Erhöhung der Stromstärke, die sie sicher übertragen kann. Bei unveränderter Beseilung hätte das eine entsprechende Erhöhung der Leitertem‐ peratur zur Folge, die die maximal zulässigen Werte übersteigen würde. In diesem Fall werden die Seile ausgetauscht und es kommen sogenannte Hochtemperatur- Leiterseilen (engl. HTLS: High Temperature Low Sag) zum Einsatz. Wie der Name schon sagt, sind dabei zwei Aspekte zu berücksichtigen: Erstens, dass herkömmliches hartgezogenes Aluminium bei Temperaturen über 100 ℃ rekristallisiert und mit der Zeit seine mechanische Festigkeit verliert, wie in Abb.-4.22 dargestellt [4.42]). Zweitens, dass die erhöhte Temperatur zu einem größeren Durchhang führt, der die erforderlichen Sicherheitsabstände verletzen könnte. In diesem Zusammenhang ist erwähnenswert, dass der Leiterdurchhang bei erhöhten Temperaturen durch einige zusätzliche Faktoren beeinflusst wird, die ihn ungünstig erhöhen [4.22]. Um diese Probleme zu lösen, wurden in den letzten Jahren verschiedene Arten von Hochtemperatur-Leiterseilen entwickelt [4.43, 4.44]. Sie sind in der Lage, kontinuier‐ lich mit Temperaturen von mindestens 150 ℃, in Notfällen (bis maximal 10 h pro Jahr) sogar bis zu 250 ℃ betrieben zu werden. Die wichtigsten sind in Abb. 4.23 dargestellt und ihre Eigenschaften werden im Folgenden kurz beschrieben. ACSS-Seile (Aluminium Conductor Steel-Supported, Abb. 4.23 oben links) 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 ℃ betrieben werden, da die Aluminiumdrähte vor der Verseilung im Werk warm 198 4 Freileitungstechnik <?page no="202"?> Abb. 4.22: Restfestigkeit von Aluminium in Abhängigkeit von der Temperatur und der Einwirkungsdauer geglüht werden, wodurch sie ihre mechanische Festigkeit verlieren und lediglich den Stromtransport übernehmen. Wenn ein ACSS-Seil im Betrieb erwärmt wird, dehnen sich die Aluminiumdrähte aus und verlagern ihre Last auf den Stahlkern. Ab diesem Moment verhält sich das Seil im Wesentlichen wie ein Stahlseil mit einer Aluminium- Zusatzlast, 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 trapezförmige Drähte (TW, engl.: trapezoidal wires) verwendet (Abb.-4.23 oben links). Abb. 4.23: Schematische Darstellung verschiedener Hochtemperaturleiterseile [4.43] 4.3 Leiterseile 199 <?page no="203"?> (Z)TACSR-Seile (Abb. 4.23 oben Mitte) haben den gleichen Aufbau wie herkömmli‐ che Al/ St-Seile, verwenden aber wärmebeständige Aluminiumdrähte, die als (Z)TAL bezeichnet werden. Das sind Drähte aus einer thermisch resistenten Zirkonium- Aluminium-Legierung, welche bis 210 ℃ ohne Festigkeitsverlust betrieben werden können. Allerdings haben diese Seile das gleiche thermische Ausdehnungsverhalten wie normale Al/ St-Seile, d. h., sie weisen große Durchhänge bei hohen Temperaturen aus, was bei der Ermittlung der erforderlichen Sicherheitsabstände berücksichtigt werden muss. Daher werden solche Seile vor allem bei Leitungsneubauten verwendet, die einen hohen Stromtransport erwarten und bei denen ein großer Durchhang bei der Leitungsplanung berücksichtigt werden kann. Das Problem des erhöhten Durchhangs lässt sich durch die Verwendung von (Z)TACIR-Seilen lösen (Abb. 4.23, oben rechts), welche anstelle der Stahllitzen von (Z)TACSR-Seilen verzinkte oder aluminiumbeschichtete Invar-Stahldrähte verwenden. Invar ist eine Eisen-Nickel-Legierung mit einem Wärmeausdehnungskoeffizienten von etwa einem Drittel desjenigen von Stahl. Diese Seile können mit geringem Durchhang bei Temperaturen von bis zu 210-℃ betrieben werden. G(Z)TACSR- oder Gap-Seile (Abb. 4.23, unten rechts) haben einen kleinen Spalt (engl. gap) zwischen dem Stahlkern und den benachbarten trapezförmigen Aluminiumdräh‐ ten, sodass das Seil nur über den Stahlkern gespannt werden kann, wodurch seine vorteilhaften mechanischen Eigenschaften über einen größeren Temperaturbereich genutzt werden können. Der Spalt ist mit hitzebeständigem Fett gefüllt, um die Reibung zwischen dem Stahlkern und den wärmebeständigen Aluminiumdrähten (TAl oder (Z)TAl) zu verringern und das Eindringen von Wasser zu verhindern. ACCR-Seile (Aluminium Conductor Composite Reinforced, Abb. 4.23, unten links) sind Hochtemperaturseile mit Drähten aus einer Zirkonium-Aluminium-Legierung und einem Kern aus Keramikfasern, eingebettet in eine Aluminiummatrix. Der 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- Durchhängen. ACCC-Seile (Aluminium Conductor Composite Core, Abb. 4.23 unten Mitte) besit‐ zen einen kohlenstoffverstärkten Hochtemperatur-Duroplastkern und trapezförmige warmgeglühte Aluminiumdrähte. Der Kern hat einen sehr niedrigen Wärmeausdeh‐ nungskoeffizienten, was dazu führt, dass deren Durchhang ab dem Knickpunkt (Abb. 4.8) unwesentlich steigt. Allerdings wird für diese Seile aufgrund des duroplas‐ tischen Harzes im Kerndraht eine maximale Dauerbetriebstemperatur von 180 ℃ empfohlen. In Abb. 4.24 [4.22] werden für ein Al/ St 400/ 70 Seil (Drake) die Durchhänge für die oben beschriebenen Ausführungen, in Abhängigkeit von der Seiltemperatur und bei einer Spannweite von 420-m, dargestellt und miteinander verglichen. 200 4 Freileitungstechnik <?page no="204"?> Abb. 4.24: Durchhang von Al/ St 400/ 70 (Drake) in verschiedenen Ausführungen bei 420 m Spannweite in Abhängigkeit von der Seiltemperatur [4.22] (Schwarz: ACSR, Blau: GTZACSR, Rot: ACCR, Magenta: ACCC, Grün: ACCC) Dabei ist zu beachten, dass der Einsatz von Hochtemperaturseilen bei Leitungslängen von ca. 80-100 km (Bereich «1» in Abb. 4.25) Vorteile bringt, denn dort kann ihre hohe thermische Belastbarkeit voll ausgenutzt werden. Im Bereich «2» dagegen begrenzt der übliche maximale Spannungsabfall von 5 % die höchstmögliche übertragbare Leistung P ü . Diese wird im Bereich «3» durch die erforderliche Stabilität der Übertragung, wofür in der Praxis ein Phasenwinkel zwischen Eingangs- und Ausgangsspannung der Leitung von 30° bis 36° angesetzt wird, bestimmt. Dieser Sachverhalt ist in Abb. 4.25 grafisch dargestellt, wobei die übertragbare Leistung P r im Verhältnis zur natürlichen Leistung der Leitung P nat (Kap. 6.1) gesetzt ist [4.166]. Bei einem Seiltausch auf einer Bestandsleitung und besonders wenn nur eine kleine Temperaturerhöhung erreicht werden soll, werden Hochtemperaturseile fallweise nicht über eine ganze Leitungslänge verlegt, sondern nur in jenen Abschnitten, in denen Bodenabstände oder Abstände zu Objekten mit anderen Seiltypen nicht ausrei‐ chend wären. Hochtemperaturseile werden üblicherweise so gewählt und verlegt, dass bei einem Seiltausch keine oder möglichst wenige Änderungen an der Leitung erforderlich werden (z.-B. Masterhöhungen). 4.3 Leiterseile 201 <?page no="205"?> Abb. 4.25: Übertragungsfähigkeit einer Freileitung 4.3.10 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 abhängig von der zulässigen Leiterseiltem‐ peratur übertragen kann, in Echtzeit zu bestimmen. Hierfür hat sich der Begriff „Monitoring“ eingebürgert. Die Systeme bestehen aus Geräten, die direkt oder indirekt die Temperatur bzw. den Durchhang des Leiters sowie die Umgebungsbedingungen (Temperatur, Sonneneinstrahlung, Wind) messen. Anhand dieser Messungen lässt sich dann die aktuelle Strombelastbarkeit des Leiters ermitteln. Dieses sogenannte dynamische Leitungsmonitoring (Dynamic Line Rating DLR) ermöglicht, eventuelle Reserven im Übertragungsnetz zu erkennen, und ist ein wichtiges Instrument für die Netzführung. Voraussetzung dafür ist die kontinuierliche und zuverlässige Übertra‐ gung der Messdaten von den Monitoringgeräten auf den Leitungen an die Leitstelle und deren Auswertung durch einen an die jeweilige Situation angepassten Algorithmus. Es gibt mehrere Arten von Monitoring-Systemen [4.45], welche nach folgenden Methoden arbeiten: 202 4 Freileitungstechnik <?page no="206"?> Abb. 4.26: Power-Donut am Leiterseil [4.45] Abb. 4.27: Kraftmessdosen (rot) für die Zugkraft‐ überwachung des Leiterseiles [4.45] Temperaturmessung Donut-Geräte, so genannt aufgrund ihrer Form, welche an Donut-Gebäck erinnert, waren die ersten Monitoring-Systeme, die eingesetzt wurden. Sie arbeiten mit Temperatursensoren und werden direkt auf den Leiter geklemmt (Abb. 4.26). Sie können gleichzeitig neben der Leiter‐ oberflächentemperatur auch den Strom messen und diese Daten zur Auswer‐ tung an eine Basisstation oder die Leit‐ stelle übertragen. Sie sind preiswert und leicht anzubringen, aber ihre relativ hohe Masse wirkt wie ein Kühlkörper und kann sowohl die Temperaturmes‐ sung als auch das Schwingungsverhalten des Leiterseiles beeinflussen. 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. 4.27). Aus der gemessenen Kraft kann der Durchhang des Leiterseiles er‐ mittelt und an die Leitstelle übertragen werden, um daraus die aktuelle Strombe‐ lastbarkeit des Leiterseiles und die noch bestehende Übertragungsreserve zu er‐ mitteln. Diese Monitoring-Systeme sind robust, weitgehend ausgereift und haben sich in zahlreichen Installationen weltweit bewährt. 4.3 Leiterseile 203 <?page no="207"?> Abb. 4.28: Überwachung durch Schwingungsana‐ lyse [4.45] Abb. 4.29: Schwingungsschäden an einer Trag‐ klemme (Quelle: PFISTERER) Schwingungsmessung In diesem Fall können mithilfe eines so‐ genannten Smart Monitors (Abb. 4.28) die Leiterzugspannung sowie der dazu‐ gehörige Durchhang - und daraus rück‐ wirkend die Leitertemperatur - durch die Erfassung der Schwingfrequenz von äo‐ lischen Schwingungen im bettreffenden Spannfeld abgeleitet werden (Kap. 4.3.1 1). Solche Monitore sind leicht, einfach zu installieren, autark (durch Energiege‐ winnung aus dem Leiter) und können auch die Messdaten übertragen. 4.3.11 Seilschwingungen Leiterseilschwingungen sind ein weit verbreitetes Phänomen und können bei unzu‐ reichender Dämpfung nicht nur die Seile selbst, sondern auch andere Leitungskompo‐ nenten z. T. schwer beschädigen (Abb. 4.29). Solche Schwingungen gehören zu den dynamischen Belastungen einer Freileitung, z. B. Belastungen durch Seilbruch, Kurz‐ schluss, Eisabwurf und seltener Erdbeben. Wir werden uns hier auf die sogenannten windangeregten Schwingungen konzentrieren, da sie am häufigsten vorkommen. Mit der breiten Einführung von Lei‐ terseilen auf Aluminiumbasis zu Beginn des 20. Jahrhunderts begannen windan‐ geregte Schwingungen diese oft zu be‐ schädigen, da sie wegen ihres geringeren Gewichts im Vergleich zu den zuvor verwendeten Kupferseilen zu Schwin‐ gungen neigten und darüber hinaus Aluminium aufgrund seiner metallogra‐ fischen Struktur anfälliger für Material‐ ermüdung ist. Es werden drei Haupttypen von wind‐ angeregten Schwingungen unterschie‐ den: äolische Schwingungen, Teilfeldschwingungen und Seiltanzen. Statistisch kommen auf einen Fall von Seiltanzen zehn Fälle von Teilfeldschwingungen und tausend Fälle von äolischen Schwingungen. 204 4 Freileitungstechnik <?page no="208"?> (4.41) Äolische Schwingungen Abb. 4.30: Kármánsche Wirbelstraße bei einem angeströmten Leiterseil, links: schematisch, rechts: im Windkanalversuch Die häufigste Art von windangeregten Leiterbewegungen sind die sogenannten äoli‐ schen Schwingungen, benannt nach Aeolus, dem Gott der Winde in der griechischen Mythologie. Sie werden durch mäßige, laminare Windströmungen mit einer Windge‐ schwindigkeit zwischen 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 von Kármán-Wirbeln erzeugt, wodurch an der Seiloberfläche Druck‐ schwankungen entstehen, die dann die auf das Seil wirkenden Auf- und Abwärtskräfte hervorrufen (Abb.-4.30). Die vorherrschende Schwingungsfrequenz - eigentlich handelt sich dabei immer um eine Schwebung mit mehreren Frequenzanteilen (Abb. 4.31) - kann mit der Strouhal-Formel berechnet werden: f S = S υ w d c Hierin ist υ w die Windgeschwindigkeit senkrecht zum Leiter [m/ s], d c der Leiterdurch‐ messer [m], und S ist die sogenannte Strouhal-Zahl, die für äolische Schwingungen einen dimensionslosen Wert von 0,2 annimmt. Die Seilschwingung beginnt, wenn sich die Strouhal-Frequenz einer Eigenfrequenz des Leiters annähert. Dabei tritt ein Lock-in- Effekt auf, d. h., die Frequenz der Wirbelablösung wird durch die Schwingung gesteuert, was dazu führt, dass diese aufrechterhalten bleibt, selbst wenn die Windgeschwin‐ digkeit im Bereich zwischen 0,9 und 1,3 der ursprünglichen Windgeschwindigkeit schwankt. 4.3 Leiterseile 205 <?page no="209"?> (4.42) (4.43) Abb. 4.31: Typisches Frequenzspektrum bei äolischen Seilschwingungen; die einzelnen Frequenzen konnten durch Fourier-Analyse gewonnen werden 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 [4.46-4.48]. Deren Lösung liefert die Form y(x,t) des schwingenden Leiter‐ seiles in Raum (x) und Zeit (t): y(x, t) = y max nπ xL sin(ωt) Die Ausbreitungsgeschwindigkeit der Welle beträgt: υ = Z m′ Und deren Frequenz: f = υ λ 206 4 Freileitungstechnik <?page no="210"?> (4.44) (4.45) (4.46) Mit: y max Schwingungsamplitude n Ordnung der Eigenschwingung λ Wellenlänge L Spannweite Z Zugkraft des Leiterseiles m’ Seilmasse pro Längeneinheit Durch Einsetzen von (4.42) in (4.43) und unter Berücksichtigung von n λ2 = L können mit (4.45) die Ordnungszahl der Eigenschwingung bei einer bestimmten Windgeschwindigkeit und mit (4.46) die dazugehörige Frequenz berechnet werden: n = 2Lf S m′ Z = 2LS υ d c m′ Z f n = n 2L Z m′ Schwingungsfrequenzen von üblichen Leiterseilen liegen zwischen ca. 10 und 40 Hz, die dazugehörigen Wellenlängen zwischen ca. 20 und 5-m. Beispiel Wir betrachten ein Al/ St-Seil 400/ 70 mm 2 (Codename «Drake», 26x4,44 mm Alumi‐ nium- und 7x3,47 mm Stahldrähten), mit einem Durchmesser d von 28 mm und einer Masse m’ von 1: 63 kg/ m) mit einer Zugkraft Z von 28-kN - das entspricht 20-% seiner Bruchlast von 140 kN (s. u. Zulässige Grenzwerte) - in einem L = 400 m langen Spannfeld. Mit den obigen Formeln folgt: Ausbreitungsgeschwindigkeit: υ = Z m′ = 28000N 1, 63kg/ m = 28000N 1, 63N / m 2 / s 2 = 131m/ s 4.3 Leiterseile 207 <?page no="211"?> Grundfrequenz: f n = n = 1 2L υ = 131m/ s 2 ⋅ 400m = 0, 164H z Da die Eigenschwingungen des Spannfeldes durch den Wind angeregt werden, muss die Schwingfrequenz mit der Strouhal-Frequenz übereinstimmen (4.41). Diese beträgt für eine Windgeschwindigkeit υ w = 1 m/ s: f S, 1m/ s = 0, 2 1m/ s 0, 028m ≈ 7H z Und für υ w = 5 m/ s: f S, 5m/ s = 0, 2 5m/ s 0, 028m ≈ 35H z Somit schwingt das Seil bei υ w = 1 m/ s in der 43. (= 7 Hz/ 0,164 Hz) und bei υ w = 5 m/ s in der 215. (= 35 Hz/ 0,164 Hz) Eigenschwingung. Die dazugehörigen Wellenlängen λ ergeben sich aus (4.20) zu 18,7 m bzw. 3,7 m. Bei einem schwingenden Leiterseil gilt, wie überall in der Natur, der Energieer‐ haltungssatz. Im Fachjargon verwendet man in diesem Fall den englischen Begriff Energy Balance Principle (EBP). Wenn ein Leiter zu schwingen beginnt, wird die Energie, die ihm durch den Wind zugeführt wird, die Schwingung verstärken und ihre Amplitude kontinuierlich erhöhen. Auf der anderen Seite wird im schwingenden Seil Energie vernichtet, und zwar durch die Reibung an den Berührungsstellen (rote Punkte in Abb. 4.32 links) der Seildrähte, wenn sie sich bei der Seilbiegung gegenseitig verschieben (Abb.-4.31 rechts) [4.49]. Abb. 4.32: Berührungsstellen der Einzeldrähte (linke Bildhälfte) bei gegenseitiger Verschiebung durch Biegebeanspruchung Die Schwingungsamplitude stellt sich so ein, dass die zugeführte Windeingangsenergie gleich der im Seil vernichteten Energie, der sogenannten Seileigendämpfung, ist, wie in Abb.-4.33 dargestellt [4.50]. 208 4 Freileitungstechnik <?page no="212"?> Abb. 4.33: Windeingangsleistung und Seileigendämpfung (in Watt) in Abhängigkeit des Verhältnisses Seilamplitude-A zu Seildurchmesser-D (Quelle: J.L. Lilien) Dabei steigt die Seileigendämpfung überproportional mit der Schwingfrequenz an (Abb. 4.34), da sich dann die Seilkurve immer mehr verbiegt, und nimmt mit steigender Zugspannung ab, da dann die Drahtverschiebung (Abb. 4.32 rechts), welche die Eigendämpfung verursacht, erst zu höheren Biegeamplituden ansetzt. Abb. 4.34: Eigendämpfung P Dä von einem Al/ St-Seil 560/ 60 (D = 28-mm) in Abhängigkeit von der Schwingfrequenz f mit der Zugspannung als Parameter; EDS: Mittelzugspannung (Quelle: [4.7]) 4.3 Leiterseile 209 <?page no="213"?> Es ist nachvollziehbar, dass das Gelände und insbesondere die Bodenbeschaffenheit die wichtigsten Faktoren für die Anregung von äolischen Schwingungen darstellen, denn diese beeinflussen maßgeblich die Luftströmung und deren Turbulenz. So ist z. B. die Luftströmung über eine flache Wüstenlandschaft laminar (Abb. 4.35 a) und damit günstiger für Leiterschwingungen, als wenn sie über ein bebautes Gebiet mit Bäumen und Gebäuden verläuft (Abb.-4.35-b). Zur Bewertung der Schwingungsintensität wurden vier Geländeka‐ tegorien mit zunehmender Turbulenzintensität eingeführt, Tab.-4.6 [4.51]. Abb. 4.35: Unterschiedliche Geländeverhältnisse beeinflussen die windangeregten Seilschwingungen Geländekategorie Beschreibung 1 Offen, flach, keine Bäume, keine Hindernisse, mit Schneedecke, nahe oder über große Wasserfläche, flache Wüste 2 Offen, flach, keine Hindernisse, kein Schnee; Ackerland ohne Hinder‐ nisse, Sommer 3 Offen, flach oder wellig mit wenigen Hindernissen, offenes Gras- oder Farmland mit wenigen Bäumen, Hecken, Prärie, Tundra 4 Gelände mit einigen Bäumen oder Gebäuden, Siedlungen, kleine Städte, Wald, Sträucher, kleine Felder mit Büschen, Bäume oder Hecken Tab. 4.6: Geländekategorien [4.51] Materialermüdung Die Bewegungen der Drähte im Leiterseil sind einerseits für die Schwingungsdämp‐ fung von Vorteil, da sie, wie oben erklärt, den größten Beitrag an der Eigendämpfung des Leiters liefert - ein geringerer Anteil stammt von der Materialdämpfung, der sogenannten Coulomb-Dämpfung, andererseits ist sie für die Beschädigung des Seiles durch die sogenannte Reibkorrosion (engl. fretting fatigue) verantwortlich [4.52]. Dies geschieht primär an Stellen, an denen das Seil mit der Hängeklemme (Kap. 4.5.1) in Berührung kommt, denn an dieser Stelle sind die statischen Biegespannungen in den Drähten am höchsten. Dazu kommen die Druckkräfte durch den Klemmdeckel, was 210 4 Freileitungstechnik <?page no="214"?> Abb. 4.37: VIBREC TM Schwingungsrecorder im Ein‐ satz (Quelle: PFISTERER) zu einem ungünstigen Spannungszustand in den Drähten führt. Versuche, welche die Dehnung eines Leiterseiles «Finch» (Al/ St 565/ 71) von der Herstellung bis zum Einbau in die Leitung registrierten, haben gezeigt, dass 36 % der zulässigen Gesamtdehnung für den Seilherstellungsprozess (s. o. Herstellung und Prüfung), 11 % für die Montage, 6,5 % für Seilzugkraft und Kriechen und 22 % für die statische Biegung in der Hänge‐ klemme «verbraucht» werden, womit für die schwingungsbedingte Wechselbiegung ein recht kleiner Anteil übrig bleibt. Wenn sich die Drähte durch die Seilschwingung verschieben (Abb. 4.32 b), wird deren Oberflächenmaterial abgeschliffen. Dabei entsteht Aluminiumoxid, eine harte, pulverförmige, schwarze Substanz, welche als Schleifmittel wirkt. Durch die Pressungen im Kontaktbereich der Drähte (Abb. 4.32 a), in Kombination mit den hohen statischen Biegespannungen, können Risse an der Drahtoberfläche entstehen (Pfeile in Abb. 4.36 links), welche sich über den Drahtquerschnitt ausbreiten, bis er versagt (Kreis in Abb.-4.35 links). Bei fortgesetzter Schwingung kommt es zu weiteren Drahtbrüchen, bis das gesamte Seil ausfällt (Abb. 4.36 rechts). Da Drahtbrüche überwiegend in den inneren Lagen des Leiters auftreten und sich im unteren Teil des Leiters in der Nähe der Klemmenöffnung konzentrieren, ist es schwierig, diese bei visuellen Inspektionen zu erkennen. Abb. 4.36: Drahtbruch (links) führt zu Leiterbruch (rechts) (Quelle: L. Cloutier) 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, Seil‐ schwingungen im Betrieb mit modernen Schwingungsrekordern zu überwachen (Abb. 4.37). Die meisten dieser Rekorder messen die Biegeamplitude Y b -in Abhän‐ gigkeit von der Schwingfrequenz und der entsprechenden Anzahl von Lastwech‐ seln. Moderne Geräte können über viele Monate hinweg autonom arbeiten und die 4.3 Leiterseile 211 <?page no="215"?> (4.47) (4.48) Messdaten speichern und an eine Basisstation drahtlos übermitteln. Das Konzept und die Auswertung von Schwingungsmessungen wird in [4.53-4.55] im Detail beschrieben. Da‐ bei wird die dynamische Biegespannung σ b am obersten Draht der Seilaußenlage (Abb.-4.38) durch die sogenannte Poffenberger-Swart Formel berechnet [4.153]: σ b = E a d a p 2 4 e −px − 1 + px Y b Dabei bedeuten: d a = Drahtdurchmesser in der Seilaußenlage (mm) E a = Elastizitätsmodul der Seildrähte der Außenlage (N/ mm 2 ) p 2 = Z/ EI (1/ mm 2 ), Parameter Z = Zugkraft im Seil (N) Y b = Amplitude Spitze-Spitze am Messpunkt (mm) EI min = Minimale Biegesteifigkeit des Seiles (Nmm 2 , Annahme: Die Seildrähte biegen sich jeweils um deren eigenen Achse. Für ein Al/ St-Seil folgt: EI min = n St E St πd St 4 64 + n Al E Al πd Al 4 64 Beispiel für «Drake» (s.-Beispiel S.-207): EI min, Drake = 7 ⋅ 210kN/ mm 2 3,14×3,47 4 64 mm 4 + 26 ⋅ 70 kN mm 2 3,14×4,44 4 64 mm 4 = 10469 + 34707kN mm 2 = 45,2 N m 2 x = Entfernung des Messsensors vom letzten Kontaktpunt zwischen Seil und Klemme (mm), (Abb.-4.37); üblicherweise 89-mm enstspr.-3-1/ 2 Zoll) Somit ergibt sich mit (…) für das oben gen. Seil bei einer max. zulässigen Biegeam‐ plitude Y b von 0,25 mm (4.47), eine Biegespannung von: σ b, Drake = 70000N/ mm 2 ⋅ 4,44mm ⋅ 0,00062mm −2 4 ⋅ e ‐0,025×89 ‐1+0, 025×89 ×0,25mm = 9, 0N/ mm 2 Die aus der gemessenen Biegeamplitude Y b errechnete Wechselbiegespannung σ b eignet sich primär für Vergleichszwecke, z. B. bei verschiedenen Klemmenkonstrukti‐ onen (Abb. 4.70) oder bei Veränderung der Seilzugkraft. Die in den Seildrähten reell 212 4 Freileitungstechnik <?page no="216"?> herrschenden Spannungen sind wesentlich komplexer und können mit einfachen Formeln nicht berechnet werden, da sich u. a. die Biegesteifigkeit EI des Seiles während des Biegevorganges nicht linear verändert [4.154]. Zulässige Grenzwerte Um die äolischen Schwingungen auf ein Niveau zu begrenzen, welches das Seil schadlos aushalten kann, mussten Grenzwerte festgelegt werden. Eine Möglichkeit besteht in der Begrenzung der Seilzugspannung. Langjährige Betriebserfahrungen haben nämlich gezeigt, dass wenn diese bei der Jahresmitteltemperatur, die in Deutschland in der Regel mit +10 °C angenommen werden kann, ohne Windlast die Horizontalkomponente der Leiterzugspannung die Mittelzugspannung nach Tabelle 4.5 nicht überschritten wird, die Schwingungsneigung der Seile massiv reduziert und ein Schaden praktisch ausgeschlossen ist [4.56]. Man spricht in diesem Fall von der Mittelzugspannung (engl. EDS Every Day Stress, Kap.-4.3.4). Alternativ kann man auch die Biegespannung σ b oder die Biegedehnung ε b (beides einfache Spitzenwerte) am Seilaufhängepunkt oder die Biegeamplitude (Spitze-Spitze) Y b in einer Distanz von 89 mm (entspr. 3 ½ Zoll) vom letzten Kontaktpunkt des Seiles mit dem Klemmkörper begrenzen (Abb.-4.38) zu: σ b - =-8,5 N/ mm 2 ε b - =-150 - 300 10 -6 m/ m Y b - =-0,2 - 0,3-mm Abb. 4.38: Bemessungsgrößen für Seilschwingungen [4.57] Es hat sich gezeigt, dass diese Grenzwerte in bestimmten Fällen, wie z. B. bei mono‐ metallischen Aldrey-Seilen, eher hoch sind und in der Praxis zu Seilschäden führen können. Aus diesem Grund hat die CIGRE 2005 neue Empfehlungen vorgeschlagen [4.51], welche sich auf H/ w, dem Verhältnis zwischen der horizontalen Zugkraft im Seil H (in N) - die von seiner axialen Zugkraft Z, minimal abweicht [4.22] - und seinem Gewicht pro Längeneinheit w (in N/ m) beziehen. Für ungedämpfte Einzelleiter beträgt der Grenzwert für H/ w = 1000, für Bündelleiter 2500. Beide Werte gelten als konservativ. 4.3 Leiterseile 213 <?page no="217"?> Abb. 4.39: Schematische Darstellung einer Teilfeldschwingung eines Zweier- (a) und eines Viererbün‐ dels (b) [4.57] Teilfeldschwingungen Teilfeldschwingungen (engl. subspan oscillations) können bei Bündelleitern auftreten und werden durch den Sog verursacht, der von den luvseitigen Leitern eines horizon‐ talen Bündels auf die leeseitigen erzeugt wird. Dabei bewegen sich die einzelnen Leiter des Bündels gegeneinander in zyklischen oder elliptischen Bahnen (Abb. 4.39). Teilfeldschwingungen treten zwischen zwei benachbarten Abstandhaltern bei Wind‐ geschwindigkeiten im Bereich von 8 m/ s bis 20 m/ s auf, und zwar in den meisten Fällen in der Grundschwingung [4.57]. Ihre Frequenzen liegen zwischen ca. 0,7 Hz und 2 Hz und ihre Amplituden sind oft hoch genug, um ein Zusammenschlagen der Teilleiter zu verursachen. Die Folgen sind Überdehnungen der Seildrähte sowie hohe Druckkräfte an den Abstandshaltern, was zu einer Beschädigung der Leiterseile und einer Lockerung der Schrauben der Halterklemmen führen kann [4.58]. Vertikale Zweierbündel sind weniger anfällig für Teilleiterschwingungen, wenn der Durchhang des unteren Teilleiters geringfügig größer gewählt wird als der des oberen. Der untere Teilleiter «hängt» damit ein wenig am oberen und dämpft das gesamte Bündel. Typische Werte für das Verhältnis a/ d des Bündelabstands a zum Teilleiterdurch‐ messer d liegen im Bereich von 10 bis 17, wobei Verhältnisse von 12 oder darunter als kritisch angesehen werden. Die Teilspannfelder, d.-h. die Distanz zwischen zwei Abstandshaltern, sollte 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 [4.59]. Auch die Verwendung von unterschiedlich langen Teilspannfeldern hat sich als wirksam gegen Teilfeldschwingungen erwiesen, wobei ein Verhältnis der Längen zweier benachbarter Teilfelder von etwa 0,85-0,9 eine gute Lösung ist [4.57]. Als probates Mittel gegen Teilfeldschwingungen hat sich der Einbau von schwingungsdämpfenden Feldabstandhaltern (engl. spacer damper) weltweit bewährt (Kap.-4.5.3). 214 4 Freileitungstechnik <?page no="218"?> Abb. 4.40: Galoppinggefährdete Freileitung; asym‐ metrischer Eisansatz (Bild im Bild) begünstigt Seil‐ tanzen Seiltanzen Seiltanzen (engl. galloping) ist eine Schwingungsform von Einzel- oder Bün‐ delleitern durch Windeinwirkung, wenn eine asymmetrische Anlagerung von Eis oder Nassschnee auf den Leitern vorhan‐ den ist, wie sie Abb. 4.40 zeigt. Von al‐ len windinduzierten Schwingungen ist das Seiltanzen die spektakulärste und kann kostspielige Schäden wie das Ver‐ sagen von Seilen und Armaturen, Be‐ schädigungen an Masten oder sogar den Einsturz ganzer Tragwerke verursachen. Das Phänomen zeichnet sich durch recht große Amplituden aus bis hin zum sta‐ tischen maximalen Seildurchhang und kann einige Stunden bis hin zu mehreren Tagen andauern. Wegen der Gefahr der Leiterberührung untereinander bzw. von einem Seilund/ oder Isolator-Versagen müssen die betroffenen Stromkreise abgeschaltet werden. Seiltanzen ist charakterisiert durch Frequenzen von 0,08 bis 3 Hz und Amplituden von der Größenordnung des statischen Durchhanges. Es tritt bei Windgeschwindig‐ keiten ab ca. 25 km/ h auf. Neben diversen Anti-Galloping-Vorrichtungen [4.57], insbesondere dem Einbau von Phasenabstandhaltern (Abb. 4.66), haben sich verschiedene Methoden zum Entfernen vom Eis von den Leiterseilen als Präventionsmaßnahme gegen Seiltanzen bewährt [4.60]. 4.4 Isolatoren Freileitungsisolatoren tragen die Leiterseile samt allen ihren mechanischen Belastun‐ gen und trennen und isolieren das Leiterpotenzial von den geerdeten Tragwerken der Freileitung. Zu diesem Zweck sind sie elektrisch so ausgelegt, dass sie sowohl der Betriebsspannung, möglichen Überspannungen, als auch dem elektrischen Leistungs‐ lichtbogen standhalten können. Mit 3 bis 8 % Anteil an den Gesamtkosten sind Isolatoren die Komponenten einer Leitung mit den niedrigsten Kosten, obwohl sie eine entscheidende Rolle für die Betriebssicherheit und die Zuverlässigkeit der Leitung spielen. Denn im Falle ihres elektrischen oder mechanischen Versagens hätte dies neben einem Stromausfall möglicherweise auch schwere Personen- und Sachschäden zur Folge. 4.4 Isolatoren 215 <?page no="219"?> 4.4.1 Klassifizierung Isolatoren können nach ihrem Material, ihrer Form, ihrer Funktion und ihrer Geometrie eingeteilt werden: Material Heutzutage werden drei Isolierstoffe verwendet: Porzellan, Glas und Silikonpolymer. Die ersten Freileitungsisolatoren bestanden aus Porzellan. Einige Jahrzehnte später folgte Glas und erst viele Jahre später (in den 1960er-Jahren) kamen Verbundisolatoren, auch nichtkeramische Isolatoren genannt (engl. NCI: non-ceramic insulators), zum Einsatz. An beiden Enden des Isolierkörpers sind sogenannte Endarmaturen angebracht, welche die auf den Leiter wirkenden mechanischen Belastungen wie Windund/ oder Eislasten auf den Isolator und von dort auf die Tragwerke der Leitung übertragen. Endarmaturen bestehen für alle Isolatorentypen 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 Übertragungsspannungen erforderlich waren. Aus diesem Grund wurden zu Beginn des 20. Jahrhunderts so‐ genannte Kappenisolatoren (engl. cap-and-pin isulators) aus Porzellan und ab den 1920er-Jahren aus Glas entwickelt. Glockenisolatoren werden weiterhin noch als Stützisolatoren für Nieder- und Mittelspannungsleitungen verwendet. Fortschritte in der Herstellungstechnologie von großen, einteiligen Porzellankör‐ pern ohne Lufteinschlüsse und Brennrisse haben um 1936 zu den sogenannten Langs‐ tabisolatoren (engl. longrod insulators) geführt. Diese gelten als durchschlagssicher, d. h., ein Durchschlag findet in der Luft, außerhalb des Isolierkörpers - als Überschlag bezeichnet - und nicht im Isolierkörper statt. Als konsequente Entwicklung der Langstabisolatoren aus Porzellan kamen um 1960 die ersten Verbundisolatoren (engl. composite insulators) zum Einsatz. Das sind Langstabisolatoren mit einem Kern aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) und einer Hülle aus einem polymeren Werkstoff, heute fast immer Silikonkautschuk (engl. silicon rubber) (Abb.-4.41). 216 4 Freileitungstechnik <?page no="220"?> Abb. 4.41: Historische Entwicklung von Freileitungsisolatoren (Quelle: PFISTERER Lapp) Funktion Die Funktion eines Isolators in einer Freileitung wird in erster Linie durch die maßgebenden mechanischen Belastungen, welche er aufnehmen muss, bestimmt. So werden Hänge- oder Abspannisolatoren (Abb. 4.42) auf Zug, Stützisolatoren (Abb. 4.43 links) auf Biegung und Druck und Isoliertraversen (Abb.-4.43, rechts) auf Zug sowie Knicken belastet. Abb. 4.42: Hängeisolator aus Glaskappen (linker Bildteil), Langstabisolatoren als Abspannkette (rechter Bildteil) (Quelle: U. Cosmai) 4.4 Isolatoren 217 <?page no="221"?> Abb. 4.43: Stützisolatoren (linker Bildteil) und Isoliertraverse (rechter Bildteil) (Quelle: PFISTERER) Geometrie Allen Isolatorentypen gemeinsam sind folgende geometrische Parameter (Abb.-4.44): 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 maßgebend für das Verhalten vom Isolator beim elektrischen Überschlag durch Überspannungen. 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 durch eine Fremdschicht. Abb. 4.44: Geometrie-Parameter eines Isolators 218 4 Freileitungstechnik <?page no="222"?> Abb. 4.45: Fremdschichtüberschlag Die vom verwendeten Isoliermaterial un‐ abhängige, i.-d.-R. mit Schirmen ausgestat‐ tete Form der Oberfläche des Isolators ist erforderlich, um die Funktionstüchtigkeit des Isolators bei Verschmutzung durch eine Fremdschicht (z. B. Salz in Meeres‐ nähe) zu gewährleisten. Denn dann kön‐ nen niederohmige Pfade (Kriechwege) ent‐ lang der Oberfläche des Isolators gebildet werden, welche zu einem Fremdschicht‐ überschlag führen können (Abb.-4.45). Der Leistungslichtbogen besteht aus den Licht‐ bogenfußpunkten, den Lichtbogenstielen und der Lichtbogenfahne. Die auftreten‐ den Temperaturen hängen von der Höhe des Fehlerstroms ab. Die höchsten Werte treten in den Fußpunkten mit bis zu 18000-K auf. Die Auslegung von Isolatoren im Hin‐ blick auf Verschmutzung findet nach IEC statt [4.61], welche als Vornorm DIN IEC 60815 [4.62] übernommen worden ist. In dieser Norm sind fünf Klassen des Standort‐ verschmutzungsgrades des Standortes (SPS: site pollution severity) qualitativ definiert: a - sehr leicht b - leicht c - mittel d - schwer e - sehr schwer Es ist zu beachten, dass diese Buchstabenzuordnung zu den Klassen nicht direkt der früheren Ziffernzuordnung in IEC 60815 (1986) entspricht. Typische Verschmutzungsumgebungen sind auch in der neuen Norm [4.61] angege‐ ben, wobei E2 einer leichten, E3 einer mittleren, E5 einer schweren und E7 einer sehr schweren Verschmutzung entspricht. Der in der vorangegangenen Ausgabe von [4.61] benutzte spezifische Kriechweg (SCD: specified creepage distance) beruhte auf der Systemspannung. Bei Wechselspan‐ nungssystemen ist das die Leiter-Leiter-Spannung. Der vereinheitlichte spezifische Kriechweg (USCD: unified specified creepage distance) in der neuen Ausgabe der Norm bezieht sich auf die Spannung über dem Isolator, d. h. bei Wechselspannungssystemen die Leiter-Erde-Spannung, und ist in der Norm definiert als der Kriechweg eines Isolators geteilt durch die höchste Spannung über dem Isolator U m / 3. Er wird im Allgemeinen in mm/ kV angegeben. Darin bedeutet U m die höchste Betriebsspannung. 4.4 Isolatoren 219 <?page no="223"?> Tab. 4.7 gibt die Zuordnung zwischen allgemein verwendeten Werten von SCD und USCD an. Darin sind die Werte für die verschiedenen Verschmutzungsklassen nach alter und neuer Norm fett markiert. Spezifischer Kriechweg (SCD) für Dreh‐ stromnetze (mm/ kV) USCD (mm/ kV) 12,7 22 14,4 25 16 27,7 16,17 28 20 34,7 20,21 35 25 43,3 25,4 44 31 53,7 31,75 55 38,7 67 Tab. 4.7: Korrespondenztabelle von SCD- und USCD-Werten für Wechselstrom Bei Gleichspannung wird die Bestimmung des erforderlichen Kriechweges durch mehrere Faktoren erschwert, da Gleichspannungsisolatoren ein ganz anderes Fremd‐ schichtverhalten aufweisen als Isolatoren für Wechselspannung. Dies ist hauptsächlich auf eine ungleichmäßige Akkumulation der Fremdschicht durch elektrostatische Ef‐ fekte auf der Isolatoroberfläche zurückzuführen, weswegen diese bei den gleichen Verschmutzungsbedingungen im Vergleich zu Wechselspannungsisolatoren einen hö‐ heren Kriechweg benötigen. Aus diesem Grund wurden früh Verbundisolatoren bei Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)-Leitungen eingesetzt [4.63], da sie bei schwerer Verschmutzung bis zu 30 % weniger Kriechweg benötigen als Porzellan oder Glasisolatoren [4.61]. Dies gilt allerdings nur für dauerhaft hydrophobe Isolatoren aus Silikon und nicht für mit Silikon beschichtete Isolatoren (engl. coating). Profil Im Laufe der Jahre wurden verschiedene Profile für die Oberfläche von Isolatoren 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 220 4 Freileitungstechnik <?page no="224"?> und Schlagweite, der sogenannte Kriechwegfaktor (engl. creepage factor), auf Werte zwischen 3,5 und 5,5 beschränkt. Oft liegt er bei 4. Abb. 4.46: Profile für verschiedene Isolatorentypen Profile mit Unterrippen (Abb. 4.46 a) sind in Gebieten mit sehr leichter bis mittlerer Verschmutzung wirksam. Aerodynamische oder offene Profile (Abb. 4.46 b) dagegen sind günstig in Gebieten mit schwerer Verschmutzung, da sie gute Selbstreinigungsei‐ genschaften besitzen. Die Verwendung von tiefen Unterrippen (Abb. 4.46 c) ermöglicht bei sehr schwerer Verschmutzung die dann erforderliche Verlängerung des Kriech‐ weges. Schließlich bietet ein unterschiedlicher Durchmesser aufeinanderfolgender, sogenannter Wechselschirme (Abb. 4.46 d), einen verlängerten Kriechweg sowie eine Verbesserung des Isolierverhaltens bei starkem Regen oder Vereisung. Weitere Hin‐ weise zu Profilen finden sich in den entsprechenden Abschnitten von [4.61]. Korrosion Ein weiteres Problem, das sich aus der Verschmutzung ergibt, ist die Korrosion der metallischen Anschlussarmaturen wie Pfannen und Klöppeln von Kappenisolatoren. Dadurch können diese so stark beschädigt werden, dass sie mechanisch versagen. Die dabei entstehenden Rostprodukte können durch Ausdehnung Risse in der Zemen‐ tierung oder im Dielektrikum des Isolierkörpers hervorrufen und seine elektrische Festigkeit reduzieren. Dies ist insbesondere bei Gleichspannung kritisch. Die Korrosionsbeständigkeit der Armaturen eines Isolators kann durch verstärkte Ver‐ zinkung verbessert werden, d. h. durch Erhöhung der Dicke der schützenden Zinkschicht 4.4 Isolatoren 221 <?page no="225"?> Abb. 4.47: Bemessung von Tragketten für den Last‐ fall D (Quelle: J. Seifert) von 85 μm auf 140 μm für sehr korrosionsgefährdete Gebiete wie an Küsten [4.64, 4.65]. Für HGÜ-Isolatoren ist die Verwendung einer sogenannten Opferzinkhülse unabdingbar [4.66]. 4.4.2 Bemessung Freileitungsisolatoren müssen verschiedenen Anforderungen genügen und entspre‐ chend dimensioniert werden. Das sind: ■ Mechanische Anforderungen (Gewicht, Wind, Zusatzlast), ■ elektrische Anforderungen (Isolationspegel), ■ Funkstörfestigkeit, Korona-Verhalten (EMV-Aspekte), ■ Verhalten unter Verschmutzung (Fremdschicht), ■ Leistungslichtbogenverhalten (Kurzschluss), ■ akustisches Geräuschverhalten (Windanregung), ■ Dauerhaftigkeit (Vandalismus, Korrosion, Alterung). Mechanische Bemessung Nach [4.8] gilt für Tragketten (Abb. 4.47) und Stützisolatoren als höchste Belas‐ tung die Resultierende aus: ■ Leitergewicht, Eislast, gleichzeitiger Windwirkung und ggf. der Resultieren‐ den aus den horizontalen Leiterzugkräf‐ ten (Lastfall D, Kap. 4.6.5); oder ■ Leitergewicht, Windeinwirkung und ggf. der Resultierenden aus den horizontalen Leiterzugkräften; oder ■ Leitergewicht, Eislast und Differenzkraft der horizontalen Leiterzugkräfte bei Aus‐ nahmebelastung. Die Resultierende R is auf die Hängekette beträgt mit (4.3) und (4.4): 222 4 Freileitungstechnik <?page no="226"?> (4.49) R is = nV c 2 + nQ c 2 = nL G w c + w c, i 2 + n 0, 5q ℎ G c C c d i L w cos 2 (ϑ 2 Und mit den Zahlenwerten vom Beispiel in 4.2.1: R is = 4 ⋅ 536m 10N/ m + 15N/ m 2 + 4 ⋅ 1.203 ⋅ 0,45+60/ 400 ⋅ 1,0 ⋅ 0,0224 ⋅ 350 2 = 53, 6kN 2 + 22, 8kN 2 = 58, 3kN Für Abspannketten dagegen gilt als höchste Belastung die größte Leiterzugkraft unter: ■ -20-℃ ohne Eislast ■ -5-℃ und Eislast nach 4.3.3/ DE.1 ■ -5-℃ und Eis- und Windlast nach 4.3.4/ DE.1 ■ +5-℃ mit Windlast nach 4.3.2/ DE.1 Die dazugehörige Zugspannung σ max im Leiter kann aus der Zustandsgleichung (4.13) berechnet werden, womit die Bemessungslast der Abspannkette berechnet werden kann: Z c = nσ max A Seil Die Teilsicherheitsbeiwerte für die Lasten sind einheitlich mit 1,35 anzusetzen. Zudem sollen die in Tab.-4.8 eingetragenen Material-Teilsicherheitsbeiwerte auf die jeweilige Nennkraft der Isolatoren angewendet werden. Art der Isolatoren Material-Teilsicherheitsbeiwert Kappenisolatoren 2,3 Langstabisolatoren 2,3 Verbundisolatoren 2,3 Stützisolatoren (Keramik und Verbund) 1,85 Tab. 4.8: Material-Teilsicherheitsbeiwerte für verschiedene Isolatortypen [4.8, Auszug aus Tab.-10/ DE.1] Elektrische Bemessung Für die elektrische Bemessung muss zunächst die Mindestschlagweite (Abb.4.44) bestimmt werden. Diese hängt von der Systemspannung (Leiter-Leiter) U m und den damit verbundenen Stehblitz- und Stehschaltstoßspannungen ab. In Tab. 4.8 sind typische Werte wiedergegeben. Anschließend muss verifiziert werden, dass die Mindestschlagweite die in EN 50341 geforderten Werte für D el (Tab. 4.9) nicht unter‐ 4.4 Isolatoren 223 <?page no="227"?> schreitet. Allerdings bestimmt insbesondere für HVDC der erforderliche Kriechweg entsprechend der Verschmutzungsklasse (s. Kap. 4.4.1) die Länge der Isolatorkette. 123 145 170 245 300 362 420 525 765 U m [kV] Stehblitzstoßspannung [kV] BIL=U d10 Stehschaltstoßspg. [kV] BSL=U d10 Mindestschlagweite D el [mm] 550 650 750 1050 1175 1300 1425 1550 1800 - - - (750) 850 950 1050 1175 1550 1000 1200 1300 1700 2100 2300 2800…3000 3300…3500 4900…5500 Tab. 4.9: Genormte Isolationspegel aus DIN EN 60072-1 (VDE-0111 Teil 1) 4.4.3 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 Hochspannungsfreileitun‐ gen zwei Typen herausgebildet: Kappenisolatoren und Langstabisolatoren (Abb. 4.48). Abb. 4.48: Kappenisolator (links) und Langstabisolator (rechts) aus Porzellan Während Kappenisolatoren weltweit eingesetzt werden, kommen Langstabisolatoren vor allem in Mitteleuropa sowie in der Arabischen Halbinsel und anderen Ländern mit starker Wüstenverschmutzung zum Einsatz. Sie besitzen vorteilhafte aerodynami‐ 224 4 Freileitungstechnik <?page no="228"?> sche Eigenschaften an ihren Schirmen, die eine Ansammlung von Schmutzpartikeln erschweren. Bei beiden Typen kann der Kriechweg durch einfaches Hinzufügen weiterer Einheiten bei den Kappenisolatoren und durch bauliche Verlängerung bei den Langstäben leicht an das Verschmutzungsregime angepasst werden. Kappenisolatoren behalten in vielen Fällen, im Gegensatz zu Langstabisolatoren, ihre Integrität, wenn eine Kappe zerbricht, z. B. durch Gewehrschuss oder durch einen Produktionsfehler. Zudem reagieren sie aufgrund ihrer Flexibilität weniger empfindlich auf Biegebelastungen, wie sie z. B. durch Lastumlagerung (z. B. durch den Bruch eines der beiden Kettenstränge) bei Doppelketten entstehen. Das kann bei Langstabisolatoren zu Problemen bis zum Versagen führen, wenn sie nicht durch spezielle Zusatzarmaturen ausgerüstet werden [4.67]. 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 [4.68] genormt. Porzellanisolatoren werden aus Quarzporzellan C-110 für Isolatoren mit geringer Festigkeit oder aus Aluminiumoxidporzellan C-120 oder C-130 für Isolatoren mit hoher Festigkeit hergestellt [4.69, 4.70]. Die Herstellung von Porzellanisolatoren ist ein komplexer Prozess, welcher über einen langen Zeitraum hinweg kontinuierlich weiterentwickelt worden ist. Er beruht auf umfangreichem herstellerspezifischem Know-how und erfordert in allen Phasen eine strenge Qualitätskontrolle, um einen porositätsarmen und damit mechanisch festen Porzellankörper zu erhalten. Auch der Glasurprozess ist von großer Bedeutung, da die Glasur nicht nur eine glatte und leicht abwaschbare Oberfläche bildet, sondern diese auch versiegelt und damit die Entstehung von Rissen durch Oberflächenfehler praktisch ausschließt. Die Endarmaturen von Porzellanisolatoren sind umfassend genormt [4.71, 4.72], sodass sie einfach, heutzutage oft durch Verbundisolatoren, ausgetauscht werden können. Bei Kappenisolatoren kommen vermehrt Klöppel-Pfanne-Verbindungen zum Einsatz, bei Langstabisolatoren sind es in der Regel Gabel-Lasche-Armaturen. 4.4 Isolatoren 225 <?page no="229"?> Abb. 4.49: Kappenisolator aus Glas (Quelle: Mac‐ Lean Power Systems) 4.4.4 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 höchs‐ ten Spannungen eingesetzt. Sie sind praktisch immer als Kappenisolatoren geformt (Abb.-4.49). Wie bei den Kappenisolatoren aus Porzellan können die Schlagweite und der Kriechweg von Glaskappenisolatoren durch einfaches Hinzufügen weiterer Einheiten den Anforderungen angepasst werden. Außerdem sind sie aufgrund ihrer Flexibilität in den „gelenkigen“ Klöppel-Pfanne-Anschlüssen unempfindlich gegenüber Biegebe‐ lastungen und behalten i. d. R. ihre mechanische Unversehrtheit bei, wenn eine Kappe zerbricht. Dies ist einerseits ein Vorteil für die leichte Erkennbarkeit bei Inspektionen und andererseits leider in manchen Ländern ein Anziehungspunkt für Schießsportler, die sich an dem explosionsartigen Zerschmettern der gehärteten Glasschale erfreuen. Ihr Herstellungsprozess ist energieintensiv, und es gibt unter den Herstellern erhebli‐ che Unterschiede in Bezug auf die Qualität des Rohmaterials, seine Zusammensetzung und Verarbeitung. Insbesondere das Vorspannen des Glases stellt ein Know-howintensives Verfahren dar. Die Rohstoffe für das Glasdielektrikum bestehen aus ca. 57 % Kieselsäure (Silizium‐ dioxid, das in der Natur als Quarz vorkommt), ca. 9 % Kalkstein, ca. 14 % Soda, ca. 4 % Feldspat, ca. 11 % Dolomit und ca. 6 % anderen Mineralsalzen. Etwa 1/ 3 der Masse besteht aus Glasscherben, die während des Produktionsprozesses zerbrochen sind oder bei der Inspektion aussortiert wurden und zur Stabilität und Konsistenz des Herstellungsprozesses beitragen [4.73]. Die Anschlüsse von Glasisolatoren - im Wesentlichen Kappen und Klöppel - sind denen von Porzellankappenisolatoren sehr ähnlich. Es handelt sich in der Regel um Schmiedeteile aus Stahl, da mit diesem Verfahren eine höhere duktile Festigkeit als durch Gießen erreicht werden kann. Sie werden zum Schutz vor Korrosion ähnlich wie die Endarmaturen von Porzellankappenisolatoren feuerverzinkt. 226 4 Freileitungstechnik <?page no="230"?> 4.4.5 Verbundisolatoren Bereits in den 1960er-Jahren wurden in Deutschland Verbundisolatoren entwickelt und in Hochspannungsfreileitungen für erste Feldversuche eingesetzt [4.74]. In den frühen 1970er-Jahren brachten Hersteller aus Deutschland, Frankreich, Großbritannien, den USA und der Schweiz die erste Generation kommerzieller Verbundisolatoren für Freileitungen auf den Markt. Sie kamen in den 1980er-Jahren in den allgemeinen Gebrauch und machen heute etwa 40 % des weltweiten Isolatorenmarktes aus. Seitdem ist die Zahl der installierten Verbundisolatoren exponentiell gestiegen und liegt heute bei mehr als 20 Millionen Einheiten für Wechselstromleitungen [4.75]. Darüber hinaus sind mehr als 100.000 Einheiten in HGÜ-Leitungen installiert - wegen o. g. Vorteilen bei der Verschmutzung (Kap.-4.4.1) [4.63]. Diese außergewöhnliche und für viele unerwartete Entwicklung wurde durch folgende vorteilhafte Eigenschaften der Verbundisolatoren ermöglicht: ■ Seit fast 60 Jahren (1964) sind Millionen Einheiten mit sehr guten Betriebserfah‐ rungen im Einsatz. Wie diverse CIGRE und IEEE-Untersuchungen gezeigt haben, weisen sie sehr niedrige Ausfallraten auf, die mit denen von Porzellan und Glas vergleichbar sind [4.75-4.78], ■ hydrophobe Eigenschaften der Schirmhülle, welche auch auf die Fremdschicht (Verschmutzung) übertragen werden und die Betriebseigenschaften unter Ver‐ schmutzungsbedingungen verbessern, ■ geringes Gewicht (z.-B. 10-% vom Gewicht einer 380-kV-Porzellankette), ■ leichte Anpassung der Schlagweite an die Isolationskoordination und des Kriech‐ weges an die Verschmutzungsklasse der Umgebung durch die einfache Einstellung der Geometrie des Isolators, wie seine Länge sowie die Form und Anzahl der Schirme, ■ weitgehend unempfindlich gegen Vandalismus (Schusswaffen) sowie gegen Bie‐ gebeanspruchung (Lastumlagerung), ■ die Erstellung zahlreicher internationaler Normen basierend auf einem beachtli‐ chen Forschungsaufwand von Herstellern, Betreibern und Lehranstalten, ■ mit der zunehmenden Verbreitung von Höchstspannungsleitungen bis zu 1.200 kV AC und 1.000 kV DC bieten Verbundisolatoren mit Einzellängen von 10 m und mehr und einer Nennlast bis zu 1.000 kN erhebliche Kosteneinsparungen gegenüber Porzellan- oder Glasisolatoren, ■ den zunehmenden Umweltbedenken der Öffentlichkeit gegen den Bau neuer Lei‐ tungen kann oft durch sogenannte Kompaktleitungen begegnet werden (S. 237 ff.), welche optisch weniger auffallen; solche Leitungen sind erst durch die Verwen‐ dung von Verbundisolatoren realisierbar geworden [4.79] und ■ durch hohe Stückzahlen (economies of scale) und automatisierter industrieller Pro‐ duktion sind deren Preise kontinuierlich gefallen bei gleichzeitiger Verbesserung der Qualität. Den prinzipiellen Aufbau eines modernen Verbundisolators zeigt Abb.-4.50. 4.4 Isolatoren 227 <?page no="231"?> Abb. 4.50: Aufbau eines Verbundisolators GFK-Stab Das Herzstück eines Verbundisolators ist der GFK-Stab (GFK: Glasfaserverstärkter Kunststoff). Er besteht aus Tausenden von Glasfasern (∅ 10-30 μm), die in eine Epoxidharzmatrix eingebettet sind. Ein Glasgehalt von 60 bis 70 Gewichts-% ermöglicht eine hohe axiale Zugfestigkeit des Stabes von etwa 1.000 N/ mm 2 . Andererseits ist der GFK-Stab, als sogenanntes orthotropes Material, senkrecht zu den Fasern mechanisch schwach. Dies muss bei der Auslegung und Anbringung der Metallarmaturen berück‐ sichtigt werden. GFK-Stäbe werden im sogenannten Pultrusionsverfahren, [4.80], mit Durchmessern von bis zu 300 mm und Längen gut über 10 m hergestellt. Die Glasfasern, die in den GFK-Stäben moderner Isolatoren verwendet werden, bestehen in den meisten Fällen aus sogenanntem E-CR-Glas (E-CR: E-Glass Corrosion Resistant). Dabei handelt es sich um ein säurebeständiges Glas, das kein Bor enthält und das früher verwendete E-Glas ersetzt, um sogenannte Sprödbrüche (engl. brittle fracture) zu vermeiden, die bei den frühen Verbundisolatoren gelegentlich vorkamen [4.80]. Der Abdichtung der Endarmatur kommt eine entscheidende Bedeutung für die langjährige Zuverlässigkeit und Betriebssicherheit von Verbundisolatoren zu. Denn sollte durch eine schlechte oder fehlerhafte Abdichtung Wasser und insbesondere saurer Regen bis zum sogenannten Tripel-Punkt des Isolators, d. h. an den Punkt vordringen, wo sich der GFK-Stab, der Silikonmantel und die Metallarmatur treffen, könnte durch Teilentladungen Oxal-Säure entstehen, welche bei minderwertigem GFK- Stab-Material zu einem Sprödbruch führen würde. 228 4 Freileitungstechnik <?page no="232"?> Endarmaturen Für Langstabverbundisolatoren werden in der Regel geschmiedete Armaturen aus Stahl, seltener aus hochfester Aluminiumlegierung verwendet; sie werden auf den GFK-Stab hydraulisch verpresst. Das ist ein einfach aussehender, aber recht komplexer mechanischer Vorgang, welcher in [4.81] umfassend untersucht worden ist. Um die Austauschbarkeit von Verbundisolatoren mit Porzellan- und Glasisolatoren zu gewährleisten, orientieren sich deren Anschlussmaße an den Normen für konventio‐ nelle Isolatoren. Typische Endarmaturen sind in Abb. 4.51 dargestellt [4.82]. Sie sind feuerverzinkt mit einer typischen Zinkschichtdicke von 85 μm. Abb. 4.51: Endarmaturen von Verbundisolatoren Schirmhülle Die Schirmhülle eines Verbundisolators hat die doppelte Aufgabe, den GFK-Stab zu schützen, der, wenn er nicht vor ultravioletter Strahlung (UV) und Verschmutzung geschützt ist, spröde wird, aber auch die erforderliche Kriechstrecke zu gewährleisten, um Fremdschichtüberschläge zu vermeiden. Dies ist der Grund, warum die Schirmhülle von Polymerisolatoren die aus Porzellanlangstabisolatoren bekannten Schirmformen nachahmen. Bei Verbundisolatoren wurden seit den Anfängen dieser Technologie verschiedene Polymere wie Ethylen-Propylen-Dien-Monomer (EPDM), Ethylen-Propylen-Monomer (EPM), Flüssigsilikonkautschuk (LSR), raumtemperaturvulkanisierter (RTV) und hoch‐ temperaturvulkanisierter (HTV) Silikonkautschuk (SR), aber auch Polytetrafluorethy‐ len (PTFE, oft Teflon genannt) verwendet. Inzwischen ist HTV-Silikon, aufgrund seiner überlegenen Eigenschaften und positiven Betriebserfahrungen, das Material der Wahl für Verbundisolatoren. Eigenschaften von Silikonpolymer Die Hauptbestandteile von Silikonpolymer sind: ■ Basispolymer, ■ Füllstoffe (Kieselsäure, Quarzmehl), 4.4 Isolatoren 229 <?page no="233"?> ■ Vulkanisiermittel (Peroxide, H-Siloxan), ■ Katalysatoren (Platinverbindungen, Zinnverbindungen), ■ Zusatzstoffe (Klebstoffe, Weichmacher, Pigmente), ■ Aluminiumtrihydrat (ATH), d.-h. Al2O3. Das Basispolymer ist ein dreidimensional vernetztes Polydimethylsiloxan (PDMS). Zur Verbesserung seiner mechanischen Eigenschaften wird Kieselsäure eingearbeitet. Die Kriech- und Erosionseigenschaften werden durch Zugabe von Aluminiumtrihyd‐ rat (ATH) verbessert. Die Grundstruktur eines Silikonpolymers besteht aus einer anorganischen Hauptkette aus Si-O-Bindungen, bei der jedes Silikonatom an zwei Methylgruppen gebunden ist (Abb.-4.52), [4.155]. Abb. 4.52: Chemische Struktur von Polydimethylsiloxan (PDMS), n ist die Anzahl der sich wiederholen‐ den Methylgruppen [4.155] Diese Struktur erklärt einige der bemerkenswerten chemischen und physikalischen Eigenschaften des Silikonpolymers. Seine hohe Flexibilität, auch bei niedrigen Tem‐ peraturen, ist eine Folge der geringen intermolekularen Bindungskräfte. Es weist auch eine gute thermische Stabilität und eine ausgezeichnete Beständigkeit gegen Ozon, Korona-Entladung und Feuchtigkeit auf. Aber sein wesentlicher Vorteil gegen‐ über den klassischen Isolierstoffen Porzellan und Glas ist seine Hydrophobie (aus griechisch: Hydor: Wasser und Phobos: Angst) (Abb. 4.53). Diese entsteht durch die niedrige Oberflächenspannung vom PDMS und führt dazu, dass Wassertropfen auf der Silikonoberfläche ihre quasi runde Form behalten und die Oberfläche nicht benässen, was kombiniert mit einer eventuell vorhandenen Fremdschicht, zu leitfähigen Pfaden entlang der Oberfläche und letztlich zum Überschlag führen würde (Abb. 4.45). Zudem erlaubt das Diffundieren von niedermolekularen Siloxanen an die Oberfläche, welche die dort vorhandenen Schmutzpartikel umschlingen, dass auch die Fremdschicht hydrophob wird, (Abb.-4.54); das nennt man Hydrophobietransfer. 230 4 Freileitungstechnik <?page no="234"?> Abb. 4.53: Hydrophobe Oberfläche von Silikon (links) vs. hydrophile Oberfläche von Porzellan und Glas (rechts) Abb. 4.54: Hydrophobietransfer Da bei starker Verschmutzung die Hydrophobie der Silikonschirme vorübergehend verloren gehen kann, können Oberflächenentladungen auftreten, welche Tracking und Erosion des Silikonmaterials verursachen würden. Um dies zu vermeiden, ist eine Beimischung von ATH-Füllstoff von höher als 50 Gew.-% erforderlich. Es ist jedoch anzumerken, dass die alleinige Zugabe einer bestimmten Menge ATH nicht per se ausreicht. Vielmehr muss das gesamte System (Polymer, Füllstoffe, Behandlung der Füllstoffe usw.) in ausgewogener Weise optimiert werden [4.156]. Herstellung der Schirmhülle Traditionelle Verfahren zur Verarbeitung vom Silikonpolymer für die Schirmhülle des Isolators sind Formpressen, Spritzpressen und Spritzgießen. Letztere ist die am weitesten entwickelte Methode und wird von der Mehrzahl der etablierten Hersteller von Verbundiso‐ 4.4 Isolatoren 231 <?page no="235"?> Abb. 4.55: Vorteile vom modula‐ ren Verfahren: unterschiedliche Kriechlängen bei gegebener An‐ schlusslänge latoren verwendet, ist jedoch anspruchsvoll und erfordert neben erheblichen Investitionen in Produktionsmaschinen und Formenbau, Prozess-Know-how auf hohem Niveau, denn bei Arbeitsdrücken von bis zu 1500 bar und Temperaturen von bis zu 200 °C gibt es eine ganze Reihe von Herausforderungen, um ein hohlraumfreie Schirmhülle zu produzieren, welche mit dem GFK-Stab dauerhaft verbunden ist. Spritzgießen eignet sich auch für einen hohen Automatisierungsgrad, wodurch menschliche Fehler minimiert werden, z.-B. beim ACIM-Verfahren (Automated Continuous Injection Molding) [4.80]. Eine einfachere, aber gut entwickelte Alternative ist das modulare Verfahren. Bei diesem Verfahren wird zunächst ein Silikonmantel mit einer Mindestdicke von 3 mm auf dem GFK-Stab extrudiert, worauf die einzelnen HTV-SR-Schirme, die separat durch Form‐ pressen hergestellt werden, platziert und mithilfe eines speziellen Silikonklebstoffs auf RTV-Basis vulkanisiert werden. Das modulare Verfahren bietet ein hohes Maß an Flexibilität hinsichtlich der erforderlichen Kriech‐ länge bei gegebener Anschlusslänge (Abb.-4.55) [4.80], allerdings um den Preis einer zusätzlichen Grenzfläche zwischen den Schirmen und dem Mantel des GFK- Stabes, welche bei unsachgemäßer Herstellung zu Pro‐ blemen während des Betriebs führen kann. Ein wichtiges gemeinsames Merkmal des HTV- Spritzgießens und des modularen Verfahrens ist die Schnittstelle zwischen dem Silikon und dem GFK-Stab. Diese muss absolut dicht sein, da jegliches Eindringen von Feuchtigkeit über Lufteinschlüsse an der Grenzflä‐ che zu Teilentladungen und schließlich zum katastrophalen Versagen des Isolators durch einen sogenannten «flushunder» führen kann. Erfahrene Hersteller verwenden automatisierte Sprüh- und Erkennungstechniken für die Grundierung des GFK-Stabes, die ein nahtloses und dauerhaftes Auftragen des Silikonhülle auf diesen gewährleistet. Prüfung von Verbundlangstabisolatoren Die meisten Verbundisolatoren für Hochspannungsfreileitungen sind in Hänge- oder Abspannketten eingebaut und primär auf Zug belastet und werden als Verbundlangsta‐ bisolatoren bezeichnet (engl.: composite longrods). Sie haben typische GFK-Stabdurch‐ messer zwischen 16 und 32 mm. Ihr wichtigster mechanischer Kennwert ist die vorgeschriebene mechanische Last, auch Nennlast genannt (SML: specified mechanical load), definiert als die Belastung, die der Isolator in einem 1-minütigen Zugversuch nach einer 96-stündigen Prüfung bei 70 % der Nennlast aushalten muss; sie wird in einem Typentest ermittelt. Darüber hinaus muss jeder Isolator eine Routineprüfung bei der sogenannten Prüflast (RML: routine test load) bestehen, die 50 % der SML entspricht. Ein dritter wichtiger mechanischer Parameter ist die Schadensgrenzlast 232 4 Freileitungstechnik <?page no="236"?> (4.50) (DLL: damage limit load). Dies ist der Schwellenwert für die Zugbelastung, unterhalb dessen kaum Fasern versagen, wenn die Belastung dauerhaft auf den Isolator einwirkt. Die DLL hochwertiger Isolatoren kann mit bis zu 60 % der mittleren Bruchlast M avg angenommen werden. Das Last-Zeit-Verhalten eines Verbundlangstabisolators wurde in [4.83] beschrieben und ist in Abb.-4.56 dargestellt [4.84]. ■ Gebräuchliche Kraftklassen sind: ■ Hängeisolatoren: 120-kN und 160-kN, ■ Abspannisolatoren: 210 und 300-kN. Für die Bestimmung der Tragfähigkeit F max eines Verbund-Langstabisolators kann folgende Formel verwendet werden: F max = 2πrlτ max Dabei sind r der Durchmesser des GFK-Stabes, l die Presslänge der Armatur und τ max die Scherfestigkeit des GFK-Stabs, welche bei ca. 50 N/ mm liegt. Abb. 4.56: Last-Zeit-Kurve für Verbundisolatoren nach [4.84] Für einen typischen Isolator mit r = 9,285 mm und l = 50 mm ergibt sich mit (4.23) eine theoretische Tragfähigkeit F max = 155 kN, was gut mit dem [4.81] gemessenen Wert von 148 kN übereinstimmt; dabei handelt es sich hier um das Abziehen der Armatur aus dem GFK-Stab. Das ist die präferenzierte Versagensart von Langstab-Verbundisolatoren, 4.4 Isolatoren 233 <?page no="237"?> nicht der glatte Stab- oder „Besen“-Bruch, da Letztere auf eine Vorschädigung bzw. eine mangelhafte Verpressung hinweisen (Abb.-4.57). Abb. 4.57: Bruchverhalten von Langstabverbundisolatoren bei der Zugprüfung, oben: korrekt, Mitte: zu wenig, unten: zu viel verpresst [4.81] Verbundstützisolatoren Verbund-Stützisolatoren (engl.: composite line posts) werden überwiegend senkrecht zu ihrer Achse belastet, d. h., sie werden auf Biegung beansprucht (Abb. 4.58). Die daraus resultierende ungleichmäßige Spannungsverteilung über den GFK-Stabquerschnitt darf an der unteren Berührungsstelle mit der Metallarmatur nicht zu Faser- und Harz‐ matrixbrüchen 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 können heutzutage bis zu 300 mm betragen. Bei der Fußarmatur des Isolators kann man zwischen einem biegsamen, d. h. plastisch verformbaren Sockel aus Formstahl und einem starren Sockel aus Gusseisen unterscheiden (Abb. 4.59). Während die biegsame Ausführung eine gewisse Beweglichkeit des Isolators zulässt, ist dies beim festen Sockel nicht der Fall. Beide Varianten gibt es in flacher und geneigter Ausführung, d. h. mit 0°bzw. 12°-Neigungswinkel (engl. gain base). Letzterer, in Abb. 4.58 schwarz umrahmt, dient zur optischen Korrektur der Durchbiegungsform des Isolators bei hohen Querlasten. 234 4 Freileitungstechnik <?page no="238"?> Abb. 4.58: 220-kV-Verbundstützisolator im Einsatz; unten das dazugehörige statische System (Quelle: INMR) Die Endarmaturen werden meist, wie bei Verbundlangstabisolatoren, auf dem GFK- Stab verpresst, allerdings sind Epoxidkleber oder Temperaturschrumpfung bei Ver‐ bundstützisolatoren gängige Alternativen. Typische Endarmaturen von Verbundstüt‐ zisolatoren sind in Abb. 4.57 dargestellt. Dabei handelt es sich hauptsächlich um Stahlgussteile, die mit Schraubbolzen an einem Sockel befestigt werden, der wiederum am Tragwerk befestigt wird. Abb. 4.59: Typische Fuß- und Kopfarmaturen von Verbundstützisolatoren (Quelle: MacLean Power Systems) 4.4 Isolatoren 235 <?page no="239"?> Mechanische Kennwerte Folgende Belastungen charakterisieren das Biegeverhalten eines Verbundstützisolators [4.85]: ■ Die Mindestbiegebruchlast (SCL: Specified Cantilever Load) ist die Biegebelastung, der ein Isolator bei der Prüfung standhalten muss. ■ Die Bruchlast (CFL: Cantilever Failing Load) ist die maximale Belastung, die bei Prüfung des Isolators erreicht wird. ■ Die maximale Betriebsbiegelast (MDCL: Maximum Design Cantilever Load) ist die maximale Belastung im Betrieb; diese liegt üblicherweise ca. 25 % unterhalb der eigentlichen Schadensgrenzlast (DLL: Damage Limit Load), d. h. die Last, bei deren Überschreitung eine Schädigung des GFK-Stabes eintritt. Ein einfacher Test zur Bestimmung der DLL (und damit der MDCL) ist die Messung der Last-Durchbiegungskurve des Stützisolators in einem Kurzzeittest. Eine solche Kurve ist in Abb. 4.60 dargestellt. [4.81]. Die Last, bei der sich die Steigung der Kurve zu ändern beginnt, ist die Schadensgrenzlast (DLL) des Isolators, oberhalb derer sich Risse im In‐ neren des Stabes bilden, die von außen praktisch unsichtbar sind. Diese Schnellprüfung ist sehr praktisch im Vergleich zu der in [4.85] vorgeschriebenen MDCL-Prüfung, die eine langwierige 96-Stunden-Prüfung ist und daher bei der Inspektion und Abnahme oft ausgelassen wird. Abb. 4.60: Last-Weg-Diagramm zur Bestimmung von MDCL und CFL bei einem 38-mm-Verbundstützi‐ solator 236 4 Freileitungstechnik <?page no="240"?> (4.51) Das mechanische Verhalten von Verbundstützisolatoren wurde in [4.81, 4.86] einge‐ hend untersucht und folgende einfache analytische Formel für deren Bruchlast (CFL) entwickelt: F max = πr 3 σ D, max 4 L − L p Dabei ist r der Stabdurchmesser, σ D,may die Druckfestigkeit des Stabes (ca. 800 N/ mm 2 ), L die Länge des Isolators und L p die Presslänge der Armatur auf dem GFK-Stab. Die mit dieser Näherungsformel berechneten Werte sind eine gute Näherung für die Versuchsergebnisse, z. B. mit L = 760 mm bzw. 1030 mm, L p = 70 mm bzw. 90 mm, r = 25,5 mm bzw. 31,7 mm und σ Druck = −794 MPa erhält man F max = 15 kN bzw. 20,7 kN für zwei untersuchte Isolatoren von 51 mm und 63 mm Durchmesser. Diese Werte stimmen sehr gut mit den experimentell ermittelten Werten von 15,6 kN und 21,7 kN überein [4.81]. Anwendungen bei Kompaktleitungen Kompaktleitungen wurden erstmals in den 1970er-Jahren entwickelt, gewannen aber erst mit der breiten Einführung von Verbundisolatoren an Popularität, da die Isoliertraversen, die für die Konstruktion von Kompaktleitungen häufig verwendet werden, hauptsächlich auf Druck und Biegung belastet werden und relativ großen Verformungen ausgesetzt sind. Diese können von Verbundwerkstoffen besser aufge‐ fangen werden als von Porzellan- und Glasisolatoren. Kompaktleitungen und deren Eigenschaften werden in einem erst vor Kurzem erschienenen CIGRE Green Book ausführlich behandelt [4.157]. Kompaktleitungen in der Schweiz Ein prominentes Beispiel hierfür ist die weltweit erste 380-kV-Kompaktleitung mit Verbundisolatoren, die 1998 in der Schweiz errichtet worden ist [4.87]. Die Leitung wurde notwendig, da die bestehende 125-kV-Leitung (Abb. 4.61 links) nicht mehr ausreichte, um den gestiegenen Strombedarf in der Region vom Genfersee abzudecken, und durch eine 380-kV-Leitung ersetzt werden musste. Die herkömmlichen Stahlgit‐ termaste, die der örtliche Netzbetreiber (EOS Lausanne, heute Alpiq) für diese Art von Leitung verwenden würde (Abb. 4.61 rechts), erforderten eine relativ breite Trasse, die an bestimmten Standorten unzulässig nahe an bewohnten Gebäuden vorbeiführen würde. 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 der Schweizerischen Bun‐ desbahnen (SBB) zu verwenden (Abb. 4.61 Mitte). Da die damals verfügbaren GFK- Stäbe von maximal 76 mm Durchmesser den Druckbelastungen nicht standhalten konnten, mussten Verbundhohlisolatoren verwendet werden. Als weiterer Vorteil 4.4 Isolatoren 237 <?page no="241"?> dieser Bauweise konnte durch die Reduktion der Phasenabstände insbesondere das magnetische Feld in Bodennähe unterhalb der zulässigen Grenzen (Kap. 6.1.8) reduziert werden. Abb. 4.61: Die weltweit erste 380-kV-Kompaktleitung mit Verbundisolatoren (Quelle: INMR) 238 4 Freileitungstechnik <?page no="242"?> Abb. 4.62: Swissgrid 380-/ 220-kV-Leitung Amsteg - Mettlen und SBB 132-kV Amsteg - Steinen im Urner Talboden (Quelle: Bouygues E&S EnerTrans AG) Eine weitere interessante Anwendung von Leitungskompaktierung mit V-Ketten mit Verbundisolatoren ist das Mehrfachgestänge mit schlanken Betonmasten in der Zentralschweiz (Abb. 4.62). In diesem Fall wurde eine im Jahr 1949 erstellte 380-/ 220-kV-Leitung ersetzt und bei dieser Gelegenheit mit der erneuerungsbedürftigen 132-kV-Bahnstromleitung der SBB zusammengeführt. Die Beseilung besteht, wie in der Schweiz üblich, aus einem Zweierbündel mit Aldrey-Seilen mit 30,6 mm Ø, als Isolatoren wurden Silikonverbundisolatoren eingesetzt. Das Projekt wurde im Jahr 2018 erfolgreich abgeschlossen. 380-kV-Doppelleitung mit Isoliertraversen in Dubai Bei der Planung einer neuen Verbindung zwischen zwei Umspannwerken in Dubai wurde die Trassenbreite über eine Strecke von 4,5 km einerseits durch eine bestehende 380-kV-Leitung und andererseits durch die Stadtautobahn auf 11 m beschränkt. Zudem erforderte die zu übertragende Leistung von 2600 MVA ein Viererbündel (Aldrey Seile mit Ø 28,4 mm) und die in dieser Gegend herrschende hohe Verschmutzung einen recht hohen spezifischen Kriechweg von 55 mm/ kV (nach alter IEC 815) für die Isolatoren sowie der hohe Kurzschlussstrom von 63 kA (1 s) ein unempfindliches Isoliermaterial und angepasste Kurzschluss-Schutzarmaturen. Alle diese Bedingungen konnten durch die Wahl von Isoliertraversen, mit speziellen Schutzarmaturen auf Stahlrohrmasten montiert, erfüllt werden (Abb. 4.63). Die Leitung ist seit 2004 erfolgreich in Betrieb [4.158]. 4.4 Isolatoren 239 <?page no="243"?> Abb. 4.63: Die 380-kV-Kompaktleitung während des Seilzugs; links im Bild die bestehende konventio‐ nelle 380-kV-Leitung, rechts im Bild die Stadtautobahn, im Hintergrund die Skyline von Dubai (Quelle: PFISTERER) Ersatz einer 150-kVdurch eine 380-kV-Doppelleitung in Belgien Die 380-kV-Doppelleitung zwischen dem Umspannwerk Stevin in Zeebrugge und dem Umspannwerk Horta in der Nähe von Zomergem in Belgien, bestehend aus 37 km Freileitung mit 100 Masten sowie 10 km Erdkabel, ist ein gutes Beispiel dafür, wie ein Netzbetreiber auf das gesteigerte Umweltbewusstsein sowie auf den öffentlichen Widerstand gegen neue Übertragungstrassen reagiert. Einer der Hauptgründe für das Stevin-Projekt war die Anbindung von 800 MVA an das belgische Stromnetz, welche von bestehenden Windparks und Photovoltaikanlagen im Norden des Landes stammen, sowie die Anbindung von 1200 MVA von neuen Windkraftanlagen. Weitere Überlegungen betrafen den Anschluss an das 1000 MW- HVDC-Seekabel (Nemo-Link) mit England sowie die Deckung des steigenden Strom‐ bedarfs in der sich rasant entwickelnden Hafenstadt Zeebrugge. Eine allseits akzeptable Lösung beinhaltete die Wiederverwendung von Masten entlang eines 16 km langen bestehenden Korridors, die Verlegung von 10 km XLPE- Kabel und den Bau von einer 21 km langen Kompaktleitung mit Verbundisolatoren. Zudem wurden 53 km der bestehenden 150-kV-Leitung, die durch denselben Korridor verläuft, demontiert und davon 35-km unterirdisch verlegt [4.170]. Während in Belgien traditionell Glaskappenisolatoren verwendet werden, wurden für dieses Projekt ausschließlich Silikonverbundisolatoren eingesetzt. Einer der Haupt‐ faktoren für diese Entscheidung waren die Anschaffungskosten - und tatsächlich erwiesen sich die neuen Isolatorketten als etwa halb so teuer wie die Alternative aus Glas, obwohl sie einen relativ großen Kriechweg von 13.000 mm bzw. 54 mm/ kV USCD vorzuweisen hatten. 240 4 Freileitungstechnik <?page no="244"?> Wie aus Abb. 4.64 ersichtlich, ist die neue 380-kV-Leitung (rechts im Bild) in Höhe und optischer Wirkung ähnlich der 150-kV-Leitung, die abgebaut worden ist. Sie überträgt aber 10-mal mehr Leistung als diese durch denselben Korridor. Abb. 4.64: Vergleich der optischen Wirkung der bestehenden 150-kV- (links) mit der neuen 380-kV- Leitung (rechts) in Belgien (Quelle [4.170]) Besondere Aufmerksamkeit wurde der Montage in der Bauphase und der Zugänglich‐ keit der Isoliertraversen während des Betriebs gewidmet. Das wurde gelöst durch die innovative Entwicklung einer Arbeitsbühne, Abb. 4.65. Dadurch können alle Montage- und Wartungsarbeiten sicher und ohne den Einsatz von Kränen ausgeführt werden. Abb. 4.65: Arbeitsbühne für die neue 380-kV-Kompaktleitung (Quelle [4.170]) 4.4 Isolatoren 241 <?page no="245"?> Abb. 4.66: Leitungskompaktierung in der Mittel‐ spannung mit Phasenabstandhaltern (Quelle: CKW, heute Axpo) Abb. 4.67: 380-kV-Phasenabstandhalter in der Vorab-Leitung in den Glarner Alpen der Schweiz (Quelle: NOK, jetzt Axpo) Phasenabstandhalter Phasenabstandhalter (PAH) (engl.: inter‐ phase spacers) werden primär eingesetzt, um das Zusammenschlagen der Außen‐ leiter bei dynamischen Belastungen, wie bei starken Winden, Eisabwurf oder Kurzschluss, und die damit einhergehen‐ den Betriebsstörungen zu vermeiden. Auch gegen Seiltanzen (Kap. 4.3.11) wer‐ den sie weltweit erfolgreich verwendet. Ihre Eigenschaften und Dimensionie‐ rung werden in [4.80] ausführlich behan‐ delt. Obwohl früher einige Anwendun‐ gen mit PAH aus Porzellan bekannt sind, wurden in den letzten Jahren fast ausschließlich Verbundisolatoren wegen des geringen Gewichts und ihrer hohen Flexibilität eingesetzt. Der Einsatz von Phasenabstandshal‐ tern zur Leitungskompaktierung ist in Abb. 4.66 dargestellt. In diesem Fall konnte ein zweiter 12-kV-Stromkreis auf einer bestehenden 50/ 12-kV-Leitung auf Betonmasten mithilfe von PAH mit Silikonverbundisolatoren installiert werden. Diese PAH sind in Abständen von 40 m entlang des Spannfeldes eingebaut und stellen sicher, dass die elektrisch erforderlichen Außenleiterabstände eingehalten werden. Tausende von ihnen sind seit vielen Jahren in der Schweiz erfolgreich im Einsatz. Phasenabstandhalter mit Verbundi‐ solatoren werden auch eingesetzt ge‐ gen Seiltanzen sowie gegen das Hoch‐ schnellen der Seile bei Eisabwurf, so z. B. in einer der höchstgelegenen 380-kV-Leitungen Europas auf dem Vorab-Gletscher in der Schweiz. Durch die ungewöhnlich strengen Wetterbe‐ dingungen, die dort im Winter herr‐ schen, kam es immer wieder, vor allem bei einem bestimmten Spannfeld, zu Be‐ triebsunterbrechungen. Diese wurden hervorgerufen durch zweipolige Kurz‐ schlüsse beim Zusammenschlagen der Leiterseile nach einem Eisabwurf. Zudem wurden durch den physischen Kontakt, aber auch durch die hohen Kurzschlussströme die äußeren Drahtlagen teilweise schwer beschädigt, was kurzfristige Reparaturen unter besonders schwierigen Um‐ 242 4 Freileitungstechnik <?page no="246"?> weltbedingungen zur Folge hatte. Aus diesem Grund wurde beschlossen, Phase‐ nabstandhalter zu installieren und diese mechanisch so auszulegen, dass sie die Leiterabstände auch unter extremen dynamischen Belastungen einhalten könnten. Die einzelnen PAH zwischen zwei Phasen sind zwischen 10 m und 12 m lang und wiegen ca. 100 kg. Sie bestehen aus jeweils vier bis fünf Silikonverbundisolatoren mit einem Stabdurchmesser von 76-mm. Diese PAH sind seit 1995 erfolgreich im Betrieb (Abb.-4.67). 4.5 Armaturen Armaturen (engl.: fittings oder hardware) dienen der mechanischen Befestigung, der elektrischen Verbindung und dem Schutz von Leitern und Isolatoren (Abb. 4.68). Sie werden auch als Zubehör bezeichnet. Es wird unterschieden zwischen Seilarmaturen und Kettenarmaturen. Die meisten Armaturen sind einfache Metallteile. Sie müssen jedoch allen Arten von mechanischen, elektrischen, chemischen und umweltbedingten Belastungen standhalten. Armaturen für Isolatorketten (engl. String fittings) sind Bauteile, die zum Verbinden der Isolatoren mit den Tragwerken der Leitung, sowie, bei längeren Ketten, der einzelnen Isolatoren miteinander dienen; die Isolatoren selbst zählen nicht hierzu. Abb. 4.68: Einteilung der Armaturen (Quelle: S. Grossmann) 4.5 Armaturen 243 <?page no="247"?> Grundsätzlich sollten Armaturen so gestaltet sein, dass sie: ■ Beschädigungen des Leiters unter Betriebsbedingungen vermeiden, ■ mechanischen Belastungen bei Installation, Betrieb, Wartung und Instandhaltung standhalten, ■ gegen ein Lösen einzelner Komponenten während des Betriebs gesichert sind, ■ besseres Korona-Verhalten als die Leiter, auf dem sie installiert sind, aufweisen. Zudem sollten Armaturen besonders für Arbeiten unter Spannung (AuS, Kap. 4.8.3) so konstruiert sein, dass sie mit den gängigen Arbeitstechniken sicher und einfach zu handhaben sind. In Abb. 4.69 sind in einer Explosionszeichnung die Armaturen, die bei einer 110-kV- Abspannkette eingesetzt werden, dargestellt. Abb. 4.69: Aufbau einer 110-kV-Doppelabspannkette mit 2er-Bündel 244 4 Freileitungstechnik <?page no="248"?> 4.5.1 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 (Kap.-4.5.6). Es gibt eine Vielzahl von Seilarmaturen, wie: ■ Hängeklemmen ■ Abspannklemmen ■ Seilverbinder ■ Reparaturverbinder ■ Spiralen ■ Abzweig oder T-Klemmen ■ Warneinrichtungen (Kugeln, Fähnchen zur Vogelwarnung, Radarmarker etc.) Schwingungsdämpfer ■ Abstandshalter (einfach oder dämpfend) Hängeklemmen Hängeklemmen (engl. suspension clamp), auch Tragklemmen genannt, werden verwen‐ det, um das Leiterseil am Hängeisolator zu befestigen. Sie müssen folgende Aufgaben erfüllen: ■ geeignet für alle mechanische Seilbelastungen, ■ seilschonende Lagerung, d. h. Klemmenform und -oberfläche verursachen keine Seilverformungen bzw. -verletzungen, ■ günstige Kontur, um Schwingungsschäden zu reduzieren/ vermeiden; diese finden fast ausschließlich an den Hängeklemmen statt, ■ Einhalten der Korona-Einsatzspannung, ■ kurzschlussfest, ■ niedriger Kontaktwiderstand und tiefe elektrische Verluste, ■ einfache Installation, ■ hohe Korrosionsbeständigkeit. Eine gute Hängeklemme sollte folgende Eigenschaften besitzen [4.89]: Klemmenkörper: Das Längsprofil des Klemmenkörpers soll der Krümmung des Leiters möglichst gut entsprechen, denn der sogenannte Klemmenradius spielt eine maßgeb‐ liche Rolle für die Schwingungsgüte der Klemme: Je größer der Radius, desto weniger Drahtbrüche bei starken windinduzierten Seilschwingungen (Abb.-4.70) [4.159]. 4.5 Armaturen 245 <?page no="249"?> Abb. 4.70: Anzahl der Drahtbrüche bei der Ermüdungsprüfung eines Seiles im Labor in Abhängigkeit vom Radius der Hängeklemme Zudem sollten beide Enden des Klemmkörpers so abgerundet sein, dass eine Beschä‐ digung des Leiterseiles bei der Veränderung seines Auslaufwinkels aus der Klemme aufgrund von Schwankungen des Leiterzuges vermieden wird (Abb.-4.71). Dazu muss der sogenannte Auslaufwinkel α groß bei hoher und klein bei tiefer Seiltemperatur sein, sowie groß bei hohen Zugkräften, z. B. im Fall von Eisbelastung. Das ist besonders wichtig bei langen Spannfeldern wie bei Flusskreuzungen (Abb. 4.72). Als ein guter Kompromiss hat sich in der Praxis für den maximalen Auslaufwinkel ein Wert von α m / 2 = 30° bewehrt. Um eine Beschädigung der Leiteroberfläche zu vermeiden, sollten zudem alle Teile der Klemme, einschl. Klemmdeckel, die mit dem Leiter in Berührung kommen, glatt sein. 246 4 Freileitungstechnik <?page no="250"?> Abb. 4.72: Spezielle Hängeklemme für die Kreu‐ zung des blauen Nils (Quelle: W. Huiber, PFISTERER) Abb. 4.71: Aufbau und Geometrieparameter einer Hängeklemme (α: Auslaufwinkel γ: Öffnungswinkel) (Quelle: [4.89]) (s. ppt-Datei) Mobilität: Die Hängeklemme sollte in der vertikalen Längsebene drehbar sein, um asymmetrische Belastungen, z. B. aus beidseitig unterschiedlich langen Antei‐ len der Gewichtsspannweite (Kap.-4.2.1) auf jeder Seite der Klemme aufnehmen zu können. Dabei sollte die Drehachse der Klemme möglichst nahe an der Lei‐ terachse liegen, um zusätzliche Biege‐ spannungen auf den Leiter zu reduzie‐ ren. In diesem Zusammenhang ist es von Vorteil, die Masse der Klemme gering zu halten und damit ihr Massenträgheits‐ moment zu verringern. Rutschen: Die Hängeklemme sollte einerseits den Leiter in seiner Position halten, andererseits diesen bei einer bestimmten Zugkraft gleiten lassen, um eine Überlastung und damit verbundene Schäden am Leiter und evtl. dem Tragwerk zu vermeiden. Dies wird hauptsächlich dadurch erreicht, dass über den Klemmdeckel und die zugehörigen Befestigungselemente, in der Regel U-Bügel, ein definierter Druck auf den Leiter ausgeübt wird. 4.5 Armaturen 247 <?page no="251"?> Man unterscheidet folgende Klemmentypen: Muldentragklemmen (Abb. 4.73 links) sind mit etwa 50 % aller Installationen, die am häufigsten verwendeten. Es gibt sie in verschiedenen Formen, sie sind einfach zu installieren, preiswert und bieten bei richtiger Konstruktion und Herstellung einen angemessenen Halt und Schutz für den Leiter. Spiraltragklemmen (Abb. 4.73 Mitte) werden in etwa 25 % der Anwendungen von Hängeklemmen verwendet. Sie bestehen aus spiralförmigen Drähten, die um den Leiter gewickelt werden und ihn an der Aufhängung versteifen. Der meist geschmiedete Klemmkörper wird dann über die Spiralen montiert. Abb. 4.73: Tragklemmenvarianten (Quelle: U. Cosmai) Leitertragspiralen (HAES: Helically Attached Elastomer Suspension), welche auch unter dem Handelsnamen Armor-Grip Suspension (AGS) bekannt sind (Abb. 4.73 rechts), haben sich in Situationen mit starken Seilschwingungen bewährt, [4.90], und werden bei ca. 10 % der Anwendungen eingesetzt, oft bei Lichtwellenleitererdseilen. Anderer‐ seits sind deren Kosten höher und die Installation aufwändiger als bei den anderen Klemmentypen. Zudem findet man bei älteren Leitungen sogenannte Konusklemmen und Revolver‐ klemmen. Abspannklemmen Abspannklemmen (engl. strain clamps, tension clamps oder dead-end clamps) dienen dazu, die Leiterseile über die Abspannisolatoren an diejenigen Leitungstragwerke zu befestigen, welche die volle Zugkraft der Leiter aufnehmen müssen, z. B. an Abspann-, Winkel- und Endmasten. Es gibt vier Haupttypen: Pressabspannklemmen (engl. compression clamps, Abb. 4.74) sind die weltweit am häufigsten verwendeten Abspannklemmen. Diese Klemme und der Pressvorgang, samt hydraulischer Presse werden in Abb. 4.74 gezeigt. Dabei wird der Stahlkern zuerst verpresst und darüber werden die Aluminiumlagen mit der aufgeschobenen Aluminiumhülse verpresst. Ein Nachjustieren des Leiterdurchhanges oder Verschieben der Klemme nach der Installation ist nicht mehr möglich. Dafür werden Spannschlös‐ ser (engl. turnbuckle) oder verstellbare Verlängerungslaschen (engl. sag adjuster) (Abb. 4.75) verwendet. In der gleichen Abbildung ist ein sogenanntes Verschiebedreieck 248 4 Freileitungstechnik <?page no="252"?> abgebildet, welches eingesetzt wird, um keramische Langstabisolatoren bei Lastumla‐ gerung vor dem Versagen zu schützen. Es verformt sich und wirkt so als Dämpfer [4.91]. Keilabspannklemmen (engl. wedge clamp, Abb. 4.76) benötigen kein Spezialwerkzeug 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, welches dadurch zwar leicht oval verformt wird, aber ohne nennenswerte plastische Verformungen seiner Außenlage, wie diese bei den Pressab‐ spannklemmen auftreten. Die Befestigung der Klemme an die Abspannkette sollte mit Laschen erfolgen, welche im Schwerpunkt der Klemme ansetzen, damit eventuelle Seilschwingungen an die weniger empfindlichen Isolatoren „durchgereicht“ werden. Um Wirbelströme und die damit verbundene Erwärmung von Klemme und Leiter zu vermeiden, darf der Klemmkörper keinen geschlossenen magnetischen Kreis um das Seil bilden und es sind für ihn nur paramagnetische Werkstoffe zu verwenden. Bei Al/ St-Seilen ist der Einfluss des Einfettens des Stahlkerns bei der Auslegung der Haltekraft der Klemme angemessen zu berücksichtigen [4.92]. Abb. 4.74: Pressabspannklemme (Quelle: S. Grossmann) 4.5 Armaturen 249 <?page no="253"?> (4.52) Abb. 4.75: Verlängerungslaschen und Verschiebedreieck bei einer 110-kV-Abspannkette mit Porzellan- Langstabisolatoren; die Lochplatten (engl. sag adjuster) dienen der Regulage (Quelle: PFISTERER) Abb. 4.76: Keilabspannklemme a), mit Stromschlaufen b) (Quelle: PFISTERER) Mit dem Reibungsgesetz von Coulomb kann das Funktionsprinzip der Keilabspann‐ klemme erläutert werden [4.160]). Dieses lautet: R = μ N Mit: R: Reibungskraft N: Normal(Druck)kraft μ: Reibungskoeffizient Mit den in Abb. 4.77 angegebenen Werten für die Reibungskoeffizienten können die Tangentialkräfte an den jeweiligen Grenzflächen der Keilabspannklemme ermittelt werden. 250 4 Freileitungstechnik <?page no="254"?> Abb. 4.77: Funktionsweise und Kräftebilanz der Keilabspannklemme bei +20-°C (oben) und bei -5-°C (unten) (Quelle [4.160]) In dem in Abb. 4.77 dargestellten Fall hat ein Leiterseil Al/ St 240/ 40 bei 20 °C eine Zugspannung von 40 N/ mm 2 entsprechend einer Zugkraft von Z = 11,3 kN (Abb. 4.77 oben). Daraus übernimmt nach (4.22) und (4.23) der Aluminiummantel Z A = 7,2 kN und die Stahlseele Z S = 4,1 kN. Aufgrund der hohen Reibungszahl zwischen dem Aluminiummantel und dem Keil ist die Lastabgabe des Aluminiummantels an den Keil und damit an das Klemmgehäuse gesichert, wobei die begrenzte Druckfestigkeit des Aluminiumwerkstoffes zu berücksichtigen ist. Die Seilzugkraft Z von 11,3-kN erzeugt über den Reibungsschluss zwischen Aluminiummantel und Keil und die schiefe Ebene zwischen Keil und Keilkammer in dieser eine Druckkraft von P DK = 56,5 kN; von diesem Druck gehen durch Abstützung der Aluminiumlagen untereinander für die Stahlseele etwa 10 % verloren. Mit der verbleibenden Druckkraft von 0,9x56500 N = 50,85 kN und dem wegen der Fettung der Stahlseele recht niedrigem Reibungsbeiwert zwischen Stahlseele und Aluminiummantel von 0,02 bis 0,05 beträgt die Haltekraft der Stahlseele an den Keil H SK = 2,54 kN. Dazu kommt über den durch die vier M12-Klemmschrauben im Nachschubteil erzeugten Druck P DN = 132,8 kN ein Reibungsschluss von H DN = 6,650-kN. 4.5 Armaturen 251 <?page no="255"?> Der Gesamt-Haltekraft der Stahlseele von H S = H SK + H DN = 2,54 kN + 6,65 kN = 9,15 kN steht demnach eine Stahlseelen-Zugkraft Z S =: 4,1 kN gegenüber. Die Halte‐ kraftreserve ist ausreichend, um ein Rutschen der Stahlseele im Aluminiummantel mit Sicherheit zu verhindern. Dieses Gleich- oder Übergewicht in der Haltekraft ist nur dann sichergestellt, wenn der Nachschubteil einwandfrei montiert ist. Steigt die Zugspannung durch Eislast bei -5 °C auf 80 N/ mm 2 entsprechend Z = 22,6 kN an (Abb. 4.77 unten), so wächst im gleichen Verhältnis auch der Keilkammerdruck P DK und somit auch die Stahlseelen-Haltekraft H S . Einer Stahlseelen-Zugkraft Z S = 6,6 kN steht jetzt eine Haltekraft H S = 11,65 kN gegenüber. Die Sicherheit der Stahlseele gegen Rutschen ist demnach bei tiefen Temperaturen und hohen Seilzügen besonders groß. Solange die angenommenen Reibungsverhältnisse in der Klemme erhalten bleiben, ist das Kräftegleichgewicht gesichert. Tatsächlich ändern sich aber in der Praxis mit der Zeit diese Verhältnisse. Die Querkraft im Nachschubteil wird durch Fließerschei‐ nungen im Aluminiummantel reduziert. Auch die Schmierfähigkeit des verwendeten Gleitfettes in der Klemme lässt mit der Zeit nach. Um noch nach jahrzehntelanger Betriebszeit zuverlässig zu arbeiten, muss die Klemme beachtliche Reserven haben, was durch eine ausgeklügelte Konstruktion und Hersteller Know-how gewährleistet wird. Abb. 4.78: Kraftverlauf im Leiterseil (2) und in der Spirale (1) (Quelle: RIBE) Abspannspiralen bestehen aus spiralförmigen Formdrähten aus Aluminium, welche auf die Seilaußenlage gleichmäßig verteilt werden. Sie können von Hand ohne Werk‐ zeug installiert werden. Da der Innendurchmesser der Spiralen etwas kleiner als der Seildurchmesser ist, wird schon beim Anbringen der Spiralen auf dem Leiterseil ein Querdruck und ein Reibschluss zwischen Spirale und Seil erzeugt. Dadurch findet die Übernahme der Zugkraft durch die Spirale auf einem, verglichen mit den anderen Klemmentypen, relativ langen Seilabschnitt statt (Abb. 4.78), was die Drähte der Au‐ ßenlage vor Beschädigungen schont. Aus diesem Grund werden Abspannspiralen oft bei Lichtwellenleitererdseilen eingesetzt, welche wegen der empfindlichen Lichtwel‐ 252 4 Freileitungstechnik <?page no="256"?> lenleiter, die sie führen, keine großen Querkräfte aushalten (Abb. 4.79). Spiralarmaturen werden auch eingesetzt, z. B. bei Schäden in der äußeren Drahtlage eines Seiles, um die elektrische Kontinuität zu gewährleisten. Abb. 4.79: Spiralabspannklemme für ein Lichtwellenleitererdseil mit verstellbaren Verlängerungsla‐ schen an der Suez-Kreuzung (Quelle: RIBE) Verbinder Verbinder (engl. joints, splices, connectors) sind Seilarmaturen, die zwei abgeschnittene Enden eines Leiters miteinander verbinden. Es gibt zwei Sorten von Seilverbindern: Klasse A: Zugfeste Verbinder: Das sind Verbinder, welche die elektrische Verbindung der Leitungsseile herstellen und zugleich auf Zug belastet werden. Sie sind für die Anwendung im freien Spannfeld geeignet. Klasse B: Nichtzugfeste Verbinder: Hierunter fallen alle Verbinder, die nur die elek‐ trische Verbindung der Leitungsseile herstellen, aber nicht oder nur teilweise auf Zug belastet werden. Sie werden vorzugsweise zur Verbindung von Leiterseilen in Stromschlaufen von Abspannketten verwendet (Abb.-4.80). Zugfeste Verbinder müssen den Leiter mit dem 1,55-fachen der maximalen Betriebs‐ kraft oder mit dem 0,85-fachen von 95 % seiner Nennzugkraft tragen. Dabei ist der niedrigere Wert entscheidend. Darüber hinaus darf deren Temperatur beim zulässigen Dauerstrom des Leiters bzw. bei maximalen Kurzschlussströmen nicht über der des zugehörigen Leiters liegen. Zudem darf der Spannungsabfall über den Verbinder nicht größer sein als der Spannungsabfall an einem gleich langen Leiter. Zugfeste Verbinder für Hochspannungsfreileitungen sind in ihrer überwiegenden Mehr‐ zahl Pressverbinder. Diese bestehen für monometallische Leiter aus einer Hülse aus Aluminium oder einer Aluminiumlegierung. Verbinder für Al/ St-Seile haben zusätzlich eine Stahlhülse zur Verbindung der Stahlseele. Die Verpressung erfolgt, wie bei den Pressabspannklemmen beschrieben, mit hydraulischen Pressen mit meist sechseckigen Werkzeugen (Abb. 4.74). Der Kompressionsprozess mag einfach aussehen, ist aber in Wirklichkeit ein komplexes Plastizitätsproblem, da der Verbinder und der Leiter während der Verpressung hohe plastische Verformungen erfahren, welche die Güte der Verbindung beeinflussen. Dabei besteht die Kraftübertragung zwischen Seil und Verbinder aus einem 4.5 Armaturen 253 <?page no="257"?> kraftflüssigen und einem reibschlüssigen Anteil (Abb.-4.80). Es ist zu beachten, dass durch die Restelastizität der Metallhülse (spring-back) die Dauerdruckkraft F K res auf das Seil lediglich 20-% der Anfangsdruckkraft F K press beträgt (Abb.-4.81) [4.93]. Abb. 4.80: Kraftübertragung in einem Pressverbinder (Quelle: [4.165]) Abb. 4.81: Zeitlicher Verlauf der Presskraft zwischen einem Draht der Außenlage und der Armatur (schematisch) (Quelle: [4.93]) 254 4 Freileitungstechnik <?page no="258"?> Abb. 4.82: Verbindungs- oder Schalenstromklemme (links) (engl. parallel groove clamp), beschädigt wegen schlechter Montage (rechts) (Quelle: RIBE) Die Erfahrung hat gezeigt, dass das Versagen einer Verbindung oft auf einem erhöhten elektrischen Widerstand des Verbinders durch Korrosion zurückzuführen ist, was zu einem inakzeptablen Temperaturanstieg im Leiter und instabilen mechanischen Bedingungen führen kann (Kap.-4.8.1). In letzter Zeit und mit der zunehmenden Tendenz der Netzbetreiber, die Leitungen mit konventionellen Leitern bei höheren Temperaturen, manchmal bis 100 ℃ zu betrei‐ ben [4.28], ist ein besseres Verständnis des Verhaltens von Seilverbindern bei höheren Temperaturen erforderlich. Diesbezüglich haben umfangreiche Laboruntersuchungen mit einer Dauer von bis zu 3,5 Jahren ergeben, dass ordnungsgemäß ausgelegte und installierte Verbindungen ein stabiles Langzeitverhalten bis zu Temperaturen von etwa 150-℃ aufweisen [4.93]. Auch bei nicht zugfesten Verbindern, wie sie z. B. bei Stromschlaufen verwendet werden, kann es durch nicht ordnungsgemäß gereinigte Seil- und Klemmenoberflä‐ chen zu unzulässig hohen Übergangswiderständen und so zu Stromunterbrechungen kommen (Abb.-4.82). Wenn einzelne Drähte der äußeren Lage des Leiterseils beschädigt sind, können Reparaturverbinder eingesetzt werden, um die mechanische Festigkeit und den Strom‐ fluss des beschädigten Leiters wiederherzustellen. Reparaturverbinder gehören zu den nicht zugfesten Verbindern und bestehen aus zwei ineinandergreifenden, halbrunden Rohrsegmenten, welche auf dem Leiterseil verpresst werden (Abb.-4.83). Abb. 4.83: Reparaturverbinder vor (unten) und nach (oben) der Verpressung 4.5 Armaturen 255 <?page no="259"?> Warneinrichtungen Warneinrichtung an den Seilen sollen diese sichtbar machen, um Kollisionen mit Luft- und Wasserfahrzeugen, Vögeln, Fallschirmen und Gleitern vorzubeugen [4.94]. Das gilt insbesondere für Talquerungen durch eine Freileitung. Sie werden auch bei Leitungs‐ kreuzungen mit Bahnen und Straßen angebracht, wenn diese als Flugrouten für Ret‐ tungseinsätze (mit Helikoptern) oder als Schlechtwetter-Notfallflugrouten bestimmt sind. Diese Sichtbarmachung widerspricht dem Bestreben der Planer, Freileitungen eher unsichtbar zu machen, um dadurch eine größere Akzeptanz in der Öffentlichkeit zu erreichen. Obwohl Warneinrichtungen nur einen sehr geringen Anteil an den Errichtungskos‐ ten einer Freileitung haben, sind sie für die Funktion einer Leitung sehr wichtige und sensible Komponenten. Versagen sie, z. B. durch Ausbleichen oder Klemmenbrüche, oder wenn ungeeignete Klemmmethoden die Außenlage der Seile beschädigen, so müssen sie erneuert werden, was unter Spannung bei den meisten Leitungen nicht möglich ist und Leitungsabschaltungen erfordert. Leitungsbetreiber wollen Täusche von Warneinrichtungen deshalb so weit wie möglich vermeiden. Die Art der Warneinrichtungen und wo sie einzubauen sind, wird üblicherweise in Bescheiden behördlich vorgeschrieben. Für ihre mechanische Dimensionierung sind dieselben Lasten aus Eis, Schnee und Wind auf sie einwirkend angenommen wie für die Leiterseile. Flugwarnkugeln Flugwarnkugeln (AWM: Aircraft Warning Markers), Abb. 4.84, werden vornehmlich an den Erdseilen von Freileitungen eingesetzt. Sie bestehen aus Kunststoff oder Aluminium und haben Durchmesser von 30 cm bis 100 cm. Sie werden von Monteuren vom Montagewagen aus auf die Seile geklemmt. Neuerdings gibt es Systeme, die von einem Helikopter auf das Seil gesetzt werden und dort selbsttätig klemmen. Sie können auch ähnlich, nämlich ohne Montagewagen, demontiert werden. Abb. 4.84: Warnkugel aus Kunststoff (rechts), die Einbuchtungen auf der Oberseite dienen zur leichte‐ ren Handhabung bei der Montage (Quelle: PFISTERER); links: Montage von Warnkugeln mit Autokran (Quelle: Statnett) 256 4 Freileitungstechnik <?page no="260"?> Es bestehen Überlegungen und Untersuchen, Flugwarneinrichtungen an Freileitungen durch satellitengestützte Systeme zu ersetzen. Sobald die Akzeptanz dafür vorliegt, erfordert das eine europaweit einheitliche Vorgangsweise bei der Kennzeichnung, Einführung und Instandhaltung des Systems sowie die entsprechende technische Ausrüstung in den Luftfahrzeugen. Signallampen In der Nähe von Flughäfen bzw. von Einflugschneisen werden in manchen Ländern selbstleuchtende Signallampen auf den Seilen angebracht (self-illuminating light), um niedrig fliegende Luftfahrzeige vor dem Hindernis zu warnen. Sie werden vom Leiterseil induktiv oder kapazitiv gespeist und beinhalten häufig Pufferbatterien [4.94]. Vogelschutz-Warneinrichtungen Zum Vogelschutz gibt es eine breite Palette von Warneinrichtungen (Abb. 4.85). Die Vögel werden durch die Markierungen zum Über- oder Unterfliegen der Leitung angeregt. Die Auswahl der effektivsten Markierung ist von den Vogelarten abhängig, die geschützt werden sollen, bspw. sind die Blickwinkel der Vogelarten unterschiedlich breit. So werden schwarze und weiße Kugeln nebeneinander oder in Abständen montiert, oder schwarze und weiße Vogelwarntafeln werden zwischen den Teilleitern eines Leiterseilbündels angebracht, ähnlich wie Abstandhalter, oder Vogelwarnfahnen installiert. Neuerdings sind bewegliche reflektierende Vogelabweiser auf dem Markt, die von einer Drohne montiert werden können. Auch das Abdecken der Isolatoren mit Profilen aus Kunststoff am Mast (Abb. 4.85, unten links) oder das Montieren von soge‐ nannten Vogelbesen am Aufhängepunkt des Isolators an der Traverse (Abb. 4.85, unten rechts) haben sich als Vogelschutz vor Kurzschluss durch Berühren (Stromschlag) bewährt. 4.5 Armaturen 257 <?page no="261"?> Abb. 4.85: Vogelwarneinrichtungen: Doppelkugeln mit 30 cm Durchmesser (oben links); Warnfähnchen (oben rechts), Isolatorabdeckung (unten links), Vogelbesen (unten rechts) Radarmarker Radarmarker an den Seilen werden vornehmlich bei den Kreuzungen von Wasserstra‐ ßen eingesetzt. Sie sind oft den üblichen roten oder orangen Warnkugeln ähnlich, und beinhalten im Inneren metallische Elemente, die von den Radaranlagen der Schiffe gesehen werden können. Das hilft der Erkennung von Leitungsquerungen bei Fahrten am Tag und in der Nacht. 4.5.2 Isolatorkettenarmaturen Isolatorkettenarmaturen (engl. string fittings) verbinden die Seilarmaturen mit den Isolatoren, die Isolatoren miteinander und diese mit dem Tragwerk. Wir unterscheiden zwischen Verbindungsarmaturen und Schutzarmaturen. Die Isolatorkettenarmaturen müssen folgenden Belastungen standhalten: ■ mechanische Festigkeit: 40 bis 800-kN (gilt nicht für Schutzarmaturen), ■ Kurzschlussstromtragfähigkeit, ■ Beweglichkeit: Klöppel-Pfanne; Gabel-Lasche, ■ Kompatibilität: IEC 60120; IEC 60471, 258 4 Freileitungstechnik <?page no="262"?> ■ einfache Montage: keine Spezialwerkzeuge, ■ Korrosionsbeständigkeit: feuerverzinkt oder aus A2-Stahl. Abb. 4.86: Verbindungsarmaturen für Isolatorketten (SAB: Schutzarmaturbefestigung) (Quelle: RIBE) Speziell im Fall eines Kurzschlusses und des damit verbundenen Temperaturanstieges darf ihre mechanische Integrität nicht beeinträchtigt und ihre schützende Zinkschicht nicht beschädigt werden. Zu diesem Zweck sollte ihre Kurzschlussstromdichte bei mechanisch belasteten Armaturen auf 70 A/ mm 2 (1 s) und bei unbelasteten Armaturen, wie z. B. Lichtbogenschutzarmaturen (s. u.), auf 80 A/ mm 2 (1 s) begrenzt werden [4.8]. Abb.-4.86 zeigt verschiedene Arten von Verbindungsarmaturen für Isolatorketten. Isolatorschutzarmaturen dagegen, wie Lichtbogenhörner und -ringe, sind wichtige Bestandteile von Isolatorketten, insbesondere bei hohen Spannungen. In Europa werden sie in der Regel ab 50 kV eingesetzt, in Übersee dagegen oft erst ab 150 kV oder sogar ab 220 kV. Sie sollen die Isolatoren vor dem Leistungslichtbogen im Falle von Überschlägen schützen. Diese können entstehen durch: ■ Überspannungen durch Blitzeinschläge und Schalthandlungen, ■ leitende Fremdschichten auf der Oberfläche des Isolators, ■ reduzierte Abstände zu den geerdeten Tragwerken der Leitung aufgrund von starkem Wind, Eisabwurf oder Seiltanzen, ■ Überbrückung der Schlagweite des Isolators, z. B. durch Tiere oder Vogelkot, der beim Abfliegen von der Spitze eines Isolators freigesetzt wird, und 4.5 Armaturen 259 <?page no="263"?> ■ durch reduzierte elektrische Festigkeit der Luft bei Bränden unterhalb einer Freileitung, z.-B. bei den heutzutage z.-T. verheerenden Waldbränden. Da Lichtbögen Temperaturen von über 18000 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 (Abb. 4.87). Der Materialverlust am Endbrennpunkt kann für Stahl mit 0,4 cm 3 / kAs und für Aluminium mit 1,4 cm 3 / kAs berechnet werden; für 380-kV-Ketten ist beispielsweise ein Kugeldurchmesser von 80-mm üblich. Abb. 4.87: Bewegung des Lichtbogens mit der Stromstärke I entlang der Schutzarmatur bis zur Endbrennstelle E (Quelle: RIBE) Stahl ist das bevorzugte Material für Isolatorschutzarmaturen gegenüber Aluminium, da sich der Lichtbogen bei Stahl um fast 50 % schneller bewegt und somit auch schneller zur Brennelektrode gelangt. Zudem ist die Verbrennungswärme von Aluminium fünfmal höher als die von Stahl, was das Risiko einer thermischen Beschädigung des Isolators erhöht. Weiterhin sollten Lichtbogenschutzarmaturen so ausgerichtet sein, dass die durch den Lichtbogenstrom entstehenden elektromagnetischen Kräfte die Bewegung des Lichtbogens vom Isolator weg unterstützen [4.95]. Bei höheren Betriebsspannungen kann die elektrische Feldstärke vor allem am spannungsführenden Ende des Isolators Werte erreichen, die über der Korona-Ein‐ satzspannung liegen (Kap. 4.3.6). Dies ist bei Verbundisolatoren kritischer, da deren Silikonhülle durch die sogenannte Wassertropfenkorona beschädigt werden kann. Aus diesem Grund sollten Lichtbogenschutzarmaturen so dimensioniert werden, dass die elektrische Feldstärke auf der Schirmhülle von Verbundisolatoren den empfohlenen 260 4 Freileitungstechnik <?page no="264"?> Abb. 4.88: Kombischutzring (C-Ring) und Ringhorn (rechts) für 380-kV-Ketten (Quelle: PFISTERER) Grenzwert von 4,2 kV/ cm nicht übersteigt [4.96]. Dies kann allerdings nur durch Simulationsrechnungen nachgewiesen werden. Generell gelten folgende Grenzwerte: ■ Metallische Kettenkomponenten: ■ 17…21-kV/ cm (Test und Simulation), ■ Isolatorstrunk: ■ ≤ 4,2-kV/ cm für 10-mm Dicke (Simulation), ■ Dichtung: ■ ≤ 3,5-kV/ cm (Simulation), ■ Isolierstoff: ■ ≤ 30-kV/ cm (Simulation). Es gibt auch Lichtbogenschutzarmaturen, die beide Aufgaben, d. h. die Kontrolle des Lichtbogens und der Feldstärke, erfüllen, wie z. B. der sogenannte Combi-Schutzring (sog. C-Ring) (Abb.-4.88 links). Bei Verbundisolatoren wird empfoh‐ len, die Lichtbogenschutzarmaturen nicht direkt an den Endarmaturen zu befestigen (Abb. 4.89), da im Falle ei‐ nes Lichtbogens der volle Kurzschluss‐ strom über die Endarmatur fließen und diese überhitzen würde. Die dadurch thermisch bedingte, radiale Ausdehnung der Armatur könnte dazu führen, dass der GFK-Stab herausrutscht und der Iso‐ lator seine mechanische Integrität ver‐ liert. Aus diesem Grund sind bei einer Kurzschlussprüfung Gewichte an dem Isolator befestigt, um diesen Belastungs‐ fall zu simulieren. Empfehlungen für den Einsatz von Lichtbogenschutzarmaturen für Verbundisolatoren wurden in [4.97, 4.98] veröffentlicht. Abb. 4.89: Bevorzugte Schutzarmaturbefestigung an einer Doppelöse mit SAB (Abb. 4.56) bei Verbun‐ disolatoren (Quelle: PFISTERER) 4.5 Armaturen 261 <?page no="265"?> Abb. 4.90: Stockbridge-Dämpfer (Quelle: PFISTE‐ RER) 4.5.3 Bemessung von Seil- und Kettenarmaturen Tragklemmen müssen für den 1,35-fachen Wert der auf den Leiter wirkenden Kräfte nach [4.8, Abs. 11.6/ DE.1] bemessen werden. Tragklemmen müssen außerdem den Leiter bei den Differenzzugkräften nach [4.8, Abs. 4.12.2/ DE.1] zuverlässig halten. Unter Zug stehende Leiterverbinder undAbspannklemmen müssen nach [4.8, Abs. 11.6/ DE.1] den Leiter mit mindestens 1,55-facher Zugkraft bei Höchstlast [4.8, Abs. 9.6.2/ DE.1] oder mit dem 0,85-fachen von 95 % der rechnerischen Bruchkraft nach (4.7) halten. Maßgebend ist jeweils der niedrigere Wert. Die mechanische Belastung der Zubehörteile für Isolatorketten folgen aus [4.8, Abs. 10.7/ DE.1] und dem zugehörigen Teilsicherheitsbeiwert γ c = 1,35, bei deren Festigkeit dagegen müssen die in Tab. 4.10 enthaltenen Material-Teilsicherheitsbeiwerte γ Μ angesetzt werden (Kap. 4.4.2). Werkstoff Material-Teilsicherheitsbeiwert γ Μ Baustahl nach DIN EN 10025, Stahlguss nach DIN 1681 2,4 Temperguss nach DIN EN 1562 3 Gusseisen mit Kugelgraphit nach DIN EN 1563 3 AI-Knetlegierung nach DIN EN 573-4 2,4 AI-Gusslegierung nach DIN EN 1706 3,3 Tab. 4.10: Material-Teilsicherheitsbeiwerte γ Μ 4.5.4 Schwingungsschutzarmaturen Schwingungsdämpfer Windinduzierte Schwingungen (Kap. 4.3.11) können, wenn sie nicht kontrolliert werden, zu Drahtbrüchen durch Materialermüdung und in extre‐ men Fällen zu Leiterausfällen führen. Eine frühe Forderung an die Herstel‐ ler war daher, geeignete Schwingungs‐ dämpfer zu entwickeln. Der am meisten verbreitete Dämpfer ist der sogenannte Stockbridge-Dämpfer, der nach seinem Erfinder George H. Stockbridge benannt wurde (Abb.-4.90), [4.99]. 262 4 Freileitungstechnik <?page no="266"?> Abb. 4.91: Dämpfungsenergie eines Stockbridge-Dämpfers vor (blau) und nach (rot) der Ermüdungs‐ prüfung (Quelle: RIBE) Der Stockbridge-Dämpfer ist ein sogenannter Resonanzdämpfer (engl. TMD: Tuned Mass Damper). Er wird mittels einer Klemme, die mit einem Stahlseil (engl. messenger wire) mit den zwei Dämfergewichten (wegen ihrer Form engl. dogbones genannt) verbunden ist, an das Leiterseil aufgehängt. Wenn das Seil schwingt, wird ein Teil der Schwingungsenergie auf die beiden Gewichte übertragen, welche sich bewegen und zu einer Verbiegung des Dämpferseiles führen. Dadurch wird die Schwingungsenergie durch die Reibung zwischen den einzelnen Drähten im Dämpferseil in Wärme umge‐ wandelt und aus dem System herausgeführt. In erster Näherung kann der Stockbridge- Dämpfer als ein Feder-Masse-Dämpfer modelliert werden. In Abb. 4.91 ist die Dämpfungsenergie über die Schwingfrequenz in blau eingetragen. Im gleichen Diagramm ist die entsprechende Kurve (rot) des gleichen Dämpfers nach einer Ermüdungsprüfung mit 10 6 Lastwechseln eingetragen. Die Kurvenverschiebung liegt innerhalb der in der Norm für Dämpfer-Prüfungen angegebenen Toleranz [4.100]. Die Spitzen im Kurvenverlauf entsprechend den Eigenfrequenzen des Dämpfers, welcher üblicherweise als 4R-Dämpfer (4R: vier Resonanzen) konzipiert ist. Aus diesem Grund ist der Aufbau eines Dämpfers asymmetrisch, d. h. seine Gewichte sind unterschiedlich groß und schwer und die kurzen Seilstücke, auf denen sie befestigt sind - das sind üblicherweise 19-drähtige verzinkte Stahlseile -, sind nicht gleich 4.5 Armaturen 263 <?page no="267"?> lang. Dadurch tritt die erste und zweite (untere) Eigenfrequenz bei der maximalen Durchbiegung der beiden Dämpfergewichte auf, während die dritte und vierte (obere) Eigenfrequenz durch die Drehung der Gewichte um ihren jeweiligen Schwerpunkt entsteht (Abb.-4.92). Die richtige Position eines Dämpfers auf dem Leiterseil übernehmen heutzutage oft spezielle Berechnungsprogramme [4.101]. Dies ist besonders in kritischen Fällen, z. B. bei langen Spannweiten mit hoher Seilzugspannung, erforderlich. In Standard‐ situationen basiert die Dämpferplatzierung auf Erfahrung. So hat es sich bewährt, wenn der Dämpfer in einem Abstand S d vor der Klemme angebracht wird, die ca. 80 % der halben Wellenlänge (engl.: loop) der äolischen Schwingung bei der höchsten Windgeschwindigkeit von 7 m/ s, bei welcher diese auftritt, entspricht (Abb. 4.93 b). Dann sitzt nämlich der Dämpfer etwa im Schwingungsbauch bei der tiefsten relevanten Windgeschwindigkeit von 1 m/ s (Abb. 4.93 a) und kann durch die Biegebewegung seiner Gewichte ausreichende Dämpfung generieren. Die Faustregel für die Entfernung des ersten Dämpfers von der Klemme beträgt ca. 2-m (Abb.-4.94). Abb. 4.92: Eigenschwingungen eines 4R-Stockbridgedämpfers Abb. 4.93: Empfehlungen für die Platzierung von Stockbridge-Dämpfern; Schwingungsfigur bei schwa‐ chem (a) und starkem Wind (b) 264 4 Freileitungstechnik <?page no="268"?> Abb. 4.94: Stockbridge-Dämpfer mit massiven Gewichtskörpern im Einsatz; das Gewicht an der Kette (engl.: counterweight) dient der Unterdrückung vom Hochzug bei starkem Höhenunterschied zweier benachbarter Maste Generell ist es üblich, je einen Dämpfer an beiden Enden des Spannfeldes anzubringen. Wird ein zweiter Dämpfer pro Aufhängepunkt für notwendig erachtet, z. B. bei langen Spannfeldern über 400 m, so sollte er etwa im gleichen Abstand (z. B. 2 m) vom ersten Dämpfer zur Spannfeldmitte hin angeordnet werden. Abstandshalter Anfang des 20. Jahrhunderts, als zur Übertragung von höheren Leistungen die Netz‐ spannungen drastisch zu steigen begannen, traten bald Einschränkungen durch Korona und die Wellenimpedanz der Einfachleiter in den Vordergrund. Die Lösung für beide Probleme war die Einführung von Bündelleitern [4.102-4.104] (Kap. 4.3.7). Dies 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 aufgrund von Teilfeldschwingungen, Böen oder Kurzschlüssen zusammenstoßen oder dass das Bündel, z. B. aufgrund ungleicher Eislasten, kippt. In Deutschland beträgt der Bündelabstand üblicherweise 400 mm. Zu einem späteren Zeitpunkt wurden auch dämpfende Eigenschaften in die Abstandshalter integriert, um störende äolische Schwingungen der Teilleiter zu unterdrücken. Es entstanden die dämpfenden Feldabstandhalter (engl. spacer damper), 4.5 Armaturen 265 <?page no="269"?> welche heute bei praktisch allen Bündelkonfigurationen mit der möglichen Ausnahme von 2er-Bündeln eingesetzt werden. Bei 2er-Bündeln werden als Alternative flexible, gelenkige oder halbstarre Abstandshalter mit Stockbridge-Dämpfern kombiniert. Eine Explosionszeichnung eines typischen Abstandshalters für 4er-Bündel ist in Abb. 4.95 (linker Bildteil) dargestellt. Die Dämpfung übernehmen die Elastomerscheiben, die in den Gelenken eingebaut sind und durch die Bewegung der Arme zyklisch be- und entlastet werden. Dadurch entsteht durch die sog. Coulomb-Dämpfung Reibenergie, die in Wärmeenergie umgewandelt wird und der Schwingungsenergie entgegenwirkt. Abb. 4.95: Explosionszeichnung eines dämpfenden 4er-Bündel-Feldabstandhalters, linker Bildteil; Zu‐ sammenschlagen der Teilleiter eines 4er-Bündels beim Kurzschlussversuch belastet stark den dämp‐ fenden Feldabstandhalter, rechter Bildteil (Quelle: PFISTERER) Generell müssen Abstandhalter den mechanischen, elektrischen und umweltbedingten Belastungen bei Installation, Betrieb und Wartung der Leitung, ohne zu versagen und ohne die Leiter zu beschädigen, standhalten. In [4.105] werden die verschiedenen Typen, Werkstoffe und Betriebserfahrungen mit Abstandhaltern und dämpfenden Feldabstandhaltern detailliert vorgestellt. Das dynamische Verhalten von Abstandshaltern bei windinduzierten Schwingungen ist eine komplexe Angelegenheit und liegt außerhalb des Rahmens dieses Buches. Es stehen verschiedene Berechnungsmethoden zur Verfügung, welche in [4.101] beschrieben werden. Eine besondere Belastung von Abstandhaltern wird durch elektromagnetische Kräfte verursacht, die durch Kurzschlussströme in den Teilleitern des Bündels ent‐ stehen. Kurzschlussströme verursachen starke Anziehungskräfte zwischen den Teil‐ leitern, die zu großen Auslenkungen und sogar zum Zusammenstoß der Teilleiter führen (Abb. 4.95, rechts) [4.106]. Durch die massive Erhöhung der Zugkraft in den Leiterseilen entstehen erhebliche Druckkräfte auf die Arme des Abstandhalters, die bei 266 4 Freileitungstechnik <?page no="270"?> Abb. 4.97: Beispiel für abgespannte Maste; diese werden vermehrt in Skandinavien und in Übersee eingesetzt (Quelle: U. Cosmai) den heute üblichen Kurzschlussströmen im Bereich von 50 kA bis zu 15-kN und mehr erreichen können (Abb. 4.96), [4.107]. Deren Berechnung erfolgt näherungsweise nach der sogenannten Manuzio-Formel [4.161], wenn genauer, z. B. in Stromschlaufen, nach dem in [4.162] vorgestellten Verfahren. Abb. 4.96: Entstehung und zeitlicher Verlauf der Kurzschlusskraft auf einem Dreier-Abstandshalter bei einem Dauerkurzschlussstrom von 40 kA (Quelle: [4.107]) 4.6 Tragwerke Die Tragwerke sind sicherlich die auf‐ fälligsten Komponenten, und, zusam‐ men mit den Leiterseilen, die teuers‐ ten Komponenten einer Freileitung. Die Tragwerke von Hoch- und Höchstspan‐ nungsfreileitungen sind fast ausschließ‐ lich Stahlgittermaste, obwohl in den letzten Jahren ästhetische Maste, auch Designermaste genannt, das sind oft Stahlrohr- oder Betonmaste, eine immer größere Rolle spielen, um die Akzeptanz einer neuen Leitung bei der Öffentlich‐ keit zu verbessern. In der Entwicklungs‐ phase befinden sich Tragwerke aus Ver‐ bundwerkstoffen [4.108]. Insbesondere ab 220 kV werden meistens Stahlgittermaste verwendet, weil mit ihnen große Spannweiten wirt‐ schaftlich realisiert werden können. Darüber hinaus haben sie bei ordnungs‐ gemäßer Wartung eine lange Lebens‐ dauer, und da sie modular aufgebaut sind, lassen sie sich leicht von der Produktionsstätte zur Baustelle transportieren. Ihr modulares Konzept ist auch bei Änderungen im Falle einer Aufrüstung oder von Reparaturen einzelner Mastelemente von Vorteil und ermöglicht eine einfache Anpassung an das Gelände, z.-B. durch Verlängerung der Eckstiele. 4.6 Tragwerke 267 <?page no="271"?> Im Laufe der Jahre wurden verschiedene Mastformen entwickelt und eingesetzt (Kap. 2.1.1), wobei in Übersee nicht selten auch abgespannte Maste verwendet werden (Abb.-4.97) Die Bezeichnung der verschiedenen Bestandteile eines Stahlgittermastes, in diesem Fall handelt es sich um einen sogenannten Donaumast, sind in Abb.-4.98 eingetragen. Abb. 4.98: Bezeichnung eines Stahlgittermastes (Quelle: Omexom) 4.6.1 Materialien und Gestaltung der Stahlgittermaste In [4.109] findet sich ein guter Überblick über die Industriepraxis für die Materialien, Fertigung und Gestaltung von Stahlgittermasten. Für deren Stäbe werden Winkelpro‐ file aus hochfestem Stahl der Güteklasse S355 (alte Bezeichnung St 52) und Baustahl der Güteklasse S235 (St 37) verwendet [4.110, 4.111]. Sie werden in Größen von 40x3 mm bis 250x28-mm eingesetzt und mit Schrauben nach [4.112] miteinander verbunden. Um eine lange Lebensdauer der Stahlgittermaste zu gewährleisten, ist ein ausrei‐ chender Schutz gegen Rost von großer Bedeutung. Der beste Korrosionsschutz wird durch das sogenannte In-Factory-Duplex-System erreicht, d. h. durch die zusätzliche Beschichtung der Stahlprofile unmittelbar nach ihrer Verzinkung in einer Beschich‐ tungsanlage. Dieser werksseitiger DUPLEX-Prozess hat gegenüber einer Beschichtung der stehenden Konstruktion vor Ort folgende Vorteile: ■ Unabhängig vom Wetter (Temperatur, Feuchtigkeit etc.), ■ unabhängig von der Saison (kann das ganze Jahr erfolgen), ■ gleichmäßige Schichtstärke, ■ gleichmäßige Qualität (kann jederzeit und einfach kontrolliert werden), ■ falls erforderlich, 24 Stunden pro Tag zu beschichten, 268 4 Freileitungstechnik <?page no="272"?> ■ geringstmögliche Umweltbelastung, ■ keine zusätzlichen Abschaltzeiten der Leitung, ■ deutliche Erhöhung der Lebensdauer der Beschichtung und damit Reduzierung des Aufwandes für nachfolgende Erhaltungsbeschichtungen. 4.6.2 Mastarten Die Leitungstragwerke werden nach ihrer Funktion und Ablenkungswinkel in der Leitungstrasse unterschieden (Abb.-4.99): Abb. 4.99: Mastarten in einem Leitungsabschnitt, E Endmast, T Tragmast, A Abspannmast, WT Winkel‐ tragmast, WA Winkelabspannmast (Quelle: Y. Voyatzakis) ■ Tragmast T (engl.: suspension): Im geraden Trassenverlauf, im Normalbetrieb keine Leiterzugkräfte-Tragketten. ■ Winkeltragmast WT (engl.: light angle): Tragfunktion in Winkelpunkten bis 3°; Tragketten hängen schräg. ■ Winkelmast WA (engl.: heavy angle): Aufnahme der resultierenden Leiterzugkräfte im Winkelpunkt bis 10°, selten bis 20°; ausgerüstet mit Abspannketten. ■ Abspannmast A (engl.: strain): Ausgelegt für Differenzzüge in Leitungsrichtung; Abspannketten. ■ Endmast E(engl.: terminal): Aufnahme der einseitigen Leiterzugkräfte; Abspann‐ ketten. ■ Sondermaste (Portale, Kabelendmaste, Mercedesmast). 4.6 Tragwerke 269 <?page no="273"?> 4.6.3 Bemessung Die Bemessung eines Stahlgittermastes erfolgt in folgenden Schritten: ■ Entwurf der Geometrie ■ Ermittlung der Belastungen ■ Berechnung der Schnittkräfte ■ Festigkeitsberechnung □ Stabilitätsnachweis □ Querschnittsnachweis □ Nachweis der Verbindungsmittel 4.6.4 Mastkopfgeometrie 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 Abstand hängt vom Durchhang und damit von der Spannweite ab (4.26), während der Abstand zu geerdeten Teilen im Mast durch Art und Anordnung der Isolatoren und die Windwirkung bestimmt wird (Abb. 4.100, Tab.-4.11). Darin beträgt der Faktor K 1 = 0,75. Abb. 4.100: Elektrische Sicherheitsabstände am Mastkopf 270 4 Freileitungstechnik <?page no="274"?> ohne Wind mit 58-% Wind Nennspannung Max. Betriebsspannung D el D pp K 1 × D el K 1 × D pp 110-kV 123-kV 1,00 m 1,15 m 0,75 m 0,86 m 220-kV 242-kV 1,70 m 2,00 m 1,28 m 1,50 m 380-kV 420-kV 2,80 m 3,20 m 2,10 m 2,40 m Tab. 4.11: Sicherheitsabstände am Mast Für die Masthöhe ist der größte Seildurchhang bei der höchsten zulässigen Seiltempe‐ ratur bestimmend. 4.6.5 Belastungen Die äußeren Belastungen eines Leitungstragwerkes sind: ■ ständige Lasten: Eigengewicht von Leiterseilen und Isolatoren ■ meteorologische Lasten: Wind- und Eislasten: □ max. Wind +5-℃ □ max. Eis -5-℃ □ Kombination max. Eis -5-℃ und 50-% Wind ■ Montagelasten: □ Montageverfahren/ Seilzug □ Verankerungen □ Hebevorrichtungen ■ Lasten für die Betriebssicherheit: □ einseitig reduzierte Seilzugspannungen (Torsion) □ unterschiedliche Aneisung (Differenzzüge in Leitungsrichtung) □ Kaskaden-Gefahr ■ Sonderlasten □ Kurzschluss □ Lawinen Lastfälle Der nächste Schritt ist die Zusammenfassung der Lasten zu Lastfällen, welche wahr‐ scheinliche Szenarien von Lastkombinationen berücksichtigen. Es ist üblich und übersichtlich, die Kräfte für jeden Lastfall schematisch in Form von sogenannten Lastbäumen darzustellen (Abb.-4.101). 4.6 Tragwerke 271 <?page no="275"?> Abb. 4.101: Lastbäume für verschiedene Lastfälle 4.6.6 Ermittlung der Stabkräfte Freileitungsmaste sind statisch bestimmte Fachwerke. In den Anfängen mussten die Leitungsbauer oft einfache Methoden wie den Cremona-Plan oder den Ritter-Schnitt anwenden, um die Stabkräfte zu bestimmen. Mit der Einführung von Computern wurden jedoch Rechenverfahren, z. B. mit der Finite-Elemente-Methode (FEM), entwi‐ ckelt, die meist auf einem linear-elastischen 3-D-Fachwerkmodell basieren. Bei stärker verformbaren Strukturen, wie z. B. abgespannten Masten, werden nichtlineare Ansätze erforderlich. Eine gute Übersicht über verfügbare Computerprogramme findet sich in [4.113]. Trotzdem ist es instruktiv, an einem Beispiel zu zeigen, wie die Stabkräfte analytisch berechnet werden können. Dazu betrachten wir einen Stahlgittermast mit einfachen Diagonalen (Abb. 4.102) und gehen davon aus, dass die äußeren Be‐ lastungen gleichmäßig auf die zwei gegeneinander liegenden Mastwände aufgeteilt werden. 272 4 Freileitungstechnik <?page no="276"?> (4.53) Abb. 4.102: Stahlgittermast: Statisches System, Geometrie, Belastungen und Stabkräfte einer Mast‐ wand Wir führen nach Ritter zwei Schnitte aus, wobei diese jeweils nur drei Stäbe trennen dürfen, damit mit den Gleichgewichtsbedingungen der ebenen Statik die drei freige‐ schnittenen Stabkräfte ermittelt werden können. Aus dem Momentengleichgewicht um den Punkt D beim Schnitt 1-1 erhalten wir die Eckstielkraft N CE zu: N CE = P ℎ 2 2dcosα Ähnlich können wir mit Schnitt 2-2 und dem Momentengleichgewicht um den Punkt S die Diagonalkraft N EF ermitteln zu: 4.6 Tragwerke 273 <?page no="277"?> (4.54) (4.55) N EF = P x 2abl EF Dabei ist l EF die Länge der betreffenden Diagonale: l EF = b sinδ sinβ Zudem berücksichtigt der Faktor 2 im Nenner die oben erwähnte Annahme, dass die Stäbe in den «parallelen» Mastwänden zu gleichen Teilen die äußeren Belastungen tragen. Diesen Vorgang kann man mit allen äußeren Belastungen wiederholen, seien diese horizontal (Windlasten) oder vertikal (Seileigengewicht und Eislasten), und durch einfache Addition (Superpositionsprinzip) die jeweiligen Gesamtkräfte erhalten. Mit den gleichen Überlegungen können die Stabkräfte in den Masttraversen, den Querverbänden, den Eckstielausfachungen sowie Torsionsbelastungen, auch bei ge‐ kreuzten Diagonalen in den Mastwänden, ermittelt werden [4.7, S.-346 ff.]. 4.6.7 Festigkeitsberechnung Bei den Stahlgittermasten können folgende Versagensformen auftreten: ■ Stabilitätsversagen (das Bauteil weicht unter Druck seitlich aus) ■ Biegeknicken ■ Biegedrillknicken ■ Drillknicken ■ Versagen des Nettoquerschnittes (das Bauteil reißt) ■ Biegeversagen ■ Anschlussversagen (der Schraubenanschluss verformt sich bzw. schert ab) ■ Lochleibungsversagen ■ Abscherversagen Die Letzteren werden in Abb. 4.103 schematisch dargestellt. Abb. 4.104 zeigt ein Lochleibungsversagen aus der Praxis; beim Stahlprofil ist der Bereich um die Schraube (nicht die Schraube selbst) aufgrund einer zu hohen Zugbeanspruchung gerissen. Abb. 4.103: Abscherversagen (a und b) und Lochleibungsversagen (c) schematisch 274 4 Freileitungstechnik <?page no="278"?> Lochleibungsversagen: Bei diesem Bauteil riss, aufgrund einer zu großen Zugbeanspruchung, der Bereich um die Schraube. Die Schraube ist hier, wenn auch nicht zu sehen, noch intakt. Ein größerer Randabstand oder eine dickere Wandstärke hätten dieses Versagen verhindert. Abb. 4.104: Lochleibungsversagen aufgrund zu großer Zugbeanspruchung im Bereich der Schraube; die Schraube selbst ist noch intakt (Quelle: Omexom) Abb. 4.105: Stabilitätsversagen der Diagonalen eines Stahlgittermastes unter Druckspannung (Quelle: Omexom) In Abb. 4.105 wird ein Stabilitätsversagen der Mastdiagonalen gezeigt. Einige knickten um ihre schwache Achse, andere aus der Mastebene heraus. Umbruchversuche Oft werden Freileitungsmaste, vor allem neue Designs, durch Prüfungen an Prototypen validiert [4.114]. Dabei wird in speziell eingerichteten Prüfungsanlagen (engl. test 4.6 Tragwerke 275 <?page no="279"?> stations) der zu prüfende Mast aufgestellt und mit Seilzügen, welche die auf den Mast wirkende Kräfte simulieren, belastet (Abb. 4.106). Die Prüfung gilt als bestanden, wenn bei allen simulierten Lastfällen die maximalen Lasten (100 %) 5 min lang gehalten werden, ohne dass ein Mastversagen auftritt. Es ist dabei hilfreich, wenn an kritischen Stellen der Mastkonstruktion Dehnungsmessstreifen angebracht werden, welche den Verlauf der Spannungen registrieren. Auch ist es üblich, dass nach bestandener Prüfung der Mast bis zum Umbruch weiter belastet wird (Abb. 4.107). Die IEC-Norm 60652 bildet die Grundlage für die Durchführung solcher Prüfungen [4.115]. Abb. 4.106: Stahlgittermast auf dem Prüfgelände mit den Seilzügen für die Belastungen; im kleinen Bild ist die Messanlage für die Eckstielverschiebung dargestellt 276 4 Freileitungstechnik <?page no="280"?> Abb. 4.107: Umbruchversuch beim Tragmast einer 220-kV-Doppelleitung 4.6.8 Kompaktleitungen Wie bereits erwähnt, hat sich in den letzten Jahren in der Öffentlichkeit erheblicher Widerstand gegen neue - und sogar bestehende - Freileitungen formiert, als Alterna‐ tive wurden oft Erdkabel vorgeschlagen. Ein Grund zur Besorgnis sind häufig zu einem die angeblichen Gesundheitsgefahren, die mit elektrischen und magnetischen Feldern (EMV: Elektromagnetische Verträglichkeit) im Nahbereich der Leitungen verbunden sein würden (Kap 6.1.8), zum anderen die vermeintlich störende Sichtbarkeit von Freileitungen in der Landschaft. Es überrascht daher nicht, dass sich Netzbetreiber mit diesen Aspekten befasst haben, was zur Entwicklung der optisch ansprechenderen Kompaktleitungen führte [4.116]. Diese benötigen in der Regel eine schmalere Trasse, können eine höhere Leistung übertragen und rufen durch die geringeren Abstände zwischen den Phasen im Vergleich mit konventionellen Mastkonfigurationen niedri‐ gere Magnetfeldbelastung in Bodennähe hervor. Abb. 4.108 zeigt zwei Beispiele zur Reduktion der optischen Beeinträchtigung von Freileitungen [4.117, 4.118]. Hierbei spielte die zunehmende Akzeptanz von Verbundisolatoren eine entscheidende Rolle, wie in (Kap.-4.4.4) erläutert wird. 4.6 Tragwerke 277 <?page no="281"?> Abb. 4.109: Erdseil mit Schutzbereich bei einem Donaumast [4.7] Abb. 4.108: Optische Auswirkung auf die Umgebung durch eine konventionelle und eine Kompaktlei‐ tung in Dubai (links) und Wintrack-Leitung in Holland mit je zwei 380-kV- und 132--kV-Stromkreisen (rechts); die gegenseitige Anordnung der zwei 380-kV-Stromkreise wurde gewählt, um das magneti‐ sche Feld am Boden stark zu reduzieren (Quelle: PFISTERER) 4.6.9 Blitzschutz Blitzeinschläge sind die Hauptursache für die meisten nicht programmierten Ausfälle von Stromnetzen. Internationale Statistiken zeigen, dass etwa 65 % dieser Ausfälle auf Blitzeinschläge in Freileitungen zurückzuführen sind [4.119]. Generell werden Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen mit Erdseilen ausgestattet, um die Leiterseile gegen Blitzeinschläge abzuschirmen, denn diese können dadurch erheblich geschädigt werden. Erdseile werden so angeordnet, dass ihr Abschirmwinkel θ zwischen 10° und maximal 35° beträgt (Abb.-4.109) [4.120]. 4.6.10 Erdung Ein wirksamer Blitzschutz benötigt eine zuverlässige Erdung der Leitungstrag‐ werke. Dabei gelten folgende Anforde‐ rungen an Erdungsanlagen von Freilei‐ tungen: 278 4 Freileitungstechnik <?page no="282"?> ■ Sicherstellen der Personensicherheit im Falle von elektrischen Spannungen, die während Erdschlüssen 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, ■ genügende mechanische Festigkeit und Korrosionsbeständigkeit der Erdungsvor‐ richtung. Die erste Forderung ist vorrangig und schließt auch Tiere, z. B. weidendes Vieh, ein. Die Anforderungen zum Schutz von Personen und Tieren in der Nähe von geerdeten Frei‐ leitungsmasten vor der Gefahr von Stromschlägen durch Netzfrequenzfehler wurden in [4.121] zusammengefasst, wobei die dort erwähnten Methoden auch bei Fehlern, die durch Blitzschlag und den damit verbundenen Überspannungen verursacht werden, angewendet werden können. Bei Freileitungen ist es üblich, die Erdseile an jedem Mast sowie den Mast selbst mit dem Erdreich zu erden. Tragwerke aus leitfähigen Werkstoffen wie Stahl gelten bereits durch ihre Mastfüße und deren Gründungen als geerdet. Es sind jedoch häufig zusätzliche, z. T. aufwändige Erdungsmaßnahmen zu treffen, um die erforderlichen Eigenschaften der Erdung zu erreichen, z. B. bei Masten an Standorten mit niedriger Bodenleitfähigkeit. Wenn der Blitzstrom über den Mast zur Erde abgeleitet wird, entsteht am Mast eine Überspannung als Funktion seiner Stoßimpedanz, die ihrerseits auch vom Mas‐ tausbreitungswiderstand (Erdungswiderstand) abhängt. Wenn diese Überspannung zusammen mit der augenblicklichen betriebsfrequenten Spannung der Außenleiter den Isolationspegel der Isolatorketten überschreitet, tritt ein rückwärtiger Überschlag (engl. back flashover) vom Mast zu den Leiterseilen ein. Der Mastausbreitungswiderstand ist daher ein wichtiger Parameter im Hinblick auf diesen unerwünschten Vorgang und darf deswegen Werte von max. 10 Ω erreichen. Das hängt allerdings stark von der Bodenbeschaffenheit ab. Bindige Böden (Ton, Mergel, Lehm und Schluff) haben wegen der höheren Feuchtigkeitsaufnahme einen wesentlich niedrigeren Erdungswiderstand als nichtbindige Böden (Sand, Kies, Steine und Fels). Typische Werte von spezifischen Erdungswiderständen sind in [4.2] angegeben. Um genauere Ergebnisse zu erzielen, sollte der Erdungswiderstand vor Ort gemessen werden [4.121]. Einzelheiten zu Erdungsberechnungen finden sich in [4.2, 4.121, 4.122]. Werden Erdungsanlagen bei den Masten erforderlich, so können sogenannte Tiefen‐ erder eingesetzt weren. Das sind hauptsächlich Kupferprofile oder Rundstäbe, welche mit den Eckstielen des Mastes elektrisch leitend verbunden und im Boden eingerammt werden. Bei vielen Leitungsbetreibern werden standardmäßig Banderder aus Kupfer, häufig auch aus verzinkten Stahldrähten oder -bändern, sowie kupferummantelten Stahldräh‐ ten eingesetzt. Sie werden strahlen- oder ringförmig in ca. 1 m tiefen Bodengräben 4.6 Tragwerke 279 <?page no="283"?> verlegt und mit dem Mast elektrisch fest verbunden. (Abb. 4.110). Sollte das nicht für einen genügend tiefen Erdungswiderstand reichen, können beide Methoden kom‐ biniert werden. Abb. 4.110: Masterdung mit strahlenförmig verlegten Banderdern [4.7] 4.6.11 Gründungen Gründungen von Freileitungsmasten sind Fundamente in unterschiedlichen Formen, die in den meisten Fällen in Beton ausgeführt werden. Fundamente haben die wichtige statische Aufgabe, das darüber befindliche Tragwerk mit allen seinen Lasten, wie Eigengewicht der Konstruktion und der Leiterseile sowie Wind- und Eislasten sicher aufzunehmen in den Boden einzuleiten, ohne dass Setzungen entstehen. Demnach spie‐ len sie eine entscheidende Rolle für die Zuverlässigkeit und Sicherheit der Freileitung. Die Planung 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 unerlässlich [4.123, 4.124]. Zu Gründungszwecken wird zwischen bindigen und nichtbindigen Böden unterschie‐ den. Bindige Böden sind Ton, Mergel, Lehm und Schluff. Sie bilden einen schlechten und kaum tragfähigen Baugrund, dessen Konsistenz bei Wasseraufnahme bis hin zu schwammig und flüssig aufweicht. Nichtbindige Böden sind Sand, Kies, Steine und 280 4 Freileitungstechnik <?page no="284"?> Fels. Sie weichen bei Wasserzufuhr nicht auf und bilden in der Regel einen tragfähigen Baugrund. Nach [4.125] wird der Baugrund in folgende Bodenklassen (BK) eingeteilt: ■ BK 1: Oberboden ■ BK 2: Fließende Bodenarten ■ BK 3: Leicht lösbare Bodenarten ■ BK 4: Mittelschwer lösbare Bodenarten ■ BK 5: Schwer lösbare Bodenarten ■ BK 6: Leicht lösbarer Fels und vergleichbare Bodenarten ■ BK 7: Schwer lösbarer Fels Diese beeinflussen maßgeblich die Art der Gründung. Bei Hoch- und Höchstspan‐ nungsfreileitungen kommen folgende Fundamente zum Einsatz: ■ Blockfundament (engl. block foundation) ■ Aufgelöstes Stufenfundament (Abb.-4.111) (engl. pad and chimney) ■ Schachtfundament (Abb.-4.112) (engl. pad and chimney) ■ Bohrpfahlfundament, auch Mikro-Pfähle (Abb. 4.113) (engl. drilled shaft founda‐ tion) ■ Rammpfahlfundament (Abb.-4.114) (engl. pile) ■ Plattenfundament (Abb.-4.115) (engl. raft foundation) ■ Ankerfundament, auch Mikro-Anker (Abb.-4.116) (engl. anchor) ■ Schwellen- oder Rostfundament (engl. grillage foundation) Abb. 4.111: Aufgelöstes Stufenfundament mit Bemaßung [4.7] 4.6 Tragwerke 281 <?page no="285"?> Abb. 4.112: Verschiedene Ausführungen von Schachtfundamenten [4.7] Abb. 4.113: Bohrpfahlfundament (Quellen: [4.7], Omexom) Abb. 4.114: Einbau von einem Rammpfahlfundament; auf der Wiese liegen die Rammpfähle (Quelle: Omexom) 282 4 Freileitungstechnik <?page no="286"?> Abb. 4.115: Plattenfundament beim Betonieren (links), nach der Fertigstellung (rechts) (Quelle: Ome‐ xom) Abb. 4.116: Felsanker (engl. rock anchor), [4.123] Tab.-4.12 gibt einen Hinweis auf die Größe der Kräfte pro Eckstiel auf das Fundament für verschiedene Spannungsebenen und Masttypen [4.126]. Diese z. T. hohen Kräfte müssen von den Eckstielen des Mastes in die Gründung - und von dort in den umliegenden Boden - sicher übertragen werden. Das passiert mit zusätzlichen Haftwinkeln oder Knaggen, welche die Haftung zwischen Stahl und Beton erhöhen (Abb.-4.117). 4.6 Tragwerke 283 <?page no="287"?> Abb. 4.117: Verankerung der Eckstiele mit Knaggen im Betonfundament [4.7] Masttyp Spannung [kV] Zugkraft [kN] Druckkraft [kN] Tragmast 110 220 380 10…25 20…40 30…150 12…30 25…50 40…180 Abspannmast 110 220 380 30…60 40…100 80…200 35…80 80…120 100…350 Spezialmast z.-B. Flusskreuzung - ≤ 400 ≤ 450 Tab. 4.12: Fundamentkräfte [4.126] Die Berechnung und Auslegung von Mastfundamenten soll hier nur skizzenhaft ange‐ deutet werden. Für Deutschland sind die halbempirischen Verfahren nach DIN EN 50341-1 (VDE 0210-1): 2013-11, M.3 anzuwenden. Der Nachweis für Zug erfolgt bei Schachtfundamenten nach dem statischen Erdauflastverfahren mit Erdauflastwinkel, wobei die Eckstielzugkraft V u vom Gewicht des mittragenden Erdkegels P 1 , beim Bohr‐ fundamenten dagegen, von der Mantelreibung T aufgenommen wird (Abb. 4.118). In beiden Fällen darf das Eigengewicht P des Fundamentes angesetzt werden. Bei den Drucknachweis müssen die zulässigen Bodenpressungen an der Sohle eingehalten werden. 284 4 Freileitungstechnik <?page no="288"?> Abb. 4.118: Schematische Darstellung der Kräfteverhältnisse in einem Schachtfundament (linke Seite) und einem Bohrfundament (rechte Seite) Bei systemrelevanten Leitungen und/ oder extremen Bodenverhältnissen werden vor Ort Prüfungen bei den fertiggestellten Fundamenten durchgeführt, Abb. 4.119 [4.123]. Dabei werden die Belastung und die dazugehörige Verschiebung des Fundaments aufgezeichnet. Abb. 4.119: Vor-Ort-Prüfung eines Felsankerfundaments (Quelle: [4.123]) 4.6 Tragwerke 285 <?page no="289"?> 4.7 Leitungsbau Der Bau einer Hochspannungsfreileitung ist ein komplexes Unterfangen, denn die Baustelle erstreckt sich meistens 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 besonders schlanken Elementen, den Leiterseilen, was ein spezieller und anspruchsvoller technischer Vorgang 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; einige 100 Jahre alte Leitungen sind heute noch in Betrieb. Weitere nennenswerte Herausforderungen sind der oft schwierige Zugang zu der Trasse und den Maststandorten und die Tatsache, dass an mehreren, weit voneinander entfernten Stellen mit diversen Montagekolonnen parallel gearbeitet wird. 4.7.1 Vermessung und Mastaufteilung 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 (engl. right of way, ROW), wie Straßen, Gewässer, Gebäude und Bäume, erfasst werden. Das Abstecken der Masts‐ tandorte, die sogenannte Mastaufteilung (engl. tower spotting), und die Vermessung von Diagonalprofilen an Maststandorten in geneigtem Gelände und von Objekten im Trassenbereich schließen die Vermessungsarbeiten vor Ort ab. Wie in anderen Bereichen haben auch die Vermessungsverfahren stark von der Digi‐ talisierung und Automatisierung profitiert. Während in der Vergangenheit Vermessun‐ gen mit klassischen topographischen Methoden, d.-h. mit Tachymetern, durchgeführt wurden, wird der Prozess heutzutage beschleunigt, vereinfacht und seine Genauigkeit verbessert. Dies geschieht entweder durch den Einsatz von sogenannten Totalstatio‐ nen, d. h. automatisch aufzeichnenden Theodoliten oder mithilfe von Echtzeit-GPS- Systemen (GPS: Global Positioning System). Beide Verfahren ermöglichen die Messung, Korrektur und sofortige Auswertung direkt vor Ort mit einer mittleren Genauigkeit der Profilpunkte von unter 10-mm über Entfernungen von bis zu 3-km [4.7]. Die in jüngerer Zeit entwickelte Lidar-Methode (Light Detection and Ranging) nutzt rotierende Laser, die in einem Flugzeug oder Hubschrauber installiert sind, um den Erdboden und bestehende Anlagen, wie schon bestehende Freileitungen, abzutasten. Als Ergebnis der Geländeaufnahme liegen ein Trassenplan und ein Längsprofil des Trassenverlaufs vor, mit allen für die detaillierte Trassenplanung relevanten Informationen wie Geländeart und -nutzung, gekreuzte Verkehrswege, Gewässer und Eisenbahnschienen. Im nächsten Schritt müssen die Maststandorte definiert werden. Was früher mithilfe einer sogenannten Durchhangsschablone zur Ermittlung der Seil‐ durchhänge in den einzelnen Spannweiten manuell durchgeführt wurde, wird heute fast immer von spezieller Software übernommen. 286 4 Freileitungstechnik <?page no="290"?> 4.7.2 Vorbereitung der Baustelle Der Leitungsbau ist im Grunde ein logistisches Problem, da schweres Material und Gerät durch z. T. unwegsames Gelände transportiert und an weit auseinanderliegenden Standorten korrekt deponiert werden muss. Diese Tätigkeit ist mit dem Bau von provisorischen Zufahrtsstraßen verbunden sowie - sofern das erforderlich ist - mit der Räumung der Trasse von Vegetation, da diese später schwerwiegende Betriebspro‐ bleme verursachen kann. Der mit diesen Vorbereitungsarbeiten verbundene Aufwand ist aus Abb.-4.120 ersichtlich. Abb. 4.120: Zwischenlager auf der Baustelle a) und provisorische Baustraßen b) 4.7 Leitungsbau 287 <?page no="291"?> 4.7.3 Gründungen Die Publikation [4.127] bietet einen umfassenden Überblick über die verschiedenen Gründungsoptionen und enthält auch einen Installationsleitfaden, eine Übersicht über Sicherheitsaspekte sowie eine Bewertung der Umweltauswirkungen und verschiedene Abhilfemaßnahmen. Andererseits befasst sich [4.128] mit dem Einbau von Mikropfäh‐ len und Bodenankern, die häufig bei schlechten Bodenverhältnissen oder schwer zugänglichem Gelände eingesetzt werden. Eine weitere zuverlässige Quelle über die Fundamentinstallation ist [4.129]. Aushub Der Prozess des Fundamentbaus beginnt mit dem Aushub (Abb. 4.121). Hydraulikbag‐ ger 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 ein geeignetes Drainagesystem eingesetzt. Während der Gründungsarbeiten sind umfangreiche und z. T. kostspielige Maßnahmen erforderlich, um die Auswirkungen auf die Umwelt und die Umgebung zu minimieren. Abb. 4.121: Aushub der Fundamentgrube für einen großen Mast Beton- und Bewehrungsarbeiten Im nächsten Schritt wird der sogenannte Fußstuhl in der Baugrube positioniert (Abb. 4.122), bevor die Stahlbewehrung der Fundamente eingelegt wird. Seine korrekte Ausrichtung wird durch die Verwendung von Setzrahmen (engl. template) unterstützt. 288 4 Freileitungstechnik <?page no="292"?> Abb. 4.122: Einbau vom Fußstuhl Der für die Fundamentarbeiten verwendete Beton kann entweder direkt auf der Baustelle gemischt oder, wie heute üblich, von einer Betonmischanlage auf die Baustelle geliefert werden, wobei die Festigkeitsklassen C20/ 25 - für Baustellenbeton - und C30/ 37 - für Transportbeton - nach [4.130] zum Einsatz kommen. Beim Einbringen des Betons in die Baugrube sollte die freie Fallhöhe der Betonmischung so gering wie möglich gehalten werden, d. h., 100 cm nicht überschreiten. Die übliche Methode zur Betonverfestigung nach dem Gießen ist die Vibration, denn die richtige Aushärtung des Betons ist wichtig, um die gewünschte Festigkeit zu erreichen. Der Beton benötigt, insbesondere im Sommer, eine angemessene Luftfeuchtigkeit, da eine Wasserverduns‐ tung zu einem unerwünschten Schwinden des Betons führen kann. Daher muss der Beton vor Wasserverlusten durch Wind und Temperatur geschützt werden, indem er mit Folie abgedeckt oder mit Wasser benässt wird. Verfüllung Die Verfüllung (Abb. 4.123) ist von entscheidender Bedeutung, um die gewünschte Standfestigkeit des Fundaments zu erreichen. Das Hauptziel einer ordnungsgemäßen Verfüllung besteht darin, Bodeneigenschaften zu erreichen, die denen des natürlichen Bodens nahekommen. Allerdings ist direkt an den Fundamenten eine Verdichtung des Füllmaterials nötig. Zu diesem Zweck sollte eine nicht bindige Verfüllung in Lagen von 20 bis 25 cm eingebracht und mit Rüttelplatten oder Vibrationshämmern verdichtet werden. Die Verdichtung kann durch Anfeuchten der Füllung mit Wasser verbessert werden. Eine weitere Methode zur Erhöhung der Tragfähigkeit ist die 4.7 Leitungsbau 289 <?page no="293"?> Stabilisierung mit Zement. Kohäsive Böden sollten in Schichten von 20 bis 25 cm z. B. mit Stampfwalzen oder Vibrationsplatten verdichtet werden. Abb. 4.123: Verfüllte Baugrube 4.7.4 Mastbau Vorarbeiten Eine gute Logistikplanung ist für die effiziente Errichtung von Stahlgittermasten unerlässlich. Bereits die Mastanlieferung an das zentrale Baulager (engl. cemetery, „Friedhof “), (Abb.-4.124) 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.-4.125). Dabei ist Folgendes zu beachten: ■ Sämtliche Mastteile sind auf Kanthölzer zu legen (Verhinderung von Verbiegung, Verdrehung, Verspannung und Beschädigung der Beschichtung). 290 4 Freileitungstechnik <?page no="294"?> ■ Richtige Platzierung der Mastteile am Maststandort, z. B. Eckstiele und Ausbau‐ kollis auf die richtige Stelle. ■ Zufahrtswege, Wegebau, Montage- und Kranstellflächen festlegen. Abb. 4.124: Baulager für eine Großbaustelle Anschließend folgt die Vormontage am Beispiel der Stahlgittermaste: ■ sämtliche Werkstattzeichnungen sind auf der Baustelle in wetterfester Klarsicht‐ folie vorhanden. ■ Werkstattzeichnungen enthalten alle Informationen, um einen Mast zu erstellen: □ Positionsnummern und Lage der Eckstiele, Ober- und Untergurte, Diagona‐ len, Bleche, Steigbolzen, Futterbleche sowie Keilscheiben, □ Art und Ausbildung der Stoßverbindung, □ Einbau der Horizontal- und Windverbände, □ Anzahl und Größe der Schrauben, □ Durchmesser der Bohrungen, □ Zeichnungsfehler müssen aufgenommen und an den Auftraggeber weiter‐ geleitet werden, □ Überarbeitung und Revision fehlerhafter Zeichnungen. ■ Vorab muss Folgendes untersucht bzw. geklärt werden: □ Abgleich der örtlichen Gegebenheiten mit der Mastkonstruktion, □ welche Montage- und Kranstellflächen werden benötigt, □ Ausgleich von Höhenunterschieden ggf. durch Geländeanpassung (Kranab‐ stützung), 4.7 Leitungsbau 291 <?page no="295"?> □ Entscheidung über die passende Stockart bei Stahlgittermasten: Auswahl der Stockbäume nach Größe und Gewicht der Mastteile, □ Beachtung der richtigen Baugrößen und die daraus entstehenden Gewichte, □ Einsatz der passenden Technik, □ Krangröße: Auswahl nach Gewicht, Höhe des Mastes, Abstand vom Krand‐ rehpunkt zur Mastmitte, Ausladung, □ Erstellung der Hebepläne. Abb. 4.125: Anfuhr und Lagerung der Mastteile am Standort für einen Stahlgittermast, Bild im Bild rechts: gebündelte Stahlprofile schonend gelagert. Montage von Stahlgittermasten Für diese anspruchsvolle Tätigkeit haben sich in Europa folgende Methoden etabliert: ■ Innenstockbaum ■ Kran: Eckstiel-, wand- oder schlussweise ■ Hubschrauber Montage mit dem Stockbaum Beim Stocken mit dem Innenstockbaum handelt es sich um das wandweise Errichten von Masten mit einem im Mastschaft hängenden, zu den Eckstielen hin verankerten Stockbaum. Dabei handelt es sich in den meisten Fällen um einen Fachwerkträger aus Aluminium von ca. 10-m Länge (Abb.-4.126). 292 4 Freileitungstechnik <?page no="296"?> Abb. 4.126: Montage mit dem Innenstockbaum, oben schematisch 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. 4.127). Dies 4.7 Leitungsbau 293 <?page no="297"?> Abb. 4.128: Mastmontage mit dem Hubschrauber (Quelle: Eduard Steiner AG/ CH) ist die produktivste Methode für die Mastmontage insbesondere in flachem Gelände mit guten Zufahrtsbedingungen. Abb. 4.127: Wandweise Mastmontage mit dem Kran 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 schwierig ist, z. B. in bergigem Gelände. Der Einsatz von Hubschrau‐ bern ist jedoch teuer, mit zusätzlichem Stress für das Montagepersonal verbun‐ den und in hohem Maße wetterabhän‐ gig. Um einen wirtschaftlichen Vorteil zu erzielen, werden die Mastschüsse ent‐ sprechend der Kapazität des eingesetz‐ ten Hubschraubers auf dem Boden vor‐ montiert (Abb.-4.128). Schraubenmontage Nach Fertigstellung der Mastmontage müssen die Schrauben und Muttern, die zwar während der Errichtung ange‐ bracht, aber nicht vollständig angezogen 294 4 Freileitungstechnik <?page no="298"?> wurden, um dem Bauwerk eine gewisse Flexibilität zu geben, fixiert werden. Dabei müssen beachtet werden: ■ Kenntnisse über Anzugsmomente der Schraubverbindungen gemäß Kundenvor‐ gabe/ Normen, ■ richtige Schraubenlänge: Mutter ganz, plus einen Gewindegang, ■ Schraubensicherung gemäß Anforderung des Auftraggebers (Federring, Körnung, Beschichtung, Anzugsmomente), ■ Einsatz der richtigen Festigkeitsklasse (7990 oder 7968). Mit dem Drehmomentschlüssel werden die vorgeschriebenen Drehmomente eingehal‐ ten (Tab.-4.13). Schraubentyp M12 M16 M20 M22 M24 M27 Durchmesser (mm) 12 16 20 22 24 27 Anzugsmoment (Nm) 40-60 80-120 130-180 190-230 300-340 475-610 Tab. 4.13: Drehmomentliste für die Schraubenmontage 4.7.5 Seilzug Der Seilzug (engl. stringing) ist die Abschlussdisziplin und auch die anspruchsvollste Tätigkeit in der Bauphase einer Freileitung. Meist gibt es spezialisierte Montagekolon‐ nen, die sich ausschließlich mit dem Seilzug beschäftigen. Generell 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. Mindestanforderungen sind in [4.131] zusammengestellt. Diese gelten sinngemäß für Lichtwellenleiter und herkömmliche Erdseile. Die Anordnung der Maschinen und Werkzeuge beim Seilzug ist aus Abb. 4.129 er‐ sichtlich, wobei Abb. 4.130 einen Trommelplatz mit seinen beachtlichen Abmessungen aus der Vogelperspektive zeigt. Arbeitsablauf Im Folgenden wird der Arbeitsablauf beim Seilzug stichwortartig angegeben. Erforderliche Bauunterlagen ■ Übersichtsplan ■ Lageplan ■ Profilplan 4.7 Leitungsbau 295 <?page no="299"?> ■ Kreuzungsverzeichnisse bzw. -listen ■ Mastliste ■ Materiallisten ■ Kettenzeichnungen ■ Seilverlegepläne/ Passlängenliste/ Trommellaufpläne ■ Reguliertabellen für die Seildurchhänge Abb. 4.129: Seilzug in einem Abspannabschnitt Abb. 4.130: Trommelplatz aus der Luft 296 4 Freileitungstechnik <?page no="300"?> Auswahl von Maschinen und Werkzeugen Der Maschineneinsatz und die Wahl der Werkzeuge wird durch die Art und die Anzahl der zu legenden Leiterseile bestimmt. Die Legespannung wird üblicherweise mit 30, 40 und 50 N/ mm² angenommen. Transport und Lagerung der Versandspulen mit Leiterseil Seiltrommeln (Versandspulen) dürfen nur stehend gelagert bzw. transportiert werden. Die Rollrichtung ist gekennzeichnet. Die Auszugsrichtung ist der Rollrichtung entgegengesetzt. Um Schäden an den Leiterseilen zu verhindern, darf die Schalung erst nach dem Aufbocken entfernt werden. Versandtrommeln gibt es aus Holz und Stahl. Kennzeichnung auf der Trommel: Lieferlänge, Gewicht, Trommelnummer, Seilbe‐ zeichnung usw. Das herausgeführte innere Ende ist vor dem Seilzug von der Trommel zu lösen. Legevorschriften der Seilhersteller sind zu beachten. Schutzgerüste Bei Kreuzungen, z. B. mit Straßen, Autobahnen, Bahntrassen etc., sind Schutzgerüste aufzustellen (Kap.-2.7). Mastverankerungen mit Montageanker Montageanker sind Festpunkte, die als Hilfsmittel zur Übertragung der Ankerkräfte auf den Baugrund bzw. Mastteile während der Montage dienen (Abb. 4.131). Die Montageanker werden auf oder im Boden verankert. Als Bodenanker sollten Totmän‐ ner (eingegrabene Holzbalken) oder Ankerrahmen mit Betongewichten verwendet werden. Auch Schraubanker werden verwendet, die hydraulisch eingebohrt werden. Die Mastverankerungen dienen zur Vermeidung von Überlastungen bei Leiterver‐ legearbeiten (Montagelasten auf den Mast bzw. auf die Traversen). Die Querträger (Traversen) des Abspannmastes am Trommel- und Windenplatz werden verankert. Zur Minimierung der senkrechten Querträgerbelastungen werden die Ankerseile möglichst flach (zwischen 30° und 45°) zur horizontalen Kraft gespannt. Die Erstellung einer angepassten Ankerstatik ist zu empfehlen. Der Standort der Anker ist örtlich festzulegen. Die Unbedenklichkeit des Ankers‐ tandortes bezüglich erdverlegter Infrastrukturen muss gewährleistet sein. Drahtseile für Verankerungen (Ankerseile) sind zulässig, wenn die Schutzabstände gemäß „Durchführungsanweisung zu DGUV (Deutsche Gesetzliche Unfallversiche‐ rung) Vorschrift 3” von unter Spannung stehenden Teilen mindestens eingehalten werden. 4.7 Leitungsbau 297 <?page no="301"?> Verankerungen an Gleiskörpern, Verkehrsanlagen, Maschinen, Fahrzeugen oder Geräten und an in Betrieb befindlichen Freileitungsmasten sind nicht zulässig. Ebenso werden Kopfanker von den Querträgerspitzen nach oben zur Mastspitze oder zum Mastschaft angebracht. Diese übernehmen die Mehrbelastungen auf den Querträger (Traverse) durch die Seilzugverlegearbeiten. Abb. 4.131: Platzierung der Montage- und Kopfanker Aufhängen der Isolatorketten und Laufrollen Diese wichtigen Arbeitsgänge beinhalten: ■ Transport der Armaturen und Isolatoren zu den Trag- oder Abspannmasten, ■ Montage der Ketten, ■ Hochziehen und Aufhängen an den Traversen (Abb.-4.132), ■ Bei der Zusammenstellung der Isolatoren sind deren Längentoleranzen zu beach‐ ten (insbesondere bei Keramik-Isolatoren). ■ An den unteren Kettenarmaturen werden die Laufrollen montiert (Abb.-4.133). ■ Einlegen der Überführungsleine, ■ Mindestdurchmesser der Räder und evtl. Gummieinlagen beachten: Leiterseil Ø x 20, LWL - Seil Ø x 30). Ausziehen des Vorseils Zum Ziehen der Seile wird über die Seilrollen an den Masten zwischen Winden- und Trommelplatz ein Vorseil aus Stahl oder Kunststoff ausgezogen. In Abhängigkeit vom Gesamtquerschnitt des zu verlegenden Leiterseils und der gewünschten Verlege-Zugspannung werden geeignete Vorseile ausgewählt. 298 4 Freileitungstechnik <?page no="302"?> Diesen Vorseilen sind bestimmte Hilfsvorseile zugeordnet. Als Hilfsvorseile können in der Regel Stahlseile bis 10-mm angesehen werden. Das Vorseil (auch das Hilfsvorseil) ist je nach Geländebeschaffenheit mit geeigneten Mitteln auszuziehen (von Hand, maschinell, gelegentlich per Drohne (Abb. 4.134) bzw. Hubschrauber). Sämtliche Seilzuggeräte und Standplätze des Bedienungspersonals sind zur Vermei‐ dung von möglichen Induktionsströmen wirkungsvoll zu erden. Abb. 4.132: 380-kV-Donaumast mit aufgehängten Laufrollen Abb. 4.133: Laufrollen, auch Laufräder oder Seilrollen genannt, für Einfach- und Bündelleiter; diese sind für empfindliche Seile, wie beispielsweise Hochtemperaturseile, mit Gummi beschichtet (mittlere Rolle) 4.7 Leitungsbau 299 <?page no="303"?> Abb. 4.134: Vorseileinzug mit Drohne (Quelle: Hexapilots, LTB) Ausziehen des Leiterseils Am Trommelplatz wird das Vorseil mit dem Leiterseil oder Leiterbündel verbunden und auf das Leiterseil wird ein Ziehstrumpf gesetzt, Abb. 4.135 (oben). Der Einbau eines Wirbelverbinders, Abb. 4.135 unten), zwischen Vorseil und dem Ziehstrumpf verhindert eine Übertragung des Dralls vom Vorseil auf das mit dem Ziehstrumpf kraftschlüssig verbundene Leiter- oder Erdseil. Mit der Vorseilwinde wird nun das Vorseil eingeholt und damit das Leiterseil gebremst und möglichst schleiffrei ausgezogen. Beim 3er- und 4er-Bündelzug, der mit einem sogenannten Ziehteppich (Abb. 4.136) stattfindet, ist darauf zu achten, dass die inneren Leiterseile tiefer ausgezogen werden als die äußeren. Der Ausgleich erfolgt an der Winde/ Bremse-Kombination (Abb. 4.137), wobei die Entfernung zwischen der Maschine und dem Mast in etwa der dreifachen Höhe von der Erdoberkante zur Seilrolle entsprechen sollte. Während des Ausziehvorgangs besteht ständig Funkkontakt zwischen Winden- (Vorseil-) und Trommelplatz. Ein mit einem Funksprechgerät ausgestatteter Monteur beobachtet die Verbindungsstelle zwischen Vorseil und Leiterseil. Bei Störungen hat der Beobachter den Seilzug sofort zu stoppen. Wenn das Leiterseil um die Länge der Stromschlaufe über den Abspannmast hinausgezogen ist, wird angehalten. Nun erfolgt die Montage des Schlussbundes. Durch Absenken des Rollengehänges am Schlussbund kann nun die hängende Abspannkette mit dem Seil verbunden werden. Abschließend werden die Stromschlaufen (engl. jumper) montiert (Abb.-4.138). 300 4 Freileitungstechnik <?page no="304"?> Abb. 4.135: Ziehstrumpf und Wirbelverbinder (unten) für einen drallfreien Seilzug Abb. 4.136: Bündelzug mit Ziehteppich Abb. 4.137: Winde/ Bremse mit einer Zug-/ Bremskraft von 400-kN 4.7 Leitungsbau 301 <?page no="305"?> Abb. 4.138: Montage der Stromschlaufen bei einem 380-kV-Viererbündel Regulage Der Seilzug wird abgeschlossen mit dem Regulieren und Abspannen der Seile, der sogenannten Regulage [4.132]. Dabei wird mithilfe von Reguliertabellen der Durchhang des Leiterseils bei der Grundtemperatur zum Zeitpunkt der Regulierung so eingestellt, dass die für die Seilbemessung zugrunde liegenden kritischen Belastungen sowie der maximale Durchhang bei der zulässigen Leitertemperatur eingehalten werden kann (Kap. 4.3.4). Dabei muss das Kriechen der Leiterseile (Kap. 4.3.1) berücksichtigt werden, weswegen nach einer Grobregulage gleich nach der Montage eine zweite, sogenannte Feinregulage, nach ein bis zwei Wochen stattfindet, damit sich das Seil aushängen kann. Seilzug mit dem Hubschrauber Der Einsatz von Helikoptern in unwegsamem Gelände und bei schlechter Zugänglich‐ keit zu den Maststandorten verkürzt die Bauzeit erheblich. Der Arbeitsablauf unter‐ scheidet sich etwas vom eben beschriebenen konventionellen Seilzug, indem zunächst die Monteure per Helikopter zu den einzelnen Maststandorten gebracht werden, wo sie die Maste besteigen und die Seilrollen an den Hängeketten montieren. Dann wird das Hilfsvorseil aus Kunststoff am Helikopter eingehängt und durch die Seilrollen gezogen. Am Hilfsvorseil wird das Vorseil aus Stahl oder Kunststoff befestigt und mit dem Helikopter in umgekehrter Richtung durch die Seilrollen gezogen. Anschließend wird das Leiterseil angeschlossen und mit der Zugmaschine über die Laufräder gezogen. Zum Abschluss wird das Leiterseil in den Hängeklemmen eingehängt und werden die Seilrollen von jedem Aufhängepunkt durch die Hängeketten ersetzt. 302 4 Freileitungstechnik <?page no="306"?> Montage der Seilarmaturen Bei der Montage von Seilarmaturen, wie Abstandshalter, Dämpfer bzw. Warnkugeln sowie Vogelschutz-Marker oder Ähnlichem im Spannfeld, werden, wie Abb. 4.139 zeigt, sogenannte Leitungsfahrwagen eingesetzt [4.133]. 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 Einzel- und Bündelleitern sowie Erdseilen sicher entlangfahren können. Abb. 4.139: Montage von Abstandshaltern an einem horizontalen Zweierbündel mithilfe eines Leitungs‐ fahrwagens 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen 4.8.1 Wartungsaktivitäten und -strategien Freileitungen sind langlebige technische Einrichtungen, sie können, wenn sie dafür di‐ mensioniert und hergestellt wurden, 80 Jahre und mehr in Betrieb sein. Das gelingt nur mit einem guten Instandhaltungskonzept, mit dem der aktuelle Zustand regelmäßig überprüft und beurteilt werden kann. In diesem Zeitraum sind voraussichtlich einige Komponenten zu erneuern, darunter die Leiterseile, und zwar abhängig davon, wie viel mechanische Belastung sie durch die auf sie einwirkenden Kräfte von Wind, Eis und Schnee aufnehmen mussten. Die Beschichtung der Maste wird auch zu erneuern sein, bei einer Lebensdauer von 80 Jahren einmal nach 40 Jahren, wenn der Korrosionsschutz zum Zeitpunkt der Herstellung des Mastes durch das In-factory-DUPLEX-Verfahren erfolgt ist. Die Sockel der Fundamente werden zu sanieren sein, die Erdungsanlage ebenso, die Armaturen und Isolatoren werden hinsichtlich ihrer weiteren Lebensdauer genau zu untersuchen sein. 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen 303 <?page no="307"?> Aufgrund der Schwierigkeiten, die beim Bau neuer, aber auch bei der Verstärkung bestehender Leitungen auftreten, und da heutzutage viele Leitungen ihre geplante Lebensdauer schon erreicht oder überschritten haben, ist eine gute Instandhaltungs‐ strategie 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 von Fahrzeugen mit Tragwerken), ■ interne Ursachen wie Verschleiß, Alterung, Verformung, Korrosion und schlechte Konstruktion oder minderwertige Werkstoffe, schlechte Montage, ■ betriebliche Aspekte wie elektrische Überlastung, Schaltüberspannungen und Fehlfunktion von Schutzeinrichtungen. Die Wartungsarbeiten einer Freileitung lassen sich in drei grundlegende Kategorien einteilen: ■ regelmäßige, normale Wartung, ■ vorbeugende Wartung einschl. geplanter Reparaturen, ■ Notfallsanierung oder Notfallreparatur. Die regelmäßige, normale Wartung besteht aus Tätigkeiten wie: ■ regelmäßige visuelle Beurteilung der Leitung durch Begehung oder Befliegung, ■ Vegetationsmanagement, ■ Kontrolle und Nachbesserung des Korrosionsschutzes, ■ Reinigen von Isolatoren. Die sachgerechten Zeitabstände zwischen diesen Tätigkeiten können auf der Grund‐ lage einer Risiko- und Kostenbewertung bestimmt werden [4.134, 4.135]. Vorbeugende Wartung oder Reparatur von Komponenten umfasst Tätigkeiten wie: ■ Austausch von beschädigten Isolatoren, ■ Reparatur oder Austausch von Leiter- und Erdseilen, ■ 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 [4.136]. 304 4 Freileitungstechnik <?page no="308"?> 4.8.2 Defekte Im Folgenden werden häufige Defekte in verschiedenen Leitungskomponenten sowie die derzeit verwendeten Techniken zu deren Erkennung in situ vorgestellt. Leiter Korrosion des Stahlkerns von Al/ St-Leiterseilen wird in erster Linie durch industrielle und salzhaltige Umweltverschmutzung in Gegenwart von Feuchtigkeit verursacht. Korrosion der Aluminiumdrähte entsteht durch schwefelhaltige Schadstoffe, die sich auf der Außenfläche des Leiters ablagern, was zu Lochfraß auf der Drahtoberfläche führen kann. Normalerweise ist diese Art von Korrosion gleichmäßig auf der Außen‐ seite des Leiters verteilt und verringert seine Festigkeit nicht in demselben Maße wie die Innenkorrosion; sie kann durch eine Sichtprüfung der angegriffenen Stellen bzw. durch die Verfärbung der Aluminiumdrähte festgestellt werden. Inspektionsmethoden Zu den Inspektionsmethoden gehören Sichtprüfung vom Boden oder vom Hubschrau‐ ber aus, auch mithilfe einer Videokamera, sowie Korona-Messungen. Letztere helfen, gebrochene Drähte zu erkennen, da ihre scharfen Kanten zu Feldstärkeerhöhungen führen, die hochfrequente Korona-Entladungen hervorrufen. Inzwischen ist auch ein Gerät verfügbar, das für die zerstörungsfreie Messung der verbleibenden Querschnitt‐ fläche wie auch von Drahtbrüchen der Aluminiumdrähte von und Korrosion der Stahlkerndrähte in Leitern im stromführenden als auch stromlosen Zustand eingesetzt werden kann (Abb.-4.140) [4.137]. Abb. 4.140: LineVue TM im Einsatz [4.137] 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen 305 <?page no="309"?> Seilverbinder Die meisten Seilverbinder, die bei Al/ St-Seilen verwendet werden, sind Pressverbinder. Eine unzureichende Verpressung, z. B. durch die Verwendung falscher Werkzeuge, kann zur Bildung von Aluminiumoxid innerhalb der Verbindung, und so zu einer Widerstandserhöhung und einem übermäßigen Stromfluss im Stahlkern des Leiters führen, der dann überhitzen und in der Folge seine Festigkeit verlieren kann. Folglich ist der elektrische Widerstand einer Verbindung der wichtigste Faktor für die Beurteilung ihres Zustands. Messung der Verbindertemperatur aus der Distanz (Boden oder Heli‐ kopter) mittels Infrarotthermographie (Abb. 4.141) und der Vergleich mit der zeitgleich gemessenen Temperatur des Leiters ist eine zeitsparende Methode, um den Zustand der Seilverbinder entlang eines Leitungsabschnittes zu erhalten [4.138]. Eine Empfehlung für die Auswertung solcher Messungen wird in [4.139] vorgeschlagen. Bei Stromschlaufen dagegen werden fast immer Schalenstromklemmen (Abb. 4.82 links) verwendet. Bei der Montage von Schalenstromklemmen ist, um Schäden durch Überhitzung zu vermeiden (Abb. 4.81 rechts), unbedingt darauf zu achten, dass die zu verbindenden Leiterseile im Klemmbereich gründlich mit einer sauberen Drahtbürste gereinigt werden, um die Fremdschichten auf der Aluminiumoberfläche sorgfältig zu entfernen. Die Schrauben sind nach Herstellerangaben mit einem Drehmomentschlüs‐ sel wechselseitig anzuziehen. Abb. 4.141: Verbinderinspektion vom Boden aus mit der IR-Kamera [4.138] 306 4 Freileitungstechnik <?page no="310"?> Schäden durch windangeregte Schwingungen Wie in Kap. 4.3.11 erläutert, sind Freileitungen häufig von windangeregten Schwin‐ gungen betroffen, die folgende Schäden verursachen können: ■ herunterfallende, verrutschte oder fehlerhafte Schwingungsdämpfer (Abb.-4.142), ■ fehlende Muttern von Hängeklemmen, ■ fehlende Splinte von Isolatorenkappen, ■ verschobene oder verbogene Schutzarmaturen, ■ Drahtbrüche (Abb.-4.36), ■ beschädigte oder heruntergefallene Warnkugeln (Abb.-4.143), ■ lose oder gebrochene Mastteile, ■ stark abgenützte U-Bügel (Abb.-4.144). Abb. 4.142: Beschädigte Stockbridge-Dämpfer an den unteren Leiterseilen (Quelle: U. Cosmai) Abb. 4.143: Beschädigte Warnkugel durch windangeregte Schwingungen (Quelle U. Cosmai) 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen 307 <?page no="311"?> Abb. 4.144: Von windangeregten Schwingungen abgenutzte U-Bügel (Quelle D. Havard) Armaturen Da viele Leitungen vor allem in den Industrienationen seit über 50 Jahren in Betrieb sind, ist es von größter Wichtigkeit, zuverlässige Prüfverfahren für die Bewertung von gealterten Armaturen (aged fittings) zu entwickeln, um entscheiden zu können, ob Armaturen, welche seit 30 oder mehr Jahren in Betrieb sind, sicher weiterverwendet werden können oder ersetzt werden müssen. Dazu gibt [4.140] detailliert Auskunft. Isolatoren Porzellanisolatoren Zersprungene Isolatorschirme können durch Vandalismus oder durch Fehler während des Herstellungsprozesses entstehen. Die Hauptursache für das Versagen von Kappe‐ nisolatoren aus Porzellan ist die Korrosion des Klöppels, da die sich ausdehnenden Korrosionsprodukte eine hohe Umfangsspannung erzeugen, die zu radialen Rissen im Porzellan führen kann. Glasisolatoren Bei Glasisolatoren können elektrische Entladungen, z. B. durch Fremdschichtüber‐ schläge, die Glasoberfläche beschädigen. Da es sich um vorgespanntes Glas handelt, können auch relativ geringe Oberflächenbeschädigungen zu einem Ungleichgewicht der inneren mechanischen Spannungen und zum Zerbersten des Glasisolators führen. Veröffentlichung [4.141] enthält eine Anleitung zur Überprüfung des Zustands von keramischen Isolatoren und zur Bestimmung des geeigneten Zeitpunkts für ihren Austausch. 308 4 Freileitungstechnik <?page no="312"?> Verbundisolatoren Bei Verbundisolatoren, die sich inzwischen als Alternative zu Porzellan und Glas etabliert haben, kann es zu Degradationen durch vorzeitige Alterung oder Fertigungs‐ fehler kommen, wobei Letztere visuell nicht leicht zu erkennen sind. Bei gealterten oder ausgefallenen Verbundisolatoren kann mithilfe spezifischer Laborprüfungen eine Aussage über ihre Restlebenserwartung gemacht werden [4.142]. Maste Die meisten Freileitungstragwerke sind Gittermaste, welche aus verzinkten Stahlpro‐ filen zusammengebaut werden. Die übliche Wartungspraxis besteht darin, sie in regel‐ mäßigen Abständen mit Schutzanstrichen zu versehen, in der Regel alle 10 bis 25 Jahre, je nach klimatischen Bedingungen am Standort und dem Verschmutzungsgrad. Bei Verwendung der werksseitigen DUPLEX Methode (Kap. 4.6.1) kann dieses Intervall auf ca. 40 bis 50 Jahre ausgedehnt werden, abhängig von den Umgebungsbedingungen. Darüber hinaus können sich z. B. aufgrund von Ausnahmebelastungen oder Bodenbe‐ wegungen Schrauben lösen, wenn sie nicht richtig gesichert wurden, oder einzelne Stäbe verbiegen. Auch übermäßige Windbelastungen können zu lockeren Schrauben und zum Versagen einzelner Komponenten führen. Rohrmaste aus Stahl benötigen ebenfalls Korrosionsschutz, und zwar auch auf der Innenseite der Konstruktion. Große Rohrmaste können durch eine Luke bestiegen und auf einer Leiter im Inneren erklettert werden (Abb. 4.145). Neben dem Korrosionsschutz werden bei der Inspektion die Verbindungen der einzelnen Stöße des Mastkörpers überprüft sowie die Anschlüsse der Ausleger. Abb. 4.145: 380-kV-Wintrack-Maste von Tennet in den Niederlanden. Linkes Bild: Einstiegsluke in den Rohrmast; rechtes Bild: Inneres der Maste mit Aufstiegssprossen 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen 309 <?page no="313"?> Rohrmaste aus Schleuderbeton sind ebenfalls langlebig, bei ihnen entfällt das Problem der Korrosion wie bei den Stahlmasten. Bei der Inspektion wird auf Risse im Beton und auf die Anschlüsse der Ausleger besonders geachtet. Bei Rohrmasten erfolgt die äußere Inspektion meist vom Autokran oder von Aufstiegshilfen aus. Folgende Inspektionstechniken können zur Bewertung des Zustands von Masten eingesetzt werden: ■ visuelle Inspektion bei der Leitungsbegehung (Ferngläser, Teleskop, Kamera), ■ visuelle Inspektion beim Erklettern der Maste, ■ Drohnen, ■ Verzinkungszustand bei Stahlmasten: elektronische Farb- und Verzinkungsdicken‐ messung, ■ Kreuzschraffur-Schnitttest. Letzteres ist die Methode, mit der die in [4.143, 4.144] angegebenen Haftwerte für den Anstrich auf den Stäben ermittelt werden können. Fundamente Obwohl bei den meisten Fundamenten bei ordnungsgemäßer Ausführung keine nen‐ nenswerten Probleme auftreten, haben einige Netzbetreiber mit Korrosion im Unter‐ grund zu kämpfen. Auch Risse im oberen Teil des Fundaments können gelegentlich auftreten, wie auch Anhebungen, wenn die Eckstiele unzureichend im Betonblock des Fundaments verankert sind sowie durch Korrosion der Eckstiele im Fundament. Dies kann mithilfe geeigneter Inspektionstechniken aufgespürt werden, die von einfachen, visuellen bis hin zu hochentwickelten Verfahren, wie dem oberflächendurchdringen‐ den Radar und dem akustischen Impulsecho, reichen. Es ist auch erforderlich, die Erdungsbedingungen regelmäßig zu überprüfen, da sich diese verschlechtern können, z. B. durch Korrosion der Erdungsanlage oder schlechten Kontakt der Erdungsleitun‐ gen, oder Erdungsleitungen oder Beschädigungen durch die Feldbearbeitung (Pflügen). Ein entsprechender Bericht ist von der CIGRE Arbeitsgruppe WG B2.82 „Overhead line foundations for difficult soil and geological conditions” in Vorbereitung. 4.8.3 Arbeiten unter Spannung (AuS) AuS wird überall in der Welt seit Jahrzehnten praktiziert und gilt als sichere Arbeitsme‐ thode. Die meisten Wartungsarbeiten, die im stromlosen Zustand durchgeführt wer‐ den, können auch unter Spannung ausgeführt werden. Unter angemessene Betriebsver‐ fahren natürlich und bei bestimmten Voraussetzungen, denn nicht jede Leitung ist für AuS geeignet. Bei einigen Leitungen wurde das bereits bei der Planung berücksichtigt, bei anderen ergibt sich die Notwendigkeit für AuS erst nach Jahrzehnten, wenn die Abschaltmöglichleiten durch eine höher gewordene Netzbelastung minimiert oder gar nicht möglich wurden. 310 4 Freileitungstechnik <?page no="314"?> Entscheidend sind jedenfalls das Mastbild und die Zugänglichkeit zur Arbeitsstelle. Diese kann durch eine isolierende Hebebühne erfolgen, vom Helikopter aus, durch isolierende Stangen, Leiter, Seile (Abb. 4.146). Auch die Abstände bei betrieblicher Überspannung und Maßnahmen am Leitungsschutz (Ausschaltung der automatischen Widereinschaltung im Fehlerfall, auch Kurzunterbrechung (KU) genannt) sind zu beurteilen, bevor an AuS gedacht werden kann. Die Verantwortlichkeiten bei Arbeiten an einer Freileitung sind immer ein wichtiger Aspekt. Für AuS müssen sie besonders festgelegt werden, und die Monteure benötigen eine Spezialausbildung mit wiederkehrenden Schulungen zur Bestätigung ihrer Befä‐ higung. Die Arbeiten erfordern eine spezielle Ausrüstung, Werkzeuge und spezielle Prüfungen, um die Sicherheit der Monteure zu garantieren. Jedenfalls erfordert AuS ein angemessenes Verfahren, das der Komplexität der Aufgabe und den technischen Standards in Bezug auf Ausrüstung, Verfahren, Sicherheit und Qualitätssicherung Rechnung trägt. Solche Überlegungen führen von Fall zu Fall zu technischen und finan‐ ziellen Überlegungen über die Notwendigkeit von AuS (Kostenvergleich der Arbeiten gegen die Kosten einer Versorgungseinschränkung oder -unterbrechung). In großen Ländern wie USA, Südamerika, Kanada, Russland, mit langen Übertragungsleitungen, aber auch in Frankreich, wird AuS praktiziert [4.138, 4.145, 4.163, 4.164]. Abb. 4.146: Arbeiten unter Spannung: links Montage eines Gerätes zur Ermittlung der Seilqualität auf dem spannungsführenden Leiter; rechts Arbeiten vom Helikopter aus 4.8.4 Robotik für Freileitungen Die international zu erwartete Zunahme von Arbeiten unter Spannung hat die Ent‐ wicklung und den Einsatz von Robotern bei der Inspektion und der Wartung von Freileitungen gefördert. Sie können in Bereichen arbeiten, die für den Menschen bei in Betrieb befindlichen Leitungen nicht möglich sind. Sie können die Leitungen von Perspektiven sehen, für die bislang Hubschrauber notwendig waren. Und sie liefern anschauliches Material zur Auswertung. Der zukünftige Einsatz von Robotern für 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen 311 <?page no="315"?> Freileitungen ist vielversprechend. Mit künstlicher Intelligenz gekoppelt werden damit neue Wege der Instandhaltung erwartet, nicht nur bei Freileitungen. Roboter werden hauptsächlich eingesetzt ■ wenn es für den Menschen unmöglich oder zu riskant ist, ■ bei schlechten Zugangsmöglichkeiten, ■ für Drohnenflüge bei langen Distanzen, ■ für Arbeiten an den Leitern und kleine Reparaturen. Drohnen Die Entwicklung bei den Drohnen (UAV: unmanned aerial vehicle) ist rasant, immer mehr Typen und Anbieter entstehen und drängen auf den Markt. Die Verwendung von UAV ist in vielen Ländern gesetzlich geregelt und betrifft die maximalen Flughöhen, erlaubte Einsatzbereiche, maximale Entfernungen vom Piloten, Befugnisnachweise und anderes. Leitungsbetreiber erhalten üblicherweise Ausnahmegenehmigungen, wodurch die Einsatzmöglichkeiten der Drohnen wesentlich vergrößert sind. Vollau‐ tomatisch navigierende Drohnen fliegen Leitungen GPS-gestützt vollautomatisch kilometerweit ab, inspizieren wie gefordert, und kehren an den Abflugort zurück. Das funktioniert sogar in der Nacht (Abb.-4.147). Abb. 4.147: Drohne für den Einsatz über lange Strecken (links) (Quelle Statnett/ Schiebel); Aufnahme eines defekten Schwingungsdämpfers (rechts) (Quelle: CIGRE Symposium Auckland 2013, PS3/ Q3.1, F. Lirios) Die Einsatzgebiete für Freileitungen werden in [4.146] beschrieben. Drohnen liefern Bilder, Videos und Aufnahmen mit Thermovision, die ausgewertet werden und Schadstellen an Seilen, Klemmen, Isolatoren feststellen. Diese Auswertung erfolgt automatisiert, die Rückschlüsse daraus, also die Entscheidung, welche Maßnahmen gesetzt werden müssen, erfolgt noch immer durch den Menschen (Schwere des Defekts, Sanierung oder keine Maßnahme). Eine typische Drohne für Inspektionen von Masten und in Umspannwerken zeigt Abb.-4.148. 312 4 Freileitungstechnik <?page no="316"?> Abb. 4.148: Drohne «Multikopter» mit Propellerseitenschutz und Kamera für visuelle Inspektionen von Freileitungen und Schaltanlagen (Quelle: [4.146]) Roboter am Leiterseil Roboter an Leiterseilen sind „erweiterte Augen und Arme“ des Monteurs, ihre Haupt‐ aufgabe ist die visuelle Inspektion. Weltweit wird an mehreren Instituten, Universitäten und der Industrie an der Weiterentwicklung von Robotern für die Prüfung der Leitersiele und für kleinere Reparatur an diesen geforscht. Andere Typen von Robotern Roboter zum Erklettern von Masten können glatte und senkrechte Oberflächen erklettern (Abb. 4.149 links) und eignen sich gut für die Kontrolle von Rohrmasten aus Stahl, Beton und Kunststoff, bei denen sonst Hubsteiger oder Autokrane eingesetzt werden müssten. Roboter werden auch zur Inspektion und Reinigung von Isolatoren eingesetzt (Abb.-4.149 rechts). Abb. 4.149: Roboter beim Erklettern eines Rohrmastes (links); Roboter bei der Prüfung einer Abspann‐ kette aus Porzellankappen (rechts) (Quelle: [4.146]) 4.9 Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen Da, wie bereits erwähnt (Kap. 3), Genehmigungen für den Bau neuer Freileitungen nicht immer einfach zu erhalten sind, wurden in den letzten Jahren verschiedene 4.9 Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen 313 <?page no="317"?> Konzepte für die Aufwertung von Freileitungen [4.147] entwickelt. Die Aufwertungs‐ möglichkeiten spielen auch in der NOVA-Philosophie «Netz-Optimierung vor Netz- Verstärkung vor Netz-Ausbau» eine bedeutende Rolle (Kap.-3.7). 4.9.1 Aufwertung Unter Aufwertung (engl. uprating) versteht man die Erhöhung der Übertragungskapa‐ zität einer Leitung. Die Grundidee besteht darin, bestehende Leitungstrassen und Leitungen 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 deutlich häufiger vorkommt als die Erhöhung der Spannung. Tab. 4.14 enthält eine Liste der gängigsten Spannungs- und Stromerhöhungsmechanismen und der damit verbundenen Techniken, Methoden und Prozesse. Weitere Einzelheiten sind in [4.147] zu finden. Voraussetzung für alle diese Überlegungen ist, dass auch an den betroffenen Schaltanlagen überprüft wird, ob Maßnahmen erforderlich und ggf. möglich sind. Erhöhung der Methode Lösung Stromstärke Erhöhung der zul. Seiltem‐ peratur Erhöhung Seilaufhängepunkt Erhöhung Seilzugspannung Austausch-Leiterseile Kompaktseile Hochtemperaturleiterseile Berechnung Probabilistisch Echtzeitüberwachung (real time monitoring) Spannungsebene Austausch-Isolatoren Zusatzglieder bei Kappenisolatoren, Längere Langstab- oder Verbundisolato‐ ren, Anpassung Schlagweite Anpassung Querträger Bodenabstände Erhöhung Seilaufhängepunkt / Master‐ höhung Erhöhung Seilzugspannung Phasenabstände Umstellung von zwei auf einem Strom‐ kreis Neuer Mastkopf Tab. 4.14: Optionen für die Erhöhung der Übertragungskapazität einer Freileitung 314 4 Freileitungstechnik <?page no="318"?> Folgende Faktoren sollten berücksichtigt werden, bevor die Übertragungsfähigkeit einer Leitung erhöht werden kann: Verlustkosten Die Erhöhung der Stromstärke bei einer Leitung ohne gleichzeitige Vergrößerung des Leiterquerschnitts oder Verringerung dessen spezifischen Widerstandes führt unwei‐ gerlich zu erhöhten Ohm’schen Verlusten, welche auch höhere Kosten verursachen. Zustand der stromführenden Seilarmaturen Diese und insbesondere die Seilverbinder und die Abspannklemmen müssen in der Lage sein, den erhöhten Strom zu führen, da sie anderenfalls mechanisch versagen können. Sie müssen daher vorzugsweise durch Widerstandsprüfungen überprüft werden. Zustand der Leiterseile Die Leiter könnten durch Blitzeinschläge, Schwingungen, mangelhafte Befestigung an den Klemmen oder andere Vorfälle, sogar Schrot- oder Kugeleinschläge, beschädigt worden sein und müssen daher in ihrer gesamten Länge eingehend überprüft werden. Kerben oder beschädigte Drähte müssen mit Reparaturverbindern bzw. Reparaturspi‐ ralen instandgesetzt werden. Abb. 4.150: Umwandlung einer 220-kV-Wechselstromleitung in eine 380-kV-Wechselstromleitung, links das neu entwickelte LWC-Leiterseil, rechts die umgerüstete Leitung [4.148] 4.9 Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen 315 <?page no="319"?> In [4.148] wurde eine Studie aus Österreich vorgestellt, bei der eine zweifache Aufwer‐ tung der Leitungen vorgenommen wurde. Einerseits wurden die ursprünglichen Al/ St- Seile durch neu entwickelte, sogenannte Low-Weight-Conductors (LWC) ersetzt, d. h. durch Seile mit dem gleichen Anteil Aluminium wie die ursprünglichen Seile, aber mit einem größeren Durchmesser von 39 mm (Abb. 4.150 links). Dadurch wird, infolge höherer Windkühlung und Abstrahlung, ihre Strombelastbarkeit erhöht und ihr Ko‐ rona-Geräusch reduziert. Andererseits wurden die metallischen Traversen der Stahl‐ gittermasten durch Isoliertraversen mit Verbundisolatoren ersetzt (Abb. 4.150 rechts), was die Erhöhung der Betriebsspannung von 220 auf 380 kV bei Einhaltung der erforderlichen Sicherheitsabstände ermöglichte. 4.9.2 Ertüchtigung Der Hauptgrund für die Ertüchtigung (engl. upgrading) einer Freileitung ist die Verbesserung ihrer Verfügbarkeit bzw. Zuverlässigkeit. Das wird bei dem immer stärker spürbaren Klimawandel, welcher höhere meteorologische Belastungen her‐ vorrufen kann als die Belastungen, für welche die Leitung ursprünglich ausgelegt worden ist, immer wichtiger. Ein zweiter wichtiger Punkt, der bei der Ertüchtigung berücksichtigt werden sollte, ist eine den neuen Klimagegebenheiten anzupassende Periode der wiederkehrenden Lasten. Zudem sind nicht nur in Europa weite Teile des Bestandsnetzes mehr 50 Jahre alt und wurden somit mehrheitlich nach alten Normen ausgelegt, was oft bedeutet, dass die Lastannahmen nicht mehr zutreffend sind und in der Zwischenzeit die Bemessungsverfahren weiterentwickelt wurden. Und letztlich erfordert die angestrebte Erhöhung der Übertragungsleistung oft Verwendung von Leiterseilen mit größerem Querschnitt, was wiederum höhere Belastung und damit zusammenhängende Verstärkungen für bestehende Stützpunkte bedingt. Die Ermitt‐ lung des Verstärkungsbedarfs und der relevante Tragfähigkeitsnachweis erfolgen nach DIN EN 50341-2-4. Bei Verwendung von Seilen mit höherer Leitfähigkeit und HTLS-Seilen dagegen bleibt die Belastung für Stützpunkte annähernd gleich. In diesem Fall hat der deutsche Bund-Länder-Ausschuss „Elektrizitätswirtschaft“ die Erarbeitung einer VDE-Anwendungsregel VDE AR-N 4210-4 empfohlen, in der Zuverlässigkeitsanforderungen für bestehende Stützpunkte von Freileitungen festgelegt werden und die möglichen Vorgehensweisen zur Nachweisführung be‐ schrieben werden Diese ermöglicht dem Betreiber, einen Nachweis zu führen, dass die technische Sicherheit von bestehenden Freileitungen im Sinne von § 49 Energiewirtschaftsgesetz sichergestellt ist [4.167]. Da sich die Zuverlässigkeit der Leitung aus der Kombination der äußeren Be‐ lastungen und der Materialfestigkeit der Leitungskomponenten ergibt, kann die Zuverlässigkeit erhöht werden, indem entweder die Auswirkungen der klimatischen Belastungen verringert oder die charakteristischen Festigkeiten der Komponenten erhöht werden. Die in Tab.-4.15 zusammengefassten Methoden und Werkzeuge für 316 4 Freileitungstechnik <?page no="320"?> die Ertüchtigung von Freileitungen stammen aus [4.147], wo weitere Einzelheiten zu finden sind. Methode Lösung Auswirkung der meteorologischen Lasten redu‐ zieren Kompakt-Seile Eisansatz auf Leiter reduzieren [4.60] Bündel mit weniger Teilleitern Anzahl der Stromkreise reduzieren Festigkeit der Komponenten erhöhen Mast: Verstärkung der Eckstiele Verstärkung der Diagonalen Gründung: Erhöhung der Zugfestigkeit Erhöhung der Druckfestigkeit Tab. 4.15: Optionen für die Ertüchtigung von Freileitungen Ertüchtigung von Stahlgittermasten Dazu gibt es verschiedene Möglichkeiten: ■ Schrauben- und Profiltausch □ Austausch mit höherer Materialgüte □ Austausch mit größerem Querschnitt ■ Zusatzprofile □ Blechanflanschungen □ Doppeldiagonalen □ Zusatzeckstiele (Abb.-4.151) □ Einbau von zusätzlichen Stäben/ Verbänden ■ Austausch ganzer Bauteile □ Erdseilstütze □ Traversen ■ Verstärkung/ Austausch von Knotenblechen (Abb.-4.152) 4.9 Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen 317 <?page no="321"?> Abb. 4.151: Zusatzeckstiel; Krafteinleitung über Bindebleche und Sonderkonstruktion (Quelle: Cteam) Abb. 4.152: Verstärkung im Kreuzungspunkt im Mastunterteil durch zwei C-förmige Bleche (Quelle: Cteam) Ertüchtigung von Gründungen Anlass zur Ertüchtigung von Gründungen ist die Überschreitung von deren Standsi‐ cherheit durch: ■ Überlastung auf Herausziehen/ Kippen: Rückverankerung in tieferen Bodenschich‐ ten oder Erhöhung der Auflast, ■ Überlastung auf Sohlspannung/ Grundbruch: Erhöhung der Lastabtragsfläche, 318 4 Freileitungstechnik <?page no="322"?> ■ Knaggenverstärkung zum besseren Lastübertrag der Mastkonstruktion in die Gründung (Abb.-4.153 unten rechts). Da in diesem Fall kein einfacher Austausch möglich ist, findet oft eine Verstärkung der bestehenden Gründung oder der Einbau einer neuen Gründung um die - teilweise rückgebaute - bestehende Gründung statt. Diese kann je nach Baugrund, Bestandsgründung und Art der Überlastung der Bestandsgründung, erfolgen durch: ■ Mikropfähle (Abb.-4.153 oben links) ■ Platte (Abb.-4.153 oben rechts) ■ Block (Abb.-4.153 unten links) Abb. 4.153: Fundamentverstärkung durch Mikropfähle (oben links), Platte (oben rechts), Block (unten links) sowie Verstärkung der Knaggen (unten rechts) (Quelle: Cteam) Generell muss vor Baubeginn die Umsetzung der Ertüchtigungsmaßnahmen bezüglich Baubarkeit und vor allem Sicherstellung der Standsicherheit im Bauzustand abgeklärt werden. Dabei sind temporäre Sicherungen wie Verankerungen vor Umsetzung der Lasterhöhung vorzusehen sowie die richtige Montagereihenfolge zu beachten. 4.9 Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen 319 <?page no="323"?> 4.10 Hybridleitungen Hybridleitungen führen AC- und DC- Stromkreise auf demselben Tragwerk. Derzeit wird in einem Pilotprojekt in Deutschland einer der beiden Stromkreise einer bestehen‐ den 380-kV-Wechselstromleitung in einen 400-kV-Gleichstrom-Zweipol umgewandelt (Abb. 4.154), wobei der dritte Leiter für die metallische Rückführung verwendet wird (Abb. 4.155). Eine wichtige Voraussetzung für die Machbarkeit dieses Projektes war die Verwendung der bestehenden Leiterseile und Masten. Dies war nur möglich, indem die eingebauten Porzellanlangstabisolatoren durch Verbundisolatoren ersetzt wurden, da diese ein deutlich besseres Verschmutzungsverhalten insbesondere bei Gleichstrom aufweisen (Kap. 4.4.1), [4.63] und somit in der bestehenden Mastkopfgeometrie unter‐ gebracht werden konnten. Weitere Einzelheiten über Hybridleitungen finden sich in [4.149] und über dieses Projekt in [4.150]. Abb. 4.154: Konzept der Hybridleitung (Quelle: Amprion) 320 4 Freileitungstechnik <?page no="324"?> Abb. 4.155: Hybridleitung in natura: links AC, rechts DC; obere Traverse innen: metallic return, außen: +-Pol, mittlere Traverse II außen: −-Pol); Bildchen rechts unten DC-Kette mit Verbundisolatoren und seitlichen Feldsteuerarmaturen (Quelle: Amprion) 4.11 Literatur 4.1 Papailiou, K.O. (Hrsg.), Springer Handbook of Power Systems, Springer, Singa‐ pore (2021) 4.2 Papailiou, K.O. (Hrsg.), CIGRE Green Book “Overhead Lines”, Springer, Cham (2016) 4.3 Bückner, W., Wirtschaftliche Gestaltung von Hochspannungs-Freileitungen, SIEMENS Mag. 10 (1961) 4.4 CIGRE TB 388, Impacts of HVDC Lines on the Economics of HVDC Projects, CIGRE, Paris (2009) 4.5 EN 50341-1, Overhead Electrical Lines Exceeding AC 1-kV - Part 1: General Requirements - Common Specifications, CEN, Brüssel (2012) 4.6 DIN EN 50341-1, Freileitungen über AC 45-kV - Teil 1: Allgemeine Anforde‐ rungen - Gemeinsame Festlegungen; Deutsche Fassung, VDE, Berlin (2013) 4.7 Kiessling, F. et al., Freileitungen, Springer, Berlin / Heidelberg (2001) 4.8 EN 50341-2-4, Freileitungen über AC 1-kV - Teil 2-4: Nationale Normative Festlegungen (NNA) für Deutschland, VDE, Berlin (2019) 4.9 CIGRE TB 105, The mechanical effects of short-circuit currents in open-air substations; CIGRE, Paris (1996). 4.10 CIGRE TB 48, Tower Top Geometry, CIGRE, Paris (1995) 4.11 CIGRE TB 348, Tower Top Geometry and Mid Span Clearances, CIGRE, Paris (2008) 4.12 Rawlins, C. 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Part 2B: Testing procedures, all-dielectric self-supporting cable fittings and optical attached cable fittings, Electra, Vol. 176, CIGRE, Paris (1998) 4.42 IEC 60889, Hard-Drawn Aluminium Wire for Overhead Line Conductors, IEC, Genf (1987) 4.43 CIGRE TB 244, Conductors for the Uprating of Overhead Lines, CIGRE, Paris (2004) 4.44 CIGRE TB 695, Experience with the Mechanical Performance of Non-Conven‐ tional Conductors, CIGRE, Paris (2017) 4.45 CIGRE TB 498, Guide for Application of Direct Real-Time Monitoring Systems, CIGRE, Paris (2012) 4.46 Sturm, R. G., Vibration of cables and dampers: Part I, Part II, Trans. Am. Inst. Electr. Eng. 55(6), (1936) 4.47 Helms, R., Zur Sicherheit der Hochspannungsfreileitungen bei hoher mecha‐ nischer Beanspruchung, VDI Forschungsbericht 506, VDI, Düsseldorf (1964) 4.48 Claren, R., Diana, G., Mathematical analysis of transmission line vibration, IEEE Trans. Power Appar. Syst. PAS-88(12), (1969) 4.49 Papailiou, K. 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Part 1-4, IEC, Genf (2008) 4.62 DIN EN IEC 60383, Isolatoren für Freileitungen mit einer Nennspannung über 1 000 V - Teil 1: Keramik- oder Glas-Isolatoren für Wechselspannungssysteme, DIN EN IEC 60383-1; VDE 0674-106-1: 2021-02 (2021) 4.63 CIGRE WG 22.03, Service performance of composite insulators used on HVDC lines, CIGRE, Paris (1995) 4.64 IEC 60383-1, Insulators for Overhead Lines with a Nominal Voltage Above 1000 V - Part 1: Ceramic or Glass Insulator Units for A.C. Systems - Definitions, Test Methods and Acceptance Criteria, IEC, Genf (1993) 4.65 IEC 60383-2, Insulators for Overhead Lines with a Nominal Voltage Above 1000 V - Part 2: Insulator Strings and Insulator Sets for A.C. Systems - Definitions, Test Methods and Acceptance Criteria, IEC, Genf (1993) 4.66 IEC 61365, Insulators for Overhead Lines with a Nominal Voltage Above 1000 V - Ceramic or Glass Insulator Units for D.C. Systems - Definitions, Test Methods and Acceptance Criteria, IEC, Genf (1995) 4.67 Bauer, E., Brandt, E. et al., Dynamic Processes During Load Transposition in Multiple Sets with Long Rod-Type Insulators, Session Paper 22-03, CIGRE, Paris (1982) 4.68 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, Genf (1998) 4.69 IEC 60672-1, Ceramic and Glass Insulating Materials - Part 1: Definitions and Classification, IEC, Genf (1995) 324 4 Freileitungstechnik <?page no="328"?> 4.70 IEC 60672-3, Ceramic and Glass Insulating Materials - Part 3: Specifications for Individual Materials, IEC, Genf (1997) 4.71 IEC 60120, Dimensions of Ball and Socket Couplings of String Insulator Units, IEC, Genf (1984) 4.72 IEC 60471, Dimensions of Clevis and Tongue Couplings of String Insulator Units, IEC, Genf (1977) 4.73 Baumgartner, C., Insulator manufacturing processes, INMR Power Engineers Handbook, Chapter 13, INMR, Quebec (2018) 4.74 Bauer, E.A., Miller, E.H., Plastic Composite Insulators to the System Rodurflex, Presentation to the IEEE Nonceramic, Composite Insulator Working Group, New York (1976) 4.75 Schmuck, F. et al., Assessment of the Condition of Overhead Line Composite Insulators, Paper B2-214, CIGRE, Paris (2012) 4.76 Papailiou, K.O., Schmuck, F., Silicon Composite Insulators, Materials, Design, Applications, Springer (2013) 4.77 CIGRE WG 22.03, Worldwide service experience with HV composite insulators, Electra, Vol. 191, CIGRE, Paris (2000) 4.78 EPRI, Survey of Utility Experiences with Composite/ Polymer Components in Transmission Class (69-765-kV Class) Substations, EPRI, Palo Alto (2004) 4.79 Papailiou, K.O., Innovative tower solutions & line uprating, INMR Power Engineers Handbook, INMR, Quebec (2019) 4.80 Papailiou, K.O., Schmuck, F., Silikon-Verbundisolatoren - Werkstoffe, Dimen‐ sionierung, Anwendungen, 2. 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Papailiou, Springer, Cham (2017), S.-933-1046 4.124 BS 5930, Code of Practice for Ground Investigations, BSI, London (2015) 4.125 DIN 18300: 2015-08, VOB Vergabe- und Vertragsordnung für Bauleistungen - Teil C: Allgemeine Technische Vertragsbedingungen für Bauleistungen (ATV) - Erdarbeiten, Beuth publishing DIN (2015) 4.126 Rieger, H., Fischer, R., Der Freileitungsbau, Springer, Berlin / Heidelberg (1975) 4.127 CIGRE TB 308, Foundation Installation - An Overview, CIGRE, Paris (2006) 4.128 CIGRE TB 281, Design and Installation of Micropiles and Ground Anchors for OHL Support Foundations, CIGRE, Paris (2005) 4.11 Literatur 327 <?page no="331"?> 4.129 IEEE 977-2010, Guide to Installation of Foundations for Transmission Line Structures, IEEE, New York (2010) 4.130 DIN V ENV 206: 1990-10, Beton - Eigenschaften, Herstellung, Verarbeitung und Gütenachweis, Beuth publishing DIN (1990) 4.131 DIN 48207: 1978-07, Leitungsseile; Verlegen von Freileitungsseilen, Beuth pub‐ lishing DIN (1978) 4.132 IEEE 524, Guide for the Installation of Overhead Transmission Line Conductors, IEEE, New York (2016) 4.133 CIGRE TB 471, Working Safely While Supported on Aged Overhead Conduc‐ tors, CIGRE, Paris (2011) 4.134 CIGRE TB 175, Management of Existing Overhead Transmission Lines, CIGRE, Paris (2000) 4.135 CIGRE TB 353, Guidelines for Increased Utilization of Existing Overhead Transmission Lines, CIGRE, Paris (2008) 4.136 CIGRE WG B2.13, Guidelines for Emergency Resource Planning for Overhead Transmission Line Asset Owners, Electra, Vol. 222, CIGRE, Paris (2005) 4.137 Pouliot, N. et al., Portable X-ray System for In Situ Detection of Broken ACSR Strands at Suspension Clamps - Field Results and Introduction onto Line Scout Roboting Technology, Session Paper B2-106, CIGRE, Paris (2016) 4.138 Leblond, A., Lindsey, K.E., Maintenance, Overhead Lines, CIGRE Green Book, hrsg. von K.-O. Papailiou, Springer, Cham (2017), S.-1151-1208 4.139 CIGRE TB 216, Joints on Transmission Line Conductors - Field Testing and Replacement Criteria, CIGRE, Paris (2002) 4.140 CIGRE TB 477, Evaluation of Aged Fittings, CIGRE, Paris (2011) 4.141 CIGRE TB 306, Guide for the Assessment of Old Cap and Pin and Longrod Transmission Line Insulators Made of Porcelain or Glass: What to Do and When to Replace, CIGRE, Paris (2006) 4.142 CIGRE TB 481, Guide for the Assessment of Composite Insulators in the Laboratory After Their Removal from Service, CIGRE, Paris (2011) 4.143 EN ISO 2409, Paints and Varnishes. 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Zuerst werden einige Kenndaten der beiden Leiterwerkstoffe Kupfer und Aluminium zusammen mit den Begriffen Skin-Effekt und Proximity-Effekt vorgestellt. Es folgen Erläuterungen zu „Be‐ nutzungsdauer“ und „Betriebskapazität“, bevor die in der Hoch- und Höchstspannungs‐ technik wichtigsten Typen Massekabel, Öldruck- und Gasdruckkabel, Kunststoffkabel (einschließlich Seekabeln) und gasisolierte Rohrleiter ausführlich beschrieben werden. Dabei werden ebenso wie im folgenden Abschnitt die Unterschiede zwischen der Anwendung bei Drehstrom und bei Gleichstrom dargestellt. Unter dem Thema „Kabelgarnituren“ sind Muffen und Endverschlüsse nebst ihren Ausführungen als Stecker sowie den üblichen Erdungsverfahren - z. B. mithilfe von Cross Bonding - zusammengefasst. Detailliert werden verschiedene Verlegeverfahren samt Vor- und Nachteilen ein‐ ander gegenübergestellt, wobei besonders auf Kabeltransport und Kabelzug (samt Berechnungsverfahren) eingegangen wird. Auch den Themen Kabel- und Bodenerwär‐ mung und den möglichen Kühlverfahren wird Beachtung geschenkt. Aussagen zu Inbetriebnahme-Prüfungen, Monitoring und Verfahren zur Fehlerdia‐ gnose runden das Kapitel ab. 5.1 Einführung Kabel können im und auf dem Erdboden, in Kabelkanälen, im Tunnel sowie im Wasser und in Innenräumen verlegt werden. Sie müssen gegen eindringende Feuchtigkeit und chemische Zersetzung, oft auch gegen UV-Strahlung 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 breit gefächerter Abstufung ihrer Querschnitte ent‐ wickelt. Daneben kommen mannigfaltige Kombinationen von Isolierungen, Schirmen und Mänteln zum Einsatz, um lange Lebensdauern bei fast wartungsfreiem Betrieb zu erreichen. <?page no="335"?> Da ab der Mittelspannungsebne aufwärts praktisch immer symmetrische Lastfälle vorliegen, ist ein vierter Leiter - als Neutralleiter bezeichnet - nicht mehr erforderlich. Im Folgenden werden nur Dreileiter- oder Einleiterkabel betrachtet. 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 und der Ableitung G (Kehrwert des Widerstandes der Isolation) noch die das Magnetfeld beschreibende Induktivität L sowie die das elektrische Feld beschreibende Kapazität C hinzu. Weiter sind bei Kabeln im Gegensatz zu Freileitungen die Effekte der Stromverdrängung im Leiter (Skin-Effekt) sowie die der Beeinflussung benachbarter metallischer Leiter (Proximity-Effekt) zu berücksichtigen. Diese werden nachfolgend beschrieben. Kapitel 6 erklärt die Bedeutung der elektrischen Kenngrößen und zeigt, wie sie bei Netzberechnungen zu verwenden sind. 5.2 Kabelaufbau Als Leiterwerkstoffe kommen Kupfer und Aluminium in Frage. Bei Raumtemperatur gelten folgende Werte: spezifische Leitfähigkeit ϰ Cu ≈ 56 m/ (Ω mm²) und ϰ Al ≈ 35 m/ (Ω mm²). Für einen Kupferleiter von 1 km Länge und 300 mm² Querschnitt folgt aus den Abmessungen ein Gleichstromwiderstand von 59,52 mΩ und für einen Alumini‐ umleiter 95,24 mΩ. Kabelhersteller geben für die Anwendung allerdings nicht den geometrischen Leiterquerschnitt, sondern den elektrisch wirksamen Nennquerschnitt an, der aus einer Widerstandsmessung bei 20-°C ermittelt wird. Wie schon in Kapitel 1 erwähnt, können sich die Widerstände bei Betrieb mit Wechselstrom bzw. Drehstrom (z. B. durch den Skin-Effekt) um mehrere Prozent erhöhen. Für beide Werkstoffe ist außerdem eine Widerstandszunahme von rund 4 % je 10-°C Temperaturzunahme zu berücksichtigen. Aluminium ist leichter als Kupfer. Für die spezifischen Dichten gilt: α Cu ≈ 8,92 kg/ dm³ und α Al ≈ 2,7 kg/ dm³. Will man bei gleicher Leiterlänge denselben Widerstand erreichen, so muss der Aluminiumquerschnitt also um 60 % höher gewählt werden, während sein Gewicht nur die Hälfte des vergleichbaren Kupferleiters beträgt. Kupfer ist allerdings korrosionsbeständiger als Aluminium. Der Aufbau des Leiters (auch „Ader“ genannt) als Herz eines Kabels kann eindrähtig oder mehrdrähtig sein; ab 25 mm² Querschnitt pro Energieleiter in der Regel wegen einfacherer Transport- und Verlegemöglichkeiten in der Regel mehrdrähtig. Die Leiterform ist so ausgeführt, dass der Querschnitt der Kabelhülle optimal ausgenutzt wird, d. h. ein hoher Füllfaktor erreicht wird. Dafür kommen Rundleiter, unverdichtete und verdichtete Sektorleiter sowie in Segmente geteilte Leiter in Frage. Bei manchen Kabelkonstruktionen wie Gasaußendruckkabeln werden oft auch Einzelleiter mit ovalem Querschnitt gewählt, deren Mäntel dadurch leichter kompressibel sind. 332 5 Kabel <?page no="336"?> Abb. 5.1: Millikenleiter zur Verrin‐ gerung des Skin-Effekts Segmentierte Leiter werden als Millikenleiter bezeichnet, wobei der Strom auf viele Einzeldrähte aufgeteilt wird. Diese werden bei der Fertigung durch eine dünne Lack‐ schicht gegeneinander isoliert und verdrillt, was eine sehr aufwändige Anschluss- und Verbindungstechnik zur Folge hat. Millikenleiter verringern den Effekt der Stromver‐ drängung (Skin-Effekt), welcher bewirkt, dass bei Wechselstrom durch Induktion keine konstante Strom‐ dichte in einem massiven Leiter herrscht. Anstelle einer gleichmäßigen Stromverteilung im Leiter kommt es in seinem Inneren zu einer Abschwächung und in seinem Randbereich zu einer Verstärkung der Stromdichte. Ursache für diesen Verdrängungseffekt sind Wirbel‐ ströme innerhalb des Leiters. Der transportierte Wech‐ selstrom erzeugt im Leiter magnetische Wechselfelder (Abb. 5.2, grün), die der Stromflussrichtung im Inneren des Leiters entgegengerichtet sind und im Randbereich gleichsinnig verlaufen (Abb.-5.2, blau). Damit wird der Hauptstrom zur Mitte hin geschwächt und in den Randbereichen verstärkt. Somit verringert sich der wirksame Leiterquerschnitt. Durch die Aufteilung in kleine und gegeneinander isolierte Einzelleiter tritt der Skin-Effekt viel weniger in Erscheinung. Wechselstrom magn. Wechselfeld induktiver Wirbelstrom gleichsinniger, verstärkender Induktionsstrom gegensinniger, schwächender Induktionsstrom Abb. 5.2: Durch Wechselstrom verursachter Skin-Effekt im stromdurchflossenen Leiter Ein weiteres Phänomen, der sogenannte Proximity-Effekt, basiert ebenfalls auf dem Induktionsprinzip und kann als erweiterter Skin-Effekt angesehen werden. Das vom Wechselstrom erzeugte veränderliche Magnetfeld bewirkt auch in benachbarten 5.2 Kabelaufbau 333 <?page no="337"?> stromdurchflossenen Leitern eine Stromverdrängung, wodurch sich deren effektiver Widerstand erhöht [5.1]. Kabel werden nach Art ihrer Isolation eingeteilt in: ■ Massekabel ■ Öldruckkabel ■ Gasdruckkabel ■ Kunststoffkabel Im erweiterten Sinne kann man dazu auch die gasisolierten Rohrleitungen (GIL) zählen, die die Vorteile eines unter Druck stehenden Isoliergases mit dem geringen Platzbedarf eines Kabels kombinieren. Die Isolation der ersten Energiekabel bestand, wie bereits in Kapitel 1 beschrieben, aus Guttapercha (ein kautschukähnlicher Milchsaft), welches aber sehr bald durch Papierwicklungen, die mit zähflüssigem Öl (Tränkmasse) umgeben waren, abgelöst wurde. Kabel dieser Bauart wurden als Massekabel bezeichnet. Sie spielen heute im Bereich hoher und höchster Wechselspannungen keine Rolle mehr. Bei Ausdehnung des Isoliermaterials infolge wechselnder Belastung und damit verbundenen Tempera‐ turschwankungen können sich darin Hohlräume bilden. Luft weist gegenüber jedem anderen Isolierstoff schlechtere dielektrische Werte auf, sodass es dort bei hoher Beanspruchung zu Teilentladungen mit anschließender thermischer Zerstörung des Materials kommen kann. Der Grund dafür findet sich in der ungleichmäßigen Vertei‐ lung des elektrischen Feldes. Eine solche Feldverteilung ist schwer zu beherrschen und kann bei den kleinsten Fehlstellen im Dielektrikum langfristig zur Zerstörung des Isoliermaterials führen. Abb. 5.3 zeigt die Auswirkung eines Lufteinschlusses im Dielektrikum. Die durch Verdichtung der elektrischen Feldlinien verursachte Felderhöhung führt zu Teilentladungen, die das Material zerstören. Leitfähige Bewehrung Leiter homogenes elektrisches Feld Lufteinschluss Feldüberhöhung Teilentladung Abb. 5.3: Elektrische Feldverteilung bei Lufteinschluss in einem Dielektrikum 334 5 Kabel <?page no="338"?> Wie nachfolgend gezeigt wird, können Feldverzerrungen aber auch dann auftreten, wenn der Leiter aus Einzeldrähten besteht oder wenn die drei Leiter eines Drehstrom‐ kabels in einer gemeinsamen Hülle untergebracht sind. Um eine Hohlraumbildung zu vermeiden, wurden Kabel entwickelt, bei denen die Papierisolation durch eingefülltes dünnflüssiges Öl oder Stickstoff im Dielektrikum unter Druck stand. Dadurch ließ sich bei wechselnder elektrischer Belastung der gefürchtete Effekt vermeiden. Kabel dieser Art werden als thermisch stabilisiert be‐ zeichnet. Durch die modernen Kunststoffe Polyvinylchlorid (PVC) und Polyethylen (PE) wurden aber auch diese Ausführungen abgelöst. Im Gegensatz zu Ölkabeln besteht dann bei mechanischer Beschädigung keine Gefahr für die Umwelt durch auslaufendes Öl. Leider geht gutes elektrisches Isolierverhalten auch mit guter thermischer Isolierung einher, was sich ungünstig auf die Ableitung der im Leiter erzeugten Verlustwärme durch die Außenhülle des Kabels auswirkt. Somit können Kabel im Bereich hoher Spannungen nur mit relativ geringer Stromdichte betrieben werden, da sie sich sonst zu stark erwärmen. Die übertragbaren Leistungen eines Kabels hängen vom Strom (Leitermaterial und -querschnitt) und von der Spannung (Qualität und Stärke der Isolation) sowie von der Art der Verlegung ab, die die Wärmeabgabe beeinflusst. Wie bei Freileitungen be‐ stimmen neben dem fließenden Strom die Umgebungsbedingungen die Temperatur des Leiters, die 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 erhitzt, so altert das Kabel schneller und wird schließlich zerstört. Die Isolation darf nur eine extrem geringe Leitfähigkeit aufweisen. Trotzdem entstehen darin messbare elektrische Verluste, sobald ein Kabel an Wechselspannung gelegt wird. Als groben Richtwert kann man dafür z. B. bei einem kunststoffisolierten Kabel der 380-kV-Ebene einen Wert von 3 bis 4 kW/ km je Leiter annehmen. Der Effekt entsteht durch Polarisation der in der Isolation (dem Dielektrikum) enthaltenen Dipole. Dabei ist der Phasenwinkel zwischen Strom und Spannung nicht mehr genau 90° wie bei einem idealen Kondensator, sondern um den Verlustwinkel δ geringer, wie in Abb. 5.3 dargestellt. 5.2 Kabelaufbau 335 <?page no="339"?> (5.1) (5.2) I v C U U I c I v I δ R v I c I Abb. 5.4: Ersatzschaltung eines verlustbehafteten Dielektrikums und Zeigerdiagramm von Spannung und Strömen samt Verlustwinkel Der rein kapazitive Strom I c , der der angelegten Spannung um 90° vorauseilt, bildet mit dem Wirkstrom I v , der die Verluste repräsentiert, den Gesamtstrom I durch das Dielektrikum (komplexe Größen werden unterstrichen dargestellt). Für die Beträge gilt die Beziehung: I v = I c ⋅ tanδ Dieselbe Beziehung gilt für die Leistungen. Somit folgt mit der Blindleistung Q c und der Verlustleistung P v des Kabels: P v = Q c ⋅ tanδ Es bedeuten: I v Wirkstrom A I c kapazitiver Strom A tan δ Verlustfaktor - P v Verlustleistung W Qc kapazitive Blindleistung Var Der Ausdruck tan δ wird als Verlustfaktor bezeichnet und gibt eine wichtige Material‐ eigenschaft des Dielektrikums wieder. Er sollte in Hochspannungsanordnungen durch Verwendung geeigneter Materialien deutlich unter einem Prozent liegen. Die Kabelhersteller geben zu den einzelnen Typen und Querschnitten Bemessungs‐ ströme I r an, die sich auf die erwähnte EVU-Last und bestimmte Bodenverhältnisse beziehen. Weichen die Umgebungsbedingungen oder Lastverläufe von den oben genannten Werten ab, so wird mithilfe von Umrechnungsfaktoren ein (meist empirisch bestimm‐ ter) Zusammenhang zwischen Bemessungsstrom I r und maximal zulässigem Betriebs‐ 336 5 Kabel <?page no="340"?> strom I z angegeben. Beispielsweise gilt I z = 0,85 · I r , falls anstelle von EVU-Last eine Dauerlast anzunehmen ist. Im Kurzschlussfall wird das Kabel bis zur Abschaltung des Fehlers mit dem wesent‐ lich höheren Fehlerstrom belastet. Im Zusammenhang mit den hierzu durchzuführen‐ den Kurzschlussberechnungen wird von den Kabelherstellern meistens noch eine sogenannte Bemessungs-Kurzzeitstromdichte angegeben. Als Einflussgrößen der Umgebung von Kabeln kommen das Bodenmaterial, seine Temperatur und Feuchte, die Beschaffenheit der Oberfläche, die Verlegetiefe und -art sowie mögliche parallel verlegte (oder punktuell auch kreuzende) Kabel sowie z. B. auch Fernwärmeleitungen in Frage. Aus der Grenztemperatur bestimmt sich schließlich für jeden Kabeltyp und Querschnitt ein maximal zulässiger Betriebsstrom I z . Im Erdreich verlegte Kabel haben eine größere thermische Zeitkonstante als Frei‐ leitungen. Daher spielt der zeitliche Verlauf der Last eine wichtige Rolle. Zur Kenn‐ zeichnung dieses Verlaufs wird der Belastungsgrad m (oft auch als Belastungsfaktor bezeichnet) definiert. Er ergibt sich aus der Umformung eines auf den Maximalwert normierten 24-stündigen Lastverlaufs in ein flächengleiches Rechteck derselben Breite und der Höhe m. Ein Lastverlauf mit m = 1 wird als Dauerlast und ein in der Praxis häufig auftretender Verlauf mit m ≈ 0,7 als EVU-Last bezeichnet. Die folgende Abbildung gibt einen solchen Verlauf und den zugehörigen Belastungsfaktor (hier m-=-0,73) wieder. 0 0 4 8 12 16 20 240 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 20 40 60 80 100 Zeit in h Last/ Höchstlast in % Belastungsgrad 0,73 Verhältnis Last zur Höchstlast (Lastverlauf) Verhältnis Durchschnittslast zur Höchstlast Abb. 5.5: EVU-Last und zugehöriger Belastungsgrad 5.2 Kabelaufbau 337 <?page no="341"?> (5.3) (5.4) Induktivitäten und Kapazitäten eines Kabels werden wesentlich durch deren Geometrie beeinflusst. Grundsätzlich bewirken große Leiter-Leiterbzw. Leiter-Schirm-Abstände hohe Induktivitäts- und kleine Kapazitätswerte. Allerdings muss noch zwischen Ein‐ leiter- und Dreileiterkabeln unterschieden werden. Bei Ersteren wird das elektrische Feld durch eine dünne Metall- oder leitende Papierschicht oder durch einen Schirm (jeweils geerdet) nach außen hin abgeschirmt, sodass nur eine Kapazität C E gegen Erde existiert. Dreileiterkabel weisen hingegen bei Fehlen einer solchen leitfähigen Schicht 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 weitere Berechnungen eine Ersatzkapazität C B mit dem Namen Betriebskapazität. Wie in Kapitel 6 gezeigt wird, folgt für Einleiterkabel C B = C E und für Dreileiterkabel C B = C E + 3 C L C E C L C E Einleiterkabel Dreileiterkabel Leiter Leiter Bewehrung Bewehrung C B = C E C B = C E + 3C L Abb. 5.6: Kapazitäten beim Einleiterkabel (links) und beim Dreileiterkabel (rechts) Außerdem weist die Isolierung von Kabeln eine zweibis dreifache Dielektrizitätszahl im Vergleich zu Luft auf, welche ja bei Freileitungen die Isolation darstellt. Dadurch und aufgrund 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, sei es in einer Reihen- oder in einer Parallelschaltung der beiden Leitungstypen. 338 5 Kabel <?page no="342"?> Für Netzberechnungen interessieren in erster Linie Leitungstyp und -länge samt Leitermaterial und Querschnitt sowie die übertragbare Leistung je nach Art der Verlegung. Weitere elektrische Kenndaten werden vom Hersteller als bezogene Größen R‘ (ohmscher Widerstand), L‘ (Leiterinduktivität) und C B ‘ (Betriebskapazität) pro Längeneinheit angegeben. Die Bedeutung dieser Kenndaten für den Betrieb im Netz wird in Kapitel 6 näher erläutert. Den prinzipiellen Aufbau eines einadrigen Kabels im Bereich der elektrischen Ener‐ gietechnik zeigt Abb.-5.7. Abb. 5.7: Prinzipieller Aufbau eines Einleiterkabels Einadrige Kabel mit einem massiven Leiter weisen ein radialsymmetrisches elektri‐ sches Feld auf, wobei die höchste Feldstärke am Rand des Leiters auftritt, da die Feldliniendichte dort am höchsten ist. Bei größeren Querschnitten verwendet man (abgesehen vom Sonderfall des Millikenleiters) mehrere Einzeldrähte, etwa, um zu große Biegeradien zu vermeiden. Um auch hier Homogenität des Feldes zu erreichen, werden die Einzeldrähte mit einer inneren Leitschicht (metallisiertes Papier oder Bandage aus schwach leitendem Kunststoff) umgeben, wie in Abb. 5.8 rechts darge‐ stellt. Diese innere Leitschicht homogenisiert das elektrische Feld im Bereich der höchsten Feldstärke. Auf dem äußeren Rand des Dielektrikums wird ebenfalls eine leitfähige und geerdete Schicht aufgebracht, die als äußere Leitschicht bezeichnet wird. Falls jede Ader eines Dreileiterkabels für sich mit einer eigenen äußeren (und geerdeten) Leitschicht umgeben wird, kann sich dadurch auch kein elektrisches Feld zwischen den einzelnen Leitern ausbilden. Kabel mit einer solchen Feldsteuerung werden als Radialfeldkabel bezeichnet. Ein Dreileiterkabel dieses Typs, der zu Beginn des 20. Jahrhunderts entwickelt wurde, ist unter dem Namen Höchstädterkabel bekannt. 5.2 Kabelaufbau 339 <?page no="343"?> Abb. 5.8: Verteilung des elektrischen Feldes ohne (links) und mit innerer Leitschicht (rechts) Bei Dreileiterkabeln heben sich die magnetischen Wirkungen der einzelnen Leiter, bedingt durch die drei unterschiedlichen Augenblickswerte, nach außen hin auf. Bei der Verlegung von Einleiterkabeln ist das in deren Nahbereich jedoch nicht der Fall. Die äußeren Leitschichten werden von den einzelnen Magnetfeldern ungehindert durch‐ drungen und können nur durch andere Mechanismen kompensiert werden. Hier sollten daher zur Reduzierung der durch Induktionswirkung entstehenden Wirbelstrom- Verluste als äußere metallische Bewehrung unmagnetische Materialien verwendet oder besondere Maßnahmen wie Cross-Bonding oder einseitige Schirmerdung vorgesehen werden. Diese Maßnahmen werden in Abschnitt 5.7 behandelt. Kabel weisen im Vergleich zu Freileitungen verschiedene Vorteile, aber auch Nachteile auf: Sie sind im Allgemeinen viel teurer, wobei aber ihr Übertragungsvermögen im Gegensatz zu Freileitungen nicht witterungsabhängig ist. Durch die Verwendung deutlich größerer Leiterquerschnitte können sie tendenziell höhere Leistungen übertragen als Freileitungen. Einmal errichtet, kann das Übertragungsverhalten eines Kabelsystems aber nur durch vollständigen Austausch gegen Kabel größeren Querschnitts oder höherer Spannung erweitert werden. Alternativ kann aber nachträglich ein weiteres Kabelsystem parallel verlegt werden, falls im Kabelgraben vorsorglich weitere Schutzrohre mitverlegt wurden. Im Fehlerfall - etwa durch Blitzschlag - ist die Luft als Isoliermedium bei Frei‐ leitungen fast immer selbstheilend. Das bedeutet, dass ein Lichtbogen von selbst erlischt, wenn die Leitung kurzzeitig durch den Netzschutz freigeschaltet wird. Im Gegensatz dazu wird eine (meist mechanisch) beschädigte Kabelisolation zerstört, und das betroffene Kabel muss zeitaufwändig durch Austausch des schadhaften Abschnitts repariert werden. Die im Vergleich zu Freileitungen hohen Kapazitätswerte machen bei längeren Kabelstrecken zudem teure Kompensations- und Überwachungs‐ einrichtungen erforderlich. Nach der Verlegung sind Kabel jedoch bis auf etwaige 340 5 Kabel <?page no="344"?> vorhandene Muffenbauwerke unsichtbar und wartungsfrei. Gleichzeitig sind sie gegen atmosphärische und Witterungseinflüsse weitgehend geschützt. 5.3 Die gebräuchlichsten Kabeltypen Allen Kabeltypen zur Energieübertragung im Bereich hoher Spannungen gemeinsam ist eine relativ komplexe Struktur, bestehend aus mehreren Schichten und mit der Aufgabe, das Hochspannungspotenzial des Leiters innerhalb eines eng begrenzten Raumes gefahrlos auf Erdpotenzial abzusenken. Das elektrische Feld ist auf den Bereich zwischen Leiter bzw. innerer und äußerer Leitschicht begrenzt. Je nach Bauart des Kabels und seinem Verwendungszweck folgen danach üblicherweise ein ebenfalls leitfähiges Polster sowie ein Schirm. Dieser besteht heute meist aus Kupfer- oder Aluminiumdrähten, welche in leitfähige Quellbänder ein‐ gebettet sind. Letztere dienen als Längswasserschutz für das Kabel. Dringt als Folge einer Beschädigung lokal Wasser unter den äußeren Kabelmantel, so wird die Ausbreitung längs des Kabels durch die bei Kontakt mit Wasser aufquellenden Bänder gestoppt. Der geerdete Schirm hat die Aufgabe, den Ladestrom des Kabels sowie bei bestimm‐ ten Fehlerfällen den Erdschlussstrom abzuleiten (beide Begriffe werden in Kapitel 6 näher erläutert). Gleichzeitig stellt er auch den Schutz gegen Berührung dar. Als mechanischer Schutz dient die sogenannte Bewehrung, bestehend aus Stahlband oder Flachdraht. Durch die Bewehrung wird gleichzeitig eine höhere Zugfestigkeit beim Verlegen des Kabels erreicht. Weiter dient ein Kabelmantel als Querwasserschutz gegen eindringende Feuchtigkeit. Hierfür kommen bei metallischer Ausführung Blei oder Aluminium in Frage. Die verwendete Bleilegierung („Kabelblei“) muss allerdings einen geringen Kupferanteil aufweisen, da Blei allein zu brüchig wäre. Über dem Metallmantel befindet sich der Polymermantel, der meistens aus einem speziellen Po‐ lyethylen (High Density Polyethylene, HDPE) besteht. Der Mantel dient gleichzeitig als Berührungsschutz und als Korrosionsschutz für den darunter liegenden Metallmantel. Werden erhöhte Brandanforderungen an das Kabel gestellt (z. B. bei Legung in langen Tunnels), so besteht der Mantel aus speziellen flammhemmenden Polymercom‐ pounds. Eine nochmals über dem Polymermantel angebrachte sehr dünne leitfähige Schicht dient als Elektrode für die Gleichspannungsprüfung des Mantels, wie sie bei der Inbetriebnahme und bei Routineprüfungen an der Kabelanlage durchgeführt wird (siehe Abschnitt 5.11). Moderne Kunststoffkabel sind meist einfacher aufgebaut und benötigen keine Bewehrung. Sie kommen nach dem Schirm, ggf. mit Schutz gegen Längswasser, mit einem Außenmantel aus Polyethylen aus. 5.4 Kabel für Hoch- und Höchstspannung Exemplarisch werden im Folgenden die Kabelbauarten vorgestellt, die in der Hoch- und Höchstspannungsebene am häufigsten vorkommen. Die Bauartbezeichnung erfolgt 5.3 Die gebräuchlichsten Kabeltypen 341 <?page no="345"?> nach [5.2] durch eine Aneinanderreihung von Bauart-Kurzzeichen. Diese beginnt bei genormten Kabeln mit dem Buchstaben N. Danach folgen die Kurzzeichen für die Kabelelemente vom Kabelinnern nach außen hin. Unberücksichtigt bleiben Bezeich‐ nungen für Kupfer als Leitermaterial, Isolierungen aus getränktem Papier und bei Kunststoffkabeln die innere und äußere Leitschicht. Nach diesen Kurzzeichen machen sogenannte Leiter-Aufbaukurzzeichen nähere Angaben zur Leiterform. Die für Berechnungszwecke wichtigste Kenngröße stellt der Leiterquerschnitt dar, denn er bestimmt letztlich die übertragbare Leistung. Weitere folgende Angaben zu den elektrischen Kennwerten Widerstand, Ableitung, Kapazität und Induktivität pro Längeneinheit sind nur als Richtwerte zu verstehen und variieren von Hersteller zu Hersteller. Tabelle 5.1 zeigt die Bedeutung der wichtigsten Kurzzeichen und enthält dazu jeweils Bezeichnungsbeispiele [5.2]. Kurzzeichen Bedeutung Beispiele A Leiter aus Aluminium (im vorderen Teil des Kurzzei‐ chens) 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 (F) längswasserdicht NPKDV(F)ST2Y (FL) längs- und querwasserdicht m. Aluminium-Schichten‐ mantel 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 342 5 Kabel <?page no="346"?> 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. 5.1: Wichtigste Bauartkurzzeichen für Kabel und der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene mit Bezeichnungsbeispielen Die Widerstandswerte gelten für Gleichstrom bei einer Temperatur von 20 °C. Sie sind für die praktische Anwendung auf Betriebstemperaturen zwischen 60 - 90 °C umzurechnen, wobei man mit guter Näherung eine Zunahme des Widerstandes um 4 % je 10 K Temperaturzunahme ansetzen kann. Die daraus folgenden Bemessungsströme I r und Übertragungsleistungen S beziehen sich auf flache Verlegung der drei Einleiter‐ kabel in Erde und auf EVU-Last. Die Übertragungsleistung wird im Hinblick auf den möglichen Blindleistungstrans‐ port als Scheinleistung angegeben. Falls keine Blindleistung übertragen werden muss, ist die Scheinleistung (in MVA) gleich der Wirkleistung (in MW). 5.4.1 Kabel für Drehstrom in der Hochspannungsebene Mit der Einführung höherer Spannungsebenen zu Anfang des 20. Jahrhunderts stiegen auch die Anforderungen an die Qualität der Isolierstoffe von Kabeln. An die Stelle der harzartigen Substanzen zur Imprägnierung für das Kabelpapier traten nach und nach Füllungen mit dünnflüssigem Öl oder Gas, die unter Druck standen und so die gefürchtete Hohlraumbil‐ dung im Dielektrikum verhinderten. Ab den 1970er-Jahren wurden sie schrittweise fast vollständig durch Kabel mit Kunststoffisolierung abgelöst, die sich unter anderem durch besonders geringe dielektrische Verluste auszeichnen. Bei den hier erforderlichen Leiter‐ querschnitten und Isolationsstärken werden die Kabel stets als Einleiterkabel ausgeführt, also komplett mit eigenem Mantel versehen. Dadurch sind größere Lieferlängen auf einer Trommel möglich, Verlegung und Reparatur sind einfacher, und die Wärmeabgabe an das umgebende Erdreich wird begünstigt. Wie schon erläutert, wird die Übertragungsleistung eines Kabelsystems durch ver‐ schiedene Parameter (Leiterquerschnitt und -material, Lastverlauf usw.) bestimmt. Pauschale Angaben sind daher nicht möglich. Man kann aber bei den im Folgenden wiedergegebenen Kabeln der 110-kV-Ebene grob von einer Übertragungsleistung 5.4 Kabel für Hoch- und Höchstspannung 343 <?page no="347"?> im Bereich 80 bis 100 MVA ausgehen, falls es sich um ein Kupferkabel mit einem Leiterquerschnitt von 300 mm² handelt. Öldruckkabel Bei diesem (auch als Ölkabel bezeichnetem) Kabeltyp besteht die Isolation aus ölgetränktem Papier, während der Leiter als Hohlleiter ausgeführt ist, in welchem sich dünnflüssiges Isolieröl unter einem Druck von 2-6 bar befindet (Niederdruck-Ölkabel). Ausgleichsgefäße in regelmäßigen Abständen sorgen für gleichmäßigen Druck bei wechselnden Belastungen und damit schwankenden Kabeltemperaturen. Man bezeichnet solche Kabel als tempera‐ turstabil. Die Druckhaltung des Öls erfordert einigen Aufwand, besonders bei der Über‐ windung von Höhenunterschieden, wo zuweilen Sperrmuffen an den Verbindungsstellen der Kabel eingesetzt werden müssen, um den Druck längs des Kabels zu vergleichmäßigen. Falls Beschädigungen am Kabel auftreten, kann es zu einer Kontaminierung des Erdbodens durch austretendes Öl kommen, welcher dann ausgetauscht werden muss. Daher werden Ölkabel bei Neuverlegungen generell nicht mehr eingesetzt. Es wurden auch sogenannte Hochdruck-Ölkabel entwickelt, bei welchen mit Drü‐ cken bis etwa 16 bar gearbeitet wird. Aus dem oben genannten Grund wurden diese in Deutschland nicht verwendet. Ein typischer Vertreter dieses Kabeltyps trägt die Bezeichnung NÖKUDEY. Nach der Kupferader und der inneren Leitschicht folgt die Papierisolierung, in der sich wegen des Öls keine Lufteinschlüsse bilden können. Anschließend folgen äußere Leitschicht sowie Bleimantel, Polsterung, Druckschutzbandage und PVC-Schutzhülle. Abb. 5.9: Aufbau eines 110-kV-Ölkabels der Bauart NÖKUDEY 344 5 Kabel <?page no="348"?> Gasinnendruckkabel Beim Gasinnendruckkabel übernimmt Stickstoff die Aufgabe, Hohlräume im Dielektri‐ kum zu verhindern. Dieser Kabeltyp wird in der Regel als Dreileiterkabel bis maximal 110 kV ausgeführt. Die Papierisolation um die verseilten und geschirmten Adern ist mit hochviskoser Masse getränkt. Bei Drücken von etwa 16 bar besitzt Stickstoff ähnliche dielektrische Eigenschaften wie die Tränkmasse und wird durch Diffusion Mitbestandteil der Isolation. Durch den Gasdruck im Ringspalt zwischen Leiteriso‐ lierung und Mantel wird eine Ausdehnung bzw. Schrumpfung der Kabelisolation bei Temperaturschwankungen verhindert, sodass sich dort keine Hohlräume bilden können. Falls das Kabel dreiadrig ausgebildet wird, benötigt es weniger Platz als ein aus drei Einzelkabeln bestehendes System mit vergleichbaren Übertragungseigenschaften. Das Stahlrohr schützt zudem wirksam gegen Beschädigungen etwa durch Bauarbeiten beengte Platzverhältnisse in städtischer Umgebung. Zudem ist dadurch eine induktive Beeinflussung benachbarter Leitungen für Kommunikations- und Steuerungszwecke ausgeschlossen. Abb. 5.10: Aufbau eines 110-kV-Gasinnendruckkabels der Bauart NIVFST2Y (Quelle: nkt) Gasaußendruckkabel Beim Gasaußendruckkabel wird die Hohlraumbildung auf andere Weise verhindert: Leiter, Isolation und gasdichter Blei- oder Aluminiummantel besitzen hier einen ovalen Querschnitt und sind dadurch leichter kompressibel. Das Kabel ist ebenfalls in ein 5.4 Kabel für Hoch- und Höchstspannung 345 <?page no="349"?> mit Stickstoff unter Druck von etwa 15 bar stehendes Stahlrohr eingezogen. Der Druck des Gases wirkt hier von außen auf die Bleimäntel und die darunter liegende massegetränkte Papierisolierung der Einzelleiter und verhindert so die Bildung von Hohlräumen bei Temperaturschwankungen. Das Druckgas hat abweichend zum Gas‐ innendruckkabel somit nur eine mechanische und keine isolierende Funktion. Auch hier gelten die oben genannten Vorteile einer Verlegung im Stahlrohr. Abb. 5.11: Aufbau eines 110-kV-Gasaußendruckkabels der Bauart NPKDVFST2Y (Quelle: nkt) Kunststoffkabel In den Spannungsebenen 110-kV und höher haben sich seit den 1970er-Jahren Kunst‐ stoffkabel mit vernetztem Polyethylen (VPE) als Dielektrikum nach und nach weltweit durchgesetzt. Sie haben bis auf das Dielektrikum einen vergleichbaren Aufbau wie die klassischen Massekabel. Ihre Hauptvorteile liegen im geringen Gewicht, leichter Ver‐ legbarkeit mit kleinen Biegeradien, einfacher Montage der Muffen und Endverschlüsse, Umweltfreundlichkeit und Wartungsfreiheit. Der verwendete Isolierstoff hat eine sehr hohe elektrische Festigkeit, welche er umfangreichen Langzeittests zufolge unter den zulässigen Betriebsbedingungen auch sehr lange beibehält. Günstig ist auch sein sehr kleiner Verlustfaktor tan δ von 0,4 ·10 -3 . Zum Vergleich dazu liegt er bei ölgetränktem Papier bei 2,5 ·10 -3 . Der Leiter besteht aus runden Kupfer- oder Aluminiumdrähten, die durch Walzen verdichtet werden. Ab 800 mm² kommen dabei üblicherweise Millikenleiter zum Einsatz, um Verluste durch den Stromverdrängungseffekt möglichst gering zu halten. 346 5 Kabel <?page no="350"?> Beim Kunststoffkabel im Bereich hoher und höchster Spannungen wird das Dielekt‐ rikum gemeinsam mit der inneren und der äußeren Leitschicht in einem Arbeitsgang mit großer Sorgfalt gefertigt, wobei das Verfahren der Dreifachextrusion angewendet wird. Das sorgt für höchste Qualität im Hinblick auf Homogenität und mögliche Hohlraumbildung. Nach der äußeren Leitschicht folgt der Schirm aus Kupfer- oder auch Aluminiumdrähten bzw. -bändern. Bei allen Kunststoffkabeln ab dieser Span‐ nungsebene wird der Schirmbereich außerdem längswasserdicht ausgeführt durch Einbringen von Textil- oder Vliesbändern und Quellpulver, welches im Fall von eindringender Feuchtigkeit sein Volumen vergrößert und so das Vordringen von Feuchtigkeit verhindert. Die Dichtigkeit gegen Querwasser wird z. B. durch eine beschichtete Aluminiumfolie (sogenannter Schichtenmantel) erreicht, die mit dem äußeren Schutzmantel aus abriebfestem Polyethylen häufig verklebt wird. Ein viel verwendeter Vertreter dieser Gattung ist der Typ NA2XS(FL)2Y, wie in Abb.-5.12 gezeigt: Abb. 5.12: Aufbau eines 110-kV-VPE-Kabels (Quelle: TFKABLES) 5.4.2 Kabel für Drehstrom in der Höchstspannungsebene Wie schon erwähnt, besteht der Leiter eines Höchstspannungs-Kunststoffkabels aus runden Kupfer- oder Aluminiumdrähten, die durch Walzen verdichtet werden. Ab 800 bis 1.200 mm² kommen segmentierte Millikenleiter zum Einsatz. Oft werden im Drahtschirm Lichtwellenleiter zu Monitoringzwecken 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, den sogenannten Schichtenmantel erreicht, der mit dem äußeren Schutzmantel aus abriebfestem Polyethylen häufig verklebt wird. Diese Bauart wird 5.4 Kabel für Hoch- und Höchstspannung 347 <?page no="351"?> daher auch als Schichtenmantelkabel bezeichnet. Optional kommen hier auch noch flammwidrige Außenschichten und ggf. Bleimäntel zum Einsatz. Das Ausführungsbeispiel eines konventionellen VPE-Kabels für 380 kV zeigt Abb. 5.13 im linken Bildteil. Alternativ kann zum Erreichen der Dichtigkeit gegen Querwasser auch ein gewellter oder glatter Aluminiummantel zum Einsatz kommen. In diesem Fall spricht man von einem Wellmantelkabel gemäß Abbildung 5.13, rechter Bildteil. 6-Segment-Millikenleiter Aus Kupfer innere Leitschicht VPE-Isolation äußere Leitschicht Polsterung+ Quellvlies Schirm aus Kupferdrähten und -bändern PE-Schutzhülle Aluminium- Schichtenmantel gewellter Aluminiummantel Abb. 5.13: 380-kV-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation als Schichtenmantel N2XS(FL)2Y, linker Bildteil und als Wellmantelkabel N2XKLD2Y, rechter Bildteil [Quellen: Nexans, 50Hertz] Bei einem Kupferquerschnitt von 2.500 mm² und einem Außendurchmesser von 140 mm sowie einem Gewicht von 36 kg/ m pro Einzelleiter weist dieses Kabel 2XS(FL)2Y eine Übertragungsleistung von 900 MVA auf. (Quelle: Südkabel) 5.4.3 Gasisolierte Rohrleitungen Eine Sonderform zur Energieübertragung bilden gasisolierte Leitungen (GIL). Dabei handelt es sich um Metallrohre, in denen die stromführenden Leiter mithilfe von isolierenden Stützern konzentrisch angebracht sind. Als Dielektrikum wird in der heutigen zweiten Generation ein Gemisch aus Stickstoff (80 %) und Schwefelhexaf‐ luorid SF 6 (20 %) mit hervorragendem Isoliervermögen unter Überdruck von etwa 7 bar benutzt. Die Geometrie der Anordnung und Verwendung eines gasförmigen Dielektrikums bewirken, dass gasisolierte Leitungen sehr viel geringere Kapazitäten als vergleichbare Kabel aufweisen und damit für größere Entfernungen als Kabel ohne Kompensation einsetzbar sind. Die dielektrischen Verluste sind hier vernachlässigbar gering. Im Gegensatz zum konventionellen Kabel ist das nicht brennbare Isoliermedium im Fehlerfall nach Herstellerangaben selbstheilend. Somit soll es sich in dieser Hinsicht wie eine Freileitung verhalten. Bemerkenswert ist, dass gasisolierte Leitungen keine Brandlast darstellen, was ihnen bei einer Verlegung in Tunneln zum Vorteil gereicht. 348 5 Kabel <?page no="352"?> Bei GIL-Systemen werden die Vorteile von Freileitungen und Kabeln miteinander kombiniert. Gleichzeitig ist der Übergang auf gasisolierte Schaltanlagen (GIS) ohne zusätzliche Bauelemente möglich, da deren Komponenten in gleicher Weise ausgeführt sind. Da die klimaschädigende Wirkung von SF 6 laut Umweltbundesamt um das 20.000-fache höher liegt als diejenige von CO 2 , wird dessen Einsatz in der Energie‐ übertragungstechnik von den Genehmigungsbehörden nur für wenige Anwendungen gestattet. Es wird nach Möglichkeiten geforscht, hierfür andere Produkte einzusetzen, denn ein völliges Verbot von SF 6 wird diskutiert [5.3]. Das als Hohlleiter ausgeführte Innenrohr weist Querschnitte bis 6.300 mm² auf bei möglichen Durchmessern von 150 bis 200 mm. Mit dem höchsten Querschnitt 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 (vorzugsweise direkt an die umgebende Luft oder an das Erdreich) abgeführt werden muss. Das Außenrohr besteht ebenfalls aus Aluminium bei möglichen Außendurch‐ messern von 400 bis 550 mm mit denselben Wandstärken wie das Innenrohr. Durch das Außenrohr wird das elektrische Feld vollkommen abgeschirmt. Der durch Induktions‐ wirkung hervorgerufene Strom im Außenmantel ist zwar hoch, bewirkt aber wegen des großen Querschnitts nur geringe ohmsche Verluste. Zudem heben sich durch die konzentrische Anordnung die beiden entgegengesetzt gerichteten Magnetfelder von Innen- und Außenleiter auf, sodass dieses System in seiner Umgebung kein messbares Magnetfeld aufweist. Um störende Partikel (Staub, Metallspäne usw.) im Isoliergas zu beseitigen, ist längs des Außenrohres eine Teilchenfalle installiert, deren Form so ausgestaltet ist, dass Partikel durch das elektrische Feld angezogen und im feldfreien Raum abgelegt werden. Im Betrieb ergeben sich Maximaltemperaturen von 105 °C am Innenleiter und 60 °C am Außenrohr. Die große Oberfläche des Außenrohres begünstigt dabei die Wärmeabgabe an das umgebende Medium. Durch die robuste und antikorrosiv beschichtete Außenhülle ist die Anordnung sehr gut gegen äußere Einflüsse geschützt. Aus Transportgründen werden Rohrlängen von 20 m fabrikseitig vorgefertigt und vor Ort orbitalgeschweißt. Spezielle Trenn-Elemente bilden Teilabschnitte und somit abgeschlossene Gasräume von bis zu 1.000 m Länge. Im Falle eines Lecks kann dadurch nur eine begrenzte Menge des Treibhausgases SF 6 entweichen. Jeder Teilabschnitt enthält zudem Gas-Sensoren und Sensoren zur Überwachung auf Teilentladungen und auf Störlichtbögen. Thermisch bedingte Dehnungen (bis etwa 1 m pro 1.000 m Leitungslänge) können über Steckverbindungen für die Leiter und im Außenrohr angebrachten Axialkompensatoren ausgeglichen werden. Wegen des hohen Materialverbrauchs und den damit verbundenen Kosten für Her‐ stellung, Transport und Montage werden solche Systeme bisher nur bei höchsten Spannungen und auf kurzen Strecken eingesetzt. Beispiele dafür sind Steigleitungen in Kavernenkraftwerken oder innerstädtische Verbindungen in der Höchstspannungs‐ ebene [5.4-5.7]. Weiterführende Informationen finden sich in Kap. 7. 5.4 Kabel für Hoch- und Höchstspannung 349 <?page no="353"?> Abb. 5.14: Gasisolierter Leiter (GIL) für Höchstspannung (Quelle: SIEMENS) 5.4.4 Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) 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 (Kapitel 1). Nach der Entwicklung leistungsfähiger Thyristoren in den 1970er-Jahren wurde die Gleichstromtechnik vornehmlich in Ländern eingesetzt, in denen hohe Leistungen über große Entfernungen zu transportieren waren. Bald kamen auch Seekabelverbindungen, beispielsweise zum Anschluss von Inseln, hinzu. Umrichtersysteme von Wechselspan‐ nung in Gleichspannung und umgekehrt mit Thyristoren sind unter dem Namen Line Commutated Converter (LCC) bekannt und haben sich seitdem weltweit bewährt [5.8, 5.18]. Im Gegensatz zu den klassischen Anwendungen im Drehstrombereich tritt hier kein Skin-Effekt auf, sodass bei Kabeln auf eine Segmentierung der Leiter verzichtet werden kann. Wegen der fehlenden Induktionswirkung spielen auch die magnetischen Eigen‐ schaften der Kabelbewehrung keine Rolle, und die sonst notwendigen Maßnahmen wie Cross-Bonding oder einseitige Erdung des Schirmes entfallen (siehe Kapitel 5.7). Eine Umkehr der Leistungsrichtung, wie etwa bei Anschluss von Pumpspeicher‐ kraftwerken, kann bei dieser Technologie allerdings nur unter Beibehaltung der Stromrichtung in den Halbleiterventilen und somit durch Wechseln der Polarität der Spannung erfolgen (Abb. 5.15). Dies macht bei Freileitungen und bei Massekabeln keine Probleme im Betrieb, wohl aber bei Kabeln mit VPE-Isolation. Der Grund dafür liegt in 350 5 Kabel <?page no="354"?> den Raumladungen, welche sich bei Erwärmung des Dielektrikums ausbilden und bei plötzlicher Richtungsumkehr des elektrischen Feldes zu einem Versagen der Isolation führen können. Polyethylen weist als Isolierstoff einige ungünstige Eigenschaften auf, wenn es statt einem Wechselfeld einem solchen mit gleichbleibender Polarität ausgesetzt wird. Seine sonst äußerst geringe Leitfähigkeit nimmt mit steigender Temperatur zu; sie kann sich zwischen Umgebungs- und Betriebstemperatur um mehrere Größenordnungen ändern. Nach Einschalten eines kalten VPE-Kabels ist die gemäß dem Feldbild eines Zylinderkondensators radial verlaufende Feldstärke in Leiternähe am höchsten. Durch die Stromwärmeverluste im Leiter ergibt sich ein Temperaturgefälle von innen nach außen, und es bilden sich Raumladungen aus, die zu einer Veränderung des Feldverlaufs führen. Somit kann auch am Schirm die Feldstärke ansteigen. Die Raumladungen gleichen sich nach Abschalten der Spannung nur lang‐ sam aus. Muss nun die Polarität am Kabel zur Umkehr des Leistungsflusses vertauscht werden, so fließen diese Raumladungen nicht schnell genug ab, was zum Durchschlag und zur Zerstörung des Kabels führen kann. Daher werden für Verbindungen mit der konventionellen LCC-Stromrichtertechnik bis heute keine VPE-Kabel benutzt, und man bleibt bei masseimprägnierten Kabeln. Allerdings sind auch schon Dielektrika aus Polypropylen (PP) auf dem Markt, die diese Einschränkung nicht aufweisen. Leistungsmäßig sind die verschiedenen Kabeltypen miteinander vergleichbar. Weiter ist festzuhalten, dass VPE-Kabel bei Gleichstrom derzeit nur mit maximal 70 °C Leitertemperatur betrieben werden dürfen. Es ist aber zu erwarten, dass die Kabelhersteller in Kürze auch Kabel entwickeln, die die Grenztemperatur von 90 °C wie bei Wechselstrom gewährleisten können. Eine andere Technologie mit dem Namen Voltage Source Converter (VSC) benutzt Leistungstransistoren, die im Gegensatz zu Thyristoren zu beliebigen Zeitpunkten an- und abgeschaltet werden können. Damit kann neben einem Wirkleistungsfluss in beide Richtungen auch die Erzeugung bzw. der Verbrauch von Blindleistung realisiert werden. Näheres dazu findet sich in Kapitel 6. VSC-Systeme erfordern keine Änderung der Spannungspolarität zur Leistungsum‐ kehr und können daher gut mit VPE-Kabeln kombiniert werden (Abb. 5.16). Zur Unterscheidung wird die LCC-Technologie oft als klassisch bezeichnet, während die VSC-Technologie als modern beschrieben wird. 5.4 Kabel für Hoch- und Höchstspannung 351 <?page no="355"?> Abb. 5.15: Umkehr der Leistungsrichtung bei LCC-Übertragungseinrichtungen = ≈ = ≈ + - + - I U 1 > U 2 = ≈ = ≈ + - + - I U 2 > U 1 1 1 2 2 Abb. 5.16: Umkehr der Leistungsrichtung bei VSC-Übertragungseinrichtungen Abbildung 5.17 zeigt ein HGÜ-Kabel mit VPE-Isolation für ± 525 kV (bei HGÜ-Leitun‐ gen wird die Leiter-Erde-Spannung angegeben, sodass hier eine Nennspannung des Systems von 1.050 kV folgt). Bei einem Kupferquerschnitt von 3.000 mm² weist das Kabel laut Herstellerangaben eine Übertragungsleistung bis 3 GW auf. 352 5 Kabel <?page no="356"?> Abb. 5.17: HGÜ-Kabel mit VPE-Isolation für 525-kV (Quelle: nkt) 5.4.5 Seekabel Seekabel wurden schon in den 1850er-Jahren verwendet, um Telegramme und Tele‐ fongespräche zwischen den Kontinenten zu übertragen. Deren grundlegender Aufbau wurde auch beim Transport elektrischer Energie durch Gewässer übernommen. Mo‐ derne Seekabel der Energietechnik werden aber nicht wie ihre Verwandten aus der Nachrichtenübertragung einfach auf dem Meeresboden abgelegt, sondern etwa in einer Tiefe von 1,50 m eingegraben. Im Wattenmeer und in Küstennähe erfolgt die Verlegung sogar zwei bis drei Meter tief, um sie etwa vor Gezeiten und dem Schiffsverkehr sowie der Fischerei zu schützen. Um möglichst weite Entfernungen zu überbrücken und dadurch die Anzahl notwen‐ diger Muffen gering zu halten, werden sie in großen Längen gefertigt und mithilfe von Spezialschiffen verlegt. 5.4 Kabel für Hoch- und Höchstspannung 353 <?page no="357"?> Abb. 5.18: Kabelverlegeschiff (Quelle: NEXANS) Solche Schiffe können ein Kabelgewicht bis etwa 10.000 t tragen, woraus sich mögliche Längen der Einzelkabel bis zu 150 km ergeben. Nach dem Ablegen eines Kabels auf dem Meeresgrund wird es dann in die vorgesehene Tiefe eingespült. Ein großes Problem während der Verlegung eines Kabels in tieferen Gewässern stellt dessen Eigengewicht dar, welches zu hohen Zugkräften führt, die es aufnehmen muss. Entsprechend verstärkt muss die Bewehrung ausgeführt werden, was wiederum das Gewicht erhöht. Auch die Frage, ob ein- oder dreiadrige Kabel verlegt werden sollen, führt zu einem Dilemma: Einadrige Kabel sind zwar leichter, erhöhen aber den Aufwand bei der Verlegung, da hier der kostentreibende Vorgang dreimal durchgeführt werden muss. Andererseits können sich bei dreiadrigen Kabeln Gewichte weit über 100 kg pro Meter ergeben, was wiederum deren mögliche Länge beim Transport auf dem Schiff begrenzt. Auch das Setzen von Muffen (etwa im Reparaturfall) ist hier komplizierter und dadurch zeitaufwändiger. Im Bereich der Hochspannungs-Gleichstromübertragung haben sich Masse- und Kunststoffkabel als gleichwertig erwiesen, wobei sich wiederum sinngemäß die Frage nach ein- oder zweiadriger Ausführung stellt. Werden Einzelkabel in etwas größerem Abstand zueinander verlegt, kann dies auch zu Problemen beim resultierenden Magnetfeld führen und damit zu Missweisungen bei Schiffskompassen [5.8, 5.9]. Falls ein Seekabel mit einer schwimmenden Plattform verbunden werden soll, muss beachtet werden, dass das verwendete Kabel eine besonders hohe Flexibilität aufweisen muss. Durch Meeresströmungen, Wellen und Gezeiten wirken permanent Kräfte in horizontaler und vertikaler Richtung auf den Bereich ein, in dem das Kabel zur Plattform hin ansteigt. Blei ist hier als Material für den Mantel ungeeignet, da es gegen Erschütterungen zu empfindlich ist. 354 5 Kabel <?page no="358"?> 1 Die Ausführungen zu den Endverschlüssen und den Steckverbindungen basieren, mit freundlicher Unterstützung und Genehmigung, teilweise auf Hinweisen der Fa. Brugg-Cables und Pfisterer. 5.5 Kabelgarnituren für Drehstromsysteme 1 An Beginn und Ende einer Kabelstrecke sowie für die Verbindung von Kabelabschnit‐ ten untereinander und beim Übergang auf Freileitungsstrecken und Schaltanlagen kommen Kabelgarnituren zum Einsatz. Man unterscheidet dabei zwischen Endver‐ schlüssen und Muffen. Diese stellen im Hoch- und Höchstspannungsbereich große Anforderungen an ihre Konstruktion, da hier je nach Ausführung drei Materialien (Leiter, Isolierstoff, Luft) mit unterschiedlichen elektrischen Eigenschaften auf engem Raum zusammentreffen. Dank numerischer Simulationstechniken und der Möglich‐ keit, schwach leitende Kunststoffteile von nahezu beliebiger Form herzustellen, sind inzwischen etliche Produkte auf dem Markt, die den Forderungen nach schneller und unkomplizierter Montage für die verschiedensten Anwendungen genügen. An der Absetzstelle eines Kabelstücks wird die elektrisch hoch belastete Isolation unterbrochen. Der abrupte Übergang des Dielektrikums auf Luft würde ohne besondere Maßnahmen zu einer extremen Verdichtung der Feldlinien und somit zu einer erhebli‐ chen Feldstärkeerhöhung führen. An dieser Stelle, dem sogenannten Tripelpunkt, muss das Feld durch konstruktive Maßnahmen gesteuert werden, die man als Feldsteuerung bezeichnet [5.26]. Das dabei am häufigsten verwendete Verfahren ist die geometrische Feldsteuerung über einen leitfähigen Feldsteuertrichter, dem sogenannten Deflektor, wie in Abb. 5.19 schematisch dargestellt. Der gewölbte Elektrodenrand bewirkt, dass die Feldlinien senkrecht und gleichmäßig verteilt austreten. Durch diese Formgebung lassen sich zu hohe lokale Feldstärken vermeiden. Abb. 5.19: Potenzial- und Feldstärkeverlauf ohne (linker Bildteil) und Feldsteuerung (rechter Bildteil) an der Absetzstelle der Kabelisolation 5.5.1 Muffen Einleiterkabel der Hoch- und Höchstspannungsebene wiegen bis zu 40 kg/ m und lassen sich dadurch nur in begrenzten Längen bis etwa 1.000 m (in Ausnahmefällen 1.500 m 5.5 Kabelgarnituren für Drehstromsysteme 355 <?page no="359"?> als Sondertransporte) auf öffentlichen Straßen transportieren. Wo dies möglich ist, wird alternativ ein Transport auf Schiffen gewählt. Für die Verbindung der Teillängen werden Muffen benötigt. Die Anzahl der Muffen einer Kabelleitung hängt nicht nur von der Trassenlänge ab, sondern auch von den möglichen Lieferlängen auf den Trommeln. Höhere Spannungsebenen bedingen größere und schwerere Kabel und erfordern daher mehr Muffen auf vergleichbaren Distanzen. Abb. 5.20 zeigt exemplarisch diesen Zusammenhang: Abb. 5.20: Prinzipieller Zusammenhang zwischen Betriebsspannung, Lieferlängen und Anzahl Muffen (Quelle: APG) Störungen in Kabelnetzen treten am häufigsten in den Garnituren und selten in den Kabelstrecken selbst auf. Dabei liegt die Ursache häufig in Montagefehlern. Bei der Verlegung von Kunststoffkabeln können die Muffen fabrikmäßig vorgefertigt sowie elektrisch vorgeprüft und einfacher montiert werden als bei Masse- und Ölkabeln. Sie sind daher zuverlässiger und einer der Gründe dafür, dass sich die Kunststoffkabel so rasch durchsetzen konnten. Die Verbindung der beiden Leiterenden in einer Muffe muss neben dem Normal‐ betrieb auch für die Beanspruchung im Kurzschlussfall ausgelegt sein. Da der Leiter‐ verbinder auch die stärkste mechanische Verbindung zwischen den Kabelstücken bildet, muss er mechanisch sehr stabil sein. Die Verbindung erfolgt heute bevorzugt durch Verpressen, wobei Kräfte wirken, die der Gewichtskraft von Dutzenden Tonnen entsprechen können. Den prinzipiellen Aufbau einer Muffe im Hoch- und Höchstspan‐ nungsbereich zeigt Abb.-5.21. 356 5 Kabel <?page no="360"?> Abb. 5.21: Schnitt durch eine Höchstspannungs-Verbindungsmuffe (Quelle: Brugg Cables) Über dem Verbinder und den leitfähigen Deflektoren befindet sich der isolierende Muffenkörper mit der Schirmelektrode. Diese schirmt den Verbindungsbereich gegen elektrische Felder ab. Der Muffenkörper ist mit einer dünnen leitfähigen Schicht bedeckt. Ähnlich wie die äußere halbleitende Schicht des Kabels wirkt sie als Erde‐ lektrode. Somit wird das gesamte elektrische Feld auf das Innere des Muffenkörpers begrenzt. Abb. 5.22 zeigt die Feldverteilung innerhalb des Muffenkörpers, wie sie durch Simulation ermittelt wurde. Abb. 5.22: Feldverteilung im Inneren (blau eingefärbt: Bereiche geringer Feldstärke, rot: Bereiche hoher Feldstärke) (Quelle: Brugg Cables) Die weiteren Aufbauelemente einer Muffe für Hoch- und Höchstspannungskabel müssen den mechanischen Schutz des Muffenkörpers, einen metallischen Schutz gegen eindrin‐ gendes Wasser und einen Korrosionsschutz desselben beinhalten. Je nach Hersteller und vorgesehenem Einsatz gibt es hier eine Vielzahl verschiedener Ausführungsformen. Ist eine Muffe fertiggestellt, so kann bei der Inbetriebnahme der Kabelstrecke nur noch eine Teilentladungsprüfung vorgenommen werden. Die Montagearbeiten sind daher sehr sorgfältig und zeitaufwändig durch geschultes Personal durchzuführen. In diesem Zusammenhang ist auf die Bedeutung von Qualitätsprüfungen von Kabeln und Garnituren 5.5 Kabelgarnituren für Drehstromsysteme 357 <?page no="361"?> im Werk des Herstellers und auf der Baustelle vor den Verlegearbeiten hinzuweisen, die sicherstellen müssen, dass Herstellung und Lieferung ordnungsgemäß erfolgten. Bei Muffen unterscheidet man zwischen Verbindungsmuffen für Kabel unterschied‐ lichen Typs oder Hersteller. Solche Muffen müssen insbesondere für ältere Kabeltypen bei Bedarf (z.-B. Schadensbehebung) angefertigt werden. Im Bereich hoher und höchster Spannungen gibt es daneben Muffen, bei denen die Kabelschirme der drei Phasen zyklisch gegeneinander getauscht werden. Der Grund dafür liegt in der Induktionswirkung des Leiterstromes auf den leitfähigen Schirm. Um hohe Berührungsspannungen zu vermeiden, werden bei längeren Kabeln beide Schirmenden geerdet. Dadurch kommt aber ein Strom im umgebenden Erdreich zustande, wie Abb.-5.23 zeigt: Einleiterkabel mit Schirm Leiterstrom in Schirm und Erdreich induzierter Strom Magnetfeld, das den Leiter ringförmig umfasst Abb. 5.23: Induktionsvorgang in Schirm und Erdreich Vertauscht man in regelmäßigen Abständen die Erdungen der Schirme miteinander, so heben sich die induzierten Spannungen (größtenteils) gegenseitig auf. Durch die Aufteilung in möglichst gleich lange Abschnitte und die unten skizzierte Verschaltung addieren sich die Schirmströme wegen der Phasenverschiebung in den drei Leitern jeweils nach drei Teilabschnitten zu Null. Mögliche Überspannungen werden durch Ableiter eliminiert. Dieses sogenannte Cross-Bonding hält also die Verluste gering, die durch Induktionswirkung der drei Phasen in den zugehörigen Schirmen und dem umgebenden Erdreich hervorgerufen werden. Zugleich gewährleisten sie Schutz gegen zu hohe mögliche Berührungsspannungen. Abb. 5.24: Prinzip des Cross-Bonding von Kabelschirmen für drei gleich lange Teilabschnitte 358 5 Kabel <?page no="362"?> Abb. 5.25: Gegeneinander versetzte Muffen bei ei‐ nem Höchstspannungskabel (Quelle: Südkabel) Da sich die Kabelabschnitte bei Erwär‐ mung etwas längen, werden die Muffen oft am Untergrund fixiert, wozu zum Teil auch begehbare Muffenbauwerke errichtet wer‐ den. Solche (betonierten) Bauwerke kön‐ nen größere Abmessungen erreichen, da die einzelnen Kabel dort gespreizt und die Muffen gegeneinander versetzt angeord‐ net werden, um ausreichend Platz für die Montage zu schaffen (Abbildung 5.25). Dort sind auch gleichzeitig die Einrichtun‐ gen zum Cross-Bonding sowie die Über‐ spannungsableiter und ggf. auch Monito‐ ring-Systeme untergebracht. 5.5.2 Endverschlüsse Endverschlüsse werden benötigt, um Kabel in eine Schaltanlage - z. B. eine gasisolierte Schaltanlage (GIS) - einzuführen oder den Übergang auf eine Freileitung oder einen Transformator herzustellen. Abhängig von der Art der anzuschließenden Komponente werden Endverschlüsse als Freiluft-, GIS- oder Transformator-Endverschlüsse bezeich‐ net. Weiter wird zwischen sogenannten trockenen Endverschlüssen und solchen Ausführungen unterschieden, die in ihrem Inneren eine Isolierflüssigkeit enthalten. Der prinzipielle Aufbau eines trockenen GIS- oder Transformator-Endverschlusses ist in Abb.-5.26 wiedergegeben. Abb. 5.26: Aufbau eines trockenen Innenraum-Endverschlusses (Quelle: PFISTERER) 5.5 Kabelgarnituren für Drehstromsysteme 359 <?page no="363"?> Bei der Einführung des Kabels wird der auf Erdpotenzial befindliche Schirm mit der örtlichen Erdungsanlage verbunden. Die Kabelisolierung wird von einem Feld‐ steuerkörper mit integriertem Deflektor umgeben, der sich in einem Porzellan- oder Verbundisolator befindet. Über einen Verbinder als Kontaktelement wird der Leiter aus dem Endverschluss blank herausgeführt. Danach erfolgt die Weiterführung in die Anlage, zur Sammelschiene, zum Transformator oder zur Freileitung. Zum Schutz des Kabels gegen atmosphärische oder von Schaltvorgängen verursachte Überspannungen werden Anschlüsse, die zu Freileitungen oder anderen Anlagenteilen führen, in der Regel mit Überspannungsableitern geschützt. So soll der Übertritt zerstörerischer Stoßspannungen auf das Kabel sicher verhindert werden. Während Innenraum-End‐ verschlüsse einen nahezu identischen Aufbau aufweisen, gibt es bei Freiluft-Endver‐ schlüssen mehrere Bauformen. Freiluft-Endverschlüsse Um die Funktionalität von Freiluft-Endverschlüssen unter verschiedenen klimatischen Bedingungen und den unterschiedlichsten Umgebungseinflüssen zu gewährleisten, sind diese von einem mit Schirmen versehen Hohlisolator umhüllt. Als Material für diesen Hohlisolator kommen Porzellan oder Verbundwerkstoffe zum Einsatz. Verbundisolatoren bestehen aus glasfaserverstärkten und beschichteten Rohren mit Schirmen aus einem Silikonelastomer. Abbildung 5.27 zeigt einen Freiluft-Endverschluss mit Verbundisolator und seinen schematischen Aufbau. Abb. 5.27: Beispiel eines Freiluft-Endverschlusses mit Verbundisolator und zugehöriger Aufbau (sche‐ matisch) (Quelle: PFISTERER) Zentrales Element ist das aus einem Elastomer bestehende Feldsteuerelement mit dem integrierten Deflektor. Im Zusammenhang mit VPE-Kabeln wird hierzu Sili‐ konkautschuk oder Ethylen-Propylen-Kautschuk (EPDM) verwendet. Die hierdurch 360 5 Kabel <?page no="364"?> erreichte elektrische Feldverteilung gleicht derjenigen von Verbindungsmuffen und ist in Abb.-5.28 als das Ergebnis einer Simulation wiedergegeben. Abb. 5.28: Berechnete Feldverteilung in einem Freiluft-Endverschluss, wobei rot: hohe Feldstärke, blau: geringe Feldstärke (Quelle: Brugg Cables) Aufgrund der Dehnbarkeit des Feldsteuerelements reichen drei bis vier unterschiedli‐ che Größen aus, um alle gängigen Kabelquerschnitte innerhalb einer Spannungsebene abzudecken. Zwischen Kabel mit Feldsteuerelement und dem Isolator befindet sich eine Iso‐ lierflüssigkeit. Wegen ihrer exzellenten thermischen Eigenschaften, dem sehr guten Isoliervermögen und der physiologisch unbedenklichen Zusammensetzung werden hierzu häufig Silikonöle eingesetzt. Wenn sehr große Temperaturdifferenzen im End‐ verschluss auftreten können, muss die thermische Ausdehnung der Isolierflüssigkeit kompensiert werden. Hierfür werden Expansionsgefäße eingesetzt, die das durch Er‐ wärmung auftretende zusätzliche Flüssigkeitsvolumen aufnehmen. Die Druckmessung an den Expansionsgefäßen kann gleichzeitig als Methode zum Monitoring genutzt werden, um den Pegel bzw. den Druck der Isolierflüssigkeit zu kontrollieren. Expansi‐ onsgefäße an flüssigkeitsgefüllten Freiluftendverschlüssen sind ebenfalls notwendig, wenn diese nicht senkrecht, sondern horizontal oder unter einem großen Winkel zur Vertikalen installiert werden. Der Leiter des Kabels wird über ein Verbindungselement aus dem Endverschluss herausgeführt und 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 Freiluftendverschlüsse je nach Umgebungsbedingungen (z. B. Verschmutzungen in der Luft, Nähe zu Meeresküste) mit verschiedenen Kriechweglängen eingesetzt. Obwohl bis heute die überwältigende Mehrheit aller Freiluftendverschlüsse in der Hochspannung mit Isolierflüssigkeiten gefüllt ist, kann man seit einigen Jahren einen Trend beobachten, dass auch aufschiebbare, trockene Endverschlüsse zum Einsatz kommen. 5.5 Kabelgarnituren für Drehstromsysteme 361 <?page no="365"?> Abb. 5.29: Traditioneller mit einer Isolierflüssigkeit gefüllter GIS-Endverschluss in horizontaler und ver‐ tikaler Montage (oben) und trockener, steckbarer GIS-Endverschluss (unten). (Quelle: PFISTERER) GIS-Endverschlüsse Abb. 5.29 zeigt zwei Ausführungsformen von Hochspannungsendverschlüssen für gasisolierte Schaltanlagen oder Transformatoren. Der linke Bildteil zeigt einen tradi‐ tionellen, mit einer Isolierflüssigkeit gefüllten Endverschluss. In den letzten Jahren wurde dieser Typ von Endverschluss immer stärker durch die sogenannten trockenen, steckbaren Endverschlüsse abgelöst, siehe unterer Bildteil. Im Gegensatz zu den mit Flüssigkeit gefüllten Endverschlüssen bilden die Iso‐ latoren der trockenen Ausführung eine Abgrenzung von dem Isoliergas der Schaltanlage und dem Außenbereich mit dem Hochspannungskabel. Dies erlaubt - bei vorinstalliertem Endverschlussiso‐ lator - eine vom Kabel unabhängige Prü‐ fung der Schaltanlage. Das Kabel kann angeschlossen werden, ohne in die Gas‐ isolation der Schaltanlage eingreifen zu müssen. Diese Tatsache wird als ein gro‐ ßer Vorteil der trockenen Endverschlüs‐ sen gesehen. Weitere Vorteile sind, dass aufgrund der fehlenden Isolierflüssig‐ keit ein geringerer Wartungsaufwand besteht und dass die Endverschlüsse ohne Mehraufwand in beliebiger Posi‐ tion, also auch kopfüber, installiert wer‐ den können. Allerdings sind die Anfor‐ derungen an das Feldsteuerelement bei trockenen GIS-Endverschlüssen höher, da es nicht nur an der Grenzfläche zu der Kabelisolierung, sondern auch zum Epo‐ xidisolator hin eine hohe dielektrische Festigkeit gewährleisten muss. Steckbare Anschlusssysteme Bei beengten Verhältnissen, beispiels‐ weise bei Transformatoranschlüssen, können innerhalb von Anlagen steck‐ bare Anschlusssysteme zum Einsatz kommen. Diese sind inzwischen in allen Spannungsebenen bis 220 kV verfügbar. Sie werden heute mit Leiterquerschnitten bis 2.500 mm² und einer maximalen Strombe‐ lastbarkeit von 2.500-A gefertigt [5.10]. 362 5 Kabel <?page no="366"?> Der Anschluss von Kabeln an ölgefüllte Transformatoren oder an gasisolierte Schaltanlagen (GIS) stellt hohe Anforderungen an Sicherheit und Zuverlässigkeit und muss daher sehr sorgfältig und zeitaufwändig durchgeführt werden. Einerseits muss die Verbindung im Hinblick auf die hohen Ströme möglichst widerstandsarm erfolgen und andererseits darf an keiner Stelle der vorgegebene Isolationspegel unterschritten werden. In der klassischen Anlagentechnik wurden solche Verbindungen für eine sehr lange Betriebszeit mit unveränderlicher Topologie hergestellt. Die Energiewende bringt neben zahlreichen Einspeisungen aus regenerativen Ener‐ giequellen auch die Abschaltung konventioneller Erzeuger 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 Anforderungen an Umspann- und Schaltanlagen in Bezug auf ihre Flexibilität. So ist es leicht nachvollziehbar, dass Kabelanschlüsse heute nicht mehr klassisch als Verbindungspunkte, sondern als Schnittstellen betrachtet werden müssen, welche in die Anlagenteile integriert sind. Mit Blick auf diese Entwicklung wurden die aus der Mittelspannungstechnik be‐ kannten und bewährten Stecksysteme schrittweise für höhere Spannungen weiterent‐ wickelt. Neben dem Hauptziel einer größeren Flexibilität bringt diese Technik diverse weitere Vorteile mit sich: ■ Die erforderlichen Abmessungen im Anschlussbereich verringern sich. ■ Durchführungen, Überspannungsableiter und Kabel können über eine einheitliche Buchse angeschlossen werden. ■ Die Montagezeiten verkürzen sich; es ist kein flüssiges Isoliermedium vorhanden, Öl- oder Gasarbeiten in der Umspannanlage entfallen. ■ Es sind unterschiedliche Einbauanordnungen wie horizontal, vertikal oder geneigt möglich. ■ Für Stückprüfungen oder bei Inbetriebnahme-Prüfungen müssen keine temporä‐ ren Anschlüsse mehr hergestellt werden und es ist kein Öffnen des Gas- oder Ölbereichs mehr erforderlich. ■ Es lassen sich Anschlüsse für spätere Erweiterungen vorsehen, die zunächst mit Blindsteckern verschlossen werden. Inzwischen wird von einigen Transformatorherstellern diese Art der Anschlusstechnik bereits als Standardlösung angeboten. Für ein einheitliches Vorgehen ist allerdings eine klare Definition dieser Art von Schnittstellen Voraussetzung. Steckbare Kabelanschlusssysteme bestehen auf der Geräteseite aus einem zylinder‐ förmigen 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, wie Abb.-30 zeigt. 5.5 Kabelgarnituren für Drehstromsysteme 363 <?page no="367"?> Abb. 5.30: Schnitt durch ein steckbares Anschlusssystem (Quelle: PFISTERER) Abb. 5.31 zeigt die Ansicht eines steckbaren Kabelanschlusses in Verbindung mit einem Hochspannungstransformator. Abb. 5.31: Hochspannungstransformator mit steckbarem Kabelanschluss (Quelle: PFISTERER) 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. Dieser Aspekt hat jedoch Konsequenzen für die zugehörigen Normen und Prüfabläufe. Beide beziehen sich jetzt auf die Elemente Kabelendver‐ schluss, Gasisolierte Schaltanlage (GIS) und Transformator. 364 5 Kabel <?page no="368"?> 5.6 Kabelgarnituren für Hochspannungs-Gleichstromsysteme Bei Wechselspannung hängt die Verteilung der elektrischen Feldstärke in zwei unter‐ schiedlichen Isolationsmaterialien vom Verhältnis ihrer Dielektrizitätszahlen ab. Bei Kabelgarnituren für polymere Hochspannungskabel ist dieses Verhältnis ungefähr gleich Eins. Bei Gleichspannungen wird die Verteilung des elektrischen Feldes hingegen durch das Verhältnis des ohmschen Widerstands beider Isolationsmaterialien bestimmt. Dieses Verhältnis kann bei Kabelisolierungen (z. B. aus vernetztem PE) und bei Kabelgarnituren (z.-B. aus EPDM oder Silikon) mehrere Größenordnungen betragen. Diese Tatsache stellt eine große Herausforderung für die Entwicklung von Kabelgar‐ nituren für Gleichstromkabel im Hochspannungsbereich dar. Besonders kritisch macht sich das bei Kabelmuffen bemerkbar. Ist der elektrische Widerstand der Muffenisolierung deutlich höher als derjenige der Kabelisolierung, entsteht unterhalb des Deflektors im Muffenkörper ein zu hohes elektrisches Feld, welches zum Durchschlag führt. Ist dagegen der elektrische Widerstand der Muffenisolierung deutlich geringer als bei der Kabeliso‐ lierung, so entsteht in der Nähe der Mittelelektrode des Muffenkörpers ein zu hohes elektrisches Feld. Weiter spielt das thermische Verhalten des Materials eine wichtige Rolle. Bei radialsymmetrischen Anordnungen herrschen in Leiternähe die höchste Temperatur und damit auch die größte Leitfähigkeit. Dadurch wird die Feldbelastung nach außen in sonst schwächer betroffene Bereiche verschoben, was sich besonders kritisch bei einer betrieblich erforderlichen Polaritätsumkehr bemerkbar macht. Wie schon im Abschnitt 5.4 dargestellt, liegt der Grund dafür in der Bildung von Raumladungen. 5.7 Erdung von Hochspannungs-Kabelsystemen In der Kabelschirmung werden durch den Wechselstrom im Leiter Spannungen induziert, welche proportional zum Strom und zur Kabellänge sind. Eine Erdung der Schirmungen an beiden Kabelenden würde zu einem beträchtlichen Strom in der Schirmung und durch die damit verbundenen Verluste zu einer zusätzlichen Erwärmung des Kabels führen. Diese zusätzliche Erwärmung würde ihrerseits eine Reduzierung der übertragbaren Leistung bedingen. Um dies zu verhindern, gibt es bei Kabelsystemen verschiedene Verfahren zur Erdung der Kabelschirmung. Einseitige Erdung Bei kurzen Kabelsystemen, in denen keine Muffen installiert sind, wird meistens die einseitige Erdung gewählt. Hierbei wird die Schirmung auf einer Kabelseite direkt ge‐ erdet. Auf der anderen Seite wird ein Überspannungsableiter zwischen Schirmung und Erde montiert. Durch die Isolierung über den Überspannungsableiter wird verhindert, dass bei Normalbetrieb trotz induzierten Spannungen ein Strom in der Schirmung fließen kann. Die Dimensionierung des Überspannungsableiters ist so zu wählen, dass er bei allen Spannungen mit Betriebsfrequenz - auch im Falle eines Kurzschlusses in einem benachbarten Leiter - isolierend bleibt. Nur bei induzierten Überspannungen, 5.6 Kabelgarnituren für Hochspannungs-Gleichstromsysteme 365 <?page no="369"?> wie sie durch Blitzeinschlag oder bei Schaltvorgängen auftreten können, wird der Überspannungsableiter leitfähig und schützt so den Kabelmantel vor den auftretenden Überspannungen. Die verwendeten Überspannungsableiter haben - abhängig von der maximal zu erwartenden induzierten Spannung - typischerweise eine Ansprechspan‐ nung zwischen 3 und 10 kV. Die bei normalen Betriebsbedingungen auftretenden Spannungen am Ableiter liegen deutlich darunter. Die Ableiter können entweder direkt über der Grundplatte des Endverschlusses oder in einem Erdungskasten installiert sein. Abb. 5.32 zeigt den Verlauf der induzierten Spannung bei einseitiger Erdung; Abb.5.33 einen Erdungskasten für einen Leiter mit installiertem Überspannungsableiter. Abb. 5.32: Verlauf der im Kabelschirm induzierten Spannung bei einseitiger Erdung (Quelle: Brugg Cables) Abb. 5.33: Erdungskasten für einen Leiter mit installiertem Überspannungsableiter (Quelle: Brugg Cables) (Vormals 5.39) 366 5 Kabel <?page no="370"?> Erdung mit Cross-Bonding-Einrichtungen an den Muffen Bei längeren Kabelsystemen mit mehreren Muffen würde eine einfache einseitige Erdung zu sehr hohen induzierten Spannungen führen. Als Folge würden zum ei‐ nen unter normalen Betriebsbedingungen die durch die Netzbetreiber festgelegten Grenzwerte für die Schirmspannungen am Kabelende überschritten. Zum anderen müsste beim Überspannungsableiter eine so hohe Ansprechspannung gewählt werden, dass aufgrund der damit verbundenen ebenfalls hohen Restspannung der Schutz des Kabelmantels nicht mehr gegeben wäre. Um dies zu umgehen, werden bei länge‐ ren Kabelstrecken die Kabelschirme zwischen den drei Leitern zyklisch ausgekreuzt (Abb. 5.24). Durch die Phasenverschiebung von 120° in den einzelnen Leitern addieren sich die induzierten Spannungen am Ende eines Cross-Bonding Hauptabschnitts zu null. Deshalb können die Schirme der einzelnen Leiter am Ende solch eines Hauptab‐ schnitts direkt geerdet werden, ohne dass ein Strom in deren Kabelschirmung fließt. Der Verlauf der induzierten Spannung bei einem derartig ausgekreuztem Kabelsystem ist in Abb.-5.34 dargestellt. Abb. 5.34: Schematische Darstellung der induzierten Spannung in einem Kabelsystem mit Cross- Bonding (Quelle: Brugg Cables) Das Prinzip des Cross-Bonding kann für beliebig lange Kabelsysteme wiederholt angewendet werden. Befindet sich in einem Kabelsystem eine ungerade Anzahl von Muffen je Leiter, sodass sich die induzierten Spannungen am Ende der Kabelstrecke nicht zu null addieren können, so kann auch das Cross-Bonding mit einer einseitigen Erdung kombiniert werden, wie dies in Abb.-5.35 dargestellt ist. 5.7 Erdung von Hochspannungs-Kabelsystemen 367 <?page no="371"?> Abb. 5.35: Schematische Darstellung der induzierten Spannung bei einem Kabelsystem, bei dem Cross- Bonding mit dem Konzept der einseitigen Erdung kombiniert wurde (Quelle: Brugg Cables) Die Auskreuzung der Kabelschirme findet im Allgemeinen in Cross-Bonding-Kästen statt, die in unmittelbarer Nähe der Muffen installiert werden. In diesen Kästen sind meistens auch die Überspannungsableiter für die einzelnen Leiter untergebracht. Die folgende Abbildung zeigt einen solchen Cross-Bonding-Kasten. Abb. 5.36: Cross-Bonding-Kasten (Quelle: Brugg Cables) 368 5 Kabel <?page no="372"?> 5.8 Vorgehensweise bei der Kabelverlegung Die Verlegung von Kabeln kann, wie bei der Vorstellung möglicher Kabeltrassen (Kapitel 2) bereits ausgeführt, auf verschiedene Weisen erfolgen; bei hindernisfreien Trassen zum größten Teil in Kabelgräben mit einem Bettungsmaterial, das die Wärme‐ ableitung begünstigt. Im Erdreich sind Kabel so zu legen, dass sie vor mechanischen Beschädigungen wie Bauarbeiten, Erschütterungen, Bodenbewegungen wie etwa Set‐ zungen ausreichend geschützt sind. Damit die Trasse später möglichst uneingeschränkt landwirtschaftlich genutzt werden kann, beträgt die Verlegetiefe im Hoch- und Höchst‐ spannungsbereich 1,50-m oder mehr. 5.8.1 Verlegung im offenen Graben mit und ohne Schutzrohre Im Folgenden soll diese als Standardbauverfahren bezeichnete Methode der Verlegung im offenen Graben - ggf. mit Schutzrohren aus Kunststoff - näher betrachtet werden. Die Verwendung von Schutzrohren ist dann geboten, wenn etwa zum Zeitpunkt der Baumaßnahme der genaue Kabeltyp noch nicht endgültig festliegt. Auch an‐ dere Gründe (vorgesehene spätere Erweiterungen oder Kabeltausch am Ende der Lebensdauer mit notwendigen Aufbrüchen der Oberfläche, Wanderbaustellen bei den Erdarbeiten, Hindernisse, aber auch erhöhter mechanischer Schutz) können hierbei eine Rolle spielen. Da das Kabel hierbei keinen direkten Bodenkontakt aufweist, herrschen bezüglich der Wärmeabfuhr ungünstigere Verhältnisse. Bei der Erstellung von Kabelgräben sind bestimmte Bemessungsrichtlinien einzuhalten. Daneben exis‐ tieren aber noch verschiedene Kreuzungsrichtlinien hinsichtlich Bahnstrecken und Verkehrswegen, Gewässern, Rohrleitungen (Wasser, Gas, chemische Produkte) und anderen Kabelsystemen sowie Fernmeldeanlagen. Eine weitere wichtige Rolle spielen der Schutz der Kabel vor späteren Beschädigungen und die Zugänglichkeit (etwa von Muffenbauwerken) zu Kontrollzwecken im Fall einer Störung. Im Falle von Einleiterkabeln kommen die Möglichkeiten zur Verlegung der drei Leiter flach nebeneinander oder im Dreieck in Frage (Abb. 5.37). Dabei bietet die Dreiecksform Vorteile bezüglich der erforderlichen Grabenbreite und des resultierenden Magnetfelds in Kabelnähe über dem Erdboden. Die flache Verlegung in einer Ebene ist allerdings günstiger im Hinblick auf die Wärmeabfuhr und wird daher in der Höchstspannungs‐ ebene ausschließlich angewendet. Bei Doppelkabelsystemen oder anderen parallel verlaufenden Kabeln hängt der Systemabstand auch vom Wärmeleitvermögen des Bodens ab, und es muss dabei wegen der gegenseitigen thermischen Beeinflussung eine reduzierte Übertragungsleistung in Kauf genommen werden. 5.8 Vorgehensweise bei der Kabelverlegung 369 <?page no="373"?> Abb. 5.37: Prinzipielle Anordnung der Verlegearten von Hochspannungskabeln im Dreieck und in einer Ebene Abb. 5.38: Kabelgraben für ein Drehstromsystem und ungefähre Abmessungen, je nach Spannungs‐ ebene t: Grabentiefe (1,50-2-m) a 1 : Abstand Kabel-Wand (20-30-cm) a 2 : Abstand zwischen den Einzelkabeln (25-50-cm) d: Kabeldurchmesser (5-15 cm) In Abb.-5.39 werden die prinzipiellen Abmessungen einer zweisystemigen 380-kV-Kabel‐ leitung für hohe Übertragungsleistungen dargestellt. Dabei ist jedes elektrische System auf Kapazitätsgründen als Doppelkabel ausgeführt, wodurch sich zwölf Einzelkabel ergeben. Der Systemabstand hängt vom Wärmeleitvermögen des Bodens ab. Die Kabel sind mit Spezialmaterial zur besseren Wärmeabfuhr verfüllt (heller Bereich in Abb. 5.39). Als 370 5 Kabel <?page no="374"?> Abb. 5.40: nach Fertigstellung eines Muffenbau‐ werks sichtbarer Einstiegsschacht [Quelle: 5.27] Verwurzelungsschutz sind an beiden Seiten dieses Bereiches Schutzstreifen mit 2 m Breite ausgewiesen, die von tief wurzelnden Pflanzen frei bleiben müssen. Abb. 5.39: Beispiel für eine 380-kV-Kabeltrasse, bestehend aus zwei Stromkreisen mit Doppelkabeln für eine Gesamtleistung von 5 GVA (Quelle: Joint Paper ENTSO-E, Europacable 2011) Bei der zeitaufwändigen Montage der erforderlichen Muffen werden höchste Anforderungen an die Qualität der Durchführung gestellt. Damit hierbei unter geschützten Bedingungen gearbei‐ tet werden kann, wird der Arbeitsbe‐ reich vorübergehend mit Containern oder zeltartigen Konstruktionen einge‐ haust, um ein sauberes und trockenes Arbeitsumfeld zu schaffen. Danach wer‐ den die Muffen sorgfältig eingesandet und wie der übrige Kabelgraben mit dem vorhandenen Bodenmaterial ver‐ füllt. Zumindest im Höchstspannungs‐ netz werden im Verlauf des Kabelgra‐ bens auch eigene unterirdische Bauwerke für die Muffen („Muffenbunker“) errichtet. Das sind üblicherweise Konstruktionen aus Stahlbeton mit Abmessungen von bei‐ spielsweise 12 m x 8 m (zwei Kabelsysteme), die später nicht mehr sichtbar sind. Für Kontrollzwecke müssen sie über Einstiegsschächte zugänglich bleiben. Falls in einem Kabelgraben mehrere Systeme nebeneinanderliegen, werden deren Muffen gegeneinander versetzt angebracht (Kapitel 2). Vor der Einführung in das Muffenbauwerk wird der Kabelgraben oft etwas verbreitert, um Ausgleichsbögen für 5.8 Vorgehensweise bei der Kabelverlegung 371 <?page no="375"?> die Kabel anlegen zu können. Die Bögen nehmen im Betrieb die temperaturbedingten Längenänderungen auf, sodass die Muffen selbst nicht mechanisch belastet werden. Abb. 5.41: Verbreitertes Muffenbauwerk mit Platz für Montage und Längsdehnung der Kabel [Quelle: 5.27] Durch die vergrößerten Abstände zwischen den Einzelleitern kann das Magnetfeld lokal höhere Werte erreichen und muss abgeschirmt werden. Dazu wird in [5.12] der Vorschlag gemacht, über den betroffenen Abschnitten in sich kurzgeschlossene Leiterschleifen zu verlegen, in denen durch Induktionswirkung des Wechselfeldes Ströme zum Fließen kommen. Gemäß der Lenzschen Regel führen diese zu einer Schwächung des resultierenden Magnetfeldes. Allerdings muss dabei gleichzeitig eine Erwärmung des Kompensationsleiters und dadurch bedingt eine geringfügige Erhöhung der Übertragungsverluste in Kauf genommen werden. Im Gegensatz zum Freileitungsbau ist es viel aufwändiger, ein bestehendes Kabelsystem zu erweitern. Meistens wird dazu ein neuer Graben angelegt, für den derselbe Aufwand wie für den ersten anfällt. Alternativ können aber auch Leerrohre (meist aus Polyethy‐ len PE) mit verlegt werden, die später für Erweiterungen genutzt werden können. Hinsichtlich der Wärmeableitung sind Verlegungen in solchen Schutzrohren ungüns‐ tiger, sodass im Vergleich zur direkten Erdverlegung die Leiterabstände vergrößert werden müssen. Durch die gegenseitige thermische Beeinflussung reduziert sich die gesamte Übertragungsleistung nochmals etwas. Bei der Verwendung von Schutzrohren wird zwischen durchgehender und teilweiser Verlegung (Kreuzen von Straßen, Bahnanlagen, Flüssen o. Ä.) unterschieden. Der innere Rohrdurchmesser hängt von der Anzahl der einzelnen Kabel im Rohr und von deren Querschnitt ab. Als Richtwerte kann man folgende Angaben nutzen: 1,4---2,0 x Kabeldurchmesser bei einem Kabel im Rohr und 2,6---3,5 x Kabeldurchmesser bei drei Kabeln im Rohr. Die Rohre werden meist als Stangenware zur Baustelle geliefert; übliche Längen betragen 5 bis 20-m. Sie müssen über Muffen-Verbindungen dicht miteinander verbunden werden. Der relativ hohe Wärmeausdehnungskoeffizient thermoplastischer Kunststoffe ist bei der 372 5 Kabel <?page no="376"?> Verlegung zu beachten, damit sich später keine Spalte bilden können, sonst besteht die Gefahr des Eindringens von Verfüllmaterial. Je nach Art des verwendeten Kunststoffes (Polyvinylchlorid PVC, Polypropylen PP, Polyethylen PE) kann mit einer Längenänderung zwischen 8 und 20 mm je 10 m Rohrlänge bei einer Temperaturänderung von 10 °C gerechnet werden. Vor dem Kabelzug müssen die Rohre gereinigt und kalibriert, d. h. auf die Einhaltung von lichter Weite und Dichtigkeit kontrolliert werden. Damit werden Beschädigungen beim späteren Kabelzug und beim Betrieb ausgeschlossen. 5.8.2 Kabeltransport und Kabelzug Schon der Transport der zuvor in der Fabrik auf Maß gefertigten Längen muss wegen des Gewichts und der Abmessungen von Kabeltrommeln mit der Tragfähigkeit von Straßen, Brücken und anderen Bauwerken vereinbar sein. Transport- und Verlegeschäden sind oft die Folge eines fehlerhaften Konzepts oder ungenügender Vorbereitung des Kabelpro‐ jekts. In Abhängigkeit verschiedener Materialeigenschaften müssen hierbei vier wichtige Grundregeln zur Vermeidung von Schäden auf jeden Fall beachtet werden: ■ Einhalten der zulässigen Zugkraft beim Verlegen ■ Einhalten der zulässigen Radialkraft bei Bögen ■ Einhalten des minimal erlaubten Biegeradius ■ Einhalten der minimalen Verlegetemperatur Unabhängig von der Verlegemethode darf der Kabelzug nur durch geschultes Personal erfolgen. Sämtliche Schritte sind zuvor sorgfältig zu planen und bei der Ausführung zu dokumentieren. So müssen unter anderem der genaue Kabeltyp, die Temperatur während der Verlegung und ggf. die während des Zugvorgangs gemessenen Kräfte protokolliert werden. Die Verlegung darf nur oberhalb bestimmter Mindesttemperaturen erfolgen, abhän‐ gig vom Mantelmaterial des Kabels (in der Regel nicht unter -5 ° C). Falls keine Hindernisse vorhanden sind, kann bei kleineren Querschnitten (und bevorzugt bei Mittelspannung) das Kabel unmittelbar von dem am Graben entlangfahrenden Kabel‐ wagen abgezogen und in den vorbereiteten Graben eingelegt werden. Beim Abziehen des Kabels ist zu beachten, dass dieses stets entgegen der auf der Spule angegebenen Rollrichtung gezogen werden muss. Abb. 5.42: Abrollrichtung beim Kabelzug [Quelle: 5.28] 5.8 Vorgehensweise bei der Kabelverlegung 373 <?page no="377"?> Abb. 5.43: Händisches Verlegen von leichteren Kabeltypen [Quelle: 5.28] Falls eine manuelle Verlegung nicht möglich ist (typischerweise ab 110 kV), wird das Kabel maschinell unter sorgfältiger Beachtung der Zugkräfte gezogen. Zu hohe Werte können durch die Verwendung eines Kabelförderers (Schubgerät) am Anfang der Strecke vermieden werden. Bei sehr langen Trassen kann es erforderlich sein, noch weitere Kabelförderer entlang der Strecke vorzusehen. Sie sollen, wenn mög‐ lich, vor vorhandenen Kurven aufgestellt werden. Gegebenenfalls kann auch durch Ändern der Zugrichtung die Zugkraft verringert werden, indem beispielsweise die Kabeltrommel an dem Ende der Strecke platziert wird, bei dem die meisten/ engsten Kurven vorkommen. Bei Höhenunterschieden in der Trasse sollte von oben nach unten gezogen werden. Um Beschädigungen des Mantels zu vermeiden, darf das Kabel nicht über den Boden geschleift werden, sondern es muss über Kabelrollen gezogen werden. Die Rollen sind so zu fixieren, dass sie sich während des Ziehvorgangs und auch bei Zugunterbrechungen nicht verschieben können. Bei Richtungsänderungen des Kabelgrabens müssen für den Ziehvorgang Eckrollen angebracht werden. Ausrei‐ chend viele Verlegerollen sorgen dafür, dass sich die Radialkraft R auf das Kabel in zulässigen Grenzen hält. Kabelhersteller geben hierfür beispielsweise den Wert 10 kN je laufenden Bogenmeter an. Eine andere Faustformel schreibt für den Radius des Bogens mindestens 25 x D mit D als Kabeldurchmesser vor. Ein einmaliges Biegen - etwa bei 374 5 Kabel <?page no="378"?> (5.5) (5.6) Endverschlüssen - erlaubt kleinere Radien, wenn fachgerecht gearbeitet wird, z. B. bei Verwendung einer Biegeschablone. An der Kabeltrommel muss eine Bremsvorrichtung vorhanden sein. Das Kabel wird an beiden Enden über den jeweils festgelegten Anschlusspunkt ein Stück weit hinausgelegt, um Reserven für die elektrische Verbindung in den Muffen zu haben. Die Zugmaschine wird mit ausreichendem Abstand zum Grabenende aufgestellt. Die Verbindung von Kabel und Zugseil muss über einen Ziehstrumpf oder einen Ziehkopf erfolgen, wobei ein Ausgleichswirbel (Drallfänger) zur Vermeidung von Verdrillungen vorzusehen ist. Im Fall der offenen Bauweise sind die Kabel unmittelbar nach ihrer Verlegung abzudecken, um Beschädigungen zu vermeiden. 5.8.3 Zugkräfte bei der Kabelverlegung Die maximale Zugkraft F max errechnet sich aus der zulässigen Zugspannung σ zu und dem Querschnitt A der beim Zug beanspruchten Kabelkomponenten (im Allgemeinen der Leiter) zu: F max = A ⋅ σ zu Sie wird in N (Newton) angegeben. Die zulässige Zugspannung σ zu hängt ihrerseits vom Kabelaufbau ab und ist im konkreten Fall den Herstellerangaben zu entnehmen. Dabei spielt es auch eine Rolle, ob per Ziehkopf am Leiter oder per Ziehstrumpf gezogen wird. Bei Zug direkt am Leiter gelten hier folgende Anhaltswerte: Einleiterkabel Cu: σ zu = 60 N/ mm²; Einleiterkabel Al: σ zu = 30 N/ mm². Zur Zugkraftberechnung wird weiter der Reibungskoeffizient µ benötigt. Dabei muss zwischen offener Verlegung (Zug über Rollen) und geschlossener Verlegung (im Kabel‐ schutzrohr) unterschieden werden. Bei Letzterem Verfahren ist unbedingt ein Gleitmit‐ tel erforderlich, da es sonst zu einer unzulässigen Erwärmung des Kabelmantels beim Zug kommen könnte. Auch das betreffende Material spielt dabei eine gewisse Rolle. Die Zahlenangaben von µ schwanken ebenso wie andere Parameter von Hersteller zu Hersteller. In der Praxis rechnet man bei der Verlegung von kunststoffisolierten Kabeln oft mit folgenden Werten: Verlegerollen: µ = 0,2---0,3 Zementrohre mit Gleitmittel: µ = 0,4---0,6 Kunststoffrohre mit Gleitmittel: µ = 0,1---0,2 Damit ergibt sich folgende Beziehung für die Zugkraft F: F = μ ⋅ m ′ ⋅ g ⋅ l Darin bedeuten: 5.8 Vorgehensweise bei der Kabelverlegung 375 <?page no="379"?> (5.7) (5.8) F maximale Zugkraft N µ Reibungskoeffizient m´ längenbezogene Masse kg/ m l Länge der Zugstrecke m g Erdbeschleunigung = 9,81 m/ s² Beispiel Für ein 110-kV-Einleiterkabel liegen zur Zugkraftberechnung folgende Daten vor: Länge 500 m, Querschnitt 300 mm² Cu, Masse 11 kg/ m, offene Verlegung über Rollen mit einem Reibungskoeffizient µ = 0,15. Laut Herstellerangaben beträgt die höchstzulässige Zugkraft 15-kN bei Verwendung eines Ziehkopfes. Lösung: F = µ∙ m‘∙ g∙ l = 0,15 ∙ 11 kg/ m ∙ 9,81 m/ s² ∙ 500 m = 8.093 N. Der Wert liegt weit unterhalb der erlaubten Grenze. Falls die Trasse einen Höhenunterschied aufweist, ist dies in der Gleichung für die Zugkraft durch folgende Erweiterung zu berücksichtigen: F = m ′ ⋅ g ⋅ l ⋅ μ ⋅ cosα ± sinα mit α als Neigungswinkel der Strecke. Das Pluszeichen gilt bei Aufwärtszug und das Minuszeichen bei Abwärtszug. Die Erhöhung der Zugkraft durch einen Bogen in der Trasse kann vereinfacht durch einen Multiplikationsfaktor beschrieben werden: F E = F A ⋅ e μα mit folgenden Bedeutungen: F A , F E : Zugkraft vor bzw. nach dem Bogen, α = Bogenwin‐ kel. Dieser ist ggf. mit der Gleichung α Bog = α Grad ⋅ π 180 vom Gradmaß ins Bogenmaß umzurechnen. (Eine exakte Lösung des Problems liefert dabei die sogenannte Seilreibungsformel von Euler und Eytelwein.) Falls sich etwa am Ende der 500 m langen Trasse aus dem obigen Beispiel ein Bogen von 60° anschließt, so folgt mit F E = F A ∙ e µα und gleichem Reibungskoeffizienten µ: F E = 8.093 N ∙ e 0,1571 = 1,17 ∙ 8.093 N = 9.469 N. Die erforderliche Zugkraft erhöht sich durch den Bogen somit um 17 %. Die Bogenlänge fällt bei der Berechnung kaum ins Gewicht. Bei einem Radius von 2,50 m und einem Winkel von 30° beträgt sie rund 1,30 m und kann im Allgemeinen vernachlässigt werden. 376 5 Kabel <?page no="380"?> Beispiel Bei mehreren Teilstrecken ist die Berechnung aufwändiger. Es handelt sich um ein Einleiterkabel des Typs 2X(F) K2Y 1x300 RM der 110-kV-Ebene mit den folgenden Herstellerangaben: bezogene Masse m‘ = 11 kg/ m, maximal zulässige Zugkraft 15-kN, minimaler Biegeradius 2,2 m. Als Reibungskoeffizient sind die Werte 0,1 bei Verlegung im Kunststoffrohr und 0,2 bei offener Verlegung anzunehmen. Alle Bögen weisen einen Radius von 2,50 m auf. Damit wird der geforderte Mindestwert für den Biegeradius eingehalten. Abb. 5.44: Verlauf der Kabelstrecke im obigen Beispiel (Ansicht von oben, nicht maßstäblich) Teilstrecke 0-1: 200-m im Kunststoffrohr horizontal. Danach Bogen 30° horizontal. Teilstrecke 1-2: 50-m horizontal wie Teilstrecke 1. Danach Bogen 10° aufwärts. Teilstrecke 2-3: 100 m mit 10° Steigung, offen verlegt. Danach Bogen 10° und horizontal weiter. Teilstrecke 3-4: 130-m horizontal, offen verlegt. Danach Bogen 90° horizontal. Teilstrecke 4-5: 60-m horizontal, offen verlegt. Die Berechnung der Zugkräfte erfolgt abschnittsweise; Zwischenergebnisse jeweils auf eine Nachkommastelle gerundet. Als Hilfsgrößen werden benötigt: Faktor für Bogen 30°: 1,054; für Bogen 10°: 1,036; für Bogen 90°: 1,369 Klammerausdruck (µ ∙ cos α + sin α) = 0,371. Strecke 0-1: F = µ ∙ m‘ ∙ g ∙ l = 2.158,2 N Mit Bogen 30° am Ende: F 1 = 1,054 ∙ F = 2.274,7 N Stecke 0-2: dazu zuerst Teilstrecke 1---2: F = µ ∙ m‘ ∙ g ∙ l = 539,6 N F 2 = F 1 + F = 2.814,3 N Mit Bogen 10° am Ende: F 2 = 2.915,6 N Strecke 0-3: dazu zuerst Teilstrecke 2---3: F = m‘∙ g ∙l (µ ∙cos α + sin α) = 4.003,5 N F 3 = F 2 + F = 6.919,1 N Mit Bogen 10° am Ende: F 3 = 7.168,2 N Strecke 0-4: dazu zuerst Teilstrecke 3---4: F = µ ∙ m‘ ∙ g ∙ l = 2.805,7 N F 4 = F 3 + F = 9.973,9 N Mit Bogen 90° am Ende: F 4 = 13.654,3 N 5.8 Vorgehensweise bei der Kabelverlegung 377 <?page no="381"?> Strecke 0-5: dazu zuerst Teilstrecke 4---5: F = µ ∙ m‘ ∙ g ∙ l = 1.294,9 N F 5 = F 4 + F = 14.949,2 N Lösung: Die rechnerisch zu erwartende Zugkraft liegt unter dem hier zulässigen Wert von 15 kN. Alternativ wird nun die Zugkraft für die entgegengesetzte Richtung be‐ stimmt. Dabei gelten bis auf Teilstrecke 2-3 (Umkehr der Steigung) dieselben Zugkräfte in den einzelnen Abschnitten; lediglich die Bögen verändern das Gesamtergebnis, welches bei rund 8.200 N liegt. Der deutliche Unterschied zum obigen Ergebnis hat hauptsächlich zwei Gründe: Zum einen wirkt der Bogen von 90° jetzt nur auf ein kurzes Teilstück, und zum anderen fällt die Zugkraft im Teilstück 2-3 bergab wesentlich geringer aus als bei Zug bergauf. 5.9 Kabelerwärmung und Wärmeabfuhr Kabelerwärmung und Abfuhr dieser Wärme sind zentrale Themen des Kabelbetriebs, weil sie das Übertragungsvermögen einer Kabelstrecke maßgeblich beeinflussen. Wäh‐ rend die Wärmeableitung erdverlegter Kabel entscheidend durch die Eigenschaften des umgebenden Bettungsmaterials bzw. des Erdreichs bestimmt werden, muss bei Verlegung in Luft bzw. in Kabelkanälen die Verlustwärme durch eine entsprechend ausgelegte Belüftungsanlage abgeführt werden. Darüber hinaus werden in Sonderfäl‐ len noch andere Kühlverfahren (z.-B. mit Wasser) angewendet. Wird die Verlustwärme eines Kabels ausschließlich durch das Erdreich an die Umgebung abgegeben, so spricht man von natürlicher Kühlung. Mithilfe einer Zwangs‐ kühlung kann die Übertragungsleistung beträchtlich erhöht werden. Je näher solche Wärmesenken an der Quelle der Verluste angebracht werden, desto effektiver wirken sie. Man unterscheidet zwischen drei möglichen Kühlverfahren: Bei der sehr aufwändigen Leiterkühlung wird das Kühlmittel (Wasser, eventuell auch dünnflüssiges Mineralöl) direkt durch einen metallischen Kühlkanal geleitet, der sich in der Mitte des Stromleiters befindet. Allerdings liegt dabei das (hoch gereinigte) Kühlwasser auf Hochspannungspotenzial und muss in einem separaten und isolierenden Endverschluss erst auf Erdpotenzial abgebaut werden, bevor es rückgekühlt und wieder dem Kreislauf zugeführt werden kann. Laut Herstellerangaben ist so eine Steigerung der Übertragungsleistung auf ein Vielfaches gegenüber einem ungekühlten Kabel möglich [5.22]. Bei der direkten Kühlung werden die Kabel einzeln oder gemeinsam in Rohre eingezogen, die von Wasser durchflossen sind. Gegebenenfalls 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 erforderlich. Ebenso ist das Herausführen der Schirmerdungen zum Cross-Bonding sehr aufwändig. Dafür entfallen aber Maßnah‐ men für eine Potenzialtrennung, und an die Qualität des Kühlwassers sind geringere 378 5 Kabel <?page no="382"?> Anforderungen zu stellen. Durch direkte Kühlung lässt sich die Übertragungsleistung etwa um den Faktor 3 steigern. Bei der dritten Variante, nämlich 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 wärme‐ leitfähigen 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 in einer Industrieanlage möglich. 5.9.1 Erdverlegte Kabel Beim Rückverfüllen des Grabenaushubs können sich die vorhandenen Bodenverhält‐ nisse sowohl örtlich wie auch zeitlich verändern. Es muss gewährleistet sein, dass die Verlustwärme auch bei schlechter Wärmeleitfähigkeit des Bodens sicher abgeführt wird. Ist dies nicht der Fall, so steigt in der unmittelbaren Umgebung des Kabels die Temperatur, wodurch sich dessen ohmscher Widerstand erhöht und es zu einer verstärkten Erzeugung von Verlustwärme kommt. Dabei kann eine Verkürzung der Lebensdauer oder sogar Zerstörung des Kabels einhergehen. Weiter bewirkt die von einem Kabelsystem ausgehende Wärme eine teilweise Austrocknung des Materials in der näheren Umgebung. Gleichzeitig sinkt die Wärmeleitfähigkeit des Bodens mit abnehmendem Feuchtigkeitsgehalt. Sind über die Bodenbeschaffenheit keine genauen Daten bekannt, so legt man nach DIN 0276-620 bei hoher Erwärmung einen trockenen Boden mit einem (noch zu erläuternden) spezifischer Wärmeleitwert von λ = 0,4 W/ (K·m) zugrunde. In einiger Entfernung vom Kabel unterstellt man feuchten Boden 1 W/ (K·m). Dieser Unterschied wird rechnerisch beim sogenannten Zweischichtenmodell berücksichtigt, das im direk‐ ten Umgebungsbereich des Kabelsystems von einer geringeren Wärmeleitfähigkeit des umgebenden Bettungsmaterials ausgeht. Die Spanne der Wärmeleitfähigkeiten reicht allgemein von etwa 0,4 W/ (K·m) für trockenen Kies bis 5 W/ (K·m) für wassergesättigten Sand. Bei hoch belasteten Kabelsystemen hat sich eine thermische Bettung bewährt, beste‐ hend aus einem verflüssigten Erdreich (Flüssigboden) oder auch einem Zement-Sand- Gemisch. Dabei bildet sich nach einiger Zeit eine feste Schicht mit dauerhaft guter thermischer Leitfähigkeit. Laut Herstellerangaben werden dabei Werte von 3 W/ (K·m) erreicht [5.19]. 5.9 Kabelerwärmung und Wärmeabfuhr 379 <?page no="383"?> Abb. 5.45: Einbringen von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial (Flüssigboden) mit Auflasten zur Verhinderung des Auftriebs der Schutzrohre (Quelle: Flüssigboden Rheinland OHG) Die von Erdkabeln im umgebenden Erdreich induzierten thermischen und hydrauli‐ schen Prozesse werden durch eine Reihe von Transportvorgängen und Parametern beeinflusst und sind deshalb außerordentlich komplex. Für homogene Bettungen und konstante Parameter lassen sich stationäre Temperaturverhältnisse über vereinfachte analytische Verfahren bestimmen. Nachstehend wird in Analogie zu elektrischen Stromkreisen ein Ersatzschaltbild des Wärmeflusses vorgestellt, welches die Situation im Kabel und seiner unmittelbaren Umgebung beschreibt. Bei Kenntnis der einzelnen Wärmequellen und Wärmewider‐ stände der Materialien ist es möglich, diejenige Strombelastung zu ermitteln, die noch die höchstzulässige Temperatur des Kabels gewährleistet. Betrachtet werden dabei zuerst die thermischen Verhältnisse bei einem einfachen Stab mit rechteckigem Querschnitt (Abb. 5.46). Darin bedeuten P = zugeführte Wärmeleistung, T = Wärme‐ widerstand des Stabes, ϱ = spezifischer Wärmewiderstand seines Materials ϑ 1 , ϑ 2 = Temperaturen am linken und am rechten Rand des Stabes, l = Stablänge und A = Querschnittsfläche. Abb. 5.46: Wärmeleitung im Stab 380 5 Kabel <?page no="384"?> (5.9) (5.10) (5.11) Für den stationären Wärmefluss durch den betrachteten Körper gilt analog zum ohmschen Gesetz (in der Form U = R · I) die folgende Gleichung: Δϑ = ϑ 1 − ϑ 2 = T ⋅ P Der Wärmewiderstand berechnet sich nach folgender Gleichung: T = ρ ⋅ l A Darin ist ϱ der spezifische Wärmewiderstand mit der Einheit 1 K·m²/ (W·m) = 1 K·m/ W, wobei K die Temperatur in Kelvin bezeichnet. Dementsprechend gibt es auch den Kehrwert des spezifischen Wärmewiderstandes, der als spezifischer Wär‐ meleitwert λ bezeichnet wird und die Einheit 1 W/ (K·m) hat (vergleiche dazu R = ϱ el · l / A bei elektrischen Stromkreisen, wobei der spezifische Widerstand ϱ el die Einheit 1 V·mm²/ (A·m) = 1 Ω·mm²/ m aufweist). Bei Kabelhüllen (Hohlzylinder) gilt für den Wärmewiderstand von innen nach außen analog: T = ρ ⋅ ln( r 2 r 1 2π ⋅ l Hierbei bedeutet l wiederum die Kabellänge; r 1 bezeichnet den inneren Radius der Kabelhülle und r 2 den äußeren. Bei einem in der Erde verlegten Kabel gibt es mehrere Wärmequellen, deren Verlust‐ leistungen P v über seine Oberfläche an das umgebende Erdreich abgeführt werden müssen. Im Einzelnen tragen dazu der Leiter mit den ohmschen Verlusten P vL , die Isolation mit den dielektrischen Verlusten P vD , der (metallische) Mantel sowie die (ebenfalls metallische) Bewehrung mit ihren Anteilen P vM und P vB bei. Dem gegenüber stehen die Wärmewiderstände T Is der Isolation, T Si und T Sa der inneren und der äußeren Schutzhülle sowie der Wärmewiderstand T E des umgebenden Erdreichs. Die Wärmewiderstände der metallischen Anteile des Kabels können hier vernach‐ lässigt werden. Damit gilt für ein Erdkabel das folgende thermische Ersatzschaltbild für den stationären Zustand: 5.9 Kabelerwärmung und Wärmeabfuhr 381 <?page no="385"?> (5.12) Leiterverluste P vL Diel. Verluste P vD Mantelverluste P vM Bewehrungsverluste P vB Isolierung T Is Inn. Schutzhülle T Si Äuß. Schutzhülle T Sa Erdboden T E ϑ L ϑ U Leiter Abb. 5.47: Wärmeersatzschaltbild für ein Erdkabel (stationär) Aus der Ersatzschaltung lässt sich die folgende Gleichung für die Temperaturdifferenz Δϑ = ϑ L ---ϑ u zwischen Leiter und unbeeinflusster Umgebung aufstellen: Δϑ = P vL T I s + T Si + T Sa + T E + P vD 0, 5 ⋅ T I s + T Si + T Sa + T E + P vM T Si + T Sa + T E + P vB T Sa + T E Sind die entsprechenden Parameter bekannt, so kann daraus der Zusammenhang zwischen Kabelstrom und -temperatur abgeleitet werden. Obige Gleichung gilt aber nur für den Fall konstanter Ströme und damit konstanten Verlustanteilen! Zu beachten ist weiter, dass die Verlustanteile P vL , P vM und P vB quadratisch von der Stromstärke abhängen, während die dielektrischen Verluste P vD spannungsabhängig sind. Weitere Einflussgrößen für die sich einstellende Temperaturverteilung im Kabelgraben sind dessen Abmessungen, die Anzahl parallel verlegter Systeme sowie ihre Verlegeart (im Dreieck oder flach verlegt), die Abstände zwischen den einzelnen Leitern bzw. Systemen, eventuell vorhandene fremde Wärmequellen wie Fernwärmeleitungen, die Wärmeleitfähigkeit von Kabelhüllen und ggf. Schutzrohren und last but not least die des umgebenden Bodenmaterials. Hinzu kommen die jahreszeitlich schwankende Temperatur und die Beschaffenheit der Grabenoberfläche (z. B. Wiese oder Asphalt). Nähere Angaben dazu finden sich z.-B. in [5.21]. Bei heterogenen Bodenschichtungen, Schutzrohren und anderen Inhomogenitäten sowie bei instationärem Verhalten z. B. aufgrund zeitlich schwankender Kabelbelas‐ tung, ebenso wie beim Auftreten von advektiven, also durch Strömung verursachten Transportvorgängen, können numerische Methoden zur quantitativen Beschreibung der Prozesse eingesetzt werden. Dazu werden die prozessbestimmenden Differenzial‐ 382 5 Kabel <?page no="386"?> gleichungen räumlich und zeitlich auf einem numerischen Gitter gelöst. Auf diese Weise lassen sich die Materialparameter anhand des Rechengitters räumlich verteilen und erlauben flexibel die Berücksichtigung von Inhomogenitäten in der Kabelum‐ gebung. Das Ergebnis einer beispielhaften Berechnung, die sowohl die zeitlichen als auch die örtlichen Temperaturänderungen illustriert, ist in Abb. 5.48 dargestellt [5.23]. Aus solchen Betrachtungen lassen sich sowohl Hinweise auf die Wahl des Bettungsmaterials als auch verlässliche Parameter zur Belastbarkeitsberechnung des Kabels für den anschließenden Betrieb ableiten, um die Austrocknung der Bodenzonen sicher zu vermeiden. Abb. 5.48: Bestimmung der Kabelumgebungstemperaturen bei der Nutzung eines numerischen Pro‐ zessmodells unter der Annahme eines kontinuierlichen Wärmeeintrags von 90-W/ m [5.23] 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 Kabelstrecke mithilfe geeigneter Programme der Kabelhersteller detailliert zu überprüfen. 5.9.2 Indirekte Kühlung mit Kühlrohren Eine Möglichkeit, die Kabel innerhalb des Bettungsmaterials zu kühlen, bietet die Mitverlegung von Kühlrohren, wie Abb.-5.49 zeigt: 5.9 Kabelerwärmung und Wärmeabfuhr 383 <?page no="387"?> (5.13) Abb. 5.49: Erdkabelsystem 380-kV mit insgesamt vier Kühlrohren (Quelle: Wiener Netze) Beispiel Mittels Wasserkühlung soll die Übertragungsleistung eines 110-kV-Kabels von 120 MVA auf 220 MVA gesteigert werden. Das VPE-Kabel 3 x 300 mm² Cu (R‘ = 60 mΩ/ km) für 110 kV der Länge 2 km weist den Nennstrom I = 630 A auf. Dabei ergeben sich Stromwärmeverluste pro Leiter in Höhe von P v = R· I² = 47,6 kW je Leiter; bei einem Stromwert I = 1,15 kA (entsprechend 220 MVA) sind es 159 kW. Die Differenz soll jeweils über ein mit Wasser gefülltes Kunststoffrohr weggekühlt werden, wobei das Wasser um Δϑ = 15 Kelvin erwärmt werden darf. Die spezifische Wärmekapazität von Wasser beträgt c = 4,18 Ws/ (K · cm³), und es ist ein Durchfluss je Einzelkabel von Q = 2 Litern pro Sekunde vorgesehen. Die Bestimmung der Wärmeleistung erfolgt gemäß der Gleichung P = c · Δϑ · Q Lösung: Pro Leiter müssen P = (159 kW - 47,6 kW = 112,4 kW weggekühlt werden. Mit Gleichung (5.13) folgt die Kühlleistung zu P = 4,18 Ws / (K ∙ cm³) ∙ 15 K ∙ 2.000 cm³/ s = 125,4 kW. Die Kühlleistung ist somit ausreichend. 384 5 Kabel <?page no="388"?> (5.14) 5.9.3 Indirekte Kühlung in Tunnelanlagen Als Alternative zur Verlegung im Graben kommt die Tunnelverlegung in Betracht [5.20]. Diese Methode kann im innerstädtischen Bereich ohne Beschädigung der Ober‐ fläche angewendet werden und kann daneben auch noch weitere Infrastruktursysteme umfassen. Allerdings muss der Tunnel für Wartungs- und Inspektionsmaßnahmen zugänglich sein und sollte zur Abführung der Verlustwärme zwangsbelüftet werden können. Zudem muss der Energieaufwand zur Belüftung letztlich bei der Verlustbe‐ trachtung mitberücksichtigt werden. Damit ist dieses Verfahren das teuerste unter den möglichen Varianten. Beispiel Es soll eine Lüftungsanlage für einen Tunnel dimensioniert werden. Die spezifische Wärmekapazität von Luft beträgt c = 1000 Ws / (K·kg) ≈ 1000 Ws / (K·m³), und es ist eine Luftgeschwindigkeit von v = 5 m/ s bei einem Tunnelquerschnitt von A = 10 m² und einer Temperaturzunahme um Δϑ = 10 K vorgesehen. Dann beträgt die von der Luft abgeführte Wärmeleistung gemäß folgender Gleichung: P = c · A · Δϑ ⋅ v Lösung: Für die getroffenen Annahmen folgt mit obiger Gleichung: P = 1.000 Ws/ (K∙m³) ∙ 10 m² ∙ 10 K ∙ 5 m/ s = 500 kW. Ein großes Netz an 380-kV-Kabeltunneln besteht in London. Dort erleichtern die Bodenverhältnisse, der „London Clay“ den Vortrieb der 3 und 4 m großen Röhren. National Grid als Leitungsbetreiber der ca. 50 km langen und bis zu 40 m tief liegenden Tunnel sieht Vorteile in dieser Verlegeart, weil Straßenverkehr, Handel, Wirtschaft und Anrainer so gut wie nicht gestört werden. Lediglich für das Einbringen der Tunnelbohrmaschinen und der Kabeltrommeln unter Tag durch 15 m breite Schächte sowie die Anlieferung dieser, und natürlich die Abfuhr des Aushubs sind Arbeiten bzw. Transporte an der Oberfläche notwendig. Letztere fallen aber bei einer Verlegung im Graben auch an. Arbeiten für die Instandhaltung und Reparatur erfordern keine wesentlichen Maßnahmen über Tag. Auch für eine eventuelle Erweiterung der Kabel‐ anlage durch das Einziehen neuer Kabel gilt das ebenso [5.13]. 5.9 Kabelerwärmung und Wärmeabfuhr 385 <?page no="389"?> Abb. 5.50: Kabeltunnel in Berlin mit zwei Drehstromsystemen Diese Argumente gelten für andere städtische Tunnellegungen grundsätzlich ebenso. So auch für Berlin, wo ein Abschnitt der sogenannten 380-kV-Diagonalverbindung zwischen den Umspannwerken Mitte und Marzahn mit zwei belüfteten Kabeltunneln mit 6,3 und 5,2 km Länge gebaut wurde. Die Anlage wurde zwischen 1998 und 2000 errichtet, liegt 25 bis 30 m unter Straßenniveau und unterfährt Kanäle, die Spree, Bahnlinien sowie andere Kabelleitungen. Es wurden zwei Systeme Kunststoffkabel in den 3 m großen Röhren verlegt. Mehrere Vortriebsmaschinen waren gleichzeitig eingesetzt. [5.14]. Der Verlegung waren umfangreiche Tests mit Kabeln und Muffen mehrerer Hersteller vorausgegangen [5.15]. Einer der weltweit längsten Kabeltunnel besteht mit 40 km Länge in Tokyo als Sinkeiyo-Toyosu-Line. Die Stadtstruktur mit ihren Kanälen und Bahnen erleichterte die Anlieferung der bis zu 90 Tonnen schweren Kabeltrommeln an die Einbaustellen. Durch die großen Lieferlängen auf solchen Trommeln konnte die Anzahl der Muffen verringert werden. Ein 500-kV-System mit 2.500-mm 2 -Cu-Kunststoffkabel wurde im Jahr 2000 in Betrieb genommen [5.16]. Kabellegungen in Tunneln bestehen in weiteren Ländern. Unter ihnen in Madrid im Bereich des neu errichteten Flughafens Barajas, also über Land außerhalb der Stadt, wo eine zweisystemige 380-kV-Freileitung verkabelt werden musste (2.500 mm 2 XLPE-Einzelkabel, 2x3 Leiter insgesamt). Man hat für die Herstellung überwiegend die offene Bauweise mit vorgefertigten Betonsegmenten gewählt; an Kreuzungen mit Straßen oder Gewässern wurde bis 15 m Tiefe gebohrt. Der Tunnel ist mit 12,8 km einer der weltweit längsten. Um den überwiegend nur 2 m unter Niveau liegenden Tunnel zu kühlen, wurden fünf Ventilatoranlagen vorgesehen mit jeweils 38 kW Anschlussleistung [5.17]. 386 5 Kabel <?page no="390"?> 5.10 Inbetriebnahme von Hochspannungskabeln Bevor ein Kabelsystem seine Übertragungsaufgabe übernimmt, werden in der Regel elektrische Prüfungen, die sogenannten Inbetriebnahme-Prüfungen, durchgeführt. Die wichtigsten Prüfungen dabei sind eine Wechselspannungsprüfung auf Hochspan‐ nungsseite und eine Gleichspannungsprüfung an dem Kabelmantel. Die Wechselspan‐ nungsprüfung kann dabei mit einer Teilentladungsprüfung kombiniert werden. Im einfachsten Fall der Wechselspannungsprüfung wird die Systemspannung ohne Last für eine längere Zeit - typisch sind hierfür 24 Stunden - angelegt. Der Vorteil dieser Prüfung liegt darin, dass keine externe Spannungsversorgung nötig ist und die Prüfung deshalb schnell und kostengünstig durchgeführt werden kann. Ein Nachteil ist allerdings, dass man mit der Prüfspannung nicht über die Betriebsspannung hinausgehen kann. Wird Letzteres gewünscht, so muss die Spannung mittels eines Resonanztransformators erzeugt werden. Damit kann bei einer höheren Spannung - oft in Kombination mit Teilentladungsmessungen - geprüft werden. Typische Prüfspannungen sind hierbei das Anderthalbfache der Betriebsspannung, die typische Prüfdauer beträgt eine Stunde. Die Gleichspannungsprüfung wird durchgeführt, um zu gewährleisten, dass der Kabelmantel während der Legung keine Beschädigungen erlitten hat. Durch diese könnte Wasser eindringen und den metallischen Querwasserschutz durch Korrosion beschädigen. Bei dieser Mantelprüfung wird eine Gleichspannung von 10 kV für eine Minute zwischen die Kabelschirmung und den Leiter gelegt. Wird diese Spannung gehalten, gilt die Prüfung als bestanden, und es kann davon ausgegangen werden, dass der Kabelmantel keine Beschädigung aufweist. In Übertragungsstrecken mit gasisolierten Rohrleitern (GIL) erfolgen die Überwa‐ chung von Gasdichte, Temperatur und Teilentladungen sowie die Erkennung von Störlichtbögen beim Auftreten von Kurzschlüssen ebenfalls über Glasfasersysteme. 5.11 Monitoring von Kabelanlagen Monitoring eines Kabelsystems bedeutet, zu jedem Zeitpunkt bestimmte Überwa‐ chungsparameter des Systems zu kennen. Diese Parameter sind sehr häufig die Temperaturverteilung längs des Kabelsystems, die Feuchtigkeit im Kabel oder die auftretenden Teilentladungen. Ziel des Monitorings ist es, Unregelmäßigkeiten im Kabelsystem frühzeitig festzustellen, um so einen möglichen Fehler rechtzeitig zu erkennen und damit größeren Schaden abzuwenden. Seit jüngster Zeit wird im Zusam‐ menhang mit dem Temperatur-Monitoring bei Hochspannungskabelsystemen auch die in Echtzeit vorgenommene thermische Bewertung des Kabelsystems diskutiert (Real Time Thermal Rating, RTTR). Hier ist das Ziel, mit Kenntnis der aktuellen Temperatur des Kabelsystems die Auslastung gezielt zu steuern, um so Leistungsflüsse optimieren zu können. 5.10 Inbetriebnahme von Hochspannungskabeln 387 <?page no="391"?> Abb. 5.51: Hochspannungskabel mit integrierten Stahlröhrchen mit Lichtwellenleitern in der Kabel‐ schirmung (Quelle: Brugg Cables) Die Messung der Temperatur längs eines Kabelsystems erfolgt inzwischen fast immer mithilfe von Lichtwellenleitern (LWL). Diese Messmethode wird Distrubuted Temperature Sensing (DTS) genannt. Die Lichtwellenleiter können dabei entweder in einem Lichtwellenleiterkabel parallel zu den Hochspannungskabeln verlegt werden oder die Lichtwellenleiter sind bereits in die Schirmung der Hochspannungskabel integriert. Dabei befinden sich die Lichtwellenleiter in einem Edelstahlröhrchen, das in der Kabelschirmung untergebracht ist (Abb.-5.51). Die Messung ist störungssicher gegen elektrische und magnetische Felder und galvanisch von der Hoch‐ spannung getrennt. Neben einer Überwachung mög‐ licher Hotspots ist auch eine Absicherung gegen unvorhersehbare Einflussgrößen wie etwa Bodenaust‐ rocknung möglich und zudem eine kontrollierte kurz‐ zeitige Überlastung des Kabels entsprechend den aktu‐ ell herrschenden thermischen Verhältnissen und der Vorbelastung. Die Glasfaser selbst wird dabei als ört‐ lich verteilter Sensor benutzt und ermöglicht durch Auswertung der Rückstreuung Messungen als Orts- und Zeitfunktion entlang des gesamten Kabels. Häufig werden gleich mehrere Stahlröhrchen mit mehreren einzelnen Lichtwellenleitern in die Kabelschirmung integriert. Bei den LWL werden sowohl Single-Mode(SM)-Fasern wie auch Multi- Mode(MM)-Fasern eingesetzt. Während Single-Mode- Fasern typischerweise über eine höhere Ortsauflösung von weniger als einem halben Meter verfügen, können Multi-Mode-Fasern auch bei sehr langen optischen Weglängen, wie sie bei Serienschaltung von mehreren Fasern auftreten können, von bis zu 70 km eingesetzt werden. Bei beiden Arten von Fasern liegt die Tempera‐ turauflösung unter einem Kelvin. Das Prinzip der Tem‐ peraturmessung der DTS mittels Raman-Lichtstreuung ist in Abb.-5.52 dargestellt. Ein Laser sendet kurze Lichtpulse in den Lichtwel‐ lenleiter. Ein sehr geringer Teil des Lichts wird an jedem Punkt entlang der Faser zurück gestreut. Der Hauptteil des zurückgestreuten Lichts wird mit der gleichen Frequenz wie der des gesendeten Lichtpulses zurückgestreut (Rayleigh-Streuung). Durch die Wechselwirkung des Lichts mit den Schwingungen der Atome in der Glasfaser wird aber auch ein geringer Teil des Lichts in zwei von der Rayleigh-Streuung verschobenen Frequenzen zurückgestreut (Stokes- Linie und Anti-Stokes-Linie). 388 5 Kabel <?page no="392"?> Abb. 5.52: Prinzipielle Darstellung der Temperaturmessung mittels Lichtwellenleitern in Hochspan‐ nungskabeln Das Verhältnis der Intensitäten dieser beiden zurückgestreuten Linien hängt von der Temperatur am Ort der Lichtstreuung ab. Aus der Messung der Intensitäten der Stokes-Linie und der Anti-Stokes-Linie kann also die Temperatur am Ort der Streuung bestimmt werden. Aus der Laufzeitdifferenz zwischen dem ausgesendeten Lichtpuls und dem zurückgestreuten Licht kann der Ort der Lichtstreuung - und damit der Ort der gemessenen Temperatur - bestimmt werden. Neben der Temperaturmessung werden auch Teilentladungsmessungen als Monito‐ ring-Instrumente benutzt. Von besonderem Interesse ist hierbei das Monitoring der Kabelgarnituren. Die Gründe hierfür können Montagefehler bei der Installation der Kabelgarnituren sein, die sich - bevor es zu einem Durchschlag kommt - durch Teilentladungen bemerkbar machen. Die Installation der Sensoren für die Messung der Teilentladungen kann sehr leicht in den Erdungskästen bzw. in den Cross-Bonding- Kästen erfolgen. Damit ist auch kein direkter Eingriff in die Hochspannungskabelgar‐ nituren notwendig. Wenn ein Monitoring der Teilentladungen in dem polymeren Hochspannungskabel selbst vorgenommen werden soll, ist zu berücksichtigen, dass in der Regel die zeitliche Differenz zwischen der Detektion von Teilentladungen in der Kabelisolation und dem Durchschlag in der Kabelisolation bei Hochspannungskabeln sehr kurz ist und oft nur wenige Sekunden beträgt. Aufgrund von äußeren Störquellen - z. B. Elektrische Eisenbahnen - ist die Interpretation von Teilentladungen im Feld nicht einfach, und es braucht eine gewisse Erfahrung, solche Teilentladungsmessungen richtig zu interpretieren. Darüber hinaus lässt sich eine Überwachung auf eindringende Feuchtigkeit einrich‐ ten, wenn einer der Schirmdrähte als Widerstandsdraht mit leitfähiger Umhüllung ausgeführt wird. Im Fehlerfall entsteht so eine leitende Verbindung zu den übrigen Schirmdrähten, und die Schadenstelle lässt sich exakt lokalisieren. In Übertragungsstrecken mit gasisolierten Rohrleitern erfolgen die Überwachung von Gasdichte, Temperatur und Teilentladungen sowie die Erkennung von Störlicht‐ bögen beim Auftreten von Kurzschlüssen ebenfalls über Glasfasersysteme. 5.12 Diagnose von Kabelanlagen Diagnosemessungen an Kabelsystemen werden durchgeführt, um den technischen Zustand des Systems zu einem bestimmten Zeitpunkt zu erkennen. Dies kann der 5.12 Diagnose von Kabelanlagen 389 <?page no="393"?> Fall sein, wenn ein Kabelsystem bereits jahrelang im Betrieb war oder nachdem Ereignisse aufgetreten sind, wie z. B. ein Kurzschluss, die den Zustand des Kabelsystems beeinträchtigt haben könnten. Wie für das Monitoring werden auch für die Diagnose Teilentladungsmessungen sowohl für das Kabel wie auch für die Garnituren durchgeführt. Hierfür kann die notwendige Spannung direkt aus dem System selbst genommen werden oder sie kann mithilfe von Resonanztransformatoren extern erzeugt werden. Der Vorteil der Spannungsversorgung mittels Resonanzgeneratoren liegt darin, dass die Spannung für die Diagnose frei wählbar ist und damit die Diagnose auch bei höheren Spannungen als der Betriebsspannung durchgeführt werden kann. Ein Nachteil ist allerdings, dass der Transport der Resonanztransformatoren mit den notwendigen Spulen vor Ort für die Diagnose von Hochspannungskabeln sehr aufwändig sein kann. Besonders bei Kabelgarnituren ist die Diagnose mittels Teilentladungsmessung ein wertvolles Instrument. Es bleibt zu erwähnen, dass bei noch vorhandenen Ölkabelsystemen Teilentladungsmessungen als alleiniges Diagnoseinstrument aufgrund der hier auftre‐ tenden Teilentladungen und der Selbstheilung dieser Isolierungen nicht aussagekräftig sind. Um den Alterungszustand von Mittelspannungskabeln zu ermitteln, werden vielfach Messungen des Verlustfaktors tan δ der Kabelisolierung vorgenommen. Hier gibt es mittlerweile eine große Anzahl von Messverfahren. Erwähnt sei hier die Messung des Verlustfaktors bei sehr tiefen Frequenzen (very low frequency, VLF) und bei ver‐ schiedenen Spannungen. Gemessen wird der Verlustfaktor bei 0,1 Hz und der halben, der vollen und der anderthalbfachen Betriebsspannung. Je nach Alterungszustand des Kabels steigt dabei der Verlustfaktor mit zunehmender Spannung unterschied‐ lich stark an. Je größer der Anstieg des Verlustfaktors, umso stärker ist das Kabel gealtert. Sehr häufig ist hierbei die Alterung von Mittelspannungskabeln durch die Anwesenheit von sogenannten water trees („Wasserbäumchen“) gekennzeichnet. Diese feuchtigkeitsgefüllten Haarrisse führen zu einer Schwächung der Kabelisolation und langfristig zu einem Durchschlag des Kabels. Da Hochspannungskabel im Gegensatz zu den meisten Mittelspannungskabeln mit einem metallischen Querwasserschutz versehen sind, spielt diese Form der Alterung für polymere Hochspannungskabel eine untergeordnete Rolle. Eine weitere Diagnosemessung an Hochspannungskabelsystemen ist der Gleich‐ spannungstest am Kabelmantel, wie er bereits bei der Inbetriebnahme durchgeführt wurde. Wie dort wird eine Gleichspannung für eine Minute an dem Kabelmantel gelegt. Die angelegte Gleichspannung bei dieser Diagnosemethode beträgt typischerweise 5-kV und ist damit etwas geringer als bei einem neu verlegten Kabel. Bei flüssigkeitsgefüllten Kabelendverschlüssen bildet die Gasanalyse der Isolierflüs‐ sigkeit - ähnlich wie bei Transformatoren - eine sehr schnelle und kostengünstige Diagnosemethode. Hierzu wird eine sehr geringe Menge der Isolierflüssigkeit dem Endverschluss entnommen und diese auf Gase, wie sie bei Teilentladungen entstehen können, analysiert. Gase, deren Anwesenheit hierbei auf Teilentladungen hinweisen, 390 5 Kabel <?page no="394"?> sind Wasserstoff und insbesondere Acetylen. Selbst geringste Konzentrationen von Acetylen sind ein Hinweis auf Teilentladungen. Dabei sind aber - im Gegensatz zur Diagnose von Transformatorenöl - selbst hohe Konzentrationen von Methan kein eindeutiger Hinweis auf Teilentladungen, da dieses Gas als Nebenprodukt bei der Vernetzung der Kabelisolation (VPE) entsteht und Restmengen als Funktion der Zeit von der Kabelisolation in die Isolierflüssigkeit diffundieren können. Neben der Gasanalyse kann bei dieser Diagnose die Isolierflüssigkeit gleichzeitig auf Feuchtigkeit und ihre dielektrische Festigkeit hin untersucht werden. Damit hat man ein wertvolles Diagnoseinstrument zu Verfügung, welches - z. B. bei Undichtigkeit eines Freiluftend‐ verschlusses - sehr früh, also noch bevor Teilentladungen auftreten, auf ein mögliches Problem des Freiluftendverschlusses hinweisen kann. Weitere Diagnosemöglichkeiten sind der Einsatz von Wärmebildkameras zur Be‐ stimmung der Temperaturverteilung bei Kabelendverschlüssen oder bei der Suche nach Hotspots bei frei zugänglichen Kabeln (z.-B. bei Tunnellegungen). 5.13 Einsatzgebiete Wegen ihrer hohen Kosten wurden Kabel in der Vergangenheit nur dort eingesetzt, wo dicht bebaute Flächen, Gewässer oder Landschaftsschutzgebiete Freileitungen nicht zuließen. Auch die Versorgung von Inseln und der Anschluss von Offshore-Windparks oder Bohrplattformen können nur durch Kabel geschehen. Ebenso ist dies der Fall in ausgedehnten 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. Im Ausland werden hohe Leistungen über große Entfernungen ausschließlich mithilfe von Freileitungen bei Spannungen schon über 1.000 kV übertragen. In Deutschland hingegen besteht kaum eine Chance, leistungsstarke Verbindungen in Form von Freileitungen zu realisieren; somit bleibt nur die Möglichkeit einer Verkabelung. 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 Lei‐ terquerschnitts, 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 mithilfe von Kabeln stellt weltweit technisches Neuland und damit eine große Herausforderung dar. Sollte sie erfolgreich sein, so würde sie gleichzeitig 5.13 Einsatzgebiete 391 <?page no="395"?> den Weg für ein zukünftiges Overlay-Netz weisen, das Europas Wirtschaftskraft auch in Zukunft sichern und steigern könnte (Kapitel-7). 5.14 Literatur 5.1 Suchtanke, R., Just, H., Numerische Untersuchung des Wechselstromwider‐ standes von Energiekabeln, T U Berlin 2014 5.2 DIN VDE 0292: 2021-08, System für Typkurzzeichen an isolierten Leitungen, Beuth Verlag 2021 5.3 Goll, F., Untersuchungen an neuen umweltfreundlichen Isoliergasen für kom‐ pakte gasisolierte Übertragungsleitungen, Siemens Gas and Power 2020 5.4 N.N., Unterirdische Stromversorgung durch Gasisolierte Leitungen (GIL), Sie‐ mens Energiewendedialog Berlin 2013 5.5 Schöffer, G., Kunze, D., Smith, I., Gas insulated Transmission Lines - Successful Underground Bulk Power Transmission for more than 30 Years, Siemens 2007 5.6 Sauer, D. (Hrsg.), Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050 5.7 Oswald, B., 380-kV-Salzburgleitung. Auswirkungen der möglichen (Teil-)Ver‐ kabelung des Abschnitts Tauern-Salzach (neu), Hannover 2007 5.8 N.N., High Voltage Direct Transmission - Proven Technology for Power Exchange, Siemens Erlangen 2011 5.9 Skog, J., van Asten, H., Worzyk, T., Andersrod, T., NorNed - World’s longest Power Cable, CIGRE Paris 2010 5.10 Escobin, A., Grund, R., Flexibilität im Höchstspannungsnetz - Stekbare Durch‐ führungen als Schlüssel, Stuttgart 2018 5.11 Gehlen, Ch., Netzausbau -Zwischenverkabelung in Raesfeld (Pilotprojekt), itm- Workshop 2014 5.12 Brakelmann, H., Jarass, L., Erdkabel für den Netzausbau. Norderstedt 2019 5.13 N.N., London Cable Tunnels, Elstree - St. John’s Wood 2005 - West Ham - Hackney 2009. 5.14 N.N., Berlin im Stromverbund mit Europa, Fachreport 380-kV-Diagonalverbin‐ dung. 50Hertz Berlin 5.15 Fischer, Henningsen, Long Time operational Experience with 400-kV XLPE Cable Systems in Berlin, Jicable 2001 5.16 N.N., Construction of the World’s first Long-Distance 500 kV XLPE Cable Line 5.17 N.N., Spanish Grid Operator selects 400 kV Cable System for Airport Expansion, RED Electra Spanien 2010 5.18 Fuchs, K., Novitskij, A., Berger, F., Wetermann, D., Hochspannungsgleich‐ strom-übertragung - Eigenschaften des Übertragungsmediums Freileitung, Ilmenau 2014 5.19 N.N., Bettungsmaterialien für Höchstspannungskabel, Infra-Tech Essen 2014 5.20 Woschitz, R., Höchstspannungsübertragungsleitungen für die Verlegung in langen Tunneln, Graz 2008 392 5 Kabel <?page no="396"?> 5.21 Schlabbach, J., Elektroenergieversorgung. VDE Verlag 5.22 N.N., Höchstspannungskabel zur Energieübertragung, Nexans Hannover 2001 5.23 Bauer, S., Durch Erdkabel induzierte thermische und hydraulische Prozesse im Untergrund. Seminar, Hochschule Karlsruhe 2021 5.24 N.N., Hoch- und Höchstspannungs-Kabelanlagen, Kabel und Garnituren bis 550-kV. nkt cables Köln 5.25 Cichowski, R., Kabelhandbuch. ew Medien und Kongresse 5.26 Küchler, A., Hochspannungstechnik, Springer 2017 5.27 N.N., Erläuterungsbericht 380-kV-Leitung Kreis Segeberg - Raum Lübeck, Tennet 2020 5.28 N.N., Tiefbau für unterirdische Versorgungsleitungen - Kabel- und Leerrohr‐ legung, E-ON 2020 5.14 Literatur 393 <?page no="398"?> 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz Zusammenfassung Freileitungen, Kabel und Gasisolierte Rohrleitungssysteme (GIL) werden unter dem Oberbegriff „Leitungen“ zusammengefasst. Sie haben gleichermaßen das Ziel, elektri‐ sche Energie zwischen Knotenpunkten eines Netzes zuverlässig und mit geringen Verlusten auszutauschen. Im vorliegenden Kapital wird zunächst dargestellt, wie sich die verschiedenen Technologien auf Strombelastbarkeit, Verluste und andere wichtige elektrische Para‐ meter dieser Komponenten auswirken. Danach wird erläutert, welche elektrischen und magnetischen Felder sich in deren Umgebung ausbilden. Über die Ausfallhäufigkeiten und -dauern der verschiedenen Leitungstypen geben Störungs- und Schadensstatistiken Auskunft. Mithilfe mathematischer Modelle (hier das Markov-Verfahren) können damit Zuverlässigkeitskenngrößen abgeleitet werden, die eine bedeutende Rolle bei Planung und Betrieb elektrischer Netze spielen. Diese und andere Aspekte sowie etwa die Art der Sternpunktbeschaltung werden anhand von Beispielen beschrieben. Auch Netzberechnungsprogramme bedienen sich bestimmter Leitungsmodelle. Diese Modelle werden erklärt und auf die in der Planung interessierenden Leitungszu‐ stände Leerlauf, Anpassung und Kurzschluss angewendet. Mehrere Beispiele (unter‐ schiedliche Leitungstypen und -längen in den Bereichen Hoch- und Höchstspannung) werden Schritt für Schritt berechnet und die Ergebnisse anhand von Zeigerdiagrammen demonstriert. Dabei wird der Blindleistungsproblematik und damit verbunden der Möglichkeit zur Kompensation Beachtung geschenkt. Nach einem Vergleich der wichtigsten Eigenschaften sowohl der Komponenten Freileitung, Kabel und Gasisolierte Rohrleitung (GIL) als auch der Systeme Dreh‐ strom-Gleichstrom wird in einem eigenen Abschnitt das Augenmerk auf das Thema Baukosten von Leitungen gerichtet, welches auch wieder mit mehreren Beispielen untermauert ist. 6.1 Material- und geometriebedingte Unterschiede im elektrischen Verhalten Wie in den vorangegangenen Kapiteln schon ausgeführt, unterscheiden sich Leitungen vor allem in den Querschnitten und Materialien ihrer Leiter, den Isoliermedien und den Isolationsabständen wesentlich. Die Bemessung der Isolation für Betriebsmittel in Drehstromnetzen über 1 kV wird europaweit in der DIN EN IEC 60071 - 1 VDE 0111-1 „Isolationskoordination“ geregelt. International gilt ihre Ursprungsnorm IEC 60071 - 1. Sie beschreibt die Vorgehensweise bei der Auswahl der genormten Bemessungsspan‐ nung für die Leiter-Leiter- und die Leiter-Erde-Isolierung der Betriebsmittel in diesen <?page no="399"?> Netzen. Demnach sind im Hoch- und Höchstspannungsbereich die Beanspruchungen bei Schalt- und Blitzstoßspannungen maßgebend. Aus diesen Beanspruchungen erge‐ ben sich zusammen mit den unterschiedlichen Spannungsfestigkeiten der Isoliermate‐ rialien die erforderlichen Abstände, wie sie in Abb. 6.1 als Anhaltswerte schematisch dargestellt sind. Abb. 6.1: Isolationsabstände von Freileitungen, Kabeln und gasisolierten Rohrsystemen [6.1, 6.2, 6.3] Wegen der hohen mechanischen Beanspruchung kommen bei Freileitungen meistens Verbundmaterialien aus Aluminium und Stahl zum Einsatz. Bei Kabeln wird Kupfer wegen seiner hohen Leitfähigkeit bevorzugt. Auch Aluminium wird hier oft verwendet, z. B. bei Seekabeln. Bessere Leitfähigkeit des Leitermaterials und größerer Querschnitt bewirken einen geringeren Widerstand des Kabels je Längeneinheit im Vergleich zur Freileitung. Gasisolierte Rohrleitungssysteme (GIL) werden bisher ausschließlich aus Alumi‐ nium gefertigt. Der große Leiterquerschnitt sorgt hier auch bei hohen Strömen dafür, dass nur sehr geringe Leitungsverluste entstehen. Die Übertragungsleistungen (Dauerwerte) von Freileitungen mit Einfachseilen (z. B. 264-AL1/ 34-ST1AAl/ St, früher Al/ St 265/ 35), wie sie in der 110-kV-Ebene oft verwendet werden, sind vergleichbar mit denjenigen von Kunststoffkabeln mit Kupferleitern 1x630 mm², nämlich rund 130 MVA. In der 380-kV-Ebene lassen sich Freileitungen mit Viererbündeln aus AL1/ 34-ST1AAl/ St und einer Übertragungsleistung von 1.800 MVA mit VPE-Kabeln mit einem Leiterquerschnitt von 2.500 mm² Cu und einer Übertragungsleistung von 1.600 MVA (bei guter Wärmeleitfähigkeit des umgebenden Erdreichs) vergleichen. Hier kommt aber auch das gasisolierte Rohrleitungssystem (GIL) mit einem Querschnitt des Innenleiters von 6.300 mm² und einer Belastbarkeit von rund 2.000 MVA bei Erdverlegung in Frage [6.3, 6.15]. Höhere Übertragungsleis‐ tungen lassen sich durch größere Leiterquerschnitte realisieren, bei Freileitungen 396 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="400"?> durch solche, die für höhere Betriebstemperaturen geeignet sind. Ebenso kommt der Übergang auf eine höhere Spannungsebene oder die Entscheidung für eine Hochspan‐ nungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) in Frage. Bei Freileitungen sorgen große Abstände der Leiter untereinander und gegen Erde dafür, dass die umgebende Luft als Isoliermedium ausreicht. In diesem sich ständig aus‐ tauschenden Medium treten keinerlei Alterungsvorgänge auf, und bei fehlerbedingten Überschlägen in Form von Lichtbögen findet in den meisten Fällen durch eine kurze, automatisierte Abschaltung ein Selbstheilungsprozess statt, der in den allermeisten Fällen einen sofortigen Weiterbetrieb ermöglicht und aufwändige Reparaturarbeiten an der Leitung erspart. Dieser Vorgang wird vom Netzschutz eingeleitet und als „Automatische Wiedereinschaltung“ (AWE) bezeichnet. Bei Kabeln hingegen wird im Fehlerfall in den meisten Fällen die Isolation beschädigt, und das betroffene Teilstück muss mit beträchtlichem Aufwand ausgetauscht werden. Gasisolierte Rohrleitungen (die nur im Höchstspannungsbereich vorkommen) glei‐ chen in ihrem Aufbau Kabeln, benutzen aber anstelle eines festen Isolierstoffes ein komprimiertes Gas, wodurch sie mit kleineren Abmessungen ihrer Isolation auskom‐ men. Durch ihr solides Mantelrohr kommen Beschädigungen durch äußere Einflüsse nur sehr selten vor. Wegen der geringen Anzahl bisher ausgeführter Anlagen sind in der Literatur hierzu kaum Angaben zu finden. Bei inneren Überspannungen kann es zu Durchschlägen kommen, die laut Her‐ stellerangaben ähnlich wie bei Freileitungen durch das Prinzip der automatischen Wiedereinschaltung (AWE) beherrschbar sein sollen. Die geringe Entfernung zwischen Ader und Schirm sowie die im Vergleich zu Luft größere Dielektrizitätszahl des Isoliermaterials bewirken, dass Kabel bis zu 20-fach höhere Kapazitätswerte als Freileitungen mit ihren großen Leiterabständen besitzen. Hingegen sind die Induktivitäten von Freileitungen stets größer als diejenigen von Kabeln. Vereinfacht lässt sich sagen: Große Abstände innerhalb des Systems bzw. zur Erde bewirken große Induktivitäten, kleine Abstände bewirken große Kapazitäten. Bündelleiter erlauben höhere Übertragungsleistungen, verringern die elektrische Feld‐ stärke in unmittelbarer Umgebung der Seile und führen gleichzeitig zu etwas größeren Kapazitätswerten sowie zu geringeren Induktivitäten im Vergleich zu Freileitungen mit Einfachseilen. Gasisolierte Leitungen (380 kV) haben etwa ein Viertel der Kapazität vergleichbarer Kabel und etwa ein Fünftel der Induktivität von Freileitungen. Wie später gezeigt wird, bestimmt das Verhältnis zwischen Kapazitäten und In‐ duktivitäten verschiedener Leitungsarten den Wellenwiderstand, der beträchtliche Auswirkungen auf deren Verhalten im Betrieb hat und auch bei Zwischen- oder Teilverkabelungen von Freileitungsstrecken eine Rolle spielt. Tabelle 6.1 gibt die wichtigsten elektrischen Kenndaten gebräuchlicher Leitungsar‐ ten in der Hoch- und Höchstspannungsebene wieder. Auf die Bedeutung der Größen R‘ (bezogener ohmscher Widerstand), L‘ (bezogene Leitungsinduktivität), C B ‘ (bezo‐ gene Betriebskapazität), Z w (Wellenwiderstand), P nat (natürliche Leistung) und S th 6.1 Material- und geometriebedingte Unterschiede im elektrischen Verhalten 397 <?page no="401"?> (thermische Grenzleistung) wird im Folgenden noch näher eingegangen. Sämtliche Werte stammen aus der einschlägigen Literatur bzw. aus Firmenangaben und sind als Anhaltswerte zu verstehen. Leitungs‐ art -- 110-kV Freilei‐ tung AC 110 kV Ka‐ bel AC 380-kV Freilei‐ tung AC 380 kV Kabel AC 380-kV GIL AC 525-kV Kabel DC Lfd. Nr. 1 2 3 4 5 6 Material Al/ St Cu Al/ St Cu Al/ Al Cu Querschnitt in mm² 264/ 34 630 4x264/ 34 2.500 6.300/ 13.600 3.000 R‘ in mΩ/ km 110 28 27 10,8 5,5/ 4,2 6 L‘ in mH/ km 0,94 0,52 0,81 0,6 0,22 - C B ‘ in nF/ km 8 186 14 246 55 - Z w in Ω 343 53 240 50 63 - P nat in MW 35 230 600 2.930 2.300 - S th in MVA bzw. MW bei DC 130 140 1.800 1.250 2.000 2.600 Tab. 6.1: Überschlägige Kennwerte von Freileitungen, Kabeln und gasisolierten Rohrsystemen der Hoch- und Höchstspannungsebene (Quellen: Firmenangaben und Herstellerkataloge) 6.2 Strombelastbarkeit Aus den physikalischen Grenzwerten für Strom (Erwärmung des Leitermediums) und Spannung (Durchschlagsverhalten des Isoliermediums) ergibt sich die maximal über eine Leitung übertragbare Leistung. Mit steigendem Querschnitt des Leitermaterials sinken zwar dessen ohmsche Verluste, gleichzeitig steigen aber die Materialaufwen‐ dungen samt Garnituren bzw. Isolierhüllen. Kostenbetrachtungen führen so zu einem Optimum mit wirtschaftlichen Stromdichten um 1 A/ mm² Querschnittsfläche. Bei Freileitungen ist der Leiterquerschnitt auch wegen des Eigengewichts sowie durch Wind- und Eislasten nach oben begrenzt. Bei Kabeln hingegen sind Grenzen lediglich durch das Transportgewicht der Trommeln und damit indirekt auch die Anzahl der erforderlichen Muffen gesetzt. Kabel besitzen daher theoretisch eine höhere Strombelastbarkeit. Allerdings wird diese auch durch die erschwerte Abführung der Verlustwärme bestimmt. Im Fall von Freileitungen erfolgt dies durch die umgebende Luft und ermöglicht höhere Werte je nach Umgebungstemperatur und Windstärke. 398 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="402"?> Davon wird heute zunehmend durch das sogenannte Freileitungsmonitoring Gebrauch gemacht (Kapitel 4). Bei Kabeln sind gewisse Überlastungsreserven vorhanden, die hier von der Vorbe‐ lastung abhängen. Dabei spielt die thermische Zeitkonstante der Anordnung, die im Stundenbereich liegt, eine wichtige Rolle. Bei in der Erde verlegten Kabeln ebenso wie bei gasisolierten Rohrleitungssystemen kann man bei Wechsellast eine höhere thermische Grenzleistung als bei Dauerlast zugrunde legen. Die thermische Grenzlast ihrerseits hängt vom Belastungsspiel ab und wird durch den Belastungsfaktor m (Kapitel 5) charakterisiert. Wichtig ist dabei, dass es nicht zu kritischen Temperatur‐ überhöhungen kommt, welche zu einer Lebensdauerverkürzung der Isolation oder sogar zu ihrer Zerstörung führen. Daher ist auch bei Kabelsystemen ein Monitoring der aktuellen Temperaturen hilfreich (Kapitel 5). 6.3 Verluste Bei jeder Art von Energietransport treten Verluste hinsichtlich der übertragenen Wirkleistung auf, die sich im gesamten Netz über das Jahr gesehen auf beträchtliche Werte summieren können. Durch geeignetes Leitermaterial und hochwertige Isolie‐ rung liegen die Verluste zumindest in der Hoch- und Höchstspannungsebene unter Werten von fünf Prozent. 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. Entsprechend sind bei der Verlustarbeit, die während eines Betrachtungszeitraumes (üblicherweise ein Jahr) durch die beiden Anteile entsteht, getrennt zu betrachten. 6.3.1 Stromabhängige Verluste in Freileitungen Die Verlustleistung einer Leitung entsteht im Wesentlichen in den ohmschen Wider‐ ständen der drei Leiterseile gemäß der Gleichung P v = 3 · R · I 2 . Bei der häufig vor‐ kommenden Kombination von Aluminiumdrähten und einer Stahlseele wird Letztere bei der rechnerischen Ermittlung des Widerstandswertes nicht berücksichtigt. Da die einzelnen Aluminiumdrähte eines Leiterseils mit der Zeit an ihrer Oberfläche oxidieren und dadurch gegeneinander isoliert sind, tritt kein messbarer Skin-Effekt (Kapitel 5) auf. Damit kann mit guter Näherung mit dem Gleichstromwiderstand (allerdings unter Berücksichtigung von Betriebstemperaturen bis 80-°C) gerechnet werden. Beispiel Eine 110-kV-Freileitung, belegt mit einem Einfachseil AL1-243/ 39 ST1A und einer Länge von 30 km, weist bei einem Strom von 645 A (123 MVA) und 80 °C Leitertem‐ 6.3 Verluste 399 <?page no="403"?> (6.1) (6.2) peratur gemäß obiger Gleichung ohmsche Verluste in Höhe von 5,39 MW auf. Das entspricht rund 4,4-% der übertragenen Scheinleistung. Bedingt durch die quadratische Abhängigkeit vom Strom ist die Verlustarbeit während des Betrachtungszeitraums für jeden Stromwert getrennt zu bestimmen und aufzusummieren. Anstelle des tatsächlichen Stromverlaufs genügt dazu in den meisten Fällen die Kenntnis des Belastungsgrades m (Kapitel 5). Daraus leitet sich der sogenannte Arbeitsverlustgrad d ab. Er kann nach [6.1] näherungsweise als d = 0, 083 · m + 1, 036 · m 2 − 0, 12 · m 3 angegeben werden. Bei einer Dauerlast mit dem Belastungsgrad m = 1 wäre somit auch d = 1. Bei bekanntem Maximalwert der Verlustleistung P vmax = 3 · R · I max ² folgt schließlich die Verlustarbeit W v während des Betrachtungszeitraums T näherungsweise zu W v = P vmax · T Darin bedeuten: W v Verlustarbeit MWh P vmax Verlustleistung MW T Betrachtungszeitraum h Beispiel Nimmt man für das oben erwähnte Beispiel einer 110-kV-Leitung die Jahresbenut‐ zungsdauer T = 5.000 Stunden bei einem Belastungsgrad von m = 0,8 an, so folgt ein Wert von d = 0,67 und daraus eine Jahres-Verlustarbeit von rund 18 GWh. Die Leitung hat in dieser Zeit eine Scheinarbeit von S = √3 · U N · I N · T = 123 MVA · 5.000 h = 615 GVA übertragen. Die Verlustarbeit entspricht also 3-% der Scheinarbeit. 6.3.2 Spannungsabhängige Verluste in Freileitungen Diese setzen sich aus den Kriechstromverlusten an den Isolatoren sowie den Korona- Verlusten zusammen und treten unabhängig von der Belastung der Leitung auf. Vielmehr hängen sie nur von der Höhe der gerade vorhandenen Spannung ab und sind damit auch im Leerlauf vorhanden. Die Isolatorform (Langstäbe, Glaskappen oder Verbundisolatoren) sowie der Selbstreinigungseffekt bei Regen führen dabei zu vernachlässigbar kleinen Strömen, während die Korona-Verluste von der Oberflächen‐ randfeldstärke der Seile und entscheidend von Luftfeuchte und Meereshöhe abhängen. Widerstände von Leitungen, die gegen Erde vorliegen, werden im Gegensatz zu den wichtigeren Längswiderständen R oft über ihren Kehrwert G angegeben, welche als Ableitung bezeichnet wird. Als Richtwerte kann man bezogene Ableitwerte G‘ von 400 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="404"?> 40 nS/ km für 110-kV-Freileitungen und 20 nS/ km für Freileitungen der 380-kV-Ebene annehmen. Die Abkürzung S steht dabei für die im deutschen Sprachbereich gültige Einheit Siemens, wobei gilt: 1 S = 1 Ω -1 . Die Betriebsspannung einer Leitung ist im Betrachtungszeitraum relativ konstant und liegt in der Nähe der Nennspannung. Somit benötigt man zur Ermittlung der span‐ nungsabhängigen Verlustarbeit während eines Jahres nur die gesamte Betriebsdauer der Leitung, die unter Umständen 8.760 Stunden erreichen kann. Korona-Verluste machen sich erst in den höchsten Spannungsebenen bemerkbar und liegen je nach Witterung im Bereich weniger kW/ km. Bei Frost können sie allerdings wesentlich höhere Werte annehmen. Der durch die Betriebskapazität hervorgerufene Ladestrom ist bei Freileitungen sehr gering und kann hier hinsichtlich der durch ihn hervorgerufenen Verluste vernachlässigt werden. 6.3.3 Stromabhängige Verluste in Kabeln und gasisolierten Leitungen Bei Kabeln stellen die ohmschen Widerstände der Kabeladern und des Schirmmaterials die Quellen für die stromabhängigen Verluste dar. Diese lassen sich aber wesentlich geringer halten als diejenigen von Freileitungen. Beispiel In einem 110-kV-Kabel mit dem Querschnitt 300 mm² Cu sowie einer Länge von 30 km treten bei einem Strom von 588 A (112 MVA) und 90 °C Leitertemperatur beispielsweise ohmsche Verluste in Höhe von 2,39 MW auf. Das entspricht rund 2,1 % der übertragenen Scheinleistung. Der Skin-Effekt führt bei Wechselspannung zu einer geringfügigen Wider‐ standserhöhung bei den Leitern. Aus wirtschaftlichen Gründen besitzen Kabel mit Querschnitten über 1.000 mm² sogenannte Millikenleiter (Kapitel 5). Andererseits fällt der Skin-Effekt bei geringen Querschnitten bis 185 mm² vernachlässigbar gering aus, sodass in der Praxis für diesen Effekt nur der Querschnittsbereich von 185 mm² bis 1.000 mm² zu betrachten ist. Im metallischen Schirm treten durch Induktionswirkung zusätzliche Verluste auf. Einseitige Erdung oder Cross-Bonding der Schirme (Kapitel 5) bei beidseitiger Erdung tragen dazu bei, diese Zusatzverluste gering zu halten. In gasisolierten Leitungen gibt es vergleichbare Effekte. Wegen der großen Quer‐ schnitte und damit sehr kleinen Widerstandswerte von Leiter und Außenrohr fallen sie jedoch weit weniger ins Gewicht. Die Berechnung der Verlustarbeit bei Kabeln und GIL während des Betrachtungszeitraumes erfolgt nach den gleichen Beziehungen, wie sie für Freileitungen gelten. 6.3 Verluste 401 <?page no="405"?> (6.3) 6.3.4. Spannungsabhängige Verluste in Kabeln und gasisolierten Leitungen Die hohen Kabelkapazitäten bewirken, dass unabhängig von der Last ein Ladestrom fließt, der hohe Werte annehmen und bei entsprechender Länge die Leitung sogar vollständig auslasten kann. Im Normalbetrieb, also bei Übertragung einer gemischt ohmsch-induktiven Last, wirkt dieser Ladestrom eher etwas kompensierend und ver‐ ringert die zu übertragende Blindleistung geringfügig. Weiter treten im Dielektrikum Polarisationsvorgänge auf, die zu dessen Erwärmung führen. Auch die schwache Restleitfähigkeit der üblichen Isolierstoffe ruft Verluste hervor. Zur quantitativen Beschreibung wird hier der Verlustfaktor tan δ benutzt (Kapitel 5). Für den längenbezogenen Wert der Ableitung folgt damit G ′ = ω ⋅ C B′ ⋅ tanδ Darin bedeuten: G´ längenbezogener Leitwert S/ km ω Kreisfrequenz (2πf) s -1 C B ´ längenbezogene Betriebskapazität F/ km tan δ Verlustfaktor - Üblicherweise wird von den Herstellern für den Verlustfaktor tan δ ein maximaler (ungünstiger) Erfahrungswert von 0,001 angegeben. Der Ladestrom schränkt das Übertragungsverhalten eines Kabels stark ein und muss daher ab bestimmten Längen kompensiert werden. Dafür eignen sich Kompensations‐ spulen (Drosseln), die jeweils zwischen den drei Phasen und Erde liegen und entweder am Anfang der Leitung oder an ihrem Ende aufgestellt werden. Bei längeren Strecken und sehr hohen Spannungen sind ggf. auch mehrere Kompensationseinrichtungen (z. B. alle 20-30 km) erforderlich. Da in den Wicklungen dieser Drosseln ebenfalls ohmsche Verluste auftreten, muss diese Tatsache in die Verlustbilanz einer Kabelstrecke Eingang finden. Beispiel Man rechnet in der 110-kV-Ebene häufig mit ohmschen Verlusten je (dreiphasiger) Drossel in Höhe von etwa 0,15 % der zugehörigen Kompensationsblindleistung. Bei einer Drosselleistung von 50 Mvar sind dies 750 kW. Nach Herstellerangaben sind die spannungsabhängigen Verluste bei gasisolierten Rohrleitungen im Verhältnis zur übertragbaren Leistung vernachlässigbar gering. Dank der viel geringeren Kapazitätsbeläge wäre zudem die Aufstellung von Kompen‐ sationsdrosseln hier erst ab Längen von ca. 100-km erforderlich. Das Diagramm in Abb. 6.2 stellt die maximalen Übertragungsleistungen der Lei‐ tungstypen aus Tabelle 6.1 den stromabhängigen Verlusten für einen Kilometer 402 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="406"?> Leitungslänge gegenüber. Die laufende Nummerierung entspricht derjenigen in der Tabelle. Als Leitertemperatur wurde einheitlich ein Wert von 80 °C gewählt; für das Gleichstromkabel 70 °C. Die spannungsabhängen Verluste, die gemäß Gleichung 6.3 ermittelt werden können, liegen für die Beispiele aus der 110-kV-Ebene unter einem 1 kW pro km. Für die 380-kV-Beispiele betragen sie 3 bzw. 11 kW/ km und für die Rohrleitung 2,5 kW/ km. Wegen dieser geringen Beträge erscheinen sie nicht im Diagramm. 130 140 1790 1250 1650 2100 190 56 743 143 128 58 1 2 3 4 5 6 Maximale Leistung (blau, in MW) und zugehörige Verluste (rot , in kW) verschiedener Leitungsarten Abb. 6.2: Übertragbare Leistungen und dabei auftretende Verluste pro Kilometer Leitungslänge für die Beispiele aus Tabelle 6.1 (1 = Freileitung 110 kV, 2 = Kabel 110 kV, 3 = Freileitung 380 kV, 4 = Kabel 380 kV, 5 = GIL 380 kV und 6 = DC-Kabel 525-kV) 6.4 Elektrische und magnetische Felder Überall auf der Erde und in der Atmosphäre finden sich elektrische und magnetische Gleichfelder, die nicht durch technische Einrichtungen hervorgerufen werden. Die Werte für das natürliche elektrische Feld auf der Erde liegen bei Schönwetter grob zwischen 0,1 und 0,5 kV/ m. Für das magnetische Gleichfeld gelten Bereiche von 20 bis 60 µT. Auch technisch erzeugte Spannungen rufen elektrische Felder und die dazugehöri‐ gen Ströme magnetische Felder hervor. Bedingt durch den täglichen Umgang mit elektrischen Geräten ist heute jedermann praktisch ständig solchen netzfrequenten Feldern ausgesetzt. Bei Anlagen für Gleichstrom und niederfrequenten Wechselstrom (in Deutschland 50 Hz im öffentlichen Netz und 16,7 Hz in Bahnstromanlagen) sind sie 6.4 Elektrische und magnetische Felder 403 <?page no="407"?> getrennt voneinander zu betrachten, während man bei Systemen ab einigen tausend Hertz von elektromagnetischen Feldern spricht. Die Feldwerte in der Umgebung elektrischer Anlagen hängen stark von der Kon‐ struktion und bei Freileitungen insbesondere von der Mastkopfgeometrie und der Anordnung der Leiter ab [6.4, 6.5]. Die Leitungskompaktierung, d. h. die Reduktion der Leiterabstände, ist der beste Weg, um das elektrische und das magnetische Feld in Bodennähe zu reduzieren. Durch Vergrößerung des Bodenabstandes kann dieses Ziel ebenfalls erreicht werden. Allerdings erhöht eine Leitungskompaktierung die akustischen Emissionen und die Radiointerferenzen signifikant, da in diesem Fall das elektrische Feld an der Leiteroberfläche steigt. Diesem Umstand kann durch eine größere Anzahl von Teilleitern begegnet werden. So werden in der Regel bei 220-kV-Leitungen Zweierbündel und bei 380-kV-Leitungen Dreier- oder Viererbündel eingesetzt. In den 1970er-Jahren tauchte ein neues Thema auf, das die angeblichen negativen Auswirkungen im Nahbereich insbesondere von Hoch- und Höchstspannungsfrei‐ leitungen auf die menschliche Gesundheit betraf. 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 [6.6]. 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 [6.18, 6.19]. Alles begann mit einer Studie, die 1979 in Denver (Colorado) durchgeführt wurde [6.20]. Die Autoren suchten nach möglichen Umweltfaktoren innerhalb der Häuser, in denen sich Kinder 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 darauffolgenden Studien haben allerdings gezeigt, dass die Entstehung von Kinderleukämie nicht auf die von Hochspannungsleitungen erzeugten Magnetfelder zurückgeführt werden kann [6.21]. Da elektrische Felder durch Gebäudehüllen und geerdete Gegenstände geschwächt bzw. abgeschirmt werden, spielen sie in der Gesundheitsdiskussion eine untergeordnete Rolle. Um Risiken möglichst sicher auszuschließen, hat der Gesetzgeber in Deutschland zum Schutz vor möglichen 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‐ 404 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="408"?> werte von 5 kV/ m für die elektrische Feldstärke und 100 µT für die magnetische Flussdichte nicht überschritten werden“ [6.06]. Ergänzend wurde für Gleichstrom eine magnetische Flussdichte von maximal 500 µT festgelegt. Die Grenzwerte gelten also für allgemeine „Daueraufenthaltsbereiche“. Eine gesetzliche Regelung für Bereiche zum vorübergehenden Aufenthalt gibt es bisher nicht. Internationale Gremien wie die IRPA/ INIRC (International Commission on Non-Ionizing Radiation Protection) empfehlen für Bereiche in oder an Anlagen zur Stromversorgung mit niederfrequentem Wechselstrom, in denen sich 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 [6.7]. Strom I Spannung U magn. Flussdichte B elektr. Feldstärke E Abb. 6.3: Elektrische und magnetische Felder im Nahbereich eines stromdurchflossenen Leiters 6.4.1 Elektrische Felder Diese werden durch den Begriff der Feldstärke E beschrieben, die entweder zwischen Leitern unterschiedlichen Potenzials oder zwischen Leiter und Erde verlaufen (Abb. 6.3. blau dargestellt). Sie werden durch Spannungen hervorgerufen und sind daher auch vorhanden, wenn kein Strom fließt. Allerdings lassen sie sich mit einfachen Mitteln effektiv abschirmen. So enden z. B. die Feldlinien bei Geräten an den Metallgehäusen, bei Kabeln an den Kabelschirmen und bei gasisolierten Leitungen (GIL) an der äußeren Rohrwandung. Voraussetzung ist eine Erdung dieser Teile, was auch zugunsten der elektrischen Sicherheit erfolgt. Die Umgebung solcher Einrichtungen ist daher feldfrei. Im Bereich von Freileitungen (etwa in Erdbodennähe) hängt die elektrische Feld‐ stärke außer von der Spannungshöhe auch vom Bodenabstand der Leiterseile und der Anordnung der Phasen ab. Für die elektrische Feldstärke gilt (etwas vereinfacht) das folgende Abstandsgesetz: 6.4 Elektrische und magnetische Felder 405 <?page no="409"?> (6.4) E ∼ 1r Darin bedeuten: E Elektrische Feldstärke V/ m r Abstand zum System m Mastform und -höhe sowie die Anzahl der Drehstromsysteme bei Mehrfachleitungen bestimmen die elektrische Feldstärke am Erdboden. Der vorgegebene Grenzwert in Bodennähe lässt sich auch hier durch optimierte Phasenanordnung erreichen. Bei Mittel- und Hochspannungs-Freileitungen liegen die Feldstärken meist deutlich unter den Grenzwerten. Wegen seines geringen Körperwiderstandes verhält sich ein Mensch im elektrischen Feld ähnlich wie ein metallischer Leiter und verzerrt dessen Verlauf. Die Feldlinien, die etwa senkrecht auf den Körper auftreffen, werden im Körper um mehrere Größenord‐ nungen abgeschwächt. Sie bewirken Verschiebungsströme, deren Werte zu 14-15 µA pro-kV/ m bestimmt werden konnten [6.17]. Diese setzen sich im Körperinneren als sehr kleine Ströme fort. Allerdings werden die Felder durch Wände und Decken, Bäume usw. abgelenkt oder abgeschirmt, sodass sie ihre Wirkung nur sehr eingeschränkt und innerhalb von Räumen gar nicht entfalten können. Bei elektrischen Wechselfeldern treten im Wesentlichen nur Sekundäreffekte auf, die insbesondere unter Höchstspannungsfreileitungen durch Induktion in nicht geerdeten metallischen Gegenständen entstehen. Die so erzeugten Spannungen gegen Erde führen gelegentlich zu Entladungserscheinungen, 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 Höchstspannungsanlagen konsequent geerdet. Bei Gleichstrom-Freileitungen können sich Ladungsträger als Raumladungswolken um die Leiter herum ausbilden. Diese wirken verstärkend auf die Feldverteilung und können in Bodennähe wesentlich höhere Werte hervorrufen, als rechnerisch zu erwarten wäre. Bei Wind können Raumladungswolken abdriften und bewirken, dass die elektrische Feldstärke in Windrichtung seitlich von der Leitung erst in größerer Entfernung abnimmt. 6.4.2 Magnetische Felder Diese umschließen den stromführenden Leiter kreisförmig (Abb. 6.3, grün dargestellt) und werden mithilfe der magnetischen Flussdichte B beschrieben. Analog zu Gleichung 6.4 nimmt diese mit steigender Entfernung zum Leiter ab, sofern man das umgebende Medium Luft oder Erdreich betrachtet. Durch hochpermeable Metalle in der Nachbar‐ schaft stromführender Leiter lässt sich jedoch der Verlauf der Feldlinien beeinflussen. So ist eine wirksame Abschirmung im Gegensatz zu elektrischen Feldern möglich, 406 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="410"?> wenn auch nur mit großem Aufwand. Im Fall von Kabeln kann dies etwa 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. Der darin durch Induktionswirkung fließende Strom schwächt das Magnetfeld in der Umgebung des Kabels. Beide Maßnahmen sind sehr aufwändig [6.8]. Im Fall von Drehstrom handelt es sich beim resultierenden Magnetfeld einer Freileitung oder eines Kabels um die geometrische Summe von drei Einzelfeldern. Abb. 6.4 zeigt exemplarisch den Verlauf der magnetischen Flussdichte im Nahbereich einer Freileitung und eines Kabels der 380-kV-Ebene bei Höchstlast. Abb. 6.4: Verlauf der resultierenden magnetischen Flussdichte von Kabel und Freileitung in der 380-kV- Ebene bei maximaler Strombelastung in 1-m Höhe über dem Erdboden [6.6] Kabel können in der für Mensch und Tier relevanten Höhe von 1 bis 2 m prinzipiell größere Werte der magnetischen Flussdichte aufweisen, dafür klingt diese aber zur Seite hin rascher ab. Auch hier gilt das Abstandsgesetz gemäß der Beziehung 6.4 für den einzelnen Leiter, falls das umgebende Medium Luft oder Erdreich ist. Zusätzlich ist die resultierende Flussdichte vom gegenseitigen Abstand der drei Einzelleiter eines Systems abhängig. Verlegt man diese eng in Dreiecksanordnung, so wird in der Umgebung die Flussdichte näherungsweise zu Null, da sich die drei Leiterströme in Summe in jedem Augenblick aufheben. Werden mehrere Drehstromsysteme parallel zueinander geführt, so spielt auch deren Abstand eine Rolle im Hinblick auf die 6.4 Elektrische und magnetische Felder 407 <?page no="411"?> magnetischen Auswirkungen. Zu geringe Abstände können andererseits jedoch zu Problemen mit der Ableitung der Verlustwärme an die Umgebung führen. Die Leiter einer Freileitung müssen mit Rücksicht auf Ausschwingverhalten und Isoliereigenschaften der Luft einen viel größeren Mindestabstand zueinander und zur Erde aufweisen (Kapitel 4). Ein Mensch ist selbst an der Stelle des geringsten Abstandes der Leiter zum Boden (z. B. in Spannfeldmitte) weiter von diesen entfernt als im Falle von Erdkabeln. Bei gleich hoher Stromstärke fällt bei Erdkabeln - bedingt durch die geringen gegenseitigen Leiterabstände - die resultierende magnetische Flussdichte in ihrer Umgebung schneller ab. Insgesamt ergeben sich in Bezug auf die magnetischen Wirkungen im Nahbereich bei beiden Systemen somit ähnliche Verhältnisse. So können direkt unter einer 380-kV-Freileitung beim höchsten Betriebsstrom in Kopfhöhe Flussdichten bis etwa 50 µT auftreten. Bei Kabeln unter Volllast liegt dieser Wert höher, bleibt aber deutlich unter dem Grenzwert von 100 µT, wie Abb. 6.4 veranschaulicht. Für Gleichstromleitungen gilt mit 500 µT ohnehin ein deutlich höherer gesetzlicher Grenzwert für die magnetische Flussdichte. Messungen an ausgeführten Leitungen und Feldberechnungen für die verschiedensten Anordnungen und Betriebsfälle zeigen, dass auch hier ein beträchtlicher Abstand zu diesem Wert besteht. Im Gegensatz zu den elektrischen Wechselfeldern sind die nur bei Stromfluss vorhandenen wechselnden Magnetfelder in der Lage, etwas stärkere Wirkungen im menschlichen Körper hervorzurufen, da sie das Gewebe ungehindert durchdringen. Sie führen ebenso wie die elektrischen Felder dazu, dass im leitfähigen Gewebe geringe Ströme fließen. Oberhalb bestimmter Schwellenwerte lassen sich Auswirkungen auf Nerven und Muskeln oder Auftreten von Lichterscheinungen in der Netzhaut nach‐ weisen. Darunter treten neben geringfügiger Erwärmung des Gewebes möglicherweise auch biologische Effekte auf wie etwa die Beeinflussung der Signalübertragung im Nervensystem. Dies bedeutet aber nicht, dass damit eine Beeinträchtigung des Wohlbefindens einhergeht oder gesundheitliche Auswirkungen feststellbar wären. Bisher ist kein klarer wissenschaftlicher Nachweis darüber erbracht worden, dass ein ursächlicher Zusammenhang zwischen bestimmten Gesundheitsstörungen und elek‐ trischen oder magnetischen Feldern in der Umgebung von Leitungen zur Übertragung elektrischer Energie besteht. 6.5 Zuverlässigkeit und Lebensdauer Hoch- und Höchstspannungsnetze werden in der Regel nach dem (n-1)-Prinzip geplant und betrieben (Kapitel 1). Für detailliertere Betrachtungen - besonders zum Vergleich möglicher Varianten bei geplanten Erweiterungen - kommen auch spezielle Verfahren zur Zuverlässigkeitsberechnung in Frage. Diese basieren im Wesentlichen auf den folgenden zufallsbedingten (stochastischen) Größen der relevanten Betriebsmittel, bei denen eine Reparatur bzw. ein Austausch möglich ist: 408 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="412"?> (6.5) (6.6) (6.7) Mittlere fehlerfreie Betriebsdauer, engl. Mean Time To Failure (MTTF) sowie Mittlere Ausfalldauer, engl. Mean Time To Repair (MTTR). Ihre Summe ergibt die Mittlere Zeit zwischen zwei Fehlern, engl. Mean Time Between Failures (MTBF). Um eine hohe zeitliche Verfügbarkeit eines Betriebsmittels zu erreichen, muss seine Ausfalldauer viel kleiner sein als die mittlere fehlerfreie Betriebsdauer. Damit gilt annähernd: MT T F + MT T R ≈ MTBF Im deutschen Sprachbereich wird anstelle von MTBF die Abkürzung T B (Betriebsdauer) und für MTTR die Abkürzung T A (Ausfalldauer) benutzt. Die statistische Auswertung der Häufigkeit, mit der ein Betriebsmittel im Betrach‐ tungszeitraum - vorzugsweise ein Jahr - ausfällt, führt zur Ausfallrate λ Es gilt: λ = 1 T B Entsprechend wird die Instandsetzungsrate μ als der Kehrwert der mittleren statistisch bestimmten Ausfalldauer definiert, also μ = 1 T A Statistiken zeigen, dass Freileitungen höhere Ausfallraten als Kabel aufweisen, dafür aber ihre Instandsetzungsraten bedeutend kleiner sind. Dies ist leicht einzusehen, da Freileitungen schlechter gegen Witterungseinflüsse geschützt sind, andererseits aber Reparaturen an ihnen ohne größere Vorbereitungs‐ maßnahmen durchgeführt werden können. Beim Markov-Prozess, für den bestimmte vereinfachende Randbedingungen anzu‐ nehmen sind, werden alle möglichen Zustände und die damit verbundenen Übergangs‐ wahrscheinlichkeiten einer Komponente berücksichtigt. Zum Beispiel müssen sich die Vorgänge durch lineare Differenzialgleichungen beschreiben lassen. In diesem Modell werden nur die Zustände „Betrieb“ und „Ausfall“ zugelassen und nicht etwa ein Betrieb im Stand-by-Modus oder Betrieb mit verminderter Leistung. Zur Erläuterung des Markov-Prozesses wird zuerst die Versorgung einer Last über eine Einfachleitung betrachtet, wobei die Einspeisung als 100-% zuverlässig gelte. Das zugehörige Zustandsdiagramm gibt die Wahrscheinlichkeiten für die beiden möglichen Zustände samt Übergangsraten wieder. Die Bezeichnung P für „Wahrscheinlichkeit“ kommt vom englischen Wort Probability. Die Wahrscheinlichkeit dafür, eine Komponente (oder auch ein ganzes System) zu einem beliebigen Zeitpunkt in Betrieb (oder in betriebsbereitem Zustand) vorzufinden, wird in diesem Zusammenhang als Zuverlässigkeit bezeichnet. 6.5 Zuverlässigkeit und Lebensdauer 409 <?page no="413"?> (6.8) (6.9) Abb. 6.5: Zustandsdiagramm für eine einzelne Komponente Das Verfahren nach Markov liefert die Wahrscheinlichkeiten P 1 und P 2 für die beiden Zustände „Ein“ und „Aus“ gemäß den folgenden Gleichungen: - Ein: P 1 = μ μ + λ und: Aus P 2 = λ μ + λ Beispiel Nimmt man eine Ausfallrate von λ = 0,4 a -1 und eine Instandsetzungsrate von μ = 500 a -1 an, so folgt für den Aus-Zustand mit Gl. 6.9 eine Wahrscheinlichkeit von 0,0008, was einer Aus-Zeit von etwa 7 Stunden pro Jahr entspricht. Abb. 6.6: Zustandsdiagramm für zwei Komponenten K1 und K2 410 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="414"?> (6.10) Nun wird die Parallelschaltung zweier identischer Komponenten betrachtet, von denen jeweils eine allein die gestellte Aufgabe erfüllen kann. Hierbei interessiert die Wahrscheinlichkeit für den Zustand 4, bei welchem beide Komponenten K1 und K2 gleichzeitig ausgefallen sind. Das Verfahren nach Markov liefert hierzu die Wahrscheinlichkeit für den Zustand 4 (Beide „Aus“) mit folgender Gleichung: P 4 = λ μ + λ 2 Rechnet man mit denselben Übergangsraten wie im obigen Beispiel, so ergibt sich nach Gl. 6.10 für den Aus-Zustand eine Wahrscheinlichkeit von 6,4 ⋅ 10 -7 entsprechend einer Aus-Zeit von etwa 20 Sekunden pro Jahr. Nicht betrachtet wurde hierbei der sogenannte Common-Mode, also die Möglichkeit des gleichzeitigen Ausfalls beider Komponenten (im Fall von Freileitungen etwa durch Mastbruch). Hierfür müsste das Modell entsprechend erweitert werden. Die einschlägige Literatur liefert folgende Anhaltswerte z. B. für starr geerdete 110-kV-Freileitungen der Länge 1 km (die möglichen Erdungsarten werden im Ab‐ schnitt 6.7.5 beschrieben): Ausfallrate λ ≈ 0,008 a -1 bei einer mittleren Ausfalldauer von T A ≈ 3,2 h (entsprechend 0,000365 a). Aus letzterem Wert bestimmt sich die Instandsetzungsrate μ als Kehrwert von T A = 2.740 a -1 . Für ebenfalls starr geerdete Kabelnetze lauten die Werte je km: Ausfallrate λ-≈ 0,006 a -1 bei einer mittleren Ausfalldauer von T A ≈ 66 h (entsprechend 0,00753 a). Aus letzterem Wert bestimmt sich die Instandsetzungsrate μ als Kehrwert von T A = 133-a -1 . Die zu erwartende Lebensdauer einer Freileitung oder einer Kabelstrecke kann ebenfalls mithilfe von Statistiken abgeschätzt werden. Bei Freileitungen kann man mit einer Lebensdauer größer als 80 Jahre rechnen, zumal es problemlos möglich ist, Seile und Armaturen nach einer gewissen Zeit auszuwechseln. Entsprechend den Umgebungsbedingungen ist zudem eine turnusmäßige Nachbehandlung der Maste gegen Korrosion erforderlich. Im Gegensatz dazu liegen die Erfahrungswerte für die Lebensdauer von klassischen Öl- und Gasdruckkabeln in der Größenordnung 40 bis 50 Jahre. Hierbei spielt die Frage, ob und wie lange die thermische Grenzleistung überschritten wurde, eine wichtige Rolle. Dieselbe Lebensdauer wird auch für VPE-Kabel angesetzt, da es noch keine entsprechenden Langzeiterfahrungen für diesen Isolierstoff gibt. Die ersten gasisolierten Rohrleitungssysteme wurden in den 1970er-Jahren instal‐ liert. Sie bestehen aus geflanschten und geschraubten Einzelrohren, woraus sich Pro‐ bleme mit der Dichtigkeit ergeben können. Bei der sogenannten 2. Generation werden ab den 1990er-Jahren neben einer geänderten Zusammensetzung des Isoliergases vor Ort zusammengeschweißte Rohre verwendet. 6.5 Zuverlässigkeit und Lebensdauer 411 <?page no="415"?> Da bisher kein statistisches Material bekannt ist, nimmt man auch bei gasisolierten Rohrleitungssystemen eine zu erwartende Lebensdauer von 40 bis 50 Jahren an. 6.6 Zwischen- und Teilverkabelung Von Zwischenverkabelung spricht man, wenn z. B. aus Gründen des Landschaftsschut‐ zes oder in Siedlungsbereichen ein Teil einer Freileitungsstrecke durch ein Kabel ersetzt wird. 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 spürbar, da hierfür an ihren beiden Enden aufwändige Übergangsbauwerke erforderlich sind. Dabei sind mindestens Kabelendverschlüsse und Überspannungsableiter mithilfe einer zusätzlichen Traverse am jeweiligen Endmast anzubringen. Im Bereich der Höchstspannung ist eine kleine Übergabestation mit eigenem Portal und möglicherweise auch Schalt- und Kompensa‐ tionseinrichtungen erforderlich (Kapitel 2). Beim Übergang Freileitung - Kabel ist ein besonderes Phänomen zu beachten: Da sich die Wellenwiderstände (Abschnitt 6.7.1) der beiden Medien beträchtlich voneinan‐ der unterscheiden, werden bei Blitzschlägen in die Freileitung oder bei Schalthandlun‐ gen im Netz entstehende Wanderwellen an den Kabelübergangsanlagen gebrochen und reflektiert. Hierbei können gefährlich hohe Spannungsspitzen auftreten. Zum Schutz der Kabelstrecken werden Überspannungsableiter eingesetzt. Allerdings kann die Teilverkabelung auch positive Auswirkungen haben, indem die Transformatoren in den Umspannanlagen durch kurze Kabelstrecken am Ende einer Freileitung gegen einlaufende Wanderwellen geschützt werden. Abb. 6.7: Wanderwellen schematisch, oben: Zwischenverkabelung, unten: Teilverkabelung Eine sprunghafte Spannungsänderung mit steiler Flanke (Blitzschlag) pflanzt sich auf einer Freileitung in Form zweier in entgegengesetzter Richtung laufender Wellen annähernd mit Lichtgeschwindigkeit fort. Beim Auftreffen auf ein Kabel wird ein Teil der Welle gebrochen und ein anderer Teil reflektiert. 412 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="416"?> (6.11) (6.12) Mit u = Höhe der Überspannung (Spitzenwert), Z 1 = Wellenwiderstand der Freilei‐ tung Z 2 = Wellenwiderstand des Kabels, Z 3 = Wellenwiderstand des Transformators sowie den Indizes v für vorwärts und r für rückwärts sowie den Abkürzungen b für Brechungsfaktor und r für Reflexionsfaktor folgt: u 2v = 2 ⋅ Z 2 Z 1 + Z 2 ⋅ u 1v = b ⋅ u 1v u 1r = Z 2 − Z 1 Z 1 + Z 2 ⋅ u 1v = r ⋅ u 1v Beispiel Für Z 1 = 250 Ω (Freileitung) und Z 2 = 50 Ω (Kabel) folgen mit obigen Gleichungen die Faktoren b = 0,33 und r = -0,66. Eine Spannungswelle läuft also mit einem Drittel ihres ursprünglichen Wertes in das Kabel hinein. Zwei Drittel der Spannungswelle werden dabei in die Freileitung mit negativem Vorzeichen reflektiert. Nimmt man für u 1v einen Wert von 1.000 kV an, so wird die Spannungswelle im Kabel auf 333 kV reduziert. Im hier interessierenden Fall einer Teilverkabelung erfolgen am Ende des Kabels wieder Brechung und Reflexion mit dem Zahlenwert u 2r = 222 kV. Das Wellenspiel auf dem Kabel wird sich mehrfach wiederholen, wobei sich vor- und rücklaufende Wellen zu gefährlich hohen Werten aufschaukeln können, bis es zum Durchschlag kommt. Kabel sind durch Blitzschläge in eine mit ihnen verbundene Freileitung indirekt hoch gefährdet. Die Gefahr von Blitzeinschlägen in die Freileitung nahe zum Kabelübergang sollte daher vermieden werden. Am besten geschieht dies durch die Verlegung von zwei Erdseilen auf den ersten ein bis zwei Spannfeldern vor und hinter der Kabelstrecke zusätzlich zu den Überspannungsableitern, die an den jeweiligen Übergängen anzu‐ bringen sind. Bei einer Teilverkabelung (Abb. 6.6 unten, vor Einführung in eine Station) erfolgt wegen des vergleichsweise hohen Wellenwiderstand des Transformators (Z 3 >> Z 2 ) beinahe eine Totalreflexion und damit ein Schutz des Trafos auf Kosten der Kabeliso‐ lation. 6.7 Leitungen im Netzbetrieb Die bei Wechselstrom in Netzen auftretenden Spannungen und Ströme weisen unter‐ schiedliche Phasenwinkel auf. Entsprechend ergeben sich daraus neben den Wirkleis‐ tungsauch Blindleistungsflüsse. Es hat sich eingebürgert, diese Problematik mithilfe der komplexen Rechnung zu lösen. 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 413 <?page no="417"?> (6.13) (6.14) (6.15) 6.7.1 Berechnung unterschiedlicher Lastfälle Die folgenden Überlegungen beschränken sich im Wesentlichen auf den eingeschwun‐ genen Betrieb einer homogenen Drehstromleitung bei gleich großer Belastung der drei Phasen. Dadurch wird für die weiteren Betrachtungen kein vierter Leiter benötigt; lediglich bei einphasigen Ersatzschaltbildern muss ein (widerstandsloser) Rückleiter eingeführt werden. Eine Leitung der Länge l wird durch vier primäre Kenngrößen beschrieben: Längs‐ widerstand R = R‘⋅ l, Querleitwert (Ableitung) G = G‘⋅ l, Induktivität L = L‘⋅ l und Betriebskapazität C B = C B ‘⋅ l. Die gestrichenen Größen stellen spezifische Werte dar und werden von den Herstellern meist je Kilometer angegeben (der Begriff „Betriebskapazität“ samt seiner Definition wird im nachfolgenden Kapitel erläutert). Aus den obigen primären Kenngrößen lassen sich drei sekundäre Kennwerte ableiten, die die weiter unten folgenden Leitungsgleichungen übersichtlicher gestalten: Der Wellenwiderstand Z w beschreibt das (konstante) Verhältnis von Spannung und Strom für jeden Punkt der Leitung. Es gilt: Z w = R′ + jωL′ G′ + jωC B ′ Dabei ist die Kreisfrequenz ω = 2 π f und f die technische Frequenz. Der Ausbreitungskoeffizient γ ist definiert als γ = R′ + jωL′ ⋅ G′ + jωC B ′ Eine weitere nützliche Größe ist die natürliche Leistung S nat = U N 2 Z w * (* bezeichnet den konjugiert komplexen Wert von Z w ) Die natürliche Leistung kommt dann zustande, wenn eine Leitung mit ihrem Ende mit einer Last in Höhe des Wellenwiderstandes betrieben wird. Auf ihre Bedeutung wird später näher eingegangen. Ausgehend von einem Leitungsstück der infinitesimalen Länge dx mit den angege‐ benen primären Kenngrößen gelangt man zur folgenden Darstellung: 414 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="418"?> (6.16) (6.17) (6.18) (6.19) (6.20) Abb. 6.8: Modell eines infinitesimal kurzen Stücks einer Drehstromleitung (einphasige Darstellung) Hierbei gelten folgende Differenzialgleichungen: dU = I ⋅ R′dx + jωL′dx dI = U ⋅ G′dx + jωC B ′dx Bei Netzberechnungen interessieren meistens die Strom- und Spannungsverhältnisse an einem Leitungsende, während die entsprechenden Werte am jeweils anderen Ende vorgegeben sind. Bezieht sich Index 1 auf den Leitungsanfang und Index 2 auf das Leitungsende, so lauten die zugehörigen Lösungen der obigen Gleichungen nach nochmaliger Ableitung für gegebene Spannungs- und Stromwerte am Leitungsende: U 1 = cosℎ (γ ⋅ l ⋅ U 2 + Z w ⋅ sinℎ (γ ⋅ l ⋅ I 2 I 1 = 1 Z w ⋅ sinℎ (γ ⋅ l ⋅ U 2 + cosℎ γ ⋅ l ⋅ I 2 Diese beiden Ausdrücke stellen die Leitungsgleichungen in jener Form dar, die die Grundlage für Lastfluss- und Kurzschlussberechnungen in Energieversorgungsnetzen bilden. In Matrizenform geschrieben lauten die Leitungsgleichungen: U 1 I 1 = A C B D · U 2 I 2 wobei gilt: A = D = cosh (γ · l), B = Z w ⋅-sinh (γ · l) und C = 1/ Z w ⋅-sinh (γ · l). Beispiel Hier kommen die Leitungsgleichungen zur Anwendung, und die Größenordnung von Ausbreitungskoeffizient und Wellenwiderstand werden verdeutlicht. 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 415 <?page no="419"?> (6.21) Gegeben sei eine Freileitung 110 kV der Länge 40 km mit den folgenden spezifischen Werten: R‘ = 126 mΩ/ km; G‘ = 40 nS/ km; L‘ = 1,24 mH/ km und C B ‘ = 8,9 nF/ km. Sie weist am Ende die Nennspannung 110 kV auf bei einer gemischt ohmsch-induktiven Last von 85 MW und 36 Mvar. Dies entspricht einem Strom I 2 von (0,446 - j 0,189) kA. Wie groß müssen dazu Spannung und Strom am Leitungsanfang sein? Man ermittelt zuerst den Ausbreitungskoeffizienten und den Wellenwiderstand gemäß den obigen Bestimmungsgleichungen zu γ = (0,000174 + j 0,001056) km -1 sowie Z w = (377,994---j 59,610) Ω. Weiter ist cosh (γ · l) = (0,999133 + j 0,000294) und sinh (γ · l) = (0,006963 + j 0,042217). Da die Berechnung einphasig erfolgt, ist für U 2 der Wert 110 kV / √3 = 63,508 kV mit dem Imaginärteil 0 anzusetzen. Für die gesuchte Spannung am Leitungsanfang folgt mit Gl. 6.18 ein Wert von U 1Υ = (68,687 + j 5,978) kV, was einer Außenleiterspannung von 119,42 kV mit einem Phasenwinkel von 5° entspricht. Für den Strom am Leitungsanfang folgt mit Gleichung 6.19 der Wert (0,446 - j 0,182) kA, d. h. ein Betrag von rund 0,48 kA und ein Phasenwinkel von 22°. Die Darstellung von Gleichungen in Matrizenform erlaubt eine einfache Vertau‐ schung von gegebenen und gesuchten Größen und ist bei der hier betrachteten 2 x 2---Matrix mithilfe der Inversen leicht anzugeben: U 2 I 2 = E F G H · U 1 I 1 Für die Elemente der Inversen gilt hier: E = H = cosh (γ · l), F = -Z w -⋅-sinh (γ · l) und G = -1/ Z w -⋅-sinh γ · l). Hierzu das vorige Beispiel mit vertauschten Rollen, d. h. jetzt sind die Werte am Leitungsanfang gegeben und diejenigen am Ende gesucht. Mit der Spannung U 1Υ = (68,687 + j 5,978) kV und dem Strom I 1 = (0,446 - j 0,182) kA folgt mit letzterer Form der Leitungsgleichungen: U 2Υ = (63,501---j 0,002)-kV und damit U 2 = 109,99-kV, < 0° sowie I 2 = (0,446 - j 0,189) kA. Dies entspricht genau den Vorgaben des zuerst vorgestellten Beispiels. Für gegebene Spannungs- und Stromwerte am Leitungsanfang lassen sich allerdings keine Berechnungen bezüglich geforderter Leistungen am Leitungsende durchführen, da dort sowohl Spannung als auch Strom und folglich auch die Verluste zunächst unbekannt sind. Die Eingangsgrößen müssten damit so lange variiert werden, bis die gewünschte Leistung am Leitungsende erreicht wird. Weiter unten wird gezeigt, wie sich Leitungs‐ berechnungen dieser Art anschaulicher durchführen lassen. Dabei wird unter anderem auf den Fall der belasteten 110-kV-Leitung zurückgegriffen. Für die einphasige Ersatzschaltung einer Drehstromleitung wurde der Begriff der Betriebskapazität C B eingeführt. Diese berücksichtigt, dass die Leiter-Leiter-Kapazitä‐ ten C L und die Leiter-Erd-Kapazitäten C E an unterschiedlich hohen Spannungen liegen. 416 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="420"?> (6.22) Die Bestimmungsgleichung für C B folgt nach einer Dreieck-Stern-Umwandlung der Leiter-Leiter-Kapazitäten zu C B = C E + 3 ⋅ C L Freileitungen besitzen stets Kapazitäten zwischen den einzelnen Leitern als auch zur Erde bzw. dem Erdseil. Bei Kabeln hingegen können Kapazitäten zwischen Leitern nur auftreten, wenn deren Adern nicht einzeln geschirmt und geerdet sind. Bei einadrigen Kabeln (in der Regel ab 110-kV) gilt also C B = C E . Die Leitungsgleichungen beschreiben das Verhalten eines passiven Vierpols, wobei man aus praktischen Gründen nicht mehr das weiter oben gezeigte T-Ersatzschaltbild verwendet. Besser eignet sich eine symmetrische π-Ersatzschaltung, bei welcher die Werte im Querzweig halbiert und gleichmäßig auf Anfang und Ende verlegt werden. Dadurch wird ein (unrealistischer) Knoten in Leitungsmitte vermieden. Die in den Leitungsgleichungen vorkommenden Hyperbelfunktionen können als Taylor-Reihen entwickelt werden, welche bei kleinen Argumenten nach dem ersten Glied ohne spürbaren Genauigkeitsverlust abgebrochen werden dürfen. Da die Aus‐ breitungskonstante γ sehr kleine Beträge aufweist und die in Europa vorkommenden Leitungslängen l meist weit unter 500 km liegen, sind diese Voraussetzungen für das Argument γ·l hinreichend erfüllt, wie z. B. in [6.9] ausführlich dargelegt wird. Unter diesen Voraussetzungen folgt das π-Ersatzschaltbild einer „elektrisch kurzen“ Leitung zu: Abb. 6.9: Elektrisch kurze Leitung, Darstellung als π-Glied 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, wenn also R << ω L und G << ω C B gilt. Man spricht in diesem Fall von einer verlustarmen Leitung. Für grundlegende und nur qualitative Betrachtungen darf man das Modell noch weiter vereinfachen, indem R und G zu Null gesetzt werden. Es handelt sich dann um eine verlustlose Leitung. (Bei Betrachtungen zu Übertragungsverlusten muss aber mindestens der Leitungswiderstand in die Berechnungen mit aufgenommen werden.) 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 417 <?page no="421"?> (6.23) (6.24) Wellenwiderstand und natürliche Leistung werden unter den obigen Voraussetzun‐ gen zu reellen Größen gemäß den Gleichungen - Z w = L′ C B ′ und P nat = U N 2 Z w Abb. 6.10: Verlustlose elektrisch kurze Leitung, Darstellung als π-Glied Im Folgenden werden nun die wichtigen Betriebszustände Leerlauf, Anpassung und Kurzschluss betrachtet. Um deren charakteristischen Merkmale herauszuarbeiten, genügt es, dafür die verlustlose Leitung in Abb.-6.10 zugrunde zu legen. Wie in der Energietechnik üblich und sinnvoll, wird von vorgegebenen Werten für Spannung und Strom am Leitungsende ausgegangen und mithilfe der Kirchhoffschen Maschen- und Knotenregel derjenige Spannungs- und Stromwert bestimmt, der am Leitungsanfang dazu erforderlich ist. Zum besseren Verständnis werden die Ergebnisse jeweils auch mit kombinierten Spannungs-Strom-Zeigerdiagrammen dargestellt. Als Bezugszeiger wird dabei der Spannungszeiger am Leitungsende definiert und in die positive reelle (hier senkrecht gezeichnete) Achse der Gaußschen Zahlenebene gelegt. U 1 und U 2 bezeichnen dabei Spannungen gegen Erde. Der Phasenwinkel φ zählt positiv auf dem kürzesten Wege vom Strom zur Spannung. Induktive Lasten haben damit im hier verwendeten Verbraucherzählpfeilsystem positive Phasenwinkel und kapazitive Lasten negative. Die Zeigerdiagramme sind qualitativ (also nicht maßstäblich) und geben die Effektivwerte von (einphasigen) Spannungen und den Strömen wieder. Für die folgenden Überlegungen denkt man sich die Leitung mit einem veränder‐ baren ohmschen Widerstand abgeschlossen, der beliebige Werte zwischen Null und Unendlich annehmen kann. 418 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="422"?> Abb. 6.12: Strom- und Spannungszeigerdiagramm für eine leerlaufende, verlustlose Leitung Abb. 6.11: Schaltung zur Untersuchung unterschiedlicher Betriebsfälle einer verlustlosen Drehstromleitung Im Falle des Leerlaufs ist der Lastwiderstand als unendlich groß anzunehmen. Der Laststrom I 2 ist folglich gleich Null, und es fließt lediglich ein Strom I 20 = U 2 · (-j ω C B / 2) durch die anteilige Betriebskapazität am Leitungsende. Für den Längsstrom I 12 durch die Leitung gilt dann I 12 = I 20 . Der Längsstrom bewirkt einen Spannungsfall U 12 = I 12 · j ω L an der Leitungsinduktivität entgegengesetzt zu U 2 . Addiert man zu I 12 noch den Quer‐ strom I 10 = U 1 · (-j ω C B / 2), so erhält man schließlich den Strom I 1 am Leitungsan‐ fang. Das Zeigerdiagramm gibt die Ver‐ hältnisse anschaulich wieder. Im Leerlauf ist die Spannung am Lei‐ tungsende größer als am Leitungsanfang. Dieses Phänomen wird als Ferranti-Effekt bezeichnet. Es ist bei Kabeln wegen der hohen Kapazitätswerte besonders ausge‐ prägt und kann zu gefährlichen Spannun‐ gen führen, die vom Netzschutz erkannt werden müssen. Zudem erzeugt die Lei‐ tung hierbei Blindleistung, die vom Netz aufgenommen werden muss. Die Leitungskapazität liegt im Quer‐ zweig. Die durch sie erzeugte Blindleis‐ tung hängt also nur von der angelegten 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 419 <?page no="423"?> U 2 j X I 12 U 1 I 1 I 20 I 2 I 10 I 12 Abb. 6.13: Verlustlose Leitung mit rein ohmscher Last Abb. 6.14: Strom- und Spannungs‐ zeigerdiagramm für eine verlust‐ lose Leitung bei Anpassung Spannung ab. Im Gegensatz dazu verbraucht die im Längszweig liegende Leitungsin‐ duktivität nur vernachlässigbar wenig Blindleistung, da ja im Leerlauf kein Laststrom fließt. Verringert man im Gedankenversuch den Lastwider‐ stand, so vergrößert sich der Strom über die Leitung und die Blindleistungsbilanz verändert sich. In Summe ver‐ kleinert sich die (kapazitive) Blindleistung der Leitung, da jetzt die Leitungsinduktivität mehr und mehr Blindleis‐ tung aufnimmt. Mit zunehmender Belastung muss die Spannung am Einspeisepunkt gesteigert werden, um den Spannungsfall längs der Leitung auszugleichen. Bei einem bestimmten Widerstandswert der Last heben sich die beiden Blindleistungsarten auf, und die Leitung nimmt nur noch die Wirkleistung auf, die sie an den Lastwiderstand abgibt. (Zur Erinnerung: Es handelt sich um eine verlustlose, also ideale Leitung.) Dieser wichtige Sonderfall wird als Anpassung bezeichnet. Der Lastwiderstand ist dabei genau so groß wie der Wellen‐ widerstand der Leitung, und die zugehörige Leistung wird als natürliche Leistung bezeichnet. Es ist jedoch anzumerken, dass wegen des extrem ho‐ hen Stromes der Zustand „Anpassung“ bei Kabeln unrea‐ listisch ist, da er nur mithilfe von Zwangskühlung er‐ reicht werden kann. Bei Freileitungen hingegen ist sowohl „unternatürlicher“ als auch „übernatürlicher“ Betrieb möglich, je nach Höhe der zu versorgenden Last. Es ist dabei lediglich der thermische Grenzstrom einzuhalten. Der Vollständigkeit halber werden im Zeigerdia‐ gramm in Abb. 6.14 die Strom- und Spannungsverhält‐ nisse für den Fall der Anpassung wiedergegeben: Verkleinert man schließlich den Lastwiderstand bis auf den Wert Null, so liegt ein Kurzschluss vor, bei wel‐ chem die Leitung durch den hohen Längsstrom prak‐ tisch nur noch Blindleistung aufnimmt und der kapa‐ zitive Anteil vernachlässigt werden kann. Bedingt durch diesen hohen Fehlerstrom muss sie vom Netz‐ schutz im Bereich von Millisekunden abgeschaltet wer‐ den, um größere Schäden zu vermeiden. Führt man die oben beschriebenen Berechnungen unter Berücksichtigung des Leitungswiderstandes durch, so weichen deren Beträge nur geringfügig von denen mit den vereinfachenden Annahmen ab. 420 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="424"?> Abb. 6.15: Verlustbehaftete Leitung mit ohmschinduktiver Last 6.7.2 Beispiele unterschiedlicher Lastfälle Anhand einiger konkreter Beispiele soll im Folgenden das Verhalten von Freileitungen, Kabeln und gasisolierten Rohrleitungen in verschiedenen Ebenen der Hoch- und Höchstspannung bei unterschiedlichen Lastsituationen näher betrachtet werden. Es wird dabei von praxisrelevanten Fällen ausgegangen, bei denen am Leitungsende eine bestimmte Last (üblicherweise bei Nennspannung) vorgegeben ist. Berechnet werden die erforderlichen Spannungen und Ströme am Leitungsanfang sowie die einzuspeisenden Wirk- und Blindleistungen nebst den Leitungsverlusten. Zur besseren Unterscheidung werden bei den Spannungen einphasige Werte mit dem Index „Y“ versehen. Bei den Strömen ist diese Unterscheidung nicht erforderlich, da stets Sternschaltungen der Lasten vorausgesetzt werden. Sämtliche Beispiele werden mit der in Europa vorkommenden Frequenz f = 50 Hz gerechnet. Beispiel 1 (Dieses Beispiel wurde bereits als Anwendungsfall für die Leitungsgleichungen be‐ handelt.) Eine 110-kV-Freileitung (243-Al1 / 39 St1A) besitzt die Länge 40 km. Ihre elektrischen Daten lauten: R‘ = 0,126 Ω/ km bei Betriebstemperatur, L‘ = 1,24 mH/ km und C B ‘ = 8,9 nF/ km. Die gemischt ohmsch-induktive Last am Leitungsende besteht aus einer Wirkleistung von 85 MW und einer Blindleistung von 36 Mvar induktiv, wobei die Nennspannung 110 kV anliegt. Wie groß sind Spannung und Strom nebst Wirk- und Blindleistung am Leitungsanfang sowie die Übertragungsverluste? Lösung Wie bei allen folgenden Beispielen wird hier mit einphasigen Werten gerechnet. Die resultierenden Wirk- und Blindleis‐ tungen sowie Verluste werden jedoch für das dreiphasige System angegeben. Man beginnt mit dem Laststrom I 2 * = S 2 / (√3 · U 2Υ ) = (0,446 + j 0,189) kA und I 2 = (0,446 - j 0,189) kA. Der Quer‐ strom am Leitungsende durch die halbe Betriebskapazität beträgt I 20 = U 2Υ ⋅ j ωC B / 2 = j 0,004 kA. Damit wird der Längsstrom durch die Leitung zu I 12 = I 2 + I 20 = (0,446 - j 0,185) kA und der Längsspannungsfall zu U 12 = (R + j X) ⋅ I 12 = (5,138 + j 6,017) kV. Somit folgt für die Spannung am Leitungsanfang: U 1Υ = U 2Υ + U 12 = (68,646 + j 6,017) kV, und für die Außenlei‐ terspannung gilt: U 1 = 119 kV, < 5°. Weiter wird noch der Querstrom am Leitungs‐ anfang durch die halbe Betriebskapazität 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 421 <?page no="425"?> benötigt. Er beträgt I 10 = U 1Υ ⋅ j ωC B / 2 = j 0,003 kA. Somit ergibt sich der Strom am Leitungsanfang zu I 1 = I 12 + I 10 = (0,446---j 0,182) kA = 0,481 kA, < -22°. Daraus folgen für die in die Leitung fließende Wirk- und Blindleistung die Werte P 1 = 88,53 MW bzw. Q 1 = 45,44 Mvar. Die Scheinleistung S 1 liegt mit 99,5 MVA unter der thermischen Grenzleistung S th von 125 MW für diesen Seiltyp. Die Übertragungs‐ verluste bestimmt man am einfachsten aus der Differenz von P 1 und P 2 zu 3,53 MW. Beispiel 2 Es erfolgt zum Vergleich die Berechnung für ein VPE-isoliertes 110-kV-Kabel 300 mm² Cu, ebenfalls für die Länge 40 km. Seine Daten sind: R‘ = 0,06 Ω/ km bei 20 °C, L‘ = 0,61 mH/ km, C B ‘ = 0,144 µF/ km, Last sowie geforderte Spannung am Leitungsende sind gleich wie bei Beispiel 1 (110 kV, 85 MW, 36 Mvar induktiv). Gesucht sind Spannung, Strom und Leistung am Leitungsanfang nebst den Verlusten, wenn die Kabeltemperatur mit 70-°C anzunehmen ist. Lösung Der spezifische Wert des Wirkwiderstandes wird auf 70 °C umgerechnet zu R’ 70 = R’ 20 -⋅ 1,20 = 0,072 Ω/ km. Die Zwischenergebnisse analog zum vorigen Beispiel lauten damit: I 20 = U 2Υ ⋅ j ωC B / 2 = j 0,058 kA, I 12 = (0,446 - j 0,132) kA und U 12 = (2,293 + j 3,041) kV und somit schließlich U 1 = 114,1 kV, < 2,6°. I 10 hat den Wert (-0,003 + j 0,060) kA und I 1 beträgt 0,449 kA, < -9,2°. Die Leistungswerte am Leitungsanfang betragen P 1 = 86,87 MW sowie Q 1 = 18,25 Mvar. Das Beispiel zeigt, dass das Kabel einen wesentlichen Beitrag zum Blindleis‐ tungsbedarf der Last leistet. Die Übertragungsverluste liegen bei 1,87 MW. Wie zu erwarten, sind diese Verluste wegen des Leitermaterials und des höheren Querschnitts ungefähr nur halb so hoch wie bei der vergleichbaren Freileitung. Die mögliche EVU- Last von 110 MVA wird nicht überschritten. Beispiel 3 Parallel zu einer Freileitung in der 110-kV-Ebene wird ein 110-kV-Kabel verlegt. Beide sind jeweils 40 km lang. Kennwerte der Freileitung: R‘ = 0,126 Ω/ km, L‘ = 1,24 mH/ km und C B ‘ = 8,9 nF/ km, thermische Grenzleistung 125 MVA. Kennwerte des Kabels: R‘ = 0,08 Ω/ km, L‘ = 0,61 mH/ km und C B ‘ = 0,144 µF/ km, thermische Grenzleistung bei EVU- Last 110 MVA. Sie versorgen gemeinsam eine Last von 180 MW und 100 Mvar induktiv, wobei dort die Nennspannung herrschen soll. Zu bestimmen sind die erforderliche Spannung am Anfang der Strecke sowie die übertragenen Lastanteile, getrennt für die beiden Systeme. Lösung Für den Laststrom gilt: I 2 = S 2* / (U 2 ·√3) mit U 2 = 110-kV, somit S 2 = (180 + j 100) MVA und I 2 = (0,9448 - j 0,5249) kA. Die parallel liegenden Leitungen werden zunächst zu einer Ersatzleitung mit den folgenden Kennwerten zusammengefasst: R = 1,9573 Ω, X = 5,1353 Ω und C B = 6,116 µF. Die weitere Berechnung erfolgt analog zu den vorigen Beispielen. 422 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="426"?> Der Querstrom am Ende der Ersatzleitung ergibt sich zu I 20 = U 2Υ ⋅ j ωC B / 2 = j 60,1 A und der Strom I 12 = I 2 + I 20 zu (0,9448 - j 0,4639) kA. Daraus folgt für die Spannung am Leitungsanfang U 1 = 117,53-kV, < 3,33°. Nun muss noch der Querstrom am Anfang der Ersatzleitung zu I 10 = U 1Υ ⋅ j ωC B / 2 bestimmt werden. Er beträgt I 10 = (-3,73 + j 65,1) A. Der Strom durch die Ersatzleitung ist gemäß der bekannten Stromteiler-Formel auf Kabel und Freileitung aufzuteilen. Dazu werden die beiden Impedanzen Z K = (R K + j X K ) = (3,2 + j 7,6613) Ω und analog Z F = (5,04 + j 15,57) Ω benötigt. Damit beträgt der Strom durch das Kabel I 12K = Z F ⋅ (Z K + Z F ) ⋅ I 12 = (0,6302 - j 0,229) kA und entsprechend der Strom durch die Freileitung I 12F = (0,309 - j 0,170) kA. Gemäß den unterschiedlichen Kapazitäten ergeben sich die Querströme I 10 und I 20 am Anfang der Strecke. Für das Kabel folgt I 10K =-(--3,57-+-j-61,26)-A und I 20K = j 57,5 A, und die Werte für die Freileitung lauten I 10F = (- 0,22 + j 3,79) A bzw. I 20F = j-3,6-A. Ergänzt man die Teilströme um diese Anteile, so folgt für das Kabel ein Strom am Anfang in Höhe von I 1 = 0,672 kA, < - 19,9° und für die Freileitung ein Wert von I 1 = 0,352 kA, <---28,78°. Das Kabel nimmt eine Wirkleistung von 125,5 MW und eine Blindleistung von 54,1 Mvar oder eine Scheinleistung von 136,7 MVA auf. Für die Freileitung lauten die entsprechenden Werte 60,8 MW und 38,1 Mvar bzw. 71,8 MVA. Die Gesamtverluste betragen 6,3 MW. Hier zeigt sich der Nachteil eines Kabels, welches parallel mit einer Freileitung betrieben wird: Während Ersteres bereits überlastet ist, wird die Freileitung nur mit rund 60-% ihrer thermischen Grenzleistung betrieben. Beispiel 4 Das Verhalten einer 380-kV-Freileitung der Länge 240 km ist für die folgenden Belastungssituationen zu untersuchen: Leerlauf - unternatürlich belastet - natürliche Leistung - übernatürlich belastet - hohe gemischt ohmsch-induktive Last - Einfluss einer Parallelkompensation durch Kondensatoren. In allen Fällen wird am Leitungs‐ ende eine Spannung von 380-kV gefordert. Leitungsdaten: 4 x 264-AL1/ 34-ST1A mit R‘ = 27,3 mΩ/ km, L‘ = 0,81 mH/ km, C B ‘ = 14,2 nF/ km, S th = 1.790 MVA. Lösung Mit den vereinfachten Gleichungen für Wellenwiderstand und natürliche Leistung folgen die weiteren Kenngrößen zu Z w = 239 Ω und P nat = 604 MW. Fall 1: P 2 und Q 2 = 0 (Leerlauf): Hier muss zunächst nur der Ladestrom durch C B / 2 am Leitungsende und der von ihm hervorgerufene Spannungsfall längs der Leitung berücksichtigt werden. Die Werte lauten I 20 = j 0,117 kA = I 12 und U 12 = (-7,16 + j 0,77) kV. Damit folgen die Spannung U 1 = 367,6 kV, < 0,21° sowie der Strom I 1 = 0,23 kA, < 90°, worin der Ladestrom durch C B / 2 am Leitungsanfang mit I 10 = j 0,114 kA enthalten ist. Die Wirkleistung P 1 beträgt 0,27 MW. 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 423 <?page no="427"?> Hier wird der Ferranti-Effekt sichtbar, welcher bei dieser Leitungslänge einen Span‐ nungsanstieg von 3,4-% gegenüber dem Leitungsanfang bewirkt. Fall 2: P 2 = 500 MW, Q 2 = 0: Mit den üblichen Rechenschritten (vgl. etwa Beispiel 1) ergeben sich die Werte U 1 = 385 kV, I 1 = 0,77 kA, P 1 = 512 MW, Q 1 = - 49 Mvar (unternatürlich). Die Verlustleistung P v beträgt 14 MW. Fall 3: P 2 = 604 MW (natürliche Leistung), Q 2 = 0: Es ergeben sich die Werte U 1 = 391 kV, I 1 = 0,92 kA, P 1 = 621 MW, Q 1 = - 2,4 Mvar sowie P v = 17 MW (angepasst, wegen des nicht vernachlässigten Leitungswiderstandes ist Q 2 nicht exakt gleich Null). Fall 4: P 2 = 800 MW, Q 2 = 0: Es ergeben sich die Werte U 1 = 403 kV, I 1 = 1,2 kA, P 1 = 829 MW, Q 1 = 109 Mvar, P v -=-29-MW (übernatürlich). Fall 5: P 2 = 800 MW, Q 2 = 350 Mvar: Es ergeben sich die Werte U 1 = 455 kV(! ), I 1 = 1,2 kA, P 1 = 832 MW, Q 1 = 464 Mvar, P v = 32 MW (übernatürlich, aber die notwendige Spannung am Leitungsanfang ist unrealistisch hoch, während die eingespeiste Scheinleistung mit 953 MVA die Leitung noch bei Weitem nicht auslastet). Fall 6: P 2 = 800 MW, Q 2 = 100 Mvar: Es ergeben sich die Werte U 1 = 418 kV, I 1 = 1,18 kA, P 1 = 829 MW, Q 1 = 200 Mvar, P v = 29 MW (übernatürlich, wobei die Blindleistung aus Fall 5 mithilfe einer Parallelkompen‐ sation auf der Lastseite von 350 Mvar jedoch auf 100 Mvar verringert wurde). Beispiel 5 Hier wird das Verhalten einer 12 km gasisolierten Alu-Rohrleitung (GIL), ebenfalls 380 kV, mit einem Querschnitt des Innenrohres (Leiter) von 6.300 mm² sowie den spezifischen Daten R‘ = 5,8 mΩ/ km (bei 90 °C), L‘ = 0,216 mH/ km, C B ‘ = 0,054 µF/ km, S th = 1.645 MVA bei Erdverlegung [6.3] untersucht. Die viel geringeren spezifischen Induktivitäts- und Kapazitätswerte erlauben die Übertragung höherer Leistungen. Zum Vergleich mit der Freileitung wird mit den Werten P 2 = 800 MW und Q 2 = 350 Mvar begonnen. Danach folgt ein Lastfall, bei welchem die thermische Grenzleistung erreicht wird. Es interessieren hier jeweils nur die Beträge von Spannung und Strom am Leitungsanfang sowie die eingespeiste Leistung. Lösung Für Wellenwiderstand und natürliche Leistung ergeben sich die Werte Z w = 63 Ω und P nat = 2.290 MW. Fall 1: P 2 = 800 MW, Q 2 = 350 Mvar: Daraus berechnen sich die Werte U 1 = 381 kV, I 1 = 1,3 kA, P 1 = 800,4 MW und Q 1 -=-324,8-Mvar. Die Leitung ist unternatürlich belastet. Fall 2: P 2 = 1.550 MW, Q 2 = 600 Mvar: 424 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="428"?> Hier folgen die Werte zu U 1 = 381,6 kV, I 1 = 2,5 kA, P 1 = 1.551,3 MW und Q 1 = 586 Mvar bzw. S 1 = 1.658 MVA. Auch hier ist die Rohrleitung unternatürlich belastet. Sie wird bei diesem Lastfall knapp über ihrer thermischen Grenzleistung betrieben. Beispiel 6 Es wird eine 380-kV-Freileitung mit Hochtemperatur-Leiterseilen (HTLS) der Länge 30 km betrachtet. Sie besteht aus Viererbündeln 4 x 249 mm² (Super Thermal Resistant Aluminum Alloy mit der Bezeichnung 4x249-AT3/ 58-ACI20SA). Ihr spez. Widerstand R‘ beträgt 0,0275 Ω/ km bei 20 °C und 0,0473 Ω/ km bei 200 °C, L‘ und C B ‘ sind identisch mit den Werten aus Beispiel 4; die Leitung kann jedoch bis zu 90 % mehr Leistung übertragen im Vergleich zu einer konventionellen Leitung gleichen Querschnitts. Die Leitung wird am Ende einmal mit 1.400 MW / 500 Mvar und einmal mit 2.800 MW / 1.000 Mvar belastet, wobei in beiden Fällen dort die Nennspannung herrscht. Wie hoch sind jeweils die Wirk- und Blindverluste? (Blind-„verluste“ bezeichnen den Blindleistungsverbrauch der Leitung.) Lösung Mit dem üblichen Berechnungsweg folgt im ersten Fall für die Spannung U 1 ein Wert von 394,4kV, < 3,9° sowie ein Strom I 1 von 2,25 kA, < -19°. Die eingespeisten Leistungen betragen P 1 = 1.415,1 MW und Q 1 = 596,3 Mvar. Die Übertragungsverluste liegen somit bei rund 15 MW, entsprechend 1,1 % der Wirklast. Für den zweiten Fall ergeben sich die folgenden Werte: U 1 = 413,7 kV, < 7,3° und I 1 = 4,5 kA, < -19,3°. Die eingespeisten Leistungen betragen P 1 = 2.886,1 MW, Q 1 = 1.445,2 Mvar und S 1 = 3228,2 MVA. Die Wirkverluste steigen; sie liegen hier bei 86 MW (3 %). Auffallend beim letzten Betriebsfall ist auch der sehr hohe Blindleistungsbedarf am Leitungsanfang. Dieser Effekt tritt unvermeidbar bei der Übertragung großer Leistungen mit Hochtemperaturseilen auf und wird durch die Leitungsinduktivität bewirkt. 6.7.3 Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung Die stark voneinander abweichenden Induktivitäts- und Kapazitätswerte der einzelnen Übertragungsmedien führen zu deutlichen Unterschieden in Bezug auf das Blindleis‐ tungsverhalten im Betrieb. Eine leerlaufende Freileitung erzeugt durch ihre geringe Kapazität in diesem Be‐ triebszustand eine niedrige Ladeleistung. Wird die Leitung an ihrem Ende belastet, so verbraucht ihre Induktivität jetzt Blindleistung und kompensiert einen Teil der Lade‐ leistung. Mit stärker werdendem Strom wird schließlich ein Betriebspunkt erreicht, bei dem sich die beiden Blindleistungsarten aufheben, und man spricht von Anpassung. Dieser Punkt wird erreicht, wenn eine Last in Höhe des Wellenwiderstandes anliegt. Die hierbei übertragene Leistung wird als natürliche Leistung bezeichnet. Bei weiter 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 425 <?page no="429"?> steigender Last nimmt auch der Blindleistungsbedarf der Leitung zu, bis im Grenzfall schließlich ein Kurzschluss vorliegt. Im Gegensatz dazu können Kabel wegen ihrer hohen Kapazitätswerte nur im unter‐ natürlichen Bereich betrieben werden, in welchem sie mehr Blindleistung erzeugen, als sie verbrauchen. Um in die Nähe der Anpassung zu kommen, muss ein sehr hoher Strom fließen, den das Kabel nur mit äußeren Kühlmaßnahmen erreichen kann. Gasisolierte Rohrleiter (GIL) verhalten sich im Prinzip wie Kabel. Im gesamten Bereich ihrer Übertragungsfähigkeit verhalten sie sich kapazitiv, allerdings mit sehr viel geringeren Werten im Vergleich zu Kabeln. Das Diagramm in Abb. 6.16 stellt beispielhaft die drei Übertragungssysteme in der 380-kV-Ebene einander gegenüber, und zwar in Abhängigkeit der Wirkleistung (cos φ = 1), die jeweils am Ende einer 50 km langen Leitung entnommen wird. Die für die Berechnungen angenommene thermische Grenzleistung beträgt hier für die Freileitung sowie die gasisolierte Leitung 1.700 MVA und für das Kabel 1.200 MVA. Abb. 6.16: Blindleistungsverhalten von Freileitung, Kabel und GIL in Abhängigkeit der übertragenen Wirkleistung bei einer Leitungslänge von 50 km Das Blindleistungsverhalten von Kabeln begrenzt im Gegensatz zu Freileitungen und gasisolierten Rohrleistungssystemen deren Übertragungsfähigkeit. Zusammen mit dem Wirkstrom ergibt der Blindstrom (geometrisch addiert) den Scheinstrom, der nicht 426 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="430"?> überschritten werden darf (Kapitel 1). Diese Tatsache verhindert den Einsatz z. B. für lange und nicht zu kompensierende Drehstrom-Kabelverbindungen (z.-B. Seekabel). Kabel in den höheren Spannungsebenen erzeugen mehr Blindleistung, da deren Be‐ trag quadratisch von der anliegenden Spannung abhängt: Q ~ U² ⋅ ω C B . Im Diagramm in Abb. 6.17 wird der mögliche Wirkleistungstransport eines Kunststoffkabels für 380 kV als Funktion der Länge wiedergegeben. Wie leicht zu sehen ist, begrenzt dieser Effekt sehr deutlich die mögliche Übertragungsentfernung, falls nicht kompensiert wird. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 0 20 40 60 80 100 120 Leistung am Leitungsende in MW Leitungslänge in km Abb. 6.17: Maximal übertragbare Wirkleistung eines (unkompensierten) 380-kV-Kabels (VPE) als Funk‐ tion seiner Länge. Neben diesem unterschiedlichen Blindleistungsverhalten der betrachteten Systeme spielen daneben Fragen des thermischen Grenzstromes und des tolerierten Spannungs‐ falls für die Übertragungsfähigkeit in einem konkreten Fall eine wichtige Rolle. 6.7.4 Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse im Netz Während beim Gleichstromnetz die zwischen zwei Knoten übertragene Leistung nur von den Spannungen in den zugehörigen Knoten abhängt, sind die Verhältnisse bei Wechselstrom bzw. Drehstrom wesentlich komplexer. Hier hängt der Wirkleistungs‐ fluss hauptsächlich von der Winkeldifferenz und der Blindleistungsfluss hauptsächlich 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 427 <?page no="431"?> von der Betragsdifferenz 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 überwiegendem 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 („das Kabel zieht Leistung auf sich“). Im Extremfall kann so das Kabel schon überlastet sein, bevor die parallel verlaufende Freileitung überhaupt ausgelastet ist. Hierzu sei auf das Beispiel 3 weiter vorn in diesem Kapitel verwiesen. 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 Stromwandler ausgetauscht sowie eventuell Sammelschienen verstärkt werden müssen. Es wäre auch denkbar, eine steigende Kurzschlussleistung durch Entmaschung des Netzes zu begrenzen, was aber wiederum zu einer Verringerung der Versorgungszuverlässigkeit führen könnte. 6.7.5 Sternpunktbeschaltung Im ungestörten Betrieb und bei symmetrischen (dreipoligen) Fehlern spielt die Art der Sternpunktbeschaltung keine Rolle. Sie hat aber große Bedeutung bei unsymmetrischen Fehlern, die weit häufiger als die dreipoligen Fehler vorkommen. Da unter den unsymmetrischen Fehlern der einpolige Fall - also die Berührung eines Leiters mit Erde oder geerdeten Teilen - dominiert, wird ihm besondere Auf‐ merksamkeit geschenkt. Er kann im Freileitungsnetz etwa durch eine mechanische Beschädigung, durch einen verschmutzten Isolator oder durch Blitzschlag erfolgen, der einen Lichtbogen zündet. Bei Kabeln kann er beispielsweise durch Baggerarbeiten oder durch thermische Überlastung und Zerstörung der Isolation auftreten. Bei Fehlern dieser Art ist je nach Spannungsebene, Netzausdehnung und Beschal‐ tung des Netz-Sternpunkts eine sofortige Abschaltung oder aber ein Weiterbetrieb des Netzes für eine gewisse Zeit möglich. Unter bestimmten Bedingungen erlischt ein etwaiger Lichtbogen auch oft von selbst. Folgende Arten der Sternpunktbeschaltung haben sich in Deutschland bewährt: ■ Höchstspannungsnetze 220 und 380-kV: starr geerdet, ■ Hochspannungsnetze 60 bis 110 kV: starr geerdet oder auch mit Erdschlusslösch‐ spulen ausgestattet, je nach Ausdehnung des Netzes, ■ Mittelspannungsnetze 10 bis 30 kV im Bereich der öffentlichen Energieversorgung: meist gelöscht, große und neue Netze oft auch starr geerdet; Eigenbedarfsnetze in Kraftwerken werden dagegen meist mit isoliertem, also freiem Sternpunkt betrieben. 428 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="432"?> Abb. 6.18: Möglichkeiten der Sternpunktbeschaltung (1: gelöscht, 2: starr geerdet, 3: freier Sternpunkt) Die Primärseite des speisenden Transformators (bzw. der Generator) ist in der obigen und den folgenden Darstellungen nicht wiedergegeben. Durch einen Transformator erfolgt sowieso eine galvanische Trennung der beiden Seiten. Für die unterschiedlichen Möglichkeiten zur Sternpunktbeschaltung werden im deutschen Sprachbereich gele‐ gentlich die folgenden Kürzel verwendet: OSPE = Ohne Sternpunkterdung (Netz mit „freiem“ oder „isoliertem“ Sternpunkt) RESPE = Resonanzsternpunkterdung (Netz „gelöscht“ oder „erdschlusskompensiert“) NOSPE = Netz mit niederohmiger Sternpunkterdung (Netz „direkt“ oder „impedanz‐ geerdet“) KNOSPE = Kurzzeitige niederohmige Sternpunkterdung (OSPE oder RESPE wird kurzzeitig zu NOSPE) Im Fall der starren Sternpunkterdung führt ein einpoliger Fehler zu einem hohen Strom in der betroffenen Phase. Er muss vom Netzschutz erfasst und sofort abgeschaltet werden. In Freileitungsnetzen und in Netzen mit einem hohen Kabelanteil verschwin‐ det der Fehler danach oft von allein (z. B. verbrennt die Fehlerursache) und es kann nach einigen hundert Millisekunden wieder zugeschaltet werden. Die dazu nötige Einrichtung wird, als Automatische Wiedereinschaltung (AWE), gelegentlich auch als Kurzunterbrechung (KU) bezeichnet. Zur weiteren Betrachtung genügt ein stark vereinfachtes Modell des Netzes, das nur eine Einspeisung enthält und deren Leitungen zu einer einzigen Ersatzimpedanz zusammengefasst werden. Lastströme brauchen nicht berücksichtigt zu werden, da sie im Verhältnis zu den Werten, die im Kurzschlussfall auftreten, klein sind. Die Rücklei‐ tung des Fehlerstromes erfolgt über Erdungseinrichtungen, Erdseile, Kabelschirme und über das Erdreich. Alle genannten Impedanzen sind sehr klein und bewirken damit einen hohen Fehlerstrom, der folglich als Erdkurzschlussstrom bezeichnet wird. 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 429 <?page no="433"?> Abb. 6.19: Erdschluss (links) und Erdkurzschluss (rechts) Im anderen Grenzfall, also bei isoliertem Sternpunkt, erfolgt die Rückleitung des Fehlerstromes nicht über die Erde, sondern über die Erdkapazitäten aller gesunden Leiter des Netzes. Bedingt durch deren hohe Impedanzen ist der Fehlerstrom sehr klein und wird daher als Erdschlussstrom bezeichnet. Hierin liegt ein wesentlicher Vorteil dieser Sternpunktbehandlung, denn das Netz kann noch während einer gewissen Zeit (bis in den Stundenbereich) weiter betrieben werden, bis die fehlerbehaftete Leitung gefunden und zur Reparatur freigeschaltet wird. In Deutschland wird diese Methode nur in speziellen Fällen wie zur Versorgung des Eigenbedarfs von Kraftwerken angewendet, da sie eine hohe Versorgungszuver‐ lässigkeit garantiert. Allerdings führt sie zu einem anderen Problem, welches sich mit dem Begriff der Verlagerungsspannung erklären lässt: Abb. 6.20: Lage des Sternpunkts bei einem Erdkurzschluss (links) und bei einem Erdschluss (rechts), jeweils Phase L1 betroffen Betrachtet man in beiden Fällen die Lage des Netzsternpunktes in Bezug auf die Erde, so erkennt man, dass der freie Sternpunkt eine Verlagerungsspannung bis zum Wert U N / √3 gegen Erde annehmen kann, wobei die Spannung der beiden gesunden Außenleiter gegen Erde auf den Wert der Nennspannung U N steigen. Die Isolation aller 430 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="434"?> (6.25) (6.26) Netzkomponenten wird dabei mit dieser Spannung belastet, und es besteht die Gefahr, dass sich der Fehler ausweitet. Schaltet man zwischen Netzsternpunkt und Erde eine Induktivität geeigneter Größe, so wird der kapazitive Erdschlussstrom durch den induktiven Spulenstrom kompen‐ siert, und der Fehlerstrom erlischt. Das ist insbesondere bei Lichtbogenfehlern der Fall, wie sie häufig in Freileitungsnetzen auftreten. Die Induktivität wird daher auch als Erdschlusslöschspule oder nach ihrem Erfinder Petersenspule bezeichnet. Da sich die Summe der Erdkapazitäten eines Netzes durch Zu- oder Abschalten von Leitungen ändert, muss auch die Induktivität der Löschspule nachjustierbar sein. Dies lässt sich leicht durch die Verwendung von Tauchkernspulen realisieren. Abb. 6.21: Petersenspule (Foto: W. Dünkel, VDE Kassel) Beispiel Für ein 110-kV-Netz soll einerseits die Höhe des Erdschlussstromes und andererseits die Induktivität der Löschspule bestimmt werden, falls eine Erdschlusskompensation vorgenommen wird. Betrachtet wird dazu ein Netzgebiet, das ausschließlich aus Frei‐ leitungen mit einer Gesamtlänge von 270 km besteht. Die spezifische Erdkapazität des Leitertyps als Einfachleiter betrage C E =3,5 nF/ km. Gesucht sind der Erdschlussstrom I E und die Induktivität L einer Löschspule, die auf diese Leitungslänge abgestimmt ist. Die erforderlichen Gleichungen dazu lauten z.-B. nach [6.1]: I E = 3 ⋅ U N ⋅ ω ⋅ C E und L = 1 3 ⋅ ω 2 ⋅ C E Lösung: I E = 3 ⋅ 110000V ⋅ 2πf ⋅ 270km · 3, 5 · 10 −9 F km = 56,5 A 6.7 Leitungen im Netzbetrieb 431 <?page no="435"?> und L = 1 3 ⋅ (2πf ) 2 ⋅ 270km · 3, 5 · 10 −9 = 3, 6H Gleichung 6.26 leitet sich aus der Forderung ab, dass die Spulenreaktanz gleich der gesamten Reaktanz der Erdkapazität sein soll (Resonanzbedingung). Dann heben sich (induktiver) Spulenstrom und (kapazitiver) Erdschlussstrom gegenseitig auf. Wegen meist vorhandener kleiner Unsymmetrien bezüglich der Erdkapazitäten der einzelnen Phasen eines Netzes hat es sich aber als vorteilhaft erwiesen, im praktischen Netzbetrieb die Spuleninduktivität nicht genau auf den Resonanzpunkt, sondern etwas kleiner einzustellen als gemäß obiger Gleichung ermittelt. In Hoch- und Höchstspannungsnetzen der öffentlichen Versorgung ist der ohmsche Anteil des Fehlerstromes (sog. Reststrom), der nicht kompensiert werden kann, meist so hoch, dass eine selbstständige Löschung des Lichtbogens nicht mehr erfolgt. Netze mit gelöschtem Sternpunkt findet man daher meist in der Mittelspannungsebene und in Hochspannungsnetzen begrenzter Ausdehnung. 6.8 Integration von Gleichstromleitungen in bestehende Drehstromnetze Wie bereits ausgeführt, wurden die ersten Energieversorgungsnetze in Gleichstrom‐ technik errichtet, dann jedoch zugunsten der Wechselbzw. Drehstromtechnik aufge‐ geben. Bei den heute vorhandenen Möglichkeiten der Leistungselektronik wäre es aber durchaus möglich, mit dieser Technologie Systeme zu entwickeln, die den modernen Drehstromsystemen ebenbürtig sind. Gleichrichter mit Komponenten der Leistungselektronik sind in der Lage, eine Wech‐ selspannung beliebiger Höhe und Frequenz in eine praktisch oberschwingungsfreie Gleichspannung umzuwandeln. Umgekehrt kann man mithilfe von Wechselrichtern aus einer Gleichspannung eine fast ideal sinusförmige Wechselspannung beliebiger Höhe und Frequenz erzeugen. Dasselbe gilt auch für dreiphasige Spannungen. Ebenso können Direktumrichter aus einer Wechselspannung eine andere Wechselspannung mit unterschiedlicher Höhe und Frequenz erzeugen. Schließlich ist auch die direkte Umformung einer Gleichspannung in eine höhere oder tiefere Spannung über Gleich‐ stromsteller möglich. Die verschiedenen Möglichkeiten der Umformung und die zuge‐ hörigen Systeme werden in der Abbildung 6.22 schematisch wiedergegeben. 432 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="436"?> Abb. 6.22: Möglichkeiten zur Umformung zwischen Gleichstrom- und Wechselstromnetzen Alle Umformungen geschehen verlustarm und ggf. mithilfe von aktiven Filtern. Die früheren Hauptargumente für die Bevorzugung von Wechselstrom, nämlich ihre Transformierbarkeit und die bestechende Einfachheit von Synchron- und Asynchron‐ maschinen sowie die Bereitstellung zweier Spannungsebnen in der Niederspannung gelten damit heute nur noch beschränkt. Da aber bis jetzt Wechselstrombzw. Drehstromnetze das Rückgrat aller Energie‐ versorgungssysteme bilden und die Geräte weltweit darauf ausgerichtet sind, scheint es nicht vorstellbar, eine generelle und sehr aufwändige Umstellung auf Gleichstromnetze durchzuführen. Allerdings müssen in der bestehenden Wechselstromwelt so Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher, Ladestationen für Autos, Brennstoffzellen und zahlreiche Komponen‐ ten der chemischen Industrie (z. B. Elektrolyseure) je nach Anwendung mit Gleich- oder Wechselrichtern an den konventionellen Netzen betrieben werden. Sämtliche Einrich‐ tungen und Endgeräte zur Informations- und Kommunikationstechnik (IKT) benutzen Gleichspannung und produzieren ständig große Mengen an vermeidbarer Abwärme bei der notwendigen Umwandlung von Drehstrom in Gleichstrom. Rechenzentren und große Serverzentren gehen daher schon dazu über, eigene interne Gleichstromnetze zu betreiben. Ähnliches gilt auch für Gleichstrombahnen und Oberleitungsbusse. Die Deregulierung hat in den 1990er-Jahren den Trend zu einem wirtschaftlichen Stromaustausch über Landesgrenzen hinweg deutlich verstärkt. 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 6.8 Integration von Gleichstromleitungen in bestehende Drehstromnetze 433 <?page no="437"?> 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 im Allgemeinen die Erweiterung bestehender Netze durch Zubau neuer oder Ertüchtigung bestehender Verbindungen. Führt man diese in konventioneller Drehstromtechnik aus, so wirken sich Störungen in einem Teilnetz auch weiterhin auf die Nachbarnetze aus, und es kann in der Folge zu einem Dominoeffekt mit weiteren Ausfällen kommen. Diese Tatsache ist einer der Gründe, für neue Höchstspannungs-Verbindungen auch die Gleichstromtechnik in Betracht zu ziehen. Eine wichtige Rolle bei diesen Überlegungen spielt dabei der Begriff der statischen Stabilität [6.1, 6.10]. Bezogen auf eine einzige Drehstromleitung muss der sogenannte Leitungswinkel θ als Differenz der beiden Spannungszeiger am Leitungsanfang und -ende betrachtet werden. Dieser wächst proportional zur Leitungslänge und hat bei Freileitungen der Hoch- und Höchstspannungsebene im Normalbetrieb Werte von etwa 6° je 100 km. Hinzu kommt bei Speisung der Leitung aus einem klassischen Synchrongenerator dessen Polradwinkel ϑ. Die von der Leitung übertragene Wirkleistung ist proportional zum Sinus der Summe aus den beiden Winkeln. Sie erreicht ein theoretisches Maximum, wenn sin (θ + ϑ) = 1 wird. Bei Überschreiten dieses Wertes nimmt die übertragene Wirkleistung ab, während der Generator weiterhin Antriebsleistung aufnimmt. Als Folge steigt seine Drehzahl, und er läuft nicht mehr synchron. Dieser für die Maschine gefährliche Zustand wird vom Generatorschutz erkannt und führt zur sofortigen Abschaltung und damit zu einer Beeinträchtigung der Versorgungszuverlässigkeit. Auch plötzliche Laststöße im Netz oder Störungen etwa durch eine Kurzunterbrechung (KU) können zu einem Auseinan‐ derdriften von Spannungszeigern an beiden Leitungsenden führen. Mit Rücksicht auf diese weitere Gefahr, die mit dem Begriff „transiente Stabilität“ verbunden ist, bleibt man in der Praxis weit weg von der 90°-Grenze und lässt nur Winkel (θ + ϑ) bis etwa 40° zu, was die Übertragungskapazität langer Leitungen einschränkt. Eine mögliche Abhilfe besteht darin, die Leitungen aufwändig mit Längskapazitäten zu kompensieren, die die Wirkung der Leitungsinduktivitäten und damit den Leitungswinkel reduzieren. Im Gegensatz dazu muss die Technik der Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) keine Rücksicht auf Frequenzschwankungen (Kapitel 1) in Netzen nehmen. Damit wirken sich Störungen in einem Teilgebiet nicht auf einen größeren Bereich aus, und die Qualität der Energieversorgung steigt. Neben weiteren bekannten Vorteilen wie Ersparnis an Leiter- und Isolationsmaterial, geringeren Verlusten und geringeren Trassenbreiten, trägt die Integration von HGÜ-Leitungen auch nicht zu einer Erhöhung der Kurzschlussleistung im Netz bei, da sie keine Blindleistung übertragen können. So müssen im Zuge von Netzerweiterungen nicht unbedingt auch Leistungsschalter in den Anlagen durch stärkere ersetzt werden. Hierin liegen große Chancen für die Gleichstromtechnik. Je länger die Übertragungs‐ strecken werden, desto weniger fallen die Kosten für die sogenannten Konvertersta‐ 434 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="438"?> tionen an den beiden Endpunkten einer Gleichstromleitung ins Gewicht. So lassen sich heute Leistungen von mehr als 7.000 MW pro Konverterstation über tausende Kilometer hinweg übertragen, z. B. zur Nutzung der Wasserkräfte in China oder in Nord- und Südamerika. In den vergangenen 50 Jahren wurden weltweit viele HGÜ-Übertragungssysteme erfolgreich in bestehende Drehstromnetze integriert. In vielen Fällen ist diese Technik auch alternativlos, beispielsweise bei der Anbin‐ dung weit entfernter Offshore-Windparks oder der Versorgung von Inseln ohne eigene Erzeugung. Dasselbe gilt für die Kupplung von Drehstromnetzen unterschiedlicher Frequenz bzw. unterschiedlicher Verfahren zur Frequenzregelung. Solche Verbindun‐ gen sind unter dem Namen „Back to Back Link“ bekannt und finden sich z. B. in den USA zu Nachbarländern, zwischen Brasilien und Paraguay (50 Hz - 60 Hz) sowie im Mittleren Osten. Die Übertragung mit Gleichstromtechnik trat in den 1970er-Jahren mit der Entwick‐ lung leistungsstarker Halbleiter ihren Siegeszug an. In diesen seit über 50 Jahren erfolgreich eingesetzten Systemen geschieht die Umwandlung zwischen Drehstrom und Gleichstrom in den Konverterstationen mithilfe von Thyristoren. Die Kommutie‐ rungsvorgänge in den Ventilen (d. h. die abwechselnde Stromübernahme durch die drei Phasen) werden bei dieser Technik vom jeweils angeschlossenen Drehstromnetz getriggert. Man spricht deshalb von netzgeführten Stromrichterschaltungen mit der englischen Bezeichnung „Line Commutated Converter“ (LCC). Bei dieser Technik müssen beide miteinander verbundenen Netze eine Kurzschlussleistung besitzen, die mindestens doppelt so hoch ist wie die zu übertragende Blindleistung [6.12, 6.13]. Die Stromrichter benötigen ihrerseits Blindleistung aus dem Drehstromnetz, die aber auch durch lastabhängig schaltbare Kondensatoren bereitgestellt werden kann. Zur Unterdrückung der durch die Ansteuerung der Thyristoren zwangsweise auftretenden Oberschwingungen sind aufwändige Filterschaltungen erforderlich. Seit den 1990er-Jahren wird daneben bei den Konvertern eine neue Technik ein‐ gesetzt, bei der IGBT‘s (Insulated Gate Bipolar Transistors) benutzt werden [6.15, 6.16]. Während man im deutschsprachigen Raum dafür den Namen „selbstgeführte Umrichter“ verwendet, lautet die englische Bezeichnung (Voltage Source Converter“ (VSC). Zur Unterscheidung werden die beiden Varianten auch als „klassisch“ (LCC) und „modern“ (VSC) bezeichnet, wobei mit Letzterer noch keine so hohen Leistungen über‐ tragen werden können wie mit der Thyristortechnik. Durch ihren modularen Aufbau ist sie jedoch hinsichtlich Spannungshöhe und Leistung einfacher skalierbar. Somit lassen sich Übertragungsspannungen und -leistungen leichter an Kundenwünsche anpassen. Im Gegensatz zu Thyristoren können IGBT’s 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. Diese wesentliche Eigenschaft ermöglicht z. B. nach einem 6.8 Integration von Gleichstromleitungen in bestehende Drehstromnetze 435 <?page no="439"?> Fehler auch den sogenannten Schwarzstart eines Teilnetzes, welches keine Eigenerzeu‐ gung besitzt. Heute werden bei VSC-Konvertern meistens selbstgeführte Multilevel-Umrichter eingesetzt, wobei viele gleichartige Submodule unabhängig voneinander angesteuert werden (Abb.-6.23). i L1 i L2 i L3 u 1 u 2 U d / 2 U d / 2 U d +U d -U d t u 3 Abb. 6.23: Prinzip-Schaltbild eines Multilevel-Umrichters und die durch Pulsmodulation zusammenge‐ setzte Sinuskurve auf der Wechselstromseite [6.16] Bei hoher Schaltfrequenz im Bereich einiger kHz folgt eine sehr gute Annäherung an die gewünschte Sinusform bei der erzeugten Spannung mit geringem oder keinem Filteraufwand. Die Stromrichtung bleibt hier auch bei Leistungsumkehr gleich, was den Einsatz beliebiger Kabeltypen ermöglicht (Kapitel 5). Allerdings müssen dafür nach heutigem Stand der Technik etwas höhere Umrichterverluste als bei den netzgeführten Anlagen in Kauf genommen werden. Die Konverterstationen beinhalten neben Transformatoren und Schaltanlagen für beide Spannungsarten die eigentlichen Umrichter und je nach Bauart auch zusätzliche Oberwellenfilter. 1 Drehstromeinbzw. abgang 2 Kühlanlage 3 Transformator 4 Konverterhalle 5 Gleichstromeinbzw. abgang Abb. 6.24: Komponenten einer Konverterstation, links, und Innenansicht einer Ventilhalle, rechts [6.16] 436 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="440"?> Bei der Hochspannungs-Gleichstromübertragung haben sich verschiedene Systeme herausgebildet, die in monopolare und bipolare Technologien unterteilt werden können. Monopolar bedeutet in diesem Fall, dass jede Konverterstation nur einen Umrichter mit jeweils einem Plus- und einem Minuspol enthält. Üblicherweise ist dabei der Minuspol geerdet. Die zugehörige Gleichstrom-Übertra‐ gungsleitung (Kabel oder Freileitung) besteht aus zwei Leitern, wobei der Minuspol (als Rückleiter) ebenfalls an beiden Enden geerdet ist. In älteren Anlagen wurde teilweise auf diesen Rückleiter verzichtet, indem das Erdreich diese Funktion übernahm. Der Aufwand für die Erdelektroden auf beiden Seiten war aber beträchtlich, da sich sonst gefährlich hohe Schrittspannungen ausbilden konnten. Bei bipolaren Systemen ist jeder Umrichter in zwei in Reihe liegende Einheiten getrennt. Hier wird der Mittelpunkt zwischen den beiden Einheiten geerdet. Diese Ausführung besitzt den Vorteil, dass das System bei Störung oder Wartung ei‐ ner Einheit noch mit halber Leistung weiter betrieben werden kann, falls auch zwischen den beiden Mittelpunkten eine Leitungsverbindung besteht. Diese Option, die lediglich einen weiteren Leiter auf Erdpotenzial erfordert, ist schon aus Redundanzgründen empfehlenswert. Abbildung 6.25 zeigt schematisch den Aufbau einer heute üblichen Gleich‐ strom-Übertragungseinrichtung mit der Möglichkeit, aus betrieblichen Gründen einen dritten Leiter mitzubenutzen. Abb. 6.25: Bipolare Gleichstrom-Kabelstrecke, optional mit metallischem Rückleiter Mit fortschreitender Entwicklung auf dem Gebiet der Gleichstromschalter ist es heute schon möglich, anstelle der bisher üblichen Punkt-zu-Punkt-Verbindungen ein Mul‐ titerminal-System zu realisieren, bei welchem drei und mehr Konverter über eine HGÜ-Leitung gekoppelt werden. Da in den westlich gelegenen Ländern Spannungen 6.8 Integration von Gleichstromleitungen in bestehende Drehstromnetze 437 <?page no="441"?> über 380 kV eher unwahrscheinlich sind, besteht die Idee, nach und nach ein vermasch‐ tes Gleichstromnetz aufzubauen, welches dem existierenden Drehstrom-Höchstspan‐ nungsnetz überlagert ist, um so große Leistungen über zusätzliche Verbindungen weiträumig sicher und verlustarm zu transportieren und damit den Energieaustausch wirtschaftlicher zu gestalten. 6.9 Freileitungs- und Kabelanteile in den Netzen Der Kabelanteil im Bereich der Hoch- und Höchstspannung des entso-e-Netzes spielt bis heute noch eine untergeordnete Rolle. Dieses Netz verfügt über rund 160.000 km System‐ länge in der 380-kV-Ebene und rund 115.000 km in der 220-kV-Ebene. Der Kabelanteil liegt bei rund einem Prozent, dürfte aber in Form von Seekabeln durch den Ausbau der Offshore- Windkraft und durch leistungsstarke Erdkabelverbindungen zunehmen. In der 110-kV-Netzebene Deutschlands liegt der Kabelanteil bei etwa 8 %, in den Net‐ zen 220/ 380 kV beträgt er weniger als 1 %. Wie an anderer Stelle erläutert, sollen viele der für die Energiewende notwendigen Projekte als Kabel (in geringem Maße vielleicht auch als gasisolierte Leitungen) ausgeführt werden. Bei Streckenabschnitten, auf denen der Umbau von bestehenden Freileitungen zu hybriden Leitungen (Wechselstrom- und Gleichstromkreise auf einem Gestänge) möglich ist, werden in der Höchstspannungs‐ ebene HGÜ-Freileitungen eingesetzt. Die Übertragungsarten erfordern während der Bauzeit grundsätzlich unterschiedliche Eingriffe in die Natur und weisen auch während des späteren Betriebes verschiedene spezifische Eigenschaften auf. Abschließend werden in der Tabelle 6.2 die wichtigsten Eigenschaften der unter‐ schiedlichen Übertragungstechniken in der Höchstspannungsebene einander gegen‐ übergestellt. Abhängig von den Projektbedingungen können reale Werte von den Angaben abweichen. Eigenschaft AC-Freileitung AC-Kabel AC-GIL Übertragungsleis‐ tung 1.800 MVA je System 1.250 MVA je System Bis 3.000 MVA je Sys‐ tem Verfügbarkeit Atmosphärisch bedingte Aus‐ fälle, jedoch kurze Reparaturdauer Ausfälle selten, jedoch längere Reparaturdauern Keine belastbaren Da‐ ten Landschaftseingriff, Erdbewegungen Zeitlich begrenzt für Zufahrts‐ wege und Seil‐ zug, Erdarbeiten nur im Mastbe‐ reich Zeitlich begrenzt (Zu‐ fahrtswege) dauerhaft für Muffenbauwerke, ggf. Kabelübergangsanlagen (KÜA) Wie bei Kabel, bisher nur kurze Strecken rea‐ lisiert 438 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="442"?> Beschränkung Ge‐ ländenutzung Im Wesentlichen im Mastbereich Keine tiefwurzelnden Gewächse, keine Bag‐ gerarbeiten, Platzbedarf für Kompensationsein‐ richtungen, ggf. KÜA und Muffenbauwerke Wie bei Kabel, jedoch keine Kompensations‐ richtungen Sicherheitsrisiko Seilbruch, fal‐ lende Eislast Keines bei Kunststoff‐ isolierung Durch Gasleck, aber Wahrscheinlichkeit sehr gering Wartungsaufwand Mastanstrich, Seilaustausch Kontrolle der Muffenbe‐ reiche Keine belastbaren Da‐ ten Lebensdauer - 80 Jahre und län‐ ger 40 bis 50 Jahre Erwartet wie bei Ka‐ beln Zustimmung Grundstückseigner Erforderlich Erforderlich Erforderlich Zustimmung Öf‐ fentlichkeit Erforderlich Erforderlich Erforderlich Elektrisches Feld Auf nähere Um‐ gebung begrenzt Keines außerhalb Abschir‐ mung Wie bei Kabel Magnetfeld Auf nähere Um‐ gebung begrenzt Auf nähere Umgebung be‐ grenzt Vernachlässigbar au‐ ßerhalb des Außenroh‐ res Geräuschbildung Korona, wetter‐ abhängig Keine Keine Störung Funk‐ dienste Auf nähere Um‐ gebung begrenzt Nicht messbar Nicht messbar Tab. 6.4: Wichtigste Eigenschaften von Freileitungen, Kabeln und Gasisolierten Rohrleitungen (GIL) in Hoch- und Höchstspannungsnetzen (Zahlen nur als Anhaltswerte zu verstehen) Eine Gegenüberstellung der grundsätzlichen Eigenschaften von Drehstrom- und Gleichstromsystemen ist in Tabelle 6.5 wiedergegeben: 6.9 Freileitungs- und Kabelanteile in den Netzen 439 <?page no="443"?> Drehstrom Gleichstrom - Bewährte Technik, standardisiert, unter‐ schiedliche Spannungsebenen problemlos einzurichten, Erzeuger und Verbraucher leicht integrierbar - Erzeugung und Verbrauch eher mit niedrigen Spannungen oder konventionell mit Dreh‐ strom, daher Konverter erforderlich, Übertra‐ gung jedoch verlustärmer als mit Drehstrom Größere Entfernungen nur in Freileitungs‐ technik, bei Kabeln nur möglich mit Blind‐ leistungskompensation, zudem Stabilitätspro‐ bleme bei langen Leitungen Beliebig lange Strecken mit Freileitungen und Kabeln realisierbar, im Gegensatz zu Dreh‐ strom keinerlei Stabilitätsprobleme Bewährte Schalter für Normalbetrieb und Kurzschluss - Schaltertechnologie noch sehr jung Vermaschte Netze problemlos zu realisieren Bisher nur Punkt-zu-Punkt-Übertragung, Multiterminal-Betrieb (bis zu drei Konverter) möglich Lastfluss gemäß Impedanzverhältnissen, sonst Anwendung von Schrägregeltransfor‐ matoren oder Leistungselektronik (FACTS) Lastfluss durch Konverterstationen steuerbar Blindleistungsbedarf oder -überschuss je nach Höhe der Belastung Erzeugung oder Verbrauch von Blindleistung nur mit VSC-Technologie möglich, sonst Fil‐ ter Im Allgemeinen keine Filterung von Ober‐ schwingungen Filterung von Oberschwingungen zumindest bei LCC-Technologie erforderlich Bereitstellung von Kurzschlussleistung im Fehlerfall zur Netzstützung Keine Netzstützung im Fehlerfall Keine Materialbeschränkung bei Freileitun‐ gen und Kabeln, langjährige Erfahrung (Noch) Raumladungsprobleme bei Kunst‐ stoffkabeln in Verbindung mit LCC-Konver‐ tern, längere Kriechwege durch Ablagerun‐ gen auf Isolatoren Magnetisierbare Materialien in Leitungsnähe können Zusatzverluste bewirken (Proximity- Effekt) Keine magnetischen Beeinflussungen, höhe‐ rer Grenzwert für Flussdichte Tab. 6.5: Gegenüberstellung grundsätzlicher Eigenschaften von Drehstrom-und Gleichstrom-Übertra‐ gungssystemen 6.10 Kostenvergleich Freileitung/ Kabel 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 440 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="444"?> Instandhaltungskosten die statistisch notwendigen und mitunter langwierigen Repa‐ raturen berücksichtigt werden. 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 oder in Tunneln 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 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 Marktentwick‐ lung. So hängen die Verlustkosten von den Stromerzeugungskosten und die Material‐ kosten für Stahl im Freileitungsbau und die Leitermetall- und Kunststoffpreise für Kabel von veränderlichen Marktpreisen ab. Abb.-6.26 zeigt die Zusammensetzung der Gesamtkosten für Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit den unterschiedlichen Kostenblöcken. Zu den Investitionskosten zählen neben den originären Material- und Baukosten unter anderem die Kosten für die Planung und die bisweilen umfangreichen Beur‐ teilungs- und Genehmigungsverfahren sowie für die zahlreichen Untersuchungen zur Feststellung der Umweltverträglichkeit einschließlich etwaiger Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen. Gleichfalls gehören hierzu auch die Kosten für notwendige Neben‐ anlagen an den jeweiligen Endpunkten sowie Kompensationsanlagen bei längeren Drehstromkabeln 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 abhän‐ 6.10 Kostenvergleich Freileitung/ Kabel 441 <?page no="445"?> gen, 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 Instand‐ haltung zusammen. Die Übertragungsverluste hängen zum einen von der Übertra‐ gungslänge und dem zeitlichen Verlauf der Übertragungsleistung, dem Belastungsgrad (Kapitel 5), 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 Korrosionsschutzes an den Masten und gegebenenfalls eine Neubesei‐ lung hinzuzurechnen. Bei den HGÜ-Verbindungen kommen die nicht unerheblichen Kosten für die Wartung und Instandhaltung der Konverter-Stationen hinzu. Gesamtkosten Investitionskosten • Planung • Verfahren • Entschädigungen • Leitungsbau • Einbindung • Nebenanlagen Betriebskosten • Instandhaltung • Trassenüberwachung • Monitoring • Reparatur Verlustkosten Rückbaukosten (abgezinst) Leitungsverluste • spannungsabhängig • stromabhängig Nebenanlagen • Kompensation (AC- Kabel) • Konverter (DC-AC) Abb. 6.26: Kostenstruktur bei Freileitungen und Kabeln in der Hoch- und Höchstspannungsebene 6.10.1 Kostenvergleich in der Hochspannungsebene Auf neuen Trassen zu bauende Leitungsverbindungen in der Hochspannungsebene bis einschließlich 110 kV müssen in Deutschland als Erdkabel ausgeführt werden, soweit die Kosten für eine technisch vergleichbare Freileitung beim jeweiligen Anwendungsfall das 2,75-fache nicht überschreiten. In der Mittelspannungsebene 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 nur geringfügig beeinträchtigt, gibt es aus technischer Sicht kaum Einschränkungen. Insofern geht es hier lediglich um die bei Kabeln regelmäßig anfallenden höheren Gesamtkosten. Allerdings ist in Netzen mit induktiver Sternpunkterdung der Zubau und die Integration von Kabelstrecken in das bestehende Netz aus Gründen der 442 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="446"?> Einhaltung der Löschgrenze bei Lichtbogen-Erdschlüssen beschränkt. Wegen der bis zu 20-mal größeren Leiter-Erde-Kapazität von Kabeln gegenüber Freileitungen erreicht man die Löschgrenze, wie in vorausgegangenen Kapiteln bereits ausgeführt, bei der Integration von Kabelstrecken deutlich schneller. 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 Gesamtkostenver‐ gleich zwischen Freileitungen 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 Gesamtkosten bei Kabeln spielen die Bodenbeschaffenheit und die Häufigkeit von Kreuzungen von anderen Infrastruktureinrichtungen eine wichtige Rolle [6.25]. Obschon die Gesamtkosten, wie eingangs erwähnt, von vielen Faktoren abhängen und deshalb einer großen Schwankungsbreite unterliegen, sollen im Folgenden An‐ haltswerte 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 verlegte Erdkabelsysteme (Tabelle 6.6). Unter Berücksichtigung individueller Bedingungen von Leitungsbauvorhaben wird in [6.17] 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. Leiterquerschnitt übertragbare je Leiter/ Ader Leistung MVA von bis Mittelwert Doppel-Freileitung 1) 3x1x264-AL1/ 34-ST1A 264 Al 240 0,4 0,6 0,5 Zwei Kabelsysteme 2) 3xN2XS(FL)2Y 1x630RM/ 50 630 Cu 250 1,0 2,0 1,5 Gesamtkosten Mio. € Leitungsart Leiterbezeichnung Tab. 6.6: Anhaltswerte der Gesamtkosten ja km Leitung für Drehstrom-Freileitungen und -Kabel im 110-kV-Bereich (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.24, 6.25]) 6.10.2 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 Umbeseilungen mit Hochtemperatur-Leiterseilen und den Ausbau bestehender Leitungen durch das Auflegen von Leiterseilen mit größeren Querschnitten. 6.10 Kostenvergleich Freileitung/ Kabel 443 <?page no="447"?> Allgemein anerkannt sind die Kostenschätzungen im Netzentwicklungsplan Strom 2035, Stand 2021 [6.23]. 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 wird, bereits unter 200 km [6.26]. Abbildung 6.27 zeigt den Verlauf des Faktors der relativen Gesamtkosten von AC und DC-Kabeln gegenüber einer Freileitung bei einer Übertragungsleistung von 2.000 MW in Abhängigkeit von den Leitungslängen. Dabei wird unterstellt, dass AC-Kabel viermal so viel kosten wie AC-Freileitungen. 0123456789 10 50 100 200 500 AC DC Leitungslänge km Faktor Freileitung: Kabel 1: X X Abb. 6.27: Verlauf des Gesamtkostenverhältnisses zwischen AC- und DC-Kabeln und einer Freileitung im Höchstspannungsbereich bei einer Übertragungsleistung von 2.000-MW in Abhängigkeit der Lei‐ tungslängen nach [6.26] Tabelle 6.7 enthält Anhaltswerte für Gesamtkosten verschiedener Leitungsbau-Kom‐ ponenten in der Höchstspannungsebene. Dabei handelt es sich zunächst um Kos‐ 444 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="448"?> tenangaben aus Gutachten, die in den vergangenen Jahren zu verschiedenen Lei‐ tungsbauvorhaben erstellt wurden. Hier wird zwischen den niedrigsten Kosten, die unter günstigsten Trassenbedingungen entstanden sind, und den höchsten, die unter erschwerten Bedingungen angefallen sind, unterschieden und der arithmetische Mit‐ telwert angegeben. Für die Höchstspannungsleitungen und deren Komponenten, die im Netzentwick‐ lungsplan enthalten sind, enthält dieser lediglich sehr grobe Anhaltswerte, die als Kal‐ kulationsbasis für die Ermittlung der gesamten Netzausbaukosten in dieser Netzebene dienten. 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 Verlege-Bedingungen beim fünffachen des in der Tabelle 6.7 genannten Mittelwertes liegen [6.25]. Leiterquerschnitt übertragbare je Leiter/ Ader Leistung min. max. Mittelwert Doppelfreileitung 1), 2), 4) 3x4x264-AL1/ 34-ST1A 1056 Al 1790 MVA 1,0 2,6 1,8 Zwei Kabelsysteme 1), 2), 4) 3xN2XS(FL)2Y 1x2500 RMS/ 250 2500 Cu 1510 MVA 4,0 11,0 7,5 Umbeseilung je Stromkreis 3) - - - Umbeseilung auf HTLS je Stromkreis 3) - - - Doppelfreileitung, Ersatzneubau einschließlich Abbau derBestandsleitung 3) Doppelfreileitung Neubau 3) - - - Zwei Kabelsysteme als Teilverkabelung m. Kabelübergängen o. Kompensation 3) Kompensationsspule o. Schaltfeld 3) Doppelfreileitung Neubau 3) - - 4000 MW Erdkabel, ein System 3) - - 2000 MW Konverterstation 3) - - - 2,0 6,5 0,02 pro Mvar DC 2,5 11,5 - - - 0,3 pro MW Leiterbezeichnung Gesamtkosten Mio. € Art 0,5 0,7 AC 2,8 - - - Tab. 6.7: Anhaltswerte der Gesamtkosten je km Trassenlänge für Freileitungen und Kabel im Höchst‐ spannungsbereich für Drehstrom (AC)- und Gleichstromleitungen (DC) (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.25], 3) [6.23], 4) ACER) 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 und Instandhaltung, bis hin zum Rückbau der Anlage am Ende ihrer betriebsüblichen Nutzungsdauer, 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 6.10 Kostenvergleich Freileitung/ Kabel 445 <?page no="449"?> 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. 6.11 Literatur 6.1 Flosdorff, R., Hilgarth, G., Elektrische Energieverteilung, Vieweg-Teubner 2008 6.2 Fricke, K., Kabel und Freileitungen in überregionalen Versorgungsnetzen, Expert-Verlag 1992 6.3 Oswald, B., 380-kV Salzburgleitung, Energie-Control Wien 2007 6.4 Influence of Line Configuration on Environment Impacts of Electrical Origin, CIGRE Paris 2005 6.5 Mimos, E. et al., Electric and Magnetic Fields produced by 400 kV double Circuit Overhead Lines, CIGRE Paris 2016 6.6 N.-N., Elektromagnetische Felder. Informationsbroschüre, Bundesamt für Strahlenschutz 2021 6.7 N.-N., Grundlagen Grenzwerte - Internationale Grenzwerte für HF / NF, Aaroina AG Strickenscheid 2022 6.8 Brakelmann, H., Jarass, L., Erdkabel für den Netzausbau, BoD Norderstedt 2019 6.9 Schäfer, K., Netzberechnung - Verfahren zur Berechnung elektrischer Energie‐ versorgungsnetze, Springer 2020 6.10 Oeding, D., Oswald, B., Elektrische Kraftwerke und Netze, Springer 2016 6.11 Sauer, D., Stromnetze - Technologiesteckbrief zur Analyse „Flexibilitätskon‐ zepte für die Stromversorgung 2050“, Nat. Akad. D. Wissenschaften Aachen 2016 6.12 HVDC PLUS - Der entscheidende Schritt in die Zukunft, Siemens Erlangen 2016 6.13 Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, Grundlagen und Integration in die Stromversorgung der Zukunft, ABB Mannheim 2014 6.14 Hofmann, L., Oswald, B., Wirtschaftlicher Vergleich von Kabeln und Freileitun‐ gen mit Zwischenverkabelung im 110-kV-Hochspannungsbereich, Hannover 2011 6.15 N.N., die Evolution von HVDC light, ABB Review 2017 6.16 N.N., High Voltage Direct Current Transmission - Proven Technology for Power Exchange, Siemens Erlangen 2011 6.17 David, E., Palic, M., Elektrosmog - Wirkungen elektrotechnischer Felder auf den Menschen, ETZ 1994 6.18 Planete, M. et al., 50 -60 Hz Magnetic Fields and Cancer, forty Years of Research, CIGRE Paris 2016 6.19 Planete, M. et al., Living with Electric and Magnetic Fields, CIGRE Paris 2017 446 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="450"?> 6.20 Wertheimer, E. et al., Electrical Wiring Configurations and Childhood Cancer, Am. Journal Epidem. 1979 6.21 Thériault, M. et al., Cancer Risks assoziated with occupational Exposure to magnetic Fields, Am. Journal Epidem. 1994 6.22 N.N., Gesundheitliche Wirkungen elektrischer und magnetischer Felder von Stromleitungen, femu 2013 6.23 N.N., Netzentwicklungsplan Strom 2035, Version 2021, Bundesnetzagentur Bonn 6.24 Malsch, M., Prinz, S., Neubau der 110-KV-Hochspannungsfreileitung - Ab‐ zweig Oberelsdorf, Gutachten new/ Grid Erfurt 2018 6.25 Novitskiy, A., Freileitungen oder Erdkabelleitungen? , Eine Metastudie über die Kriterien und Ergebnisse von Netzuntersuchungen zum Netzausbau. Ilmenau 2012 6.26 Hofmann, L. et al., Ökologische Auswirkungen von 380-kV-Erdleitungen und HGÜ-Erdleitungen, BMU Studie Berlin 2011 6.11 Literatur 447 <?page no="452"?> 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick Zusammenfassung Bei der Übertragung elektrischer Energie beobachten wir mehrere parallele Entwick‐ lungen, die miteinander auf das engste verwoben sind und einen seit Beginn der Elek‐ trizitätsversorgung noch nie dagewesenen, als Energiewende bezeichneten Struktur‐ wandel in der gesamten Energieversorgung darstellen. Hauptziele der Energiewende sind die Reduktion des CO 2 -Ausstoßes und die Verringerung der Importabhängigkeit von fossilen Energieträgern. Das betrifft so gut wie alle Länder der Erde. Die Abkehr von fossilen Energieformen wurde unter anderem bei der UN-Klimakonferenz in Dubai im Dezember 2023 festgehalten. Neben dem Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland, dessen Vorhaben am Beispiel im deutschen Netzentwicklungsplan [7.1] einzeln benannt und durch die Bundesgesetzgebung im EnLAG [7.2] und dem BBPlG [7.3] gesetzlich determiniert sind, bedarf es einer massiven Verstärkung und Ausweitung der Verteilnetze, die neben den bisherigen Versorgungsaufgaben künftig auch weite Teile des Wärmemarktes und die Elektromobilität berücksichtigen 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 routine‐ mäßigen oder zeitbasierten vorbeugenden Instandhaltung nötige vorausschauende In‐ standhaltung, die Predictive Maintenance, wird sich begleitend etablieren. Dabei handelt es sich um eine Instandhaltungsstrategie, 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 erdgas- und später wasserstoffbetriebener Kraftwerke als Regelenergielieferanten und gleichzeitig möglichst große Speicherkapazitäten. Beide stehen derzeit im deutschen Stromversorgungssystem nicht im künftig notwen‐ digen Umfang zur Verfügung und müssen möglichst rasch ausgebaut und etabliert werden. Hieraus folgen für das Übertragungsnetz enorme Transportaufgaben vom Norden in den Süden Deutschlands und für die Verteilnetze neben dem Anschluss von regenerativen Erzeugungsanlagen eine verstärkte Orientierung an flexiblen Back-up- Kraftwerken und an Großspeichern in der Fläche. Im Transformationsprozess hin zum Einsatz regenerativer Energien treten anstelle von thermischen Kraftwerken, die als Grundlastkraftwerke, abgesehen von Revisionszeiten, bis zu 8.000 sogenannte Vollbenutzungsstunden besitzen, künftig volatile Erzeugungseinrichtungen, die, wie <?page no="453"?> die Offshore-Windparks, auf maximal 4.500 Vollbenutzungsstunden kommen. Noch geringer liegen sie bei Photovoltaikanlagen mit rund 1.000 Vollbenutzungsstunden und der Windkraft an Land, die es in südlicheren Gefilden Deutschlands gerade mal auf 1.500 bis 2.000 Vollbenutzungsstunden bringen. 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 die jährlich erzeugte Energie eines Stromerzeugers durch seine Nennleistung geteilt wird. Dies macht deutlich, dass uns die viel beschworene Brückentechnologie „Stromerzeugung mit Erdgas bzw. Wasserstoff “ mit all ihren geopolitischen Risiken sehr lange erhalten bleibt, da für eine erfolgreiche Speicherung etwa in Form von kapa‐ zitätsstarken Pumpspeicherkraftwerken gegenüber dem Bestand ein rund tausendfach höheres Speichervolumen erforderlich wäre, um beispielsweise eine dreiwöchige Dunkelflaute ohne Versorgungsunterbrechung zu überstehen [7.4]. 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 zurück zu verstromen [7.5]. 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, der sich zu einem guten Teil offensichtlich an den Primärenergiekosten orientiert, wird es künftig verstärkt zu einer Wälzung der Errichtungs- und Betriebskosten der Erzeugungs- und Verteilungs‐ anlagen mit einem hohen Anteil des fixen Kostenblocks kommen müssen. Durch die Nutzung der Sonnen- und Windenergie entfallen 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 [7.6]. 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 (Kap. 3.7) neben dem konventio‐ nellen sowie kompakten Freileitungsneubau innovative Methoden, wie das Monitoring 450 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="454"?> (Kap. 4), der Austausch von Leiterseilen gegen HTLS-Seile (Hochtemperaturseile in Kap. 4 und 7.4) und die Lastflusssteuerung (Kap. 6) verstärkt eingesetzt. Für die Stromübertragung über weite Strecken wurde die verlustärmere Gleichstromtechnik wiederbelebt. Sie erlaubt es, unter Einsatz modernster Halbleitertechnologien mit Betriebsspannungen über 500 kV, hohe Leistungen über große Entfernungen blind‐ leistungsfrei zu übertragen. Diese, derzeit von Punkt zu Punkt verlaufenden HGÜ-Ka‐ belverbindungen, werden sich in naher Zukunft mit großer Wahrscheinlichkeit zu einem verzweigten sogenannten Overlay-Netz mit Einbindungen in das bestehende Drehstrom-Übertragungsnetz entwickeln. 7.2 Verteilnetze Größere Verteilnetzbetreiber müssen der deutschen Bundesnetzagentur über ihre Ausbauplanung berichten. Der 2021 neu geschaffene § 14d EnWG verpflichtet Strom‐ netzbetreiber alle zwei Jahre dazu, umfangreiche Netzausbaupläne aufzustellen [7.7]. Hier ist von „Netzausbauplänen” 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 Informatio‐ nen über geplante Netzanschlüsse von Netznutzern, 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 sogenannte Planungsregionen aufteilen, um ihre Netzausbaupläne miteinander zu koordinieren und so netzgebietsübergreifende Ausbaustrategien zu ermöglichen. Von der Veröffentli‐ chungspflicht 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 [7.8]. Der Netzausbau in diesem Segment dürfte bei Leitungsneubauten bis in die 110-kV- Ebene mit Kabeln und mit Teilverkabelungen realisiert werden. Ebenso kommt unab‐ hängig von der Spannungsebene der Ersatzneubau mit der Aufnahme von weiteren Stromkreisen und dem Verbleib in der bestehenden Trasse, ggf. auch auf Teilstrecken, in Frage. Gleichzeitig sind die Betreiber der Verteilnetze, ebenso wie in der Übertragungs‐ 7.2 Verteilnetze 451 <?page no="455"?> netzebene, zur Erhöhung von Übertragungsleistungen bemüht, bestehende Trassen mittels Monitorings sowie durch den Ersatz vorhandener Leiterseile durch HTLS-Seile zu ertüchtigen. Zur innerstädtischen Übertragung hoher Leistungen dürfte in Zukunft auch der Einsatz von supraleitenden Verbindungen in Frage kommen, wie er derzeit in einem Pilotprojekt (Kap.-7.4.4) erprobt wird. 7.3 Sektorenkopplung Abb. 7.1: Schematische Darstellung der Sektorenkopplung nach dem Wegfall der Einspeisungen aus fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken um 2050 Die Sektorenkopplung, also die Integration der Sektoren Strom, Erdgas/ Greengas, Wärme, Industrie und Mobilität in eine ganzheitliche Versorgungsstruktur, bildet einen wichtigen Baustein für das Gelingen der Energiewende. Bei ihr geht es um die übergreifende Verbindung aller Erzeugungs- und Verbrauchssektoren hin zu einem integrierten Energiesystem auf der Basis regenerativer Energieerzeugung bis zum Jahr 2050. Die Sektorenkopplung ist weit mehr als nur die Ablösung CO 2 -behafteter konventioneller Stromerzeugungsanlagen (Abb. 7.1, grau unterlegt und durchgestri‐ 452 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="456"?> chen) durch regenerative und die Ansammlung aller Leitungsausbauten im Rahmen des künftigen Netzausbaus. Gleichzeitig unterstreicht sie aber die Bedeutung des Netzausbaus als Rückgrat der Energiewende. Ziel ist es, die regenerativen Stromer‐ zeugungskapazitäten über die bestehende Netzlast hinaus auszubauen, um dann mit dem erwarteten Überangebot bei der Stromerzeugung in großen Elektrolyseanlagen Wasserstoff zu erzeugen. 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 weniger als 50-% verbunden [7.6]. Ein Teil des erzeugten Wasserstoffs kann über verschiedene Verfahren, z. B. über die Methanolsynthese, in flüssigen Kraftstoff umgewandelt werden und beim Schwerlast- und Flugverkehr flüssige Fossiltreibstoffe ersetzen. Dieser Pfad wird als Power-to- Liquid bezeichnet [7.9]. Auf diese Weise sollen die Multitalente Strom und Wasserstoff eine weitgehende Dekarbonisierung in allen Sektoren und gleichzeitig die Verringerung der Abhängig‐ keit von Primärenergieimporten ermöglichen. 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau Zur Erreichung einer effizienten Stromübertragung im Rahmen der angestrebten En‐ ergiewende, werden in der Leitungstechnik, der Automatisierung und Digitalisierung der Stromnetze eine Reihe von Neuerungen erwartet. Diese wurden zum großen Teil in den einzelnen Kapiteln bereits vorgestellt und beschrieben. Im Anschluss folgt die Zusammenfassung einiger prominenter Beispiele. 7.4.1 Hochtemperatur-Leiterseile Damit bestehende Leitungen höhere Ströme und somit größere Leistung übertragen können, wurden in den vergangenen Jahren Hochtemperatur-Leiterseile entwickelt. Bei klassischen Aluminium-Stahl-Leiterseilen oder solchen mit Aluminiumlegierungen (Aldrey) ist die Betriebstemperatur im Allgemeinen auf 80 ℃ begrenzt. Um trotz höherer Temperatur die Durchhänge gegenüber den konventionellen Seilen nicht zu vergrößern, werden bei Hochtemperatur-Leiterseilen (HTLS, engl. High Temperature Low Sag) Materialien mit einer geringeren Wärmeausdehnung verwendet. Damit sind 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 453 <?page no="457"?> Betriebstemperaturen von 150-210 ℃ und im befristeten Notbetrieb sogar 250 ℃ zulässig. Wegen der quadratischen Abhängigkeit von der Stromstärke werden hierbei hohe Übertragungsverluste in Kauf genommen, wozu auch der erhöhte Leiterwiderstand bei diesen Temperaturen beiträgt. Neben HTLS-Seilen aus speziellen Aluminiumlegierungen kommen auch Seile zum Einsatz, die an Stelle eines metallischen Kerns einen hybriden Karbon- oder Glasfiberkompositkern besitzen. Kompositkerne weisen ein sehr günstiges Festigkeits- Gewichts-Verhältnis auf und besitzen gleichzeitig einen sehr kleinen Wärmeausdeh‐ nungskoeffizienten. Weitere Varianten von Hochtemperaturseilen wurden bereits in Kapitel-4.3.9 näher 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 und die Maststatik aber keine Mast- und Querschnittserhöhung der Leiterseile zulassen und weitgehend unverändert belassen werden können. In Ländern, wie z. B. Japan, wird relemäßig überlegt, neue Leitungen mit Hochtem‐ peraturseilen zu bestücken, sodass für zukünftig steigende Übertragungsleistungen schon beim Bau Vorsorge getroffen wird. 7.4.2 Kompaktleitungen und alternatives Mastdesign Kompaktleitungen sind Leitungen mit reduzierten Mastabmessungen (Kapitel 4.6.8) und werden zukünftig überall dort stärker an Bedeutung gewinnen, wo einerseits die Einhaltung des vorhandenen Schutzstreifens einer Leitungstrasse und/ oder anderer‐ seits die Verringerung der optischen Beeinträchtigung der Landschaft von besonderer Bedeutung sind. Auch alternatives Mastdesign mit unkonventionellem Aussehen verwendet überwiegend kompakte Mastbauformen. Die Tragwerke von Kompaktlei‐ tungen können Stahlgittermaste sein oder Rohrmaste aus Stahl (Bild 7.2), Beton oder aus Kunststoff [7.15]. Ihre Verbreitung geht Hand in Hand mit der positiven Entwicklung von Verbundi‐ solatoren (auch Kunststoffisolatoren engl. Composite conductors genannt). Sie sind für die Kompaktbauweise mit den hierfür immer mehr eingesetzten Isoliertraversen unabdingbar. Schon heute können Kompaktleitungen, wie Abb.-7.2 zeigt, mit Verbun‐ disolatoren bis 500-kV realisiert werden. 454 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="458"?> Abb. 7.2: 500-kV-Kompaktleitung in Indonesien mit Isoliertraversen aus Kunststoffisolatoren (Quelle: PFISTERER) Die Wahrnehmung der Menschen wird heute verstärkt und zusätzlich zu Technik und Wissenschaft in die Leitungsplanung und in die Wahl der Mastformen miteinbezogen. Beispiele dafür gibt es auf der ganzen Welt, wobei einige solche alternativen Lösungen nicht in einem gesamten Leitungszug verwendet werden. Besonders auffallende Maste sind oft Einzellösungen. Zu beachten ist bei solchen Überlegungen auch, dass ein neues Mastbild, das von einer technisch und betrieblich bewährten Mastform abweicht, teurer, technisch komplizierter, und schwieriger in der Unterhaltung sein wird als konventionelle Mastformen. Sie weisen auch eine andere Ökobilanz auf, und werden mit dem Ziel entworfen, ansprechender zu sein. Auf das elektrische und magnetische Feld sowie der Geräuschentwicklung ist aufgrund der anderen Leiteranordnungen besonderes Augenmerk zu richten. Das von der Bevölkerung positiv aufgenommene und in Fachkreisen viel beachtete Mastbild „Wintrack“ wird vom niederländischen Leitungsbetreiber TenneT als neuer Standard verwendet. Es ist eine zweisystemige 380-kV-Leitung, und kann auch zwei zusätzliche 110-kV-Systeme mitführen. Der endgültigen Ausführung sind jahrelange Versuche und intensive Forschungsarbeit vorausgegangen. Ein Mast besteht aus zwei eng nebeneinanderstehenden einzelnen Stahlrohrmasten, jeder trägt ein System. Durch die enge Anordnung wurde das magnetische Feld minimiert. Für die Instandhal‐ tung mussten spezielle Werkzeuge und Einrichtungen entwickelt werden. Abb. 7.3 zeigt den Übergang vom bisherigen Stahlfachwerk-Standardmast zum Wintrack-Design und die Anordnung der beiden elektrischen Systeme. 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 455 <?page no="459"?> Abb. 7.3: 380-kV-Doppelleitung der TenneT in den Niederlanden: im Vordergrund Design „Wintrack“ mit Stahl-Rohrmasten, im Hintergrund Standardmast (links); Wintrack-Tragmast mit Isoliertraversen (rechts) In Frankreich wurden Maste in einem Design-Wettbewerb entwickelt. Die Bedingung war, dass die eingereichten Maste technisch ausführbar sein müssen. Einige Vorschläge wurden realisiert, überwiegend als Einzellösungen. Abb. 7.4: 380-kV-Maste aus einem Design-Wettbewerb in Frankreich [7.16] Industriearchitekten entwickeln sehr ansprechende Leitungen in vielen Ländern, hier sind Beispiele für 380-V-Lösungen aus Italien, Dänemark und Großbritannien (Abb. 7.5). Wichtig ist, dass die Ausführung genau den Designvorgaben folgt, um den 456 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="460"?> gewünschten optischen Eindruck zu erreichen. Für die ausführenden Techniker kann das eine erhebliche Herausforderung bedeuten. Südlich von Florenz in Italien verläuft eine elegante Stahlgitterkonstruktion mit dem Ziel, sie optimal in die umgebende Landschaft einzufügen (Design Foster). Das Mastbild „eagle“ wurde in Dänemark über zig Kilometer mit hunderten Masten eingesetzt. Es besteht überwiegend aus metallischen Rohrmasten. Als Variante dazu steht dieses Mastbild auf einigen Kilometern mit Körpern aus Stahlgitter, da diese eher „durchscheinend“ wirken und das in der betrachteten Gegend vorteilhafter war. In Großbritannien wird das Mastbild „T-Pylon“ auf einer Testleitung für den groß‐ technischen Einsatz geprüft. Der Mastkörper und die Ausleger bestehen aus Rohren, die Isolatoren sind in der Form eines Diamanten ausgebildet. Die Leitung ist dadurch und wegen der geringen Spannweiten sehr niedrig. Die Instandhaltung kann, wie bei vielen alternativen Masten nur vom Autokran aus erfolgen, was entsprechendes Gelände und Zufahrten voraussetzt und den Einsatzbereich einschränkt. [7.15] Abb. 7.5: Alternatives Mastdesign für 380-kV-Leitungen: Design Norman Foster in Italien (links) (Ren‐ dering), Mastbild „eagle“ in Dänemark (Mitte), Mastbild „T-Pylon“ in Großbritannien (rechts), beide von Bystrup [7.17]) Einen anderen Weg geht die bewusste Sichtbarmachung von Masten in der Umwelt. Dem liegt der Gedanke zugrunde, dass Leitungen technische Einrichtungen unseres modernen Lebens sind, so wie andere auch, und deshalb sogar beleuchtet werden sollten. Bei solchen Lösungen handelt sich um einige wenige Einzellösungen, die als „eye-catcher“ zu Diskussionen einladen können. Besonders in skandinavischen Ländern folgt man dieser Ansicht. Beispiele dafür gibt es in Finnland und Frankreich (Abb.-7.6) 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 457 <?page no="461"?> Abb. 7.6: In Finnland beleuchteter 380-kV-Mast (links),In Frankreich beleuchteter bunter 110-kV-Mast (Mitte),In Finnland 110-kV-Abspannmast mit aufgelösten Phasen (rechts) (Quellen: Fingrid, RTE EdF) Dass ansprechendes Mastdesign auch mit Stahlgittermasten möglich ist, ergab ein Forschungsprojekt an der Kunstuniversität im österreichischen Linz/ Donau (Abb. 7.7). Die Aufgabe an die Studierenden war, unter Mitwirkung eines Statikers und Experten des Netzbetreibers, ausführbare Maste zu entwickeln. Aus der Vielzahl der Vorschläge wurden vier ausgewählt, die grundsätzlich ausführbare und praktikable Varianten lieferten. Abb 7.7: Studie über modernes Mastdesign für Stahlgitter - Doppelleitungsmaste 380-kV, [7.18] Kunststoffmaste aus faserverstärkten Polymeren (FRP) sind bei der Mittelspannung in vielen Ländern bereits seit Jahren im Einsatz, insbesondere weil sie leicht und langlebig sind, und die Holzschutzmaßnahmen entfallen. Sie werden auch für höhere Spannungsebenen überlegt, für 220 kV gibt es sie in den USA in Ormond Beach bereits seit 1997 und auch aus China sind solche Konstruktionen bekannt. Kunststoffmaste haben den Vorteil, dass sie elektrisch nicht leitend und leicht sind, sie rosten nicht und sie lassen eine hohe Lebensdauer erwarten. Projektideen bestehen auch für 380 kV 458 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="462"?> und würden neue Möglichkeiten für das Mastdesign ermöglichen. Bis dahin sind noch mechanische und elektrische Herausforderungen zu klären und auch solche zur Instandhaltung. Die Wissenschaft und die Industrie beschäftigen sich damit. [7.18, 7.19]. Abb. 7.8: Studie zu einem 380-kV-Kunststoffmast (links) [7.17], 220-kV-Kunststoffmast aus den USA (rechts) [7.19] 7.4.3 Gasisolierte Leitungen (GIL) für Drehstrom und Gleichstrom Mit gasisolierten Drehstromleitungen können 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 elektrischen Kapazität im Vergleich zu Kabeln in dieser Spannungsebene kann auch auf langen Streckenabschnitten, deutlich größer als 70 km, auf eine Blindleistungskompensation verzichtet werden. Gasisolierte Leitungen stellen eine gut ausgereifte Alternative zur Übertragung mittels Freileitungen dar, allerdings sind diese in der Regel deutlich teurer als Freileitungen und Kabel in derselben Leistungsklasse. Daher kommen GIL hauptsächlich dort infrage, wo hohe Leistungen bei begrenzten Platzverhältnissen oder extremen Umgebungsbedingungen 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 459 <?page no="463"?> übertragen werden müssen oder wenn besondere Umgebungsanforderungen bestehen. Als Beispiel dafür wird auf die 220-kV-GIL in Lausanne, Schweiz, verwiesen, die 2001 im Bereich des Flughafens auf einer Länge von 430 m als Teilverkabelung einer 220-kV- Freileitung in einem Betontunnel verlegt wurde, wie Abb. 7.9 zeigt. Sie untertunnelt eine Ausstellungshalle der Palexpo-Messe. Abb. 7.9: 220-kV-GIL im Bereich des Flughafens Lausanne, Schweiz Eine der weltweit längsten 380-kV-AC-GIL besteht mit ca.1 km Trassenlänge beim Flughafen Frankfurt in Kelsterbach und wurde 2010 in Betrieb genommen. Ihre Rohre sind direkt in Erde verlegt. GIL mit Trassenlängen von 500 bis 600 m gibt es z. B. in Schaltanlagen in Saudi-Arabien, Wales und Bangkok, die zum Teil aufgeständert über der Erde, zum Teil in Trögen verlaufen. Als weitere Beispiele für AC GIL seien genannt: Seit 1978 liegt eine 145-kV-GIL in Joshua Falls USA. Eine 550-kV-GIL besteht in Baxter Wilson USA 2001, 550 kV in Bowmanville Canada 1985-87, 800 kV in Huanghe Laxiwa China 2009, und zahlreiche Kraftwerksausleitungen. In Deutschland ist seit 1975 eine zweisystemige 380-kV- Kraftwerksausleitung als GIL über 700-m Länge in Betrieb. 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 erprobten 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 Übertragung sehr großer Energie‐ mengen über große Distanzen ermöglichen. Moderne AC- und DC-GIL verwenden zur Isolierung ein Gasgemisch aus Schwefelhexafluorid SF 6 und Stickstoff N 2 im Mischungsverhältnis von meist 1: 7, das unter 7 bar Druck steht. SF 6 ist als gefährlich eingestuft und ist für die Anwendung in der Elektrotechnik nur unter strengen 460 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="464"?> Auflagen gestattet. An der Entwicklung eines unproblematischen Ersatzgases wird weltweit intensiv geforscht. Wenn es zur Verfügung steht, ist in Zukunft mit einer vermehrten Anwendung von GIL zu rechnen. Durch derartige Lösungen könnte die Energiewende in Deutschland und sicher auch weltweit eine höhere Akzeptanz in der Bevölkerung erfahren. 7.4.4 Supraleiterkabel Metallische Werkstoffe verlieren in der Nähe des absoluten Nullpunkts bei 0 bis 4 K 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 beschränken sich die Anwendungen mit metallischen Supraleitern auf wenige und spezielle Einsatzfelder. Die Entdeckung keramischer Hochtemperatur-Supraleiter aus Yttrium-Barium-Kup‐ feroxid (YBaCuO) Mitte der 80er-Jahre des vergangenen Jahrhunderts ermöglichte den Bau von Kabeln, deren sogenannte Sprungtemperatur, also die Temperatur, bei der sie nahezu sprungartig ihren Widerstand verlieren, höher liegt als die von flüssigem Stickstoff (Abb. 7.10). Auch die mit flüssigem Stickstoff gekühlten Kabelkonstruktionen erfordern aufwändige Kühlkreisläufe, sie sind aber mit den heuteigen Techniken realisierbar als Konstruktionen, die mit Helium gekühlt werden. ≈ 92,5 K 92 K 91,5 K 60 80 100 120 140 Temperatur K Elektrischer Widerstand Siedepunkt N 2 (rd. 77 K) Abb. 7.10: Elektrischer Widerstand von YBaCuO bei Abkühlung [7.12] 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 reali‐ sieren, für die sonst konventionelle Hochspannungskabel eingesetzt werden müssten. 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 461 <?page no="465"?> 2014 wurde das erste über einen Kilometer lange Supraleiterkabel im Stadtgebiet von Essen in Betrieb genommen [7.13]. Bei dem als AmpaCity bekannt gewordene Pilotprojekt fand ein 10-kV-Drehstromkabel mit konzentrisch geschichtetem Aufbau Verwendung, dass bei gleichem Durchmesser rund fünfmal so viel Strom zu transpor‐ tieren vermag, wie ein vergleichbares konventionelles Kupferkabel (Abb.-7.11). Isolierung Isolierung Isolierung Kryostat Stickstoffvorlauf (N 2 ) Äußerer Schutzmantel Kupferschirm Leiter L1 Leiter L2 Leiter L3 Rücklaufleitung Stickstoffrücklauf (N 2 ) Abb. 7.11: Aufbau eines konzentrisch aufgebauten supraleitenden 10-kV-Drehstromkabels [7.11] Ein mit Stickstoff (N 2 ) durchströmter Isoliermantel hält den Kern des Kabels auf ca. -180 ℃. 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 Hochtemperatur-Supra‐ leiter (HTS) seien derzeit technisch und wirtschaftlich eine sinnvolle Möglichkeit, um den weiteren Ausbau innerstädtischer Stromnetze mit Hochspannungskabeln 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 [7.12]. Mit der derzeit verfügbaren Technik wird alle 5-10 km eine Kühlstation benötigt. Bei den sich im Ent‐ wicklungsstadium befindlichen Gleichstrom-HTS-Kabeln wären diese in Abständen von etwa 20-km erforderlich. HTS-Kabel sind seit Beginn der 2000er-Jahre in Netzen installiert, u. a. in Dänemark, USA, Korea, Japan mit Spannungen zwischen 13 kV und 138 kV mit Übertragungsleis‐ tungen von 48-MVA bis 475 MVA. In Long Island (USA) wurde 2008 weltweit das erste HTS-Supraleitkabel im Über‐ tragungsnetz in Betrieb genommen (Holbrook Superconductor Project). Nach Angaben des Herstellers kann dieses in einem Tunnel verlegte 600 m lange 138-kV-Kabel kann mit bis zu 575 MVA (2400A) rund fünfmal so viel Strom wie übliche Kabel übertragen [7.20]. 462 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="466"?> Entso-e nennt Beispiele als Best Practice für supraleitende Kabel, darunter folgende Anlagen: In Shingal, Südkorea wurde 2019 ein 1 km langes 23-kV-AC-HTS-Kabel als Verbindung zweier Umspannwerke verlegt. 2015 wurde ein Internetdatenzentrum in Ishikari, Japan, durch zwei 500-m und 1000-m lange HTS-DC-Kabel angeschlossen. An HTS-Kabeln wird weiterhin intensiv geforscht. In München wurde 2020 das Projekt einer zwölf Kilometer langen Teststrecke "Super-Link" zwischen dem Haupt‐ umspannwerk Menzing und dem Lastschwerpunkt München-Süd gestartet. Hersteller, Wissenschaftler und Netzbetreiber möchten Möglichkeiten des „Retrofitting“, also den Austausch bestehender Kabel gegen neue, leistungsfähigere, untersuchen. Das Kabel wäre das längste der Welt und soll 500 MVA übertragen. Es wurden neue Anlagenteile entwickelt und das Vorhaben befindet sich in der Testphase (2023). Nach deren Abschluss soll über die Errichtung entschieden werden [7.21]. 7.4.5 HGÜ-Kabel - Overlay-Netz In der Weiterentwicklung der Netze zeichnen sich zwei Trends ab, bei denen auch die Gleichstromtechnik 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 die politisch hochgesteckten Ziele bezüglich Umweltentlastung, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit am ehesten erreichen. Aus Gründen der Akzeptanz lässt sich in Zukunft die hierzu erforderliche Kabeltechnik nicht nur auf die höchsten Spannungs‐ ebenen beschränken. Dank der modernen Leistungselektronik ist es zum Beispiel heute schon möglich, ausgedehnte Rechenzentren ausschließlich in Gleichstromtechnik zu betreiben. Durch die Weiterentwicklung leistungsfähiger Gleichstromschalter zeichnet sich ab, dass anstelle der bisher realisierten Punkt-zu-Punkt-Verbindungen auch solche mit drei 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 intakte Teil weiter betrieben werden. Über zusätzliche Verbindungen kann das Multiterminal-System im nächsten Schritt weiter zu einem vermaschten Gleichstromnetz ausgebaut werden. Da dieses Netz sich zu einer Struktur ausdehnen wird, die über dem existierenden Drehstrom-Höchstspannungsnetz liegt und dieses entlastet, wird es künftig auch als Overlay-Netz bezeichnet. Vor einigen Jahrzehnten wurde das Zukunftsprojekt DESERTEC angeregt, zur gemeinsamen Nutzung von Ressourcen, vor allem der Windkraft aus dem Norden und der Wasserkraft aus dem Süden Europas sowie der Sonnenenergie aus Nordafrika und dem Nahen Osten. Zur Schaffung solchermaßen erweiterter Netze müssten allerdings 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau 463 <?page no="467"?> 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 berücksichtigt werden. 7.5 Literatur 7.1 Drees, T. et al., Netzentwicklungsplan Strom 2035, Version 2021 www.netzent wicklungsplan.de 7.2 EnLAG, Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen-(Energieleitungsausbauge‐ setz---EnLAG), Bundesamt der Justiz (2009) 7.3 BBPlG, Gesetz über den Bundesbedarfsplan-(Bundesbedarfsplangesetz-- -BBPlG), Bundesamt der Justiz (2013) 7.4 Palic, M., Grundlagen Erneuerbare Energieen, bdew akademie, Seminarunter‐ lage, Erfurt (2015) 7.5 N. N., Power-to-Gas, EnBW Informationsbroschüre (2015) 7.6 Sauer, D. U. et al., Stromnetze Technologiesteckbrief zur Analyse SCHRIFTEN‐ REIHE ENERGIESYSTEME DER ZUKUNFT, Aachen (2016) 7.7 EnWG, Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschafts‐ gesetz---EnWG), Bundesamt für Justiz (2021) 7.8 Scheffler, J., Verteilnetze auf dem Weg zum Flächenkraftwerk, Springer (2016) 7.9 Erbslöh, F. D., Der Weg zur Energiewende, Expert-Verlag (2021) 7.10 N. N., Genehmigung des Szenariorahmens 2021-2035, Bundesnetzagentur, Bonn (2020) 7.11 N. N., Gerapid - DC-Gleichstromschnellschalter, ABB Connect, Zürich (2022) 7.12 Steckel, R. D., in Kabeltechnik in Kabel und Freileitungen in Überregionalen Netzen, Expert-Verlag (1992) 7.13 Merschel, F., Supraleiterkabel - Lösung für dicht besiedelte Gebiete Vortrag anlässlich der 10. Fachtagung Freileitungen, Wiesbaden (2017) 7.14 N. N., Innerstädtisches Hochspannungskabel wird durch weltweit längstes Supraleitersystem ersetzt, gemeinsame Pressemitteilung KIT, Nexans, RWE (2012) 7.15 N. N., Electricity Supply Systems of the Future, CIGRE Green Books, Springer (2020) 7.16 N. N., RTE EdF, CIGRE 2005 - B2 - Colloquium Brasilien 7.17 H. Skouboe, Bystrup, Going offshore - Challenges of the future powergrid, CIGRE Symposium Aalborg 2019 7.18 N. N., Industrial Design Education Austria Linz “DER MAST - Gegenwart & Zukunft“, APG - Austrian Power Grid in Kooperation mit scionic I.D.E.A.L. 7.19 N. N., Transmission line structures with Fiber Reinforced Polymer (FRP) composite, CIGRE Technischer Bericht TB 818 464 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="468"?> 7.20 JICABLE, “Development and demonstration of a long length transmission voltage cold dielectric superconducting cable to operate in the long island power authority grid”, 2007 7.21 SWM-Magazin „Das können Hochspannungs-Supraleiter“ März 2023 Weiterführende Literatur N. N., Genehmigung des Szenariorahmens 2021-2035, Bundesnetzagentur, Bonn (2020) N. N., Gerapid - DC-Gleichstromschalter ABB Connect, Zürich (2022) Hatziargyriou, N., Hrsg., Electricity Supply Systems of the Future CIGRE Green Books, Springer, (2020) Jensen, C., Argaut, P., 400-kV Underground Cables in Rural Areas, CIGRE (2006) N. N., Comparison of High Voltage Overhead Lines and Underground Cables, Report and Guidelines, CIGRE (1996) N. N., Technical Report on the Future Expansion and Undergrounding of the Electricity Transmission Grid, Elinfrastrukturudvalget (2008) N. N., „Joint Paper“ Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von Höchstspan‐ nungsfreileitungen, Entsoe - Europacable, Brüssel (2011) 7.5 Literatur 465 <?page no="469"?> Danke Für die fachliche Unterstützung des Buchvorhabens mit der Durchsicht von Kapiteln und Passagen, der Bereitstellung von Informationen, für wichtige Hinweise sowie für Bildmaterial und dessen Freigabe zur Veröffentlichung bedanken wir uns ganz herzlich. Für das technische Lektorat und das Geleitwort: Großmann, Steffen, Prof. Dr.-Ing., Professur Hochspannungs- und Hochstromtechnik Institut für elektrische Energieversorgung und Hochspannungstechnik, Technische Universität Dresden Für zahlreiche Anregungen, Unterlagen, Hinweise und Bildfreigaben: Alter, Enrico, Omexom Hochspannung GmbH für die Unterlagen zu Kap. 4.7; Amprion GmbH, Dortmund; Ansorge, Samuel, Dr. sc. ETH ex, CEO, Brugg Cables; Bauer, Sebastian, Prof. Dr., GeoHydroModelling Institute of Geosciences Chris‐ tian-Albrechts-University Kiel; Bohn, Thoralf, FNN im VDE, Berlin Brakelmann, Heinrich, Prof. Dr.-Ing., BCC Cables Consulting; Cosmai, Umberto, Dr., Covis; Durinke, Peter, Dr., Wolter Hoppenberg Rechtsanwälte Partnerschaft mbB; Eduard Steiner, AG/ CH, EQOS Energie Deutschland GmbH; Knapp, Eduard, Geschäftsführung IFK GmbH; Knauer, Martin, TenneT TSO; Lamm, Matthias, Dr., Entwicklung und Engineering, Richard Bergner Elektroarma‐ turen GmbH & Co. KG; LEW Verteilnetz GmbH (LVN); Nitzke, Uwe, Bereichsleiter Engineering, Cteam Consulting & Anlagenbau GmbH; Peters, Marc, Dr.- Ing., Herrenknecht AG; PFISTERER; Schmuck, Frank, Dr. Ing. habil., Schmuck HV Insulation Consulting; Seifen, Guido, Mitglied der Geschäftsführung, Omexom; Springer Verlag van Fondern, Michael, imp, Arnsberg VDE Kassel; Weinlein, Andreas, Leiter Engineering, Südkabel GmbH; Wolbring, Nico, Wolbring & Feldmann PartG; Wolff, Carsten, Vice President High Voltage Projects, NKT GmbH & Co. KG <?page no="470"?> Register 4R-Dämpfer-263 AAAC-174 AAC-174 Abspannspiralen-252 Abstände-171 Äußere-172 Innere-171 Abstandhalter-265 Abstrahlung-193 ACCC-Seile-200 ACCR-Seile-200 ACSR-174 ACSS-Seile-198 Aldrey-174 alternating current-25 Aluminium-174 Aluminium-Magnesium-Silizium-Legierung 175 Aluminiumoxidporzellan-225 Aluminium-Stahl-Seile-174 AmpaCity-462 Anschlusslänge-218 Äolische Schwingungen-205 äquivalenter Durchmesser-166 Arbeiten unter Spannung (AuS)-310 Ausbauplanung-53 Ausblick-449 Ausbreitungsgeschwindigkeit-206 Aushub-288 Ausschwingwinkel-165 Avifauna-142 Banderder-279 Baulager-290 Betriebsbiegelast (MDCL)-236 Betriebsplanung-54 Bettungsmaterial-93 BFP-127 Bilanzkreis-59 Blindleistung-21 Blindstrom-21 Blitzschutz-278 Bodenklassen-281 Bruchlast (CFL)-237 Brückentechnologie-450 Bündelleiter-196 Bundesfachplanung-127 CO2-Ausstoß-449 CO2-freie Stromerzeugung-449 coating-220 Combi-Schutzring-261 Dämpferplatzierung-264 DC-GIL-460 DESERTEC-463 Diagnosemessungen-389 DIN IEC 60815-219 direct current-25 Distrubuted Temperature Sensing (DTS)-388 Donaumast-268 Donaumastbild-69 Donut-203 Drahtflug-145 Drahtpannung-181 Drehstrom-Kabeltrassen-86 Drohne für Inspektionen (UAV)-312 DUPLEX Verfahren-268, 303 Durchhang-184 Durchhangsschablone-286 E-CR-Glas-228 Edison-25 EDS-188 Einebenenmastbild-69 Eingriffsausgleich-151 Einpflügen-94 Einspeisevorrang-62 <?page no="471"?> Eisakkretion-163 Eislast-163f. Eislastkarte-163 Eislastzone-163 Elektrodynamik-17 Elektrokution-144 Elektrolyseanlagen-453 Energieleitungsausbaugesetz-117 Energieverbrauch-55 Energy Balance Principle-208 EnLAG-117 Entschädigungen-151 Entschädigungsregelung-152 ENTSO-E-123 Entwicklungstendenzen-449 EPE-Model-190 Epoxidharzmatrix-228 Erdseile-197 Erdung-278 Erdung der Kabelschirmung-365 Erdungswiderstand-279 erneuerbare Energien-157 Europäischer Netzverbund-123 Expansionsgefäß-361 Feldabstandhalter-214 Festigkeitsberechnung-274 Firefly-146 fossile Energieträger-449 Freileitungsentwicklung-29 Freileitungskreuzungen-106 Freileitungstrassen-65 Fremdschichtüberschlag-219 Frequenz-56 Frequenzabweichung-57 Frequenzentlastung-59 Frequenzhaltung-57 Frequenzstabilität-42 Fundamentkräfte-284 Fußstuhl-288 gain base-234 galloping-215 Gap-Seile-200 gasisolierten Drehstrom-Leitungen-459 Gelände-210 Geschlossene Bauweisen-96 Gesteuerter Rohrvortrieb-98 Gewichtsspannweite-161 GFK-Stab-228 Scherfestigkeit-233 Glasdielektrikum-226 Glasfasern-228 Gleichstrom-Kabeltrassen-89 GPS- Global Positioning System-286 Grabenprofil-90 Greenfieldplanung-53 Greengas-453 Grundsatzplanung-53 Guttapercha-33 Halboffene Bauweise-95 HDD-Verfahren-97 HGÜ-Kabel-36, 463 Hochspannungs-Gleichstromkabel-36 Hochtemperatur-Leiterseile-198, 453 Hochtemperatur-Supraleiter-461 Höhenbeschränkungen-84 Horizontalspülbohrverfahren-97 HTLS-198 HTLS-Seile-78 Hybridleitung-320 Hydrophobie-230 ideelle Spannweite-185 Infrarotthermographie-306 Infrastrukturkanal-99 Isolatoren-215 Form-216 Funktion-217 Geometrie-218 Material-216 Profil-220 468 Register <?page no="472"?> Joule-Verluste-192 Kabelentwicklung-32, 37 Kabelgraben-369 Kabellegung-369 Kabeltrassen-86 Kappenisolatoren-226 Keilabspannklemmen-249 Kettenlinie-184 klimatischen Lasten-161 Knickpunkt-Temperatur-191 Kompaktbauweise-71 Kompaktleitungen-160, 237, 277, 454 Konvektion-193 Korona-194 Korrosion-221, 305 Kreuzungen-105 Kriechweg-218 Gleichspannung-220 Landschaftspflegerischer Begleitplan-151 Langstabisolatoren-224 Lastanpassung-60 Lastbaum-271 Lastfälle-271 Lastumlagerung-225 Lauffen am Neckar-158 Laufrollen-298 Legeanordnungen-88 Legetechniken-90 Legetiefe-369 Leistungsdifferenz-57 Leistungsgleichgewicht-55 Leistungssteigerung-78 Leitertragspiralen-248 Leitungsfahrwagen-303 Leitungsmonitoring-78 Leitungsprovisorien-108 LE-Modell-190 Lichtwellenleiter-388 Lidar (Light Detection and Ranging-286 Lochleibungsversagen-274 Low-Weight-Conductor-316 LWL-Erdseile-198 Mantelrohr-Legerverfahren-94 Marker-Arten-146 Mast- Festigkeitsberechnung-274 Mastaufteilung-286 Mastmontage-292 Hubschrauber-294 Kran-293 Stockbaum-292 Materialermüdung-210 MDCL-Prüfung-236 Mehrfachfreileitungen-71 Microtunneling-98 Mindestbiegebruchlast (SCL)-236 Minutenreserve-59 Mittelzugspannung-188 Monitoring-387 Montagelast-169 Motorisolator-158 Muffenlegung-101 Muldentragklemmen-248 Multiterminal-System-463 (n-1)-Kriterium-51 NABEG-118 Nachtrassierung-109 Näherungen-105 NEP-121 Netzausbaubeschleunigungsgesetz-118 Netzausbaupläne-451 Netzbetrieb-54 Netzentwicklungsplans-121 Netzplanung-49 Netzstrukturen-46 Netzverbünde-42 Netzzustände-60 Nichtzugfeste Verbinder-253 Notfallsanierung-304 NOVA-Prinzip-134 Register 469 <?page no="473"?> Offene Bauweise-90 Opferzinkhülse-222 OPGW-198 optimale Übertragungsspannung-158 Oskar von Miller-27 Overlay-Netz-463 Overlay-Netz-392, 451 Parallelführungen-105 PFV-130 Phasenabstandhalter-242 Planfeststellungsbeschluss-132 Planfeststellungsverfahren-117, 130 Planungsgrundsätze-49 Poffenberger-Swart Formel-212 Power-to-Gas-453 Power-to-Gas-to-Power-453 Power-to-Liquid-453 Predictive Maintenance-449 Pressabspannklemmen-248 Primärregelleistung-57 Primärregelung-58 Properzi-Verfahren-174 Pultrusionsverfahren-228 Pumpspeicherkraftwerke-450 Quarzporzellan-225 Raumordnerische Beurteilung-127 Raumordnung-125 Raumordnungsverfahren-117, 124 Real Time Monitoring-202 Redispatch-Maßnahmen-59 Regelleistung-57 Regelreserve-58f. Regelzone-58 Regulage-302 Reguliertabelle-302 Reibkorrosion-210 Robotik-311 ROG-124 ROV-124 rückwärtiger Überschlag-279 Schaltanlagen-47 Schlagweite-218 Schlagwinkel-174 Schneise-81 Schraubenmontage-294 Drehmomentliste-295 Schutzarmaturen-258 Schutzbereiche-73 Schutzstreifen-80 Schwingungsrekorder-211 Seile-172 Aufbau-173 Auswahl-172 Herstellung-177 Kriechen-179 Prüfung-177f. Stromtragfähigkeit-191 Temperaturverhalten-183 Wärmeausdehnungskoeffizient-183 Zugbeanspruchung-180 Zugprüfung-178 Seillängung-77 Seilschwingungen- Zulässige Grenzwerte-213 Seiltanzen-215 Seilzug-295 Bauunterlagen-295 Hubschrauber-302 Mastverankerungen-297 Schutzgerüste-297 Sektorenkopplung-452 Sekundärregelleistung-59 Sekundärregelung-59 Setzrahmen-288 Sicherheitsabstände am Mast-271 Sicherheitsbereich-76 Sicherheitszone-76 Siedlungsbereiche-85 Smart Grid-451 Sonneneinstrahlung-193 470 Register <?page no="474"?> spacer damper-214 Spannweitenbeiwert-165 SPE-Modell-191 spezifischer Kriechweg-219 Spiraltragklemmen-248 Sprungtemperatur-461 SPS-219 Stabilitätsversagen-275 Stabkräfte-272 Stahl-176 Staudruck-164 steckbare Anschlusssysteme-362 Stockbridge-Dämpfer-262 Strategische Umweltprüfung-136 Stromaustausch-53 Strouhal-Frequenz-205 subspan oscillations-214 SUP-136 Supraleiterkabel-461 Systemdienstleistungen-62 Szenario B 2035-121 Teilentladungsmessung-389 Teilfeldschwingungen-214 Teilsicherheitsbeiwert-170 temporäre Gestänge-108 Tesla-25 Tiefenerder-279 Tonnenmastbild-70 Trafoprinzip-17 Tragmaste-65 Tragwerke- Windlast-168 Trassenausnutzung-104 Trassenführung-80 Trassierung-65 Tunnelbohrtechnik-98 TYNDP-123 Übergangsanlagen-102 UCPTE-45 UCTE-44 Umspannanlagen-47 Umweltprüfung-136 Umweltverträglichkeit-136 Umweltverträglichkeitsprüfung-138 Unterrippen-221 Upgrading-316 Uprating-314 UVP-136, 138 UVPG-136 UVP-Prozess-139 Verbindungsarmaturen für Isolatorenketten-259 Verbundisolatoren-227 Endarmaturen-229f. Grenzwerte el. Feldstärke-261 Last-Zeit-Verhalten-233 mittlere Bruchlast-233 Nennlast-232 Prüflast-232 Schadensgrenzlast-232 Schirmhülle-229 SML-232 Vorteile-227 Verbundleiter-158 Verbundnetze-42 Verfüllung-289 Verlängerungslaschen-248 Verschmutzungsgrad-219 Vogelschutzmarker-145 Volatilität-59 Vollaluminiumseile-174 Vollbenutzungsstunden-450 von Kármán Wirbeln-205 vorausschauende Instandhaltung-449 vordringliche Höchstspannungsleitungen-117 Vorseil-298, 302 Walddurchquerung-81 Waldüberspannung-83 Wandler-48 Register 471 <?page no="475"?> Warnkugeln-256 Wartung-304 normale-304 vorbeugende-304 Wasserstoff-453 water trees-390 Wechselschirme-221 Wellenwiderstand-197 Widerstandsbeiwert-165 Windlast-164 Windlast an Stahlgittermaste-169 Windlast auf Isolatoren-166 Windlast auf Tragwerke-168 Windlast Seil-165 Windspannweite-161 Windzone-164 Winkelabspannmaste-65 (Z)TACIR-Seile-200 (Z)TACSR-Seile-200 Zebra-Marker-146 Ziehteppich-300 Zugfeste Verbinder-253 Zulassungsverfahren-115 Zustandsgleichung-187 472 Register <?page no="476"?> Abbildungsverzeichnis Abb. 1.1: Das Trafoprinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Abb. 1.2: Das Hochspannungskabel als langgestreckter Kondensator . . . 22 Abb. 1.3: Kapazitive und induktive Lasten im Wechselstromnetz (links: Ströme, rechts: Leistungen) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Abb. 1.4: Nikola Tesla (links) und Thomas Alva Edison (rechts) - zwei Protagonisten im Stromkrieg [1.1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 Abb. 1.5:  Oskar von Miller [1.3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 Abb. 1.6:  Internationale Frankfurter Elektrizitätsausstellung 1891 [1.4] . 27 Abb. 1.7: Abspannmast im Leitungszug der 380-kV-Leitung Rommerskirchen-Hoheneck mit Donaumastbild [1.7] . . . . . . . . 30 Abb. 1.8: Entwicklung der Drehstrom-Spannungsstufen für Freileitungen in Deutschland und der Welt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 Abb. 1.9: Darstellung des Kruesi-Tubes mit den drei Leitern im Rohr (unten), einer offenen Muffe (mittig) und einer verschlossenen Muffe (oben) [1.13] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 Abb. 1.10:  Aufbau eines alten Gürtelkabels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Abb. 1.11: 30-kV-Gürtelkabel im Jahr 1911 [1.15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Abb. 1.12: Spannungsstufen in der Entwicklung von Kabeltechniken . . . . 37 Abb. 1.13: Mitglieder der CENELEC (dunkelgrün) und Partner (hellgrün) [1.29] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 Abb. 1.14: Deutsches Höchstspannungsnetz, Übersichtskarte, 1.1.2024 (Quelle: Forum Netztechnik/ Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) - VDE, Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.-V., [1.18]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Abb. 1.15: Netzverbünde in Europa, UCTE-Mitgliedstaaten in blau dargestellt, Stand 2001 [1.30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Abb. 1.16: „Interconnected Network of ENTSO-E”, die hellgelbe Fläche ist das Übertragungsnetz der entso-e. 220-kV Leitungen sind grün, 300-330-kV gelb, 380-kV rot, 500-kV violett, 750-kV blau eingezeichnet. [1.28] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Abb. 1.17: Spannungsebenen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 Abb. 1.18: Netzstrukturen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Abb. 1.19: Beispielhafte Ausführung eines Trafo- und Abgangsfeldes in Schalt- und Umspannanlagen (Bild: VDE Kassel (WD), [1.16]) . 49 Abb. 1.20: Risikoabwägung beim Ausbau von Infrastruktureinrichtungen 50 Abb. 1.21: Das (n-1)-Kriterium in Mittelspannungsnetzen . . . . . . . . . . . . . 52 Abb. 1.22: Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung (links) und Bedarf (rechts) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 Abb. 1.23: Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch . . . . . . . . . 56 <?page no="477"?> Abb. 1.24: Leistungs-Frequenz-Kennlinie im deutschen Höchstspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 Abb. 1.25: a) Verschiedene Regelleistungsarten zum Leistungsausgleich in Stromnetzen, b) Tatsächlicher Frequenzverlauf im UCTE-Netz [1.24] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 Abb. 1.26: Abzuwerfende Verbraucherlast nach dem UFLA [1.37] . . . . . . . 60 Abb. 1.27: Netzzustände [1.36] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Abb. 2.1: 110-kV-Leitungsausschnitt mit einem Winkelabspannmast im Vordergrund und Tragmasten im Hintergrund (Quelle: LVN) . . 66 Abb. 2.2: Bestandteile und Komponenten von und an Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 Abb. 2.3: Grundformen für Doppelfreileitungen am Beispiel der 110-kV- Ebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 Abb. 2.4: Einsatzbeispiel für ein 220-kV-Donaumastbild mit außenliegenden Erdseilen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 Abb. 2.5: Einebenen-Tragmaste vor einem Feldgehölz . . . . . . . . . . . . . . . . 69 Abb. 2.6: Ausführungsbeispiel mit einem 110-kV-Tonnenmast-Gestänge 70 Abb. 2.7: Kompakte 380-kV-Freileitung mit einer 110-kV-Leitung parallel geführt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 Abb. 2.8: 380-kV-Versuchsleitung in Einebenen-Anordnung mit Zweierbündel-Tragseilen (Quelle: SPIE SAG) . . . . . . . . . . . . . . . 71 Abb. 2.9: Ausführungsbeispiel einer 380/ 110-kV‐Vierfachleitung, zunächst mit einem Stromkreis 380-kV und drei Stromkreisen 110-kV belegt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 Abb. 2.10: Sicherheitszone von Hoch- und Höchstspannungs- Freileitungen, a) Längsschnitt, b) Querschnitt . . . . . . . . . . . . . . . 76 Abb. 2.11: Schematische Darstellung des Schutzstreifens eines Spannfeldes in der Draufsicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 Abb. 2.12: Abmessungen von Waldschneisen, links bei gefestigten Waldrändern, rechts bei nicht gefestigten Waldrändern mit Berücksichtigung des Baumfalls . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 Abb. 2.13: Flächenbedarf bei Waldüberspannungen durch eine 110-kV- Freileitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 Abb. 2.14: Leitungsführungen in Einebene im Einflugbereich eines Flugplatzes mit Tageskennzeichnung, links 220 kV, rechts 110 kV 84 Abb. 2.15: Baugebiet unter einer 110-kV-Doppelfreileitung . . . . . . . . . . . . . 85 Abb. 2.16: Übergang von zwei Freileitungssystemen auf vier Kabelsysteme bei einer Zwischenverkabelung [nach 2.12] . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 Abb. 2.17: Überleitung von drei Kabelsystemen auf ein Doppelfreileitungssystem, wobei ein Kabelsystem als Reserve genutzt wird [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 474 Abbildungsverzeichnis <?page no="478"?> Abb. 2.18: Überleitung von zwei Kabelsystemen auf ein Doppelfreileitungssystem, wobei ein einzelnes Kabel als Reserve genutzt wird [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 Abb. 2.19: Mögliche Verlegeanordnungen bei Drehstrom-Hoch- und Höchstspannungskabeln [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 Abb. 2.20: Mögliche Verlegeanordnungen für HGÜ-Kabel mit und ohne metallischen Rückleiter [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 Abb. 2.21: Beispielhaftes Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 110-kV- Drehstromkabelverlegung in Rohren mit zwei Systemen und einem Reservekabel [2.27] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 Abb. 2.22: Beispielhaftes Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV- Drehstromkabelverlegung in Rohren mit vier Systemen [2.12] . 91 Abb. 2.23: Beispielhaftes Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV- Drehstromkabelverlegung mit drei Systemen [2.9] . . . . . . . . . . . 92 Abb. 2.24: Grabenprofil und Schutzstreifen für ein HGÜ-Kabel +/ - 525-kV [2.17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 Abb. 2.25: Trasse für zwei Kabelsysteme 380-kV bei Verlegung im offenen Graben [2.13] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 Abb. 2.26: Kabelpflug bei der Verlegung von Leerrohren für Kabel und Informationsleitungen [2.14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 Abb. 2.27: Verlegung eines Mantelrohrs in halboffener Bauweise mit dem Pipe Express®-Verfahren [2.15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95 Abb. 2.28: Konventionelle Rohrverlegung in halboffener Bauweise mit Startgrube und Greifschlitz [2.16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 96 Abb. 2.29: Die drei Schritte beim Horizontalspülbohrverfahren [2.18] . . . . 97 Abb. 2.30: Zweistufiger Rohrvortrieb nach dem E-Power Pipe®-Verfahren von Herrenknecht [2.35] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 Abb. 2.31: Gesteuerter Rohrvortrieb mit Schildmaschine, Startgrube und Pressstation [2.15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 Abb. 2.32: Infrastrukturkanal in offener Bauweise gelegt für zwei Drehstromkabel-Systeme 380-kV [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 Abb. 2.33: Kontinuierliche Fertigung eines Infrastrukturkanals, links, und Erstellung in Fertigteilbauweise, rechts [2.21] . . . . . . . . . . . . . . . 100 Abb. 2.34: Anordnung von 380-kV-Drehstromkabelmuffen in einem Infrastrukturkanal [2.22] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101 Abb. 2.35: Muffengrube für vier 380-kV-Drehstromsysteme, links [2.20] und einem klimatisierten Container über der Muffengrube für zwei HGÜ-Kabel, rechts [2.24] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 Abb. 2.36: Prinzipielle Darstellung der Teilverkabelung einer 380-kV- Leitungsverbindung [2.26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 Abb. 2.37: Übergangsanlage von einer 380-kV-Doppelfreileitung auf vier Kabelsysteme ohne Kompensationseinrichtungen [2.25] . . . . . . 103 Abbildungsverzeichnis 475 <?page no="479"?> Abb. 2.38: Maximale Trassenausnutzung von Freileitungen und Kabeln in den Spannungsebenen 110 kV AC, 380 kV AC und + 525 kV DC [2.1, 2.28, 2.29, 2.30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 Abb. 2.39: Freileitungskreuzungen mit linienartigen Infrastruktureinrichtungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 Abb. 2.40: Schutzgerüst für die Kreuzung einer Autobahn (links) und einer elektrifizierten Bahnstrecke (rechts) mit einer Höchstspannungsfreileitung [2.33] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 Abb. 2.41: Provisorische Gestänge mit abgeankerten Masten a) [2.32] und mit Auflastfundamenten b) [2.33] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 Abb. 2.42: Ausführungsbeispiele für provisorische Freileitungstrassen mit abgespannten Portalen (links) [2.34] und mit Auflastfundamenten (rechts) [2.31 und 2.31a] . . . . . . . . . . . . . . . 109 Abb. 2.43: Verbesserte Biodiversität in einer Leitungstrasse: 17 neue Pflanzenarten aus der „Roten Liste“ wurden in wenigen Jahren heimisch [2.44] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 111 Abb. 3.1: Realisierungspfad von Leitungsbauvorhaben (Freileitungen und Kabel) in den Spannungsebenen 110-380-kV . . . . . . . . . . . . . . . . 116 Abb. 3.2: Schematische Darstellung des Prozessablaufs zum Bundesbedarfsplan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 Abb. 3.3: Prognose von Erzeugung und Bedarf in den Bundesländern nach dem Szenario B 2035 [3.21] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 Abb. 3.4: Verlauf und Stand der Vorhaben aus dem EnLAG und dem BBPlG nach dem 3. Quartal 2020 [3.18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 Abb. 3.5: Übersicht zur Notwendigkeit von Beurteilungs- und Zulassungsverfahren für Leitungen in Hoch- und Höchstspannungsnetzen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123 Abb. 3.6: Ermittlung des Ausbaubedarfs in den europäischen Übertragungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 Abb. 3.7: Schematische Darstellung des Ablaufs eines Raumordnungsverfahrens (nach [3.3, 3.5]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Abb. 3.8: Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors [3.19] . . . . . . . 128 Abb. 3.9: Schematische Darstellung des Ablaufs der Bundesfachplanung 130 Abb. 3.10: Schematische Darstellung des Ablaufs eines Planfeststellungsverfahrens nach dem Energiewirtschaftsgesetz, wie es beispielsweise für EnLAG- Vorhaben angewandt wird . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133 Abb. 3.11: Das NOVA-Prinzip mit der Präzisierung 2021 [3.21] . . . . . . . . . . 134 Abb. 3.12: Arbeitsschritte zur Erstellung des Umweltberichts [3.15] . . . . . . 137 Abb. 3.13: Auszug aus Anlage 1 des Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes (UVPG) . . . . . . . . . . . . 139 476 Abbildungsverzeichnis <?page no="480"?> Abb. 3.14: Schematische Darstellung der Prüfungsabfolge beim Screening nach Anlage 1 UVPG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 Abb. 3.15: Schematische Darstellung des Ablaufs einer UVP . . . . . . . . . . . . 141 Abb. 3.16: Vogelschutzhaube bei einer 20-kV-Freileitung mit Stützisolatoren (links, Bild TE Connectivity) und Abstandsvorgaben für Abspannmaste aus der VDE-AR-N 4210-11 [3.25] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 Abb. 3.17: Ausführungsbeispiele von Vogelschutzmarkern, links das Modell Zebra-Marker des deutschen Herstellers Richard Bergner [Werkfoto Richard Bergner], rechts das Modell FIREFLY des schwedischen Herstellers Hammarprodukter [3.27] . . . . . . . . . . 146 Abb. 3.18: Schema des Ablaufs von Entschädigungsregelungen [nach 3.17] 152 Abb. 3.19: Übersicht zur Entschädigungspraxis und zur Höhe der Entschädigungen in Deutschland [3.17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153 Abb. 4.1: Optimale Übertragungsspannung für Hochspannungsfreileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 Abb. 4.2.: Entwicklung der Freileitungstragwerke: Vom Holzmast der ersten 15-kV-Freileitung im Jahr 1891 in Deutschland (links) zur ersten 1200-kV-Doppelleitung in Indien (rechts) . . . . . . . . . . . . . 159 Abb. 4.3: Windspannweite (oben) und Gewichtspannweite (unten) (Quelle: GA-Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 Abb. 4.4: Kräfteverhältnisse und Ausschwingwinkel einer Hängekette . 167 Abb. 4.5: Seilaufbau und Nomenklatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Abb. 4.6: Aufbau von typischen Leiterseilen (Stahldrähte in schwarz, Aluminiumdrähte in weiß) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Abb. 4.7: Verseilmaschine. Schema (oben), konstruktive Details (unten) . 177 Abb. 4.8: Spannungs-Dehnungs-Diagramm eines Leiterseils [4.7] . . . . . . 179 Abb. 4.9: Kriechkurven nach Gleichung (4.11) für ein 483-AL1/ 63-ST1A Cardinal Leiterseil [4.7] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180 Abb. 4.10: Spannungs-Dehnungs-Diagramm eines zugbelasteten Aluminiumdrahtes (Quelle RIBE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181 Abb. 4.11: Querkontraktion und radiale Kompression eines zugbelasteten Seiles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 Abb. 4.12: Der Durchhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184 Abb. 4.13: Berechnung des Durchhangs an einem beliebigen Punkt im Spannfeld (Quelle Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186 Abb. 4.14: Belastungs- und Temperaturzustände eines Leiterseils als Beispiel. Der Durchhang beim maximalen Stromfluss muss nicht immer der größte sein. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 Abbildungsverzeichnis 477 <?page no="481"?> Abb. 4.15: Durchhangs-Temperatur-Kurve für ein 300-m langes Spannfeld mit einem Al/ St-Seil Cardinal (54/ 7) nach dem LE/ SPE (gestrichelt) bzw. dem EPE-Modell mit Knickpunkt (Transitionspunkt) [4.29] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 Abb. 4.16: Strombelastbarkeit eines Leiters: Die Sonne und der Strom erwärmen den Leiter, der Wind, die Abstrahlung und tiefe Umgebungstemperaturen kühlen ihn. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 Abb. 4.17: Prozentuale Veränderung der Strombelastbarkeit I, abhängig von der Windgeschwindigkeit und der Umgebungstemperatur, beim Leiterseil Al/ St 265/ 35 [4.33]; I Nenn ist der Nennstrom (blauer Punkt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 Abb. 4.18: Korona-Versuche im Hochspannungslabor. Linke Seite oben und unten: unbehandeltes Seil; rechte Seite oben und unten: oberflächenbehandeltes Seil zur Reduzierung der Korona [4.152] 196 Abb. 4.19: Sechser-Bündel mit schwingungsdämpfenden Abstandhaltern (s. Kap. 4.5.4) für eine 765-kV-Leitung in Südafrika (Quelle. U. Cosmai, PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 Abb. 4.20: Feldbilder und maximale elektrische Feldstärken E i von verschiedenen Bündelanordnungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 Abb. 4.21: Lichtwellenleitererdseil (Quelle: De Angeli Prodotti) . . . . . . . . . 198 Abb. 4.22: Restfestigkeit von Aluminium in Abhängigkeit von der Temperatur und der Einwirkungsdauer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 Abb. 4.23: Schematische Darstellung verschiedener Hochtemperaturleiterseile [4.43] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199 Abb. 4.24: Durchhang von Al/ St 400/ 70 (Drake) in verschiedenen Ausführungen bei 420-m Spannweite in Abhängigkeit von der Seiltemperatur [4.22] (Schwarz: ACSR, Blau: GTZACSR, Rot: ACCR, Magenta: ACCC, Grün: ACCC) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201 Abb. 4.25: Übertragungsfähigkeit einer Freileitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 Abb. 4.26: Power-Donut am Leiterseil [4.45] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 Abb. 4.27: Kraftmessdosen (rot) für die Zugkraftüberwachung des Leiterseiles [4.45] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203 Abb. 4.28: Überwachung durch Schwingungsanalyse [4.45] . . . . . . . . . . . . 204 Abb. 4.29: Schwingungsschäden an einer Tragklemme (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204 Abb. 4.30: Kármánsche Wirbelstraße bei einem angeströmten Leiterseil, links: schematisch, rechts: im Windkanalversuch . . . . . . . . . . . 205 Abb. 4.31: Typisches Frequenzspektrum bei äolischen Seilschwingungen; die einzelnen Frequenzen konnten durch Fourier-Analyse gewonnen werden . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206 Abb. 4.32: Berührungsstellen der Einzeldrähte (linke Bildhälfte) bei gegenseitiger Verschiebung durch Biegebeanspruchung . . . . . . 208 478 Abbildungsverzeichnis <?page no="482"?> Abb. 4.33: Windeingangsleistung und Seileigendämpfung (in Watt) in Abhängigkeit des Verhältnisses Seilamplitude-A zu Seildurchmesser-D (Quelle: J.L. Lilien) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209 Abb. 4.34: Eigendämpfung P Dä von einem Al/ St-Seil 560/ 60 (D = 28 mm) in Abhängigkeit von der Schwingfrequenz f mit der Zugspannung als Parameter; EDS: Mittelzugspannung (Quelle: [4.7]) . . . . . . . 209 Abb. 4.35: Unterschiedliche Geländeverhältnisse beeinflussen die windangeregten Seilschwingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Abb. 4.36: Drahtbruch (links) führt zu Leiterbruch (rechts) (Quelle: L. Cloutier) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 Abb. 4.37: VIBREC TM Schwingungsrecorder im Einsatz (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 Abb. 4.38: Bemessungsgrößen für Seilschwingungen [4.57] . . . . . . . . . . . . . 213 Abb. 4.39: Schematische Darstellung einer Teilfeldschwingung eines Zweier- (a) und eines Viererbündels (b) [4.57] . . . . . . . . . . . . . . . 214 Abb. 4.40: Galoppinggefährdete Freileitung; asymmetrischer Eisansatz (Bild im Bild) begünstigt Seiltanzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 Abb. 4.41: Historische Entwicklung von Freileitungsisolatoren (Quelle: PFISTERER Lapp) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217 Abb. 4.42: Hängeisolator aus Glaskappen (linker Bildteil), Langstabisolatoren als Abspannkette (rechter Bildteil) (Quelle: U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217 Abb. 4.43: Stützisolatoren (linker Bildteil) und Isoliertraverse (rechter Bildteil) (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 Abb. 4.44: Geometrie-Parameter eines Isolators . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 Abb. 4.45: Fremdschichtüberschlag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 Abb. 4.46: Profile für verschiedene Isolatorentypen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221 Abb. 4.47: Bemessung von Tragketten für den Lastfall D (Quelle: J. Seifert) 222 Abb. 4.48: Kappenisolator (links) und Langstabisolator (rechts) aus Porzellan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 Abb. 4.49: Kappenisolator aus Glas (Quelle: MacLean Power Systems) . . . 226 Abb. 4.50: Aufbau eines Verbundisolators . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 Abb. 4.51: Endarmaturen von Verbundisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229 Abb. 4.52: Chemische Struktur von Polydimethylsiloxan (PDMS), n ist die Anzahl der sich wiederholenden Methylgruppen [4.155] . . . . . 230 Abb. 4.53: Hydrophobe Oberfläche von Silikon (links) vs. hydrophile Oberfläche von Porzellan und Glas (rechts) . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 Abb. 4.54: Hydrophobietransfer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 Abb. 4.55: Vorteile vom modularen Verfahren: unterschiedliche Kriechlängen bei gegebener Anschlusslänge . . . . . . . . . . . . . . . . 232 Abb. 4.56: Last-Zeit-Kurve für Verbundisolatoren nach [4.84] . . . . . . . . . . . 233 Abbildungsverzeichnis 479 <?page no="483"?> Abb. 4.57: Bruchverhalten von Langstabverbundisolatoren bei der Zugprüfung, oben: korrekt, Mitte: zu wenig, unten: zu viel verpresst [4.81] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 Abb. 4.58: 220-kV-Verbundstützisolator im Einsatz; unten das dazugehörige statische System (Quelle: INMR) . . . . . . . . . . . . . . 235 Abb. 4.59: Typische Fuß- und Kopfarmaturen von Verbundstützisolatoren (Quelle: MacLean Power Systems) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235 Abb. 4.60: Last-Weg-Diagramm zur Bestimmung von MDCL und CFL bei einem 38-mm-Verbundstützisolator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236 Abb. 4.61: Die weltweit erste 380-kV-Kompaktleitung mit Verbundisolatoren (Quelle: INMR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 Abb. 4.62: Swissgrid 380-/ 220-kV-Leitung Amsteg - Mettlen und SBB 132-kV Amsteg - Steinen im Urner Talboden (Quelle: Bouygues E&S EnerTrans AG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239 Abb. 4.63: Die 380-kV-Kompaktleitung während des Seilzugs; links im Bild die bestehende konventionelle 380-kV-Leitung, rechts im Bild die Stadtautobahn, im Hintergrund die Skyline von Dubai (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 Abb. 4.64: Vergleich der optischen Wirkung der bestehenden 150-kV- (links) mit der neuen 380-kV-Leitung (rechts) in Belgien (Quelle [4.170]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Abb. 4.65: Arbeitsbühne für die neue 380-kV-Kompaktleitung (Quelle [4.170]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 Abb. 4.66: Leitungskompaktierung in der Mittelspannung mit Phasenabstandhaltern (Quelle: CKW, heute Axpo) . . . . . . . . . . . 242 Abb. 4.67: 380-kV-Phasenabstandhalter in der Vorab-Leitung in den Glarner Alpen der Schweiz (Quelle: NOK, jetzt Axpo) . . . . . . . . 242 Abb. 4.68: Einteilung der Armaturen (Quelle: S. Grossmann) . . . . . . . . . . . 243 Abb. 4.69: Aufbau einer 110-kV-Doppelabspannkette mit 2er-Bündel . . . . 244 Abb. 4.70: Anzahl der Drahtbrüche bei der Ermüdungsprüfung eines Seiles im Labor in Abhängigkeit vom Radius der Hängeklemme . . . . . 246 Abb. 4.71: Aufbau und Geometrieparameter einer Hängeklemme (α: Auslaufwinkel γ: Öffnungswinkel) (Quelle: [4.89]) (s. ppt-Datei) 247 Abb. 4.72: Spezielle Hängeklemme für die Kreuzung des blauen Nils (Quelle: W. Huiber, PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247 Abb. 4.73: Tragklemmenvarianten (Quelle: U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . 248 Abb. 4.74: Pressabspannklemme (Quelle: S. Grossmann) . . . . . . . . . . . . . . . 249 Abb. 4.75: Verlängerungslaschen und Verschiebedreieck bei einer 110-kV- Abspannkette mit Porzellan-Langstabisolatoren; die Lochplatten (engl. sag adjuster) dienen der Regulage (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 480 Abbildungsverzeichnis <?page no="484"?> Abb. 4.76: Keilabspannklemme a), mit Stromschlaufen b) (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 Abb. 4.77: Funktionsweise und Kräftebilanz der Keilabspannklemme bei +20-°C (oben) und bei -5-°C (unten) (Quelle [4.160]) . . . . . . . . . . 251 Abb. 4.78: Kraftverlauf im Leiterseil (2) und in der Spirale (1) (Quelle: RIBE) 252 Abb. 4.79: Spiralabspannklemme für ein Lichtwellenleitererdseil mit verstellbaren Verlängerungslaschen an der Suez-Kreuzung (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 253 Abb. 4.80: Kraftübertragung in einem Pressverbinder (Quelle: [4.165]) . . . 254 Abb. 4.81: Zeitlicher Verlauf der Presskraft zwischen einem Draht der Außenlage und der Armatur (schematisch) (Quelle: [4.93]) . . . . 254 Abb. 4.82: Verbindungs- oder Schalenstromklemme (links) (engl. parallel groove clamp), beschädigt wegen schlechter Montage (rechts) (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 Abb. 4.83: Reparaturverbinder vor (unten) und nach (oben) der Verpressung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 Abb. 4.84: Warnkugel aus Kunststoff (rechts), die Einbuchtungen auf der Oberseite dienen zur leichteren Handhabung bei der Montage (Quelle: PFISTERER); links: Montage von Warnkugeln mit Autokran (Quelle: Statnett) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 256 Abb. 4.85: Vogelwarneinrichtungen: Doppelkugeln mit 30-cm Durchmesser (oben links); Warnfähnchen (oben rechts), Isolatorabdeckung (unten links), Vogelbesen (unten rechts) . . . 258 Abb. 4.86: Verbindungsarmaturen für Isolatorketten (SAB: Schutzarmaturbefestigung) (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 259 Abb. 4.87: Bewegung des Lichtbogens mit der Stromstärke I entlang der Schutzarmatur bis zur Endbrennstelle E (Quelle: RIBE) . . . . . . . 260 Abb. 4.88: Kombischutzring (C-Ring) und Ringhorn (rechts) für 380-kV- Ketten (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 261 Abb. 4.89: Bevorzugte Schutzarmaturbefestigung an einer Doppelöse mit SAB (Abb.-4.56) bei Verbundisolatoren (Quelle: PFISTERER) . . . 261 Abb. 4.90: Stockbridge-Dämpfer (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 Abb. 4.91: Dämpfungsenergie eines Stockbridge-Dämpfers vor (blau) und nach (rot) der Ermüdungsprüfung (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . 263 Abb. 4.92: Eigenschwingungen eines 4R-Stockbridgedämpfers . . . . . . . . . . 264 Abb. 4.93: Empfehlungen für die Platzierung von Stockbridge-Dämpfern; Schwingungsfigur bei schwachem (a) und starkem Wind (b) . . 264 Abb. 4.94: Stockbridge-Dämpfer mit massiven Gewichtskörpern im Einsatz; das Gewicht an der Kette (engl.: counterweight) dient der Unterdrückung vom Hochzug bei starkem Höhenunterschied zweier benachbarter Maste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 265 Abbildungsverzeichnis 481 <?page no="485"?> Abb. 4.95: Explosionszeichnung eines dämpfenden 4er-Bündel- Feldabstandhalters, linker Bildteil; Zusammenschlagen der Teilleiter eines 4er-Bündels beim Kurzschlussversuch belastet stark den dämpfenden Feldabstandhalter, rechter Bildteil (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266 Abb. 4.96: Entstehung und zeitlicher Verlauf der Kurzschlusskraft auf einem Dreier-Abstandshalter bei einem Dauerkurzschlussstrom von 40 kA (Quelle: [4.107]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267 Abb. 4.97: Beispiel für abgespannte Maste; diese werden vermehrt in Skandinavien und in Übersee eingesetzt (Quelle: U. Cosmai) . . 267 Abb. 4.98: Bezeichnung eines Stahlgittermastes (Quelle: Omexom) . . . . . . 268 Abb. 4.99: Mastarten in einem Leitungsabschnitt, E Endmast, T Tragmast, A Abspannmast, WT Winkeltragmast, WA Winkelabspannmast (Quelle: Y. Voyatzakis) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269 Abb. 4.100: Elektrische Sicherheitsabstände am Mastkopf . . . . . . . . . . . . . . 270 Abb. 4.101: Lastbäume für verschiedene Lastfälle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 Abb. 4.102: Stahlgittermast: Statisches System, Geometrie, Belastungen und Stabkräfte einer Mastwand . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 273 Abb. 4.103: Abscherversagen (a und b) und Lochleibungsversagen (c) schematisch . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274 Abb. 4.104: Lochleibungsversagen aufgrund zu großer Zugbeanspruchung im Bereich der Schraube; die Schraube selbst ist noch intakt (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275 Abb. 4.105: Stabilitätsversagen der Diagonalen eines Stahlgittermastes unter Druckspannung (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275 Abb. 4.106: Stahlgittermast auf dem Prüfgelände mit den Seilzügen für die Belastungen; im kleinen Bild ist die Messanlage für die Eckstielverschiebung dargestellt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276 Abb. 4.107: Umbruchversuch beim Tragmast einer 220-kV-Doppelleitung . 277 Abb. 4.108: Optische Auswirkung auf die Umgebung durch eine konventionelle und eine Kompaktleitung in Dubai (links) und Wintrack-Leitung in Holland mit je zwei 380-kV- und 132--kV- Stromkreisen (rechts); die gegenseitige Anordnung der zwei 380-kV-Stromkreise wurde gewählt, um das magnetische Feld am Boden stark zu reduzieren (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . 278 Abb. 4.109: Erdseil mit Schutzbereich bei einem Donaumast [4.7] . . . . . . . . 278 Abb. 4.110: Masterdung mit strahlenförmig verlegten Banderdern [4.7] . . . 280 Abb. 4.111: Aufgelöstes Stufenfundament mit Bemaßung [4.7] . . . . . . . . . . . 281 Abb. 4.112: Verschiedene Ausführungen von Schachtfundamenten [4.7] . . . 282 Abb. 4.113: Bohrpfahlfundament (Quellen: [4.7], Omexom) . . . . . . . . . . . . . . 282 Abb. 4.114: Einbau von einem Rammpfahlfundament; auf der Wiese liegen die Rammpfähle (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282 482 Abbildungsverzeichnis <?page no="486"?> Abb. 4.115: Plattenfundament beim Betonieren (links), nach der Fertigstellung (rechts) (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 Abb. 4.116: Felsanker (engl. rock anchor), [4.123] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 Abb. 4.117: Verankerung der Eckstiele mit Knaggen im Betonfundament [4.7] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284 Abb. 4.118: Schematische Darstellung der Kräfteverhältnisse in einem Schachtfundament (linke Seite) und einem Bohrfundament (rechte Seite) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285 Abb. 4.119: Vor-Ort-Prüfung eines Felsankerfundaments (Quelle: [4.123]) . 285 Abb. 4.120: Zwischenlager auf der Baustelle a) und provisorische Baustraßen b) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 287 Abb. 4.121: Aushub der Fundamentgrube für einen großen Mast . . . . . . . . . 288 Abb. 4.122: Einbau vom Fußstuhl . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289 Abb. 4.123: Verfüllte Baugrube . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 290 Abb. 4.124: Baulager für eine Großbaustelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291 Abb. 4.125: Anfuhr und Lagerung der Mastteile am Standort für einen Stahlgittermast, Bild im Bild rechts: gebündelte Stahlprofile schonend gelagert. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 Abb. 4.126: Montage mit dem Innenstockbaum, oben schematisch . . . . . . . 293 Abb. 4.127: Wandweise Mastmontage mit dem Kran . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294 Abb. 4.128: Mastmontage mit dem Hubschrauber (Quelle: Eduard Steiner AG/ CH) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 294 Abb. 4.129: Seilzug in einem Abspannabschnitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 Abb. 4.130: Trommelplatz aus der Luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 Abb. 4.131: Platzierung der Montage- und Kopfanker . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 298 Abb. 4.132: 380-kV-Donaumast mit aufgehängten Laufrollen . . . . . . . . . . . . 299 Abb. 4.133: Laufrollen, auch Laufräder oder Seilrollen genannt, für Einfach- und Bündelleiter; diese sind für empfindliche Seile, wie beispielsweise Hochtemperaturseile, mit Gummi beschichtet (mittlere Rolle) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 299 Abb. 4.134: Vorseileinzug mit Drohne (Quelle: Hexapilots, LTB) . . . . . . . . . . 300 Abb. 4.135: Ziehstrumpf und Wirbelverbinder (unten) für einen drallfreien Seilzug . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 Abb. 4.136: Bündelzug mit Ziehteppich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 Abb. 4.137: Winde/ Bremse mit einer Zug-/ Bremskraft von 400-kN . . . . . . . 301 Abb. 4.138: Montage der Stromschlaufen bei einem 380-kV-Viererbündel . 302 Abb. 4.139: Montage von Abstandshaltern an einem horizontalen Zweierbündel mithilfe eines Leitungsfahrwagens . . . . . . . . . . . 303 Abb. 4.140: LineVue TM im Einsatz [4.137] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305 Abb. 4.141: Verbinderinspektion vom Boden aus mit der IR-Kamera [4.138] 306 Abb. 4.142: Beschädigte Stockbridge-Dämpfer an den unteren Leiterseilen (Quelle: U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 307 Abbildungsverzeichnis 483 <?page no="487"?> Abb. 4.143: Beschädigte Warnkugel durch windangeregte Schwingungen (Quelle U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 307 Abb. 4.144: Von windangeregten Schwingungen abgenutzte U-Bügel (Quelle D. Havard) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 308 Abb. 4.145: 380-kV-Wintrack-Maste von Tennet in den Niederlanden. Linkes Bild: Einstiegsluke in den Rohrmast; rechtes Bild: Inneres der Maste mit Aufstiegssprossen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 309 Abb. 4.146: Arbeiten unter Spannung: links Montage eines Gerätes zur Ermittlung der Seilqualität auf dem spannungsführenden Leiter; rechts Arbeiten vom Helikopter aus . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311 Abb. 4.147: Drohne für den Einsatz über lange Strecken (links) (Quelle Statnett/ Schiebel); Aufnahme eines defekten Schwingungsdämpfers (rechts) (Quelle: CIGRE Symposium Auckland 2013, PS3/ Q3.1, F. Lirios) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312 Abb. 4.148: Drohne «Multikopter» mit Propellerseitenschutz und Kamera für visuelle Inspektionen von Freileitungen und Schaltanlagen (Quelle: [4.146]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313 Abb. 4.149: Roboter beim Erklettern eines Rohrmastes (links); Roboter bei der Prüfung einer Abspannkette aus Porzellankappen (rechts) (Quelle: [4.146]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 313 Abb. 4.150: Umwandlung einer 220-kV-Wechselstromleitung in eine 380-kV-Wechselstromleitung, links das neu entwickelte LWC- Leiterseil, rechts die umgerüstete Leitung [4.148] . . . . . . . . . . . . 315 Abb. 4.151: Zusatzeckstiel; Krafteinleitung über Bindebleche und Sonderkonstruktion (Quelle: Cteam) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 318 Abb. 4.152: Verstärkung im Kreuzungspunkt im Mastunterteil durch zwei C-förmige Bleche (Quelle: Cteam) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 318 Abb. 4.153: Fundamentverstärkung durch Mikropfähle (oben links), Platte (oben rechts), Block (unten links) sowie Verstärkung der Knaggen (unten rechts) (Quelle: Cteam) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319 Abb. 4.154: Konzept der Hybridleitung (Quelle: Amprion) . . . . . . . . . . . . . . . 320 Abb. 4.155: Hybridleitung in natura: links AC, rechts DC; obere Traverse innen: metallic return, außen: +-Pol, mittlere Traverse II außen: −-Pol); Bildchen rechts unten DC-Kette mit Verbundisolatoren und seitlichen Feldsteuerarmaturen (Quelle: Amprion) . . . . . . . 321 Abb. 5.1: Millikenleiter zur Verringerung des Skin-Effekts . . . . . . . . . . . . 333 Abb. 5.2: Durch Wechselstrom verursachter Skin-Effekt im stromdurchflossenen Leiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 333 Abb. 5.3: Elektrische Feldverteilung bei Lufteinschluss in einem Dielektrikum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 334 484 Abbildungsverzeichnis <?page no="488"?> Abb. 5.4: Ersatzschaltung eines verlustbehafteten Dielektrikums und Zeigerdiagramm von Spannung und Strömen samt Verlustwinkel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 336 Abb. 5.5: EVU-Last und zugehöriger Belastungsgrad . . . . . . . . . . . . . . . . . 337 Abb. 5.6: Kapazitäten beim Einleiterkabel (links) und beim Dreileiterkabel (rechts) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 338 Abb. 5.7: Prinzipieller Aufbau eines Einleiterkabels . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339 Abb. 5.8: Verteilung des elektrischen Feldes ohne (links) und mit innerer Leitschicht (rechts) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 340 Abb. 5.9: Aufbau eines 110-kV-Ölkabels der Bauart NÖKUDEY . . . . . . . . 344 Abb. 5.10: Aufbau eines 110-kV-Gasinnendruckkabels der Bauart NIVFST2Y (Quelle: nkt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345 Abb. 5.11: Aufbau eines 110-kV-Gasaußendruckkabels der Bauart NPKDVFST2Y (Quelle: nkt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 346 Abb. 5.12: Aufbau eines 110-kV-VPE-Kabels (Quelle: TFKABLES) . . . . . . . 347 Abb. 5.13: 380-kV-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation als Schichtenmantel N2XS(FL)2Y, linker Bildteil und als Wellmantelkabel N2XKLD2Y, rechter Bildteil [Quellen: Nexans, 50Hertz] . . . . . . 348 Abb. 5.14: Gasisolierter Leiter (GIL) für Höchstspannung (Quelle: SIEMENS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 Abb. 5.15: Umkehr der Leistungsrichtung bei LCC-Übertragungseinrichtungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352 Abb. 5.16: Umkehr der Leistungsrichtung bei VSC-Übertragungseinrichtungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352 Abb. 5.17: HGÜ-Kabel mit VPE-Isolation für 525-kV (Quelle: nkt) . . . . . . . 353 Abb. 5.18: Kabelverlegeschiff (Quelle: NEXANS) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354 Abb. 5.19: Potenzial- und Feldstärkeverlauf ohne (linker Bildteil) und Feldsteuerung (rechter Bildteil) an der Absetzstelle der Kabelisolation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 355 Abb. 5.20: Prinzipieller Zusammenhang zwischen Betriebsspannung, Lieferlängen und Anzahl Muffen (Quelle: APG) . . . . . . . . . . . . . 356 Abb. 5.21: Schnitt durch eine Höchstspannungs-Verbindungsmuffe (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357 Abb. 5.22: Feldverteilung im Inneren (blau eingefärbt: Bereiche geringer Feldstärke, rot: Bereiche hoher Feldstärke) (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 357 Abb. 5.23: Induktionsvorgang in Schirm und Erdreich . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 Abb. 5.24: Prinzip des Cross-Bonding von Kabelschirmen für drei gleich lange Teilabschnitte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 Abb. 5.25: Gegeneinander versetzte Muffen bei einem Höchstspannungskabel (Quelle: Südkabel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359 Abbildungsverzeichnis 485 <?page no="489"?> Abb. 5.26: Aufbau eines trockenen Innenraum-Endverschlusses (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 359 Abb. 5.27: Beispiel eines Freiluft-Endverschlusses mit Verbundisolator und zugehöriger Aufbau (schematisch) (Quelle: PFISTERER) . . . . . . 360 Abb. 5.28: Berechnete Feldverteilung in einem Freiluft-Endverschluss, wobei rot: hohe Feldstärke, blau: geringe Feldstärke (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 361 Abb. 5.29: Traditioneller mit einer Isolierflüssigkeit gefüllter GIS- Endverschluss in horizontaler und vertikaler Montage (oben) und trockener, steckbarer GIS-Endverschluss (unten). (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362 Abb. 5.30: Schnitt durch ein steckbares Anschlusssystem (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364 Abb. 5.31: Hochspannungstransformator mit steckbarem Kabelanschluss (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364 Abb. 5.32: Verlauf der im Kabelschirm induzierten Spannung bei einseitiger Erdung (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 366 Abb. 5.33: Erdungskasten für einen Leiter mit installiertem Überspannungsableiter (Quelle: Brugg Cables) (Vormals 5.39) . 366 Abb. 5.34: Schematische Darstellung der induzierten Spannung in einem Kabelsystem mit Cross-Bonding (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . 367 Abb. 5.35: Schematische Darstellung der induzierten Spannung bei einem Kabelsystem, bei dem Cross-Bonding mit dem Konzept der einseitigen Erdung kombiniert wurde (Quelle: Brugg Cables) . . 368 Abb. 5.36: Cross-Bonding-Kasten (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . 368 Abb. 5.37: Prinzipielle Anordnung der Verlegearten von Hochspannungskabeln im Dreieck und in einer Ebene . . . . . . . . 370 Abb. 5.38: Kabelgraben für ein Drehstromsystem und ungefähre Abmessungen, je nach Spannungsebene t: Grabentiefe (1,50- 2-m) a 1 : Abstand Kabel-Wand (20-30-cm) a 2 : Abstand zwischen den Einzelkabeln (25-50-cm) d: Kabeldurchmesser (5-15 cm) . . 370 Abb. 5.39: Beispiel für eine 380-kV-Kabeltrasse, bestehend aus zwei Stromkreisen mit Doppelkabeln für eine Gesamtleistung von 5 GVA (Quelle: Joint Paper ENTSO-E, Europacable 2011) . . . . . . . 371 Abb. 5.40: nach Fertigstellung eines Muffenbauwerks sichtbarer Einstiegsschacht [Quelle: 5.27] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 371 Abb. 5.41: Verbreitertes Muffenbauwerk mit Platz für Montage und Längsdehnung der Kabel [Quelle: 5.27] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 372 Abb. 5.42: Abrollrichtung beim Kabelzug [Quelle: 5.28] . . . . . . . . . . . . . . . . 373 Abb. 5.43: Händisches Verlegen von leichteren Kabeltypen [Quelle: 5.28] . 374 Abb. 5.44: Verlauf der Kabelstrecke im obigen Beispiel (Ansicht von oben, nicht maßstäblich) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 377 486 Abbildungsverzeichnis <?page no="490"?> Abb. 5.45: Einbringen von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial (Flüssigboden) mit Auflasten zur Verhinderung des Auftriebs der Schutzrohre (Quelle: Flüssigboden Rheinland OHG) . . . . . . . . . . 380 Abb. 5.46: Wärmeleitung im Stab . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 380 Abb. 5.47: Wärmeersatzschaltbild für ein Erdkabel (stationär) . . . . . . . . . . 382 Abb. 5.48: Bestimmung der Kabelumgebungstemperaturen bei der Nutzung eines numerischen Prozessmodells unter der Annahme eines kontinuierlichen Wärmeeintrags von 90-W/ m [5.23] . . . . 383 Abb. 5.49: Erdkabelsystem 380-kV mit insgesamt vier Kühlrohren (Quelle: Wiener Netze) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384 Abb. 5.50: Kabeltunnel in Berlin mit zwei Drehstromsystemen . . . . . . . . . . 386 Abb. 5.51: Hochspannungskabel mit integrierten Stahlröhrchen mit Lichtwellenleitern in der Kabelschirmung (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 388 Abb. 5.52: Prinzipielle Darstellung der Temperaturmessung mittels Lichtwellenleitern in Hochspannungskabeln . . . . . . . . . . . . . . . . 389 Abb. 6.1: Isolationsabstände von Freileitungen, Kabeln und gasisolierten Rohrsystemen [6.1, 6.2, 6.3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 396 Abb. 6.2: Übertragbare Leistungen und dabei auftretende Verluste pro Kilometer Leitungslänge für die Beispiele aus Tabelle 6.1 . . . . . 403 Abb. 6.3: Elektrische und magnetische Felder im Nahbereich eines stromdurchflossenen Leiters . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 405 Abb. 6.4: Verlauf der resultierenden magnetischen Flussdichte von Kabel und Freileitung in der 380-kV-Ebene bei maximaler Strombelastung in 1-m Höhe über dem Erdboden [6.6] . . . . . . . 407 Abb. 6.5: Zustandsdiagramm für eine einzelne Komponente . . . . . . . . . . . 410 Abb. 6.6: Zustandsdiagramm für zwei Komponenten K1 und K2 . . . . . . . 410 Abb. 6.7: Wanderwellen schematisch, oben: Zwischenverkabelung, unten: Teilverkabelung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 412 Abb. 6.8: Modell eines infinitesimal kurzen Stücks einer Drehstromleitung (einphasige Darstellung) . . . . . . . . . . . . . . . . . 415 Abb. 6.9: Elektrisch kurze Leitung, Darstellung als π-Glied . . . . . . . . . . . 417 Abb. 6.10: Verlustlose elektrisch kurze Leitung, Darstellung als π-Glied . . 418 Abb. 6.11: Schaltung zur Untersuchung unterschiedlicher Betriebsfälle einer verlustlosen Drehstromleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 419 Abb. 6.12: Strom- und Spannungszeigerdiagramm für eine leerlaufende, verlustlose Leitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 419 Abb. 6.13: Verlustlose Leitung mit rein ohmscher Last . . . . . . . . . . . . . . . . . 420 Abb. 6.14: Strom- und Spannungszeigerdiagramm für eine verlustlose Leitung bei Anpassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 420 Abb. 6.15: Verlustbehaftete Leitung mit ohmsch-induktiver Last . . . . . . . . 421 Abbildungsverzeichnis 487 <?page no="491"?> Abb. 6.16: Blindleistungsverhalten von Freileitung, Kabel und GIL in Abhängigkeit der übertragenen Wirkleistung bei einer Leitungslänge von 50 km . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 426 Abb. 6.17: Maximal übertragbare Wirkleistung eines (unkompensierten) 380-kV-Kabels (VPE) als Funktion seiner Länge. . . . . . . . . . . . . . 427 Abb. 6.18: Möglichkeiten der Sternpunktbeschaltung (1: gelöscht, 2: starr geerdet, 3: freier Sternpunkt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 429 Abb. 6.19: Erdschluss (links) und Erdkurzschluss (rechts) . . . . . . . . . . . . . . 430 Abb. 6.20: Lage des Sternpunkts bei einem Erdkurzschluss (links) und bei einem Erdschluss (rechts), jeweils Phase L1 betroffen . . . . . . . . 430 Abb. 6.21: Petersenspule (Foto: W. Dünkel, VDE Kassel) . . . . . . . . . . . . . . . 431 Abb. 6.22: Möglichkeiten zur Umformung zwischen Gleichstrom- und Wechselstromnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 433 Abb. 6.23: Prinzip-Schaltbild eines Multilevel-Umrichters und die durch Pulsmodulation zusammengesetzte Sinuskurve auf der Wechselstromseite [6.16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 436 Abb. 6.24: Komponenten einer Konverterstation, links, und Innenansicht einer Ventilhalle, rechts [6.16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 436 Abb. 6.25: Bipolare Gleichstrom-Kabelstrecke, optional mit metallischem Rückleiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 437 Abb. 6.26: Kostenstruktur bei Freileitungen und Kabeln in der Hoch- und Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 442 Abb. 6.27: Verlauf des Gesamtkostenverhältnisses zwischen AC- und DC- Kabeln und einer Freileitung im Höchstspannungsbereich bei einer Übertragungsleistung von 2.000-MW in Abhängigkeit der Leitungslängen nach [6.26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 444 Abb. 7.1: Schematische Darstellung der Sektorenkopplung nach dem Wegfall der Einspeisungen aus fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken um 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 452 Abb. 7.2: 500-kV-Kompaktleitung in Indonesien mit Isoliertraversen aus Kunststoffisolatoren (Quelle: PFISTERER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 455 Abb. 7.3: 380-kV-Doppelleitung der TenneT in den Niederlanden: im Vordergrund Design „Wintrack“ mit Stahl-Rohrmasten, im Hintergrund Standardmast (links); Wintrack-Tragmast mit Isoliertraversen (rechts) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456 Abb. 7.4: 380-kV-Maste aus einem Design-Wettbewerb in Frankreich [7.16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 456 Abb. 7.5: Alternatives Mastdesign für 380-kV-Leitungen: Design Norman Foster in Italien (links) (Rendering), Mastbild „eagle“ in Dänemark (Mitte), Mastbild „T-Pylon“ in Großbritannien (rechts), beide von Bystrup [7.17]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 457 488 Abbildungsverzeichnis <?page no="492"?> Abb. 7.6: In Finnland beleuchteter 380-kV-Mast (links),In Frankreich beleuchteter bunter 110-kV-Mast (Mitte),In Finnland 110-kV- Abspannmast mit aufgelösten Phasen (rechts) (Quellen: Fingrid, RTE EdF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 458 Abb 7.7: Studie über modernes Mastdesign für Stahlgitter - Doppelleitungsmaste 380-kV, [7.18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 458 Abb. 7.8: Studie zu einem 380-kV-Kunststoffmast (links) [7.17], 220-kV- Kunststoffmast aus den USA (rechts) [7.19] . . . . . . . . . . . . . . . . 459 Abb. 7.9: 220-kV-GIL im Bereich des Flughafens Lausanne, Schweiz . . . . 460 Abb. 7.10: Elektrischer Widerstand von YBaCuO bei Abkühlung [7.12] . . . 461 Abb. 7.11: Aufbau eines konzentrisch aufgebauten supraleitenden 10-kV- Drehstromkabels [7.11] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 462 Abbildungsverzeichnis 489 <?page no="493"?> Tabellenverzeichnis Tab. 2.1: Innere Abstände nach Tab.-5.6, 5.5 und 5.8 in [2.6] . . . . . . . . . . . . . . 73 Tab. 2.2: Einige wichtige äußere Abstände nach Tab.-5.10 bis 5.14 in [2.6] . . 75 Tab. 2.3: Bestimmung der durchschnittlichen Höhen der Aufhängebzw. Abspannpunkte der unteren Seile an 110-, 220- und 380-kV- Freileitungsmasten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 Tab. 4.1: Teilsicherheitsbeiwerte und Kombinationsbeiwerte nach [4.6, Tabelle 4.7] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 Tab. 4.2: Teilsicherheitsbeiwerte γ M für die Festigkeit der einzelnen Komponenten einer Freileitung. Grenzlast ist die Last (Kraft) beim Versagen, Nennlast dagegen die vorgeschriebene maximale Haltekraft (Quelle) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 Tab. 4.3: Merkmale von einigen typischen Aluminium-Stahl-Seilen [4.7] . . 175 Tab. 4.4: Seilprüfungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178 Tab. 4.5: Mechanische Festwerte, zulässige Mittelzugspannungen für genormte Leiter [4.8, Tab.-9/ DE.1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 Tab. 4.6: Geländekategorien [4.51] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Tab. 4.7: Korrespondenztabelle von SCD- und USCD-Werten für Wechselstrom . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 Tab. 4.8: Material-Teilsicherheitsbeiwerte für verschiedene Isolatortypen [4.8, Auszug aus Tab.-10/ DE.1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223 Tab. 4.9: Genormte Isolationspegel aus DIN EN 60072-1 (VDE-0111 Teil 1) . 224 Tab. 4.10: Material-Teilsicherheitsbeiwerte γ Μ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 262 Tab. 4.11: Sicherheitsabstände am Mast . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 271 Tab. 4.12: Fundamentkräfte [4.126] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284 Tab. 4.13: Drehmomentliste für die Schraubenmontage . . . . . . . . . . . . . . . . . . 295 Tab. 4.14: Optionen für die Erhöhung der Übertragungskapazität einer Freileitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 314 Tab. 4.15: Optionen für die Ertüchtigung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . 317 Tab. 5.1: Wichtigste Bauartkurzzeichen für Kabel und der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene mit Bezeichnungsbeispielen . . . . . . . . . . . . 342 Tab. 6.1: Überschlägige Kennwerte von Freileitungen, Kabeln und gasisolierten Rohrsystemen der Hoch- und Höchstspannungsebene (Quellen: Firmenangaben und Herstellerkataloge) . . . . . . . . . . . . . 398 Tab. 6.4: Wichtigste Eigenschaften von Freileitungen, Kabeln und Gasisolierten Rohrleitungen (GIL) in Hoch- und Höchstspannungsnetzen (Zahlen nur als Anhaltswerte zu verstehen) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 438 Tab. 6.5: Gegenüberstellung grundsätzlicher Eigenschaften von Drehstrom- und Gleichstrom-Übertragungssystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 440 <?page no="494"?> Tab. 6.6: Anhaltswerte der Gesamtkosten ja km Leitung für Drehstrom- Freileitungen und -Kabel im 110-kV-Bereich (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.24, 6.25]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 443 Tab. 6.7: Anhaltswerte der Gesamtkosten je km Trassenlänge für Freileitungen und Kabel im Höchstspannungsbereich für Drehstrom (AC)- und Gleichstromleitungen (DC) (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.25], 3) [6.23], 4) ACER) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 445 Tabellenverzeichnis 491 <?page no="496"?> www.zeck-gmbh.com KRÄFTIG - PRÄZISE - UMWELTFREUNDLICH INNOVATIVE LADETECHNOLOGIE: • Energierückgewinnung: Nutzt modernste Technologien zur Energieoptimierung. • Entnehmbarer Akku: Vereinfacht den Ladevorgang und erhöht die Flexibilität. 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Darüber hinaus wurde sie mit vielen Ausführungs- und Berechnungsbeispielen deutlich erweitert und eignet sich besonders als Unterrichts- und Nachschlagewerk. Der Inhalt Grundlagen und Historie des Hoch- und Höchstspannungsleitungsbaus - Aufbau und Struktur elektrischer Versorgungsnetze - Einführung in die Netzplanung und den Netzbetrieb - Gestaltung von Freileitungs- und Kabeltrassen - Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit - Bemessung von Freileitungen - Freileitungskomponenten wie Tragewerke, Leiterseile, Isolatoren und Armaturen - Mastgründung, Mastbau und Seilzug - Verstärkung und Ertüchtigung von Freileitungen - Kabelkonstruktionen und -garnituren, gasisolierte Leitungen (GIL) - Kabel für die Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) - Kabelverlegung und Monitoring - Vergleich der technischen Eigenschaften von Kabeln und Freileitungen - Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung - Teilverkabelung - Gesamtkosten-Vergleich von Kabeln und Freileitungen - zukünftige Entwicklungen in der Stromübertragung Die Zielgruppe Mitarbeitende von Netzbetreibern, Komponentenherstellern und Dienstleistern, die in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene mit der Netzplanung, der Leitungsplanung, dem Bau von Freileitungen und Kabeln und der Herstellung von Komponenten und Zubehör befasst sind. Lehrende, Studierende, Seiteneinsteiger und Fortbildungswillige in den Fachbereichen Planung elektrischer Netze, Hochspannungstechnik, Leitungsbau und Kabeltechnik. Mitglieder von Bürgerinitiativen 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 u. a. Vorstand der Westdeutschen Licht- und Kraftwerke AG und Geschäftsführer der NEW Netz GmbH sowie Lehrbeauftragter an den Hochschulen Mannheim und Aachen/ Jülich. Konstantin O. Papailiou: Promotion an der ETH Zürich, Habilitation an der TU Dresden. Lehrbeauftragter und Honorarprofessor an den Universitäten Stuttgart und Dresden. Vorm. Vorstandsvorsitzender der Pfisterer Holding AG und Chairman des CIGRE-Studienkomitees B2 für Freileitungen. Guntram Schultz: Planungsingenieur im Bereich Netzplanung und Netzentwicklung. Professor an der HS Karlsruhe. Lehrbeauftragter für Netztechnik und regenerative Energieversorgung an verschiedenen Bildungs- und Ausbildungseinrichtungen. Herbert Lugschitz: Leitungsbauingenieur über 40 Jahre bei Austrian Power Grid. Vorsitzender des Normungskomitees „Starkstromfreileitungen und Verlegung von Energiekabeln“ im österr. Verband für Elektrotechnik. Österr. Delegierter für Freileitungen bei CENELEC. Vormaliger Chairman des CIGRE Studienkomitees B2 für Freileitungen.