<?page no="0"?> MARKUS PALIC KONSTANTIN O. PAPAILIOU GUNTRAM SCHULTZ Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen <?page no="1"?> der starke Partner für Ihr Netz 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 Freileitungsbau Mobilfunkmastbau Engineering Mobile Baustraßen <?page no="2"?> Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen <?page no="4"?> Markus Palic, Konstantin O. Papailiou, Guntram Schultz Freileitungen und Kabel in Hoch- und Höchstspannungsnetzen <?page no="5"?> Unter folgendem Link sind ggf. Zusatzmaterialien und Errata abgelegt: https: / / files.narr.digital / 9783816935360 DOI: https: / / doi.org/ 10.24053/ 9783816985365 © expert verlag 2022 ‒ ein Unternehmen der Narr Francke Attempto Verlag GmbH + Co. KG Dischingerweg 5 · D-72070 Tübingen Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung außerhalb der engen Grenzen des Urheberrechtsgesetztes ist ohne Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikro‐ verfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Alle Informationen in diesem Buch wurden mit großer Sorgfalt erstellt. Fehler können dennoch nicht völlig ausgeschlossen werden. Weder Verlag noch Autor: innen oder Herausgeber: innen übernehmen deshalb eine Gewährleistung für die Korrektheit des Inhaltes und haften nicht für fehlerhafte Angaben und deren Folgen. Diese Publikation enthält gegebenenfalls Links zu externen Inhalten Dritter, auf die weder Verlag noch Autor: innen oder Herausgeber: innen Einfluss haben. Für die Inhalte der verlinkten Seiten sind stets die jeweiligen Anbieter oder Betreibenden der Seiten verantwortlich. Internet: www.expertverlag.de eMail: info@verlag.expert CPI books GmbH, Leck ISBN 978-3-8169-3536-0 (Print) ISBN 978-3-8169-8536-5 (ePDF) ISBN 978-3-8169-0103-7 (ePub) Umschlagabbildung: © Maria Hören Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbib‐ liografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http: / / dnb.dnb.de abrufbar. www.fsc.org MIX Papier aus verantwortungsvollen Quellen FSC ® C083411 ® www.fsc.org MIX Papier aus verantwortungsvollen Quellen FSC ® C083411 ® <?page no="6"?> 11 13 15 1 17 1.1 17 1.1.1 17 1.1.2 18 1.2 21 1.2.1 25 1.2.2 28 1.3 33 1.4 35 1.4.1 36 1.4.2 38 1.4.3 39 1.5 41 1.5.1 41 1.5.2 42 1.5.3 44 1.6 45 1.6.1 46 1.6.2 47 1.6.3 48 1.6.4 50 1.6.5 51 1.7 53 2 55 2.1 55 2.1.1 57 2.2 61 2.2.1 62 Inhalt Grußwort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Geleitwort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorwort . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Grundlagen der elektrischen Energieübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Transformation und Blindleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trafoprinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Blindleistung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Historie der Stromübertragung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungsentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Automatische Frequenzentlastung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Netzzustände . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassengestaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungstrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastformen und Landschaft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Schutzbereiche von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beschränkungen innerhalb einer Freileitungstrasse . . . . . . . . . . . . . . . <?page no="7"?> 2.2.2 66 2.2.3 67 2.2.4 70 2.2.5 71 2.3 72 2.3.1 72 2.3.2 75 2.4 76 2.4.1 76 2.4.2 80 2.4.3 81 2.4.4 85 2.5 87 2.5.1 87 2.5.2 88 2.6 90 2.7 91 2.8 93 2.9 95 2.10 96 3 99 3.1 100 3.2 101 3.3 101 3.3.1 101 3.3.2 102 3.3.3 102 3.3.4 107 3.4 108 3.4.1 109 3.4.2 110 3.4.3 111 3.5 112 3.6 114 3.6.1 115 3.6.2 116 3.7 118 3.8 120 3.8.1 120 3.8.2 122 Schutzstreifen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassenführung und Raumnutzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bereiche mit Höhenbeschränkungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Siedlungsbereiche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Drehstrom-Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gleichstrom-Kabeltrassen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Legetechniken . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Offene Bauweise . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einpflügen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Legung in Mantelrohren und Infrastrukturröhren . . . . . . . . . . . . . . . . Legung im Infrastrukturkanal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffen und Übergangsanlagen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffenlegung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Übergangsanlagen Kabel-Freileitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassenausnutzung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kreuzungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Trassen mit temporären Gestängen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Nachtrassierung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Planfeststellungsverfahren (PFV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ablauf des Planfeststellungsverfahrens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Der Planfeststellungsbeschluss . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Das NOVA-Prinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln . . . . . . . . . . . . . Strategische Umweltprüfung (SUP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Inhalt <?page no="8"?> 3.8.3 125 3.8.4 127 3.9 128 3.10 131 4 133 4.1 133 4.2 134 4.2.1 135 4.2.2 141 4.3 144 4.3.1 144 4.3.2 151 4.3.3 152 4.3.4 153 4.3.5 156 4.3.6 158 4.3.7 159 4.3.8 160 4.3.9 160 4.3.10 163 4.3.11 165 4.4 173 4.4.1 173 4.4.2 180 4.4.3 181 4.4.4 182 4.5 193 4.5.1 194 4.5.2 201 4.5.3 204 4.6 209 4.6.1 210 4.6.2 211 4.6.3 211 4.6.4 212 4.6.5 212 4.6.6 213 4.6.7 214 4.6.8 215 4.6.9 216 Beeinträchtigungen der Avifauna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Landschaftspflegerischer Begleitplan und Eingriffsausgleich . . . . . . . Entschädigungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungstechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lastannahmen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung der Komponenten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Porzellanisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Glasisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verbundisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Armaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Isolatorkettenarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung von Seil- und Kettenarmaturen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tragwerke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Materialien und Gestaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastarten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bemessung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastkopfgeometrie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Belastungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ermittlung der Stabkräfte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Festigkeitsberechnung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kompaktleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Blitzschutz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 Inhalt <?page no="9"?> 4.6.10 216 4.6.11 218 4.7 223 4.7.1 223 4.7.2 224 4.7.3 225 4.7.4 227 4.7.5 232 4.8 240 4.8.1 241 4.9 247 4.9.1 247 4.9.2 248 4.10 250 4.11 251 5 261 5.1 261 5.2 269 5.3 270 5.3.1 272 5.3.2 273 5.3.3 275 5.4 277 5.5 278 5.6 281 5.6.1 282 5.6.2 285 5.6.3 289 5.6.4 289 5.7 292 5.7.1 292 5.7.2 293 5.7.3 300 5.8 300 5.8.1 301 5.8.2 302 5.9 304 5.9.1 304 5.9.2 306 5.10 308 Erdung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gründungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Leitungsbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vermessung und Mastaufteilung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vorbereitung der Baustelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gründungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mastbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seilzug . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspektion und Wartung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Häufige Defekte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . Aufwertung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ertüchtigung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hybridleitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabeltechnik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabelaufbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Konstruktionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mittelspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hochspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Höchstspannungskabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gasisolierte Leitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . VPE-Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung . . . . . . . . . . Kabel-Garnituren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Muffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Endverschlüsse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Garnituren für Hochspannungs-Gleichstromkabel (HVDC) . . . . . . . . Steckbare Anschlusssysteme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Legung und Inbetriebnahme . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Legearten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kabel- und Bodenerwärmung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inbetriebnahme von Hochspannungskabeln . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdung bei Hochspannungskabelsystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einseitige Erdung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdung mit Cross-Bonding an den Muffen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Monitoring und Diagnose von Kabelsystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Monitoring von Kabelsystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diagnose von Kabelsystemen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Einsatzgebiete . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Inhalt <?page no="10"?> 5.11 308 309 6 311 6.1 311 6.1.1 312 6.1.2 312 6.1.3 314 6.1.4 322 6.1.5 323 6.1.6 325 6.1.7 327 6.1.8 330 6.2 335 6.2.1 336 6.2.2 337 6.2.3 338 6.3 340 6.4 340 6.5 343 6.6 346 6.6.1 346 6.6.2 347 6.6.3 347 6.6.4 348 6.7 349 6.7.1 351 6.7.2 352 6.8 354 355 7 357 7.1 358 7.2 359 7.3 360 7.4 361 7.4.1 361 7.4.2 362 7.4.3 363 Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Weiterführende Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elektrotechnische Aspekte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vergleich der technischen Eigenschaften . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vergleich der elektrischen Eigenschaften . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Betriebsverhalten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Strombelastbarkeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verluste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung . . . . . . . . . . . . . . . Zuverlässigkeit und Lebensdauer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Elektrische und magnetische Felder (EMF) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sternpunktbeschaltung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Starre Sternpunkterdung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Isolierter Sternpunkt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Induktive Sternpunkterdung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lastfluss- und Kurzschlussverhältnisse im Netz . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zwischenverkabelung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Integration von Gleichstromleitungen in ein bestehendes Drehstromnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vergleich von Freileitungen und Kabeln während Bau und Betrieb . . Freileitungen während der Bauzeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdkabel während der Bauzeit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Freileitungen im Betrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Erdkabel im Betrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich in der Hochspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kostenvergleich in der Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Weiterführende Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Entwicklungstendenzen und Ausblick . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Übertragungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verteilnetze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sektorenkopplung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Technische Entwicklungen im Netzbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Hochtemperaturseile . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Kompaktleitungen mit Verbundisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . GIL für AC und DC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Inhalt <?page no="11"?> 7.4.4 363 7.4.5 365 7.5 366 366 367 368 376 389 Supraleiterkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . HGÜ-Kabel - Overlay-Netz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Weiterführende Literatur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Danke . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Register . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Abbildungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tabellenverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Inhalt <?page no="12"?> Grußwort Freileitung und Kabel sind beides Möglichkeiten zur Übertragung von elektrischer Energie. Beide Techniken haben ihre Vorteile und Nachteile, beide habe ihre optimalen Anwendungsbereiche. Auch das unmittelbare, das überregionale und manchmal auch das angrenzende ausländische Umfeld eines Projektes beeinflusst die Entscheidung für die Freileitung oder für das Kabel ebenso wie die technische und kaufmännische Sicht. Deshalb ist jedes Vorhaben für sich und aufs Neue zu betrachten, allgemeine Aussagen 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 und DIN, Ausarbeitungen, Symposien und Kongresse von Fachorganisationen wie zum Beispiel der CIGRE (International Council on Large Electric Systems), und das Internet ist voll mit Beiträgen zum Thema. Die Übersicht ist nicht leicht. 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 Erfahrungen ihrer Tätigkeiten über Jahrzehnte im Bereich der Stromübertagung und elektrischer Netze zu, auf ihre universitären Lehr‐ tätigkeiten und Kurse, ihre zahlreichen Veröffentlichungen und Diskussionsbeiträge nicht nur im deutschsprachigen Raum, sondern weit darüber hinaus. Um über das Thema zu sprechen, benötigt man ein Grundwissen über die allgemeine Hochspannungstechnik und auch über Freileitungen und Kabel. Das Besondere dieses Buches ist eben, dass beide Techniken in einem Buch behandelt werden. Es vermittelt auch aktuelles Wissen über die Netzsituation und Rechtslage mit dem Schwerpunkt auf Deutschland. Wie in vielen Bereichen unseres Lebens hat auch unsere heutige Technik einen historischen Hintergrund, der für das Verständnis ihrer Anwendung wichtig ist. Ich danke den Autoren, dass sie diesen Aspekt für ihr Thema aufgegriffen haben. Ich möchte die Leser einladen, bei der Lektüre ihr Wissen zu vertiefen, ihre bisherige Betrachtungsweise zu festigen oder zu kalibrieren - das alles auch als Ergänzung zu bereits bestehenden Publikationen und Darstellungen. Vielleicht ergibt sich eine neue Betrachtungsweise, und manche Leser werden in eine für sie neue Welt unseres alltäglichen Technikumfeldes eintauchen. Ich danke den Autoren für dieses Buch. Es ist ein wichtiger Beitrag in der öffentli‐ chen, aber auch in der fachspezifischen Diskussion. Wien, Mai 2022 Herbert Lugschitz Vorsitzender des Studienkomitees B2 „Freileitungen“ der CIGRE <?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 logisch 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 <?page no="15"?> verlaufen sollte. Die dabei zu beachtenden Genehmigungsverfahren werden verständ‐ 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 drei Autoren, Markus Palic, Konstantin O. Papailiou und Guntram Schultz, Ingenieure mit jahrzehntelangen praktischen Erfahrungen, aber auch soliden Grundlagenkenntnissen sind, die dankenswerter Weise ihr Wissen an interessierte, auch jüngere Fachpersonen anschaulich weitergeben. Dresden, im Mai 2022 Prof. Dr.-Ing. Steffen Großmann 14 Geleitwort <?page no="16"?> Vorwort 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 Form von Seminaren sowie in den seit drei Jahrzehnten alljährlich stattfindenden Leitungsbautagungen, an denen sie sich aktiv beteiligen. Karlsruhe, im Mai 2022 Markus Palic Konstantin O. Papailiou Guntram Schultz 16 Vorwort <?page no="18"?> 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung 1.1 Transformation und Blindleistung Möglicherweise fragen Sie sich, weshalb dieses Kapitel am Anfang des Buches steht, wo es doch in den einschlägigen Fachbüchern zu ähnlichen Themen erst in der Mitte oder gar am Ende behandelt wird. Weshalb also? Weil allein schon die Historie der Elektrizitätsübertragung, und erst recht die heutige Netztechnik, ohne die Kenntnis der wichtigsten physikalischen Phänomene unverstanden bliebe. Alle übrigen, und sicher auch sehr wichtigen Effekte und Phänomene werden an anderer Stelle erklärt. Die grundlegende Darstellung dieser elementaren elektrischen bzw. elektromagnetischen Grundphänomene wird auch von Lesern verstanden, die sich bisher mit Elektrotechnik nur sehr wenig oder gar nicht beschäftigt haben. 1.1.1 Trafoprinzip 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 Kupfer‐ wicklung angeschlossene Spannungsmesser schlug aus. D. h., eine Spannung wurde erzeugt. Sobald der Dauermagnet zur Ruhe kam, zeigte der Spannungsmesser keine Spannung mehr an. Das bedeutet, dass eine Spannung nur dann erzeugt wird, wenn der Dauermagnet im Ringspalt 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 im Fahrrad-Dynamo genutzt wird. Taucht man in die Spule einen Eisenkern und legt eine Spannung an, entwickelt sich der Eisenkern zu einem Magne‐ ten, der wie ein Permanentmagnet eiserne Gegenstände anzieht. Das Prinzip ist also umkehrbar. Einerseits lässt sich durch Bewegung mit einem Permanentmagneten in einer Spule eine Spannung erzeugen, und andererseits erzeugt eine stromdurchflossene Spule in einem Eisenkern ein Magnetfeld. Der nächste Gedankenschritt führt uns zu einer Anordnung, bei der eine Spule mit einem Eisenkern an eine Wechselspannung angeschlossen wird, die die Bewegung des Permanentmagneten aus der ersten Betrach‐ tung ersetzt. Führt man den Eisenkern so weit aus der Spule heraus, dass eine zweite Spule aufgeschoben werden kann, so erzeugt die Wechselspannung in der ersten Spule über die magnetische Kopplung in der zweiten Spule ebenfalls eine Wechselspannung mit derselben Frequenz. Dies ist die Grundlage der Transformation. Entsprechend dem Verhältnis der Windungsanzahl in der einen Spule zur Windungsanzahl in der zweiten <?page no="19"?> ergeben sich nämlich die jeweiligen Höhen der Wechselspannungen in den Spulen. So induziert man beispielsweise (Abb. 1.1) von einer Spule mit der Windungszahl von N 1 = 50 und einer angelegten Wechselspannung von U 1 = 220 V in einer zweiten Spule mit einer Windungszahl von N 2 = 25 eine Spannung von U 2 = 110 V. Da sich die übertragene Leistung aus dem Produkt von Strom und Spannung ergibt, verhalten sich die Ströme auf der Primär- und Sekundärseite umgekehrt proportional zu den Spannungen. Das bedeutet in unserem Beispiel, dass bei einem Wechselstrom von I 1 = 50 A auf der Primärseite, auf der Sekundärseite ein Strom von annähernd I 2 ≈ 100 A erzeugt wird. Annähernd deshalb, weil diese Anordnung, wie die allermeisten in der Technik, nicht verlustfrei arbeitet. Zur Optimierung des magnetischen Flusses innerhalb des Eisenkerns werden die Spulen wie in Abb. 1.1 gezeigt angebracht. In dieser Anordnung erreichen die Wirkungsgrade von Transformatoren immerhin 95-98 %. Bei dem als Drehstrom bezeichneten Dreiphasenwechselstrom werden alle drei Phasen in den drei Leitern über denselben Mechanismus transformiert. Über dieses physikalische Prinzip konnte in den Wechselbzw. Drehstromnetzen zwischen den Übertragungsspannungen und den Strömen nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten optimiert werden. Magnetischer Fluss Primärspule Windungen: N 1 = 50 Windungen: N 2 = 25 Sekundärspule II 1 II 2 UU 2 UU 1 Eisenkern Primärstrom Primärspannung Sekundärspannung Sekundärstrom Abb. 1.1: Das Trafoprinzip 1.1.2 Blindleistung 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 18 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="20"?> 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 Erzeuger von induktivem Blind‐ strom. 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 Dielektrikum 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. Abb. 1.2: Das Hochspannungskabel als langgestreckter Kondensator Wird aber an die beiden Platten eine Wechselspannung angelegt, müssen die La‐ dungsträger im Takt der Frequenz ständig von einer Platte zur anderen eilen und wieder zurück. 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 ihrer Bauform und ihren Wesens‐ eigenschaften einem langgestreckten, konzentrischen Kondensator. Die Leiteroberflä‐ che wirkt als eine Platte und die Außenhülle, der Schirm, als die andere (Abb. 1.2, linker Bildteil). Stellen wir uns hierzu zwischen dem Leiter des Kabels und dessen 19 1.1 Transformation und Blindleistung <?page no="21"?> Mantel eine Vielzahl kleiner Kondensatoren vor. Wird nun eine Wechselspannung U zwischen dem Leiter und den in der Regel geerdeten Außenmantel angelegt, wandern die Ladungsträger, 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 dem Platten dient, das Kabel belastet, aber zu dem eigentlichen Stromtransport nichts beiträgt. Der Gesamtstrom durch den Leiter, der als Scheinstrom bezeichnet wird, setzt sich also aus dem wirksam übertragenen Strom, dem Wirkstrom und dem kapazitiven Blindstrom zusammen. Allerdings nicht summarisch, sondern in Form zweier Vektoren, die einen Winkel von 90° einschließen. Mit zunehmender Länge des Kabels steigt dessen sogenannte Kapazität und somit auch der kapazitive Blindstrom. Bei Höchstspannungskabeln führt dieses Phänomen zu 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 bei den Legelängen 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: Kapazitäten und Induktivitäten im Wechselstromnetz Zum besseren Verständnis dieser Verhältnisse bedient man sich in der Elektrotechnik sogenannter Zeigerdiagramme, die die Zusammenhänge zwischen den Strömen, den Spannungen und den Leistungen veranschaulichen. Hierzu wird in der Regel ein Vier-Quadranten-System genutzt, in dem auf der Abszisse die realen Teile, also die Wirkanteile und auf der Ordinate die sogenannten imaginären, also die Blindleistungs‐ 20 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="22"?> Abb. 1.4: Nikola Tesla (links) und Thomas Alva Edi‐ son (rechts) - zwei Protagonisten im Stromkrieg [1.1] anteile abgetragen werden. So lässt sich durch geometrische Addition jeder Zustand darstellen. Im linken Teil der Abb. 1.3 sehen wir wie Strom und Spannung zueinander stehen. Die Erfinder des Zeigerdiagramms in der Elektrotechnik entschieden sich für ein linksdrehendes (d. h. im Gegenuhrzeigersinn rotierendes) System. So sehen wir die Spannung U parallel zur Abszisse, der nacheilende induktive Blindstrom zeigt nach unten und spannt zwischen Schein- und Wirkstrom den Winkel φ auf. Umgekehrt ist der Zeiger des kapazitiven Blindstroms nach oben gerichtet, da dieser der Spannung vorauseilt. In beiden Fällen bilden sich rechtwinklige Dreiecke, die die Größenverhältnisse der einzelnen Ströme zeigen. Der Scheinstrom, der dem fließenden Strom entspricht, teilt sich geometrisch in den Wirkstrom und den kapazitiven bzw. induktiven Blindstrom auf. Multipliziert man die jeweiligen Ströme mit der dazugehö‐ rigen Spannung, so ergibt sich das Zeigerdiagramm in der Mitte der Abb. 1.3. Dort, wo zuvor der Wirkstrom abgetragen war, steht nun die Wirkleistung. Die jeweiligen Blindleistungsanteile spannen wie zuvor nach unten und nach oben den Winkel φ auf. Die Scheinleistung S ergibt sich somit aus dem Produkt der angelegten Spannung und dem Scheinstrom. Nach der Multiplikation der Scheinleistung mit dem Leistungsfaktor Kosinus φ erhalten wir die übertragbare Wirkleistung P. In den Übertragungsnetzen wird stets ein Leistungsfaktor nahe eins angestrebt. In diesem Fall steht nahezu der volle Leitungsquerschnitt der Kabel und der Freileitungen zum Transport der Wirkleistung zur Verfügung. 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 ausge‐ henden 19. Jahrhundert unerbittlich über diese Frage. Während sich Edison als Verfechter des Gleichstroms (DC, aus dem Englischen: direct current) vehe‐ ment 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 Spannungsebenen in der öffentlichen Elektrizitätsversor‐ gung europaweit mit einer Frequenz von 50 Hz einsetzen. Dass wir uns heute erneut 21 1.2 Historie der Stromübertragung <?page no="23"?> 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 in Graz unvollendet abbrach. Danach folgten mehreren Stationen als Konstrukteur und Erfinder. Schließlich landete er 1882 bei „Continental Edison“ in Paris und arbeitete an der elektrischen Straßenbeleuchtung der Stadt. Der dortige Vorsteher Edisons kontinentaler Zweigstelle ermunterte ihn, der besseren Karrierechancen wegen, an den Hauptsitz der Firma nach New York zu wechseln. Dem Vernehmen nach begann dessen Empfehlungsschreiben an den Chef in den USA mit folgendem Wortlaut: „Mein lieber Edison: ich kenne zwei großartige Männer und sie sind einer von ihnen. Der andere ist der junge Mann.“ 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. 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 Gleich‐ strommotoren zu verbessern, um sich nicht weiter mit der vermeintlich untauglichen Wechselstromtechnik zu befassen. Als die versprochene Prämie trotz erfolgreicher Bewältigung der Aufgabe ausblieb, kündigte er. 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. 22 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="24"?> Es half nichts. Für die Elektrizitätsübertragung über weite Strecken erwies sich Gleichstrom als weniger geeignet. Die erste Gleichstrom-Überland-Freileitung, die Os‐ kar 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 Hochspannungsleitung missbrauchte Telegraphenleitung hatte einen Leitungswider‐ stand von 3.000 Ohm (Ω) und brachte es gerade mal 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 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 23 1.2 Historie der Stromübertragung <?page no="25"?> 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 eins: 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]. Man könnte auch ohne Übertreibung sagen, dass sie hier ihren Siegeszug antrat. Durch die auf dem elektromagnetischen Prinzip beruhende Transformation von niedrigen auf hohe und höchste Spannungen und umgekehrt, verbunden mit außerordentlich hohen Trans‐ formations-Wirkungsgraden, konnten große elektrische Leistungen in einer höheren Spannungsebene mit geringen Verlusten über weite Strecken übertragen werden. Obendrein konnte der Stromfluss nahezu lichtbogenfrei 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 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, konn‐ ten über Transformatoren beliebig hohe Spannungen erzeugt werden, die bei den Leitungen lediglich längere Isolatoren benötigten, die deutlich billiger herzustellen waren als die dicken Kupferleitungen 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 Faust‐ formel, 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 24 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="26"?> 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 hin 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. 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 Verbundlei‐ tung 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 800 km lange Verbindung führte vom nordschwedischen Wasserkraftwerk Harsprånget über Midskog nach Hallsberg. Die über 340 km lange erste deutsche 380-kV-Leitung baute das RWE nach umfas‐ senden Versuchen auf einem Testgelände in Mannheim zwischen den Umspannwerken Rommerskirchen bei Köln und Hoheneck bei Stuttgart. Diese Leitung bildete den Ursprung des deutschen Höchstspannungs-Übertragungsnetzes in dieser Spannungs‐ ebene. Der Griff auf die bisher in Europa höchste Übertragungsspannung wurde nötig, weil die Braunkohlekraftwerke im rheinischen Revier stetig ausgebaut wurden, und die Übertragungskapazitäten der darunterliegenden 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 Zukunft etwas ändert, gilt als äußerst unwahrscheinlich. Hinzukommen wird allerdings die geplante Höchst‐ 25 1.2 Historie der Stromübertragung <?page no="27"?> Abb. 1.7: Abspannmast im Leitungszug der 380-kV-Leitung Rommerskirchen-Hoheneck [1.7] 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. In dünnbesiedelten Flächenstaaten wie Russland und Kanada kamen zur Überbrückung größerer Distanzen bald Drehstrom-Freileitungen mit noch hö‐ heren Übertragungsspannungen zum Einsatz. So baute die Kanadische Hydro-Quebec 1965 die erste 735-kV-Freileitung über 500 km mit ei‐ ner 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 Blindleistungsbedarfs eine hervorragende Möglich‐ keit, Energie über große Entfernungen mit sehr geringen Verlusten zu übertragen. Allerdings handelt es sich dabei bisher stets um Punkt-zu-Punkt-Verbindungen. An beiden Enden einer solchen Leitung sind großräumige Umrichter-Stationen erforder‐ lich, die die Leitungen in das bestehende Höchstspannungs-Drehstromnetz einbinden. 26 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="28"?> 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 200 400 600 800 1000 1200 1 1912: 110-kV-Leitung Lauchhammer-Riesa (D) 2 1929: 220-kV-Leitung Brauweiler-Tiengen (D) 3.1 1952: 380-kV-Leitung Harsprånget - Hallsberg (S) 3.2 1957: 380-kV-Leitung Rommerskirchen-Hoheneck (D) 4 1965: 735-kV-Leitung Manicouagan-Montreal (CD) 5 1985: 1.150-kV-Leitung Ekibastus-Kökschetau (UdSSR) 1 2 3.2 4 5 Höchste Spannungsstufe für die Drehstromübertragung im europäischen Verbundnetz: 380 kV 3.1 kV Abb. 1.8: Entwicklung der Drehstrom-Spannungsstufen 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). Die 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 größe‐ ren Abständen zwischen den Leitern steigen die resultierenden elektrischen Feldstär‐ ken 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 Umwelt‐ bewusstsein in der Bevölkerung, insbesondere in Ländern mit freiheitlichen Gesell‐ schaftsordnungen, mit Beginn der 1980er Jahre der Widerstand gegen Freileitungen in den höheren Spannungsebenen. Während sie bis dahin zwar nicht beliebt, aber doch als nötig erachtet worden waren, kippte die Stimmung, teilweise bis hin zur strikten Ablehnung. Militante Gruppen verübten in den 1980er Jahren sogar Anschläge auf Höchstspannungsmaste, indem sie die Eckstiele ansägten. Glücklicherweise verliefen die Aktionen glimpflich. Allenthalben hörte man die Forderung nach Verkabelung. Dies galt fortan nicht nur für neu geplante Leitungen. Auch die bestehenden Freileitungen kamen in die Kritik und sollten unabhängig von ihrer Spannungsebene verkabelt werden. 27 1.2 Historie der Stromübertragung <?page no="29"?> 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] 28 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="30"?> Das patentierte Kabel diente der Stromübertragung vom ersten US-Kraftwerk „Pearl Street“ in New York, das einige 100 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 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 Kabellegung setzte sich in der Folgezeit gegen die Legung 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 Legung von blanken Kupferdrähten auf Isolatoren in sogenannten Monier-Kanalsys‐ temen ausgangs der 1880er Jahre kehrten die damaligen Stromversorger reumütig 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 Span‐ nungsfestigkeit des isolierenden Dielektrikums, das im Gegensatz zum Isoliermedium Luft bei Freileitungen, in den Kabeln auf wenige Zentimeter zusammenschrumpfte. Zudem erweichten die bis dahin verwendeten Isolierwerkstoffe bei höheren Betriebs‐ temperaturen, die im Gegensatz zu Telegraphenkabeln bei Energiekabeln durch höhere Strombelastungen und der damit verbundenen Erwärmung auftraten. In den darauf‐ folgenden 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 Jahrhundertwende verbesserten geschichtete, mineralölgetränkte Papieriso‐ lierungen die Spannungsfestigkeit der Starkstromkabel deutlich. Etwa zur gleichen Zeit kam auch die Umstellung der allgemeinen Stromversorgung von Gleichauf Wechselstrom, die für die höheren Übertragungsspannungen auch eine höhere Span‐ nungsfestigkeit benötigte. Bald folgten die ersten so genannten Gürtelkabel, die in den darauffolgenden Jahrzehnten zum Standard werden sollten. Sie bestanden aus drei mit ölgetränktem Papier umwickelten Adern, die noch einmal insgesamt eine weitere ölgetränkte, papierisolierte Lage als Gürtel und anschließend einen Bleimantel erhielten. Nach außen schützte sie eine innere Hülle, gefolgt von einer Bewehrung aus Stahlband und einer äußeren Schutzhülle aus Faserstoffen (Abb. 1.10 und 1.11). 29 1.2 Historie der Stromübertragung <?page no="31"?> 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-Pa‐ pier, das aus perforierter Aluminiumfolie bestand und über die Isolation der Einzelleiter 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 erfolgreich testete. 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 50er Jahre führte die rasant steigende Lastentwicklung in der 110kV-Ebene zum breiten Einsatz von Niederdruck-Ölkabeln mit Blei- und Alumini‐ ummanteln, sowohl in Einals auch in Dreileiterausführungen. Diese kamen vornehm‐ lich in Ballungszentren zum Einsatz, in denen Freileitungen in dieser Spannungsebene 30 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="32"?> 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 be‐ reits in den vierziger Jahren Verwendung fanden, kamen die ersten 110-kV-Poly‐ ethylen-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). Diese haben sich in dieser Spannungsebene seither etabliert und sind allenthalben weit verbreitet. Mitte der siebziger 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 ein gasgefülltes größeres Rohr. Im Ringspalt befindet sich das unter Druck stehende Isoliergas SF 6 (Schwefelhexafluorid). Aufgrund der hohen Kosten und dem Einsatz des als stärkstes Treibhausgas bekannten Isolationsmittels kam diese Technologie in der Folgezeit für den Stromtransport nur in Sonderfällen zum Einsatz. Beispielsweise bei großen Höhenunterschieden, in denen andere Kabeltechnologien, 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 Neckarwerken 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. 2001 waren es bereits bei + 150 kV 220 MW, 2010 bei + 320 kV 800 MW und 2014 schon bei + 525 kV [1.17]. 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. 31 1.2 Historie der Stromübertragung <?page no="33"?> 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 ausschließlich an leistungsfähigen Verbindungen von nach und nach entstandenen Erzeugungs- und Lastschwerpunkten, die zum großen Teil weniger als 100 km voneinander entfernt lagen. In den kommenden Jahren und Jahr‐ zehnten ist nunmehr eine grundlegende Neuausrichtung nötig. Zu der bevorstehenden Abschaltung nuklearer und fossil betriebener Kraftwerke, die von Windparks in der Nord- und Ostsee sowie durch weitläufig auf dem Festland verteilten Windkraft- und Fotovoltaikanlagen sowie flexiblen Gaskraftwerken ersetzt werden sollen, passt die vorhandene Struktur des Höchstspannungsnetzes nicht mehr. Während es in den Verteilnetzen einer zum Teil massiven Verstärkung bedarf, damit Fotovoltaik und Ons‐ hore-Windkraftwerke restriktionsfrei in das Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetz einspeisen können, benötigt das Übertragungsnetz leistungsstarke Verbindungen zwi‐ schen den neuen Erzeugungsschwerpunkten im Norden und den, durch Kraftwerks‐ stilllegungen 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 Freileitungsbau‐ weise 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 Zerschneidung und Entwertung der ohnehin schon dicht besiedelten Landschaftsräume durch massive Freileitungen, wurde strikt abge‐ lehnt. Dies führte 2016 seitens des Gesetzgebers zu einer grundlegenden Planänderung, wonach die leistungsstarken Nord-Süd-Übertragungsleitungen nunmehr vorrangig als Hochspannungs-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 Kern- und Kohlekraftwerke auf dem Festland nicht Schritt halten können. 32 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="34"?> 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 200 400 600 800 1000 1 1911: 30-kV-Drehstrom-Gürtelkabel, BEWAG 2 1911: 60-kV-Wechselstromkabel, Königl. Eisenbahn Halle, Speiseleitung 3 1923: 130-kV-Drehstrom-Öldruckkabel, Einzelleiterkabel, Italien 4 1928: 110-kV-Drehstrom-Ölkabel, Einzelleiterkabel, Nürnberg 5 1930: 220-kV-Ölkabel Test 6 1936: 220-kV-Drehstrom-Ölkabel, Kabelnetz Paris 7 1952: 380-kV-Drehstrom-Ölkabel, Schweden 8 1973: 110-kV-PE-Drehstromkabel in Deutschland 9 1975: 420-kV-GIL, Süddeutschland 10 1976: 380-kV-Drehstrom-Ölkabel, Einzelleiterkabel, Berlin 11 1988: 220-kV-VPE-Drestromkabel von ABB 12 1996: 380-kV-VPE-Drestromkabel, Neckarwerke 13 1997: +/ - 10 kV-VPE Gleichstromkabel, 3 MW 14 2001: +/ - 150 kV-VPE Gleichstromkabel, 220 MW 15 2010: +/ - 320 kV-VPE Gleichstromkabel, 800 MW 16 2014: +/ - 525 kV-VPE Gleichstromkabel, 2.000 MW 17 2017: +/ - 640 kV-VPE Gleichstromkabel, 3.000 MW 1 kV 2 3 4 6 7 2000 2010 10 9 8 12 11 2020 16 15 14 13 17 Ölkabel/ Gürtelkabel GIL PE/ VPE Drehstrom VPE Gleichstrom (+/ -) 5 Abb. 1.12: Spannungsstufen in der Entwicklung von Kabeltechniken 1.3 Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung Die Frage, welche Spannungsart in der öffentlichen Stromversorgung Verwendung finden sollte, entschied sich, wie in Kap. 1.2 ausführlich behandelt wurde, schon Ende der 1890er Jahre. Die Urväter der Elektrizitätsversorgung hatten, wie zu sehen war, gute Gründe, sich für Drehstrom zu entscheiden. Nun aber wird allenthalben von HGÜ, also von Hochspannung-Gleichstrom-Übertragung gesprochen, und sie wird sogar behördlich verordnet. Wie verträgt sich das? Das soll im Anschluss etwas genauer betrachtet werden. Die Energieübertragung mit Drehstrom in einem vermaschten Höchstspannungs‐ netz genießt alle Vorzüge, die eine flächendeckende, mehr oder weniger homogene Verteilung von Erzeugungs- und Lastschwerpunkten an Land benötigt. Durch die be‐ reits erwähnte Verschiebung der Erzeugungskapazitäten hin zur Offshore-Windkraft in die Gewässer der Nord und Ostsee erfordert leistungsfähige Leitungsverbindungen bis in Deutschlands Südwesten. 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 ersten Kapitel erklärt, bei größeren Kabellängen ohne Blindleistungs-Kompensation keine Wirkleistung mehr übertragen können. Die Kompensation ist aber sehr aufwändig und macht längere Kabelverbindungen in Höchstspannungs-Drehstromnetzen stö‐ rungsanfällig und unwirtschaftlich. Anders verhält es sich bei Gleichstromkabeln. Da Gleichstromkabel grundsätzlich keinen Blindleistungsbedarf besitzen, können sie in 33 1.3 Gleich- und Drehstrom in der Energieübertragung <?page no="35"?> 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. Diese Gefahr lässt sich aber durch große Querschnitte und damit verbundene, niedrige elektrische Widerstände reduzieren. Nun stellt sich die Frage, weshalb sich die Urväter der Elektrizitätsversorgung damals nicht für Gleichspannung und Gleichstrom entschieden, wie Edison es forderte. Gleichstrom hat gegenüber Wechselstrom zwei gravierende Nachteile. Zum ei‐ nen funktioniert bei Gleichstrom das Trafoprinzip nicht. Da sich die transportierte elektrische Leistung aus dem Produkt von Strom und Spannung ergibt, ist eine wirtschaftliche Optimierung 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. Selbst die technische Entwicklung in den vergangenen Jahrzehnten hat bisher keine brauchbare Schaltmöglichkeit für hohe Gleichströme hervorgebracht. Deshalb werden bis jetzt HGÜ-Strecken auf der Wechselstromseite der Stromrichteranlagen geschaltet. Was aber hat sich seit dem Beginn der Stromübertragung so sehr verändert, dass heute möglich und gängig geworden ist, was damals unmöglich war? Bereits Ende der dreißiger Jahre des vergangenen Jahrhunderts wurde an Versuchsstrecken mit der Gleichstromübertragung experimentiert, die über Quecksilberdampf-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 da‐ maligen Sowjetunion wieder aufgenommen und 1951 die erste kommerzielle Übertra‐ gungsstrecke 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 Rück‐ leitung durch Elektroden im Seewasser. Nachdem weitere Anlagen folgten, wurden die Systeme mit den störanfälligen Quecksilberdampfventilen 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. 34 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="36"?> Aber auch die Verbindung von Netzen unterschiedlicher Frequenz oder unterschied‐ licher Verfahren zu deren Regelung gelang über so genannte Gleichstrom-Kurzkup‐ plungen (z. B. zwischen Etzenricht und der damaligen Tschechoslowakei). 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 eingesetzt [1.20]. Ergo: Durch die moderne Halbleitertechnologie erfährt die Gleichstromübertragung eine Renaissance und eignet sich besonders für die Übertragung großer Leistungen über Höchstspannungskabel. Diese Verbindungen sind stets Punkt-zu-Punkt-Verbin‐ dungen, die 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. 1.14). Während Verteilnetze dazu dienen, die elektrische Energie auf den Spannungsebenen 0,4 bis hin zu 110 kV von den, in das Übertragungsnetz eingebetteten Umspannanlagen zu den Städten, Fabriken, den Handwerksbetrieben und Haushalten zu „verteilen“, obliegt dem Übertragungsnetz vorrangig die „Übertragung“ hoher Energiemengen zwischen den Einspeisungen aus Großkraftwerken, Offshore-Windparks und den Schalt- und Umspannanlagen über größere Distanzen. Dies erledigen sie in den Spannungsebenen 150 (Offshore-Seeka‐ bel), 220 und 380 kV. Abb. 1.13 zeigt das Höchstspannungsnetz der Bundesrepublik Deutschland im Ausbauzustand zu Beginn des Jahres 2020. 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 300 kV als „Höchstspannung“ gelten, haben sich im Sprachgebrauch auch unter Fachleuten im deutschsprachigen Raum vier Spannungs‐ kategorien etabliert. 35 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze <?page no="37"?> ■ 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 die übergeordnete Netzebene, die untereinander, mit Großkraftwerken und über sogenannte Kuppelleitungen mit den Höchstspannungsnetzen der Anrainerstaaten verbunden und so in das zentraleuropäi‐ sche Verbundnetz eingebettet ist. Dieses Verbundnetz reicht von der nordöstlichen Region Polens bis zur südwestlichen Spitze Portugals und wird als UCTE-Netz bezeich‐ net. Hierbei steht UCTE für „Union for the Coordination of Transmission of Electricity“, übersetzt: „Union für die Koordinierung des Transports elektrischer Energie“. In diesem Netzverbund sind aktuell 29 Übertragungsnetzbetreiber aus 24 europäischen Staaten vereinigt. Sie verpflichten sich, die Versorgungssicherheit durch Festlegungen der technischen und organisatorischen Spielregeln für eine uneingeschränkte Interopera‐ bilität der Subsysteme bezüglich Energieaustausch und der Fähigkeit der gegenseitigen Aushilfe bei Störungen aufrecht zu erhalten. Seit 2009 übernimmt der ENTSO-E, der „Europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber“, die organisatorischen Aufga‐ ben für das UCTE-Netz [1.19]. In älteren Quellen ist noch von der UCPTE zu lesen. Im Vorgängerverbund waren vor der Liberalisierung 1996 mit dem Buchstaben „P“ (Production) auch die zentraleuropäi‐ schen Stromproduzenten, also die Kraftwerksbetreiber Mitglieder. Danach vereinigten sich diese wegen der zwingenden Entflechtung in anderen Verbünden. Um sich gegenseitig wirkungsvoll und schnell zu unterstützen und vor allem aber stützen zu können, wurde das UCTE-Netz in dieser Ebene galvanisch zusammenge‐ schaltet. 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 Leis‐ tungsfähigkeit derjenige, mit der höchsten Frequenzstabilität, also mit den geringsten Abweichungen der Frequenz vom 50-Hertz-Sollwert. Aber zurück zum deutschen Netz: Über eine Vielzahl von Umspannanlagen wird die Energie aus der Höchstspannungsebene in die 110-kV-Netze eigespeist. Große Metro‐ polen wie Berlin, Hamburg oder München sind wegen ihres hohen Energiebedarfs direkt in das Höchstspannungsnetz eingebunden. Die darunterliegende 110-kV-Ebene übernimmt die Versorgung größerer Städte, ländlicher Regionen und größerer und mittlerer Fabrikationsanlagen. Gleichzeitig übernimmt ein eigenständiges, von der 36 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="38"?> Abb. 1.13: Deutsches Höchstspannungsnetz 2020, Übersichtskarte, 1.1.2020 (Quelle: Forum Netztech‐ nik/ Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) - VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V., [1.18]) 37 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze <?page no="39"?> öffentlichen Versorgung unabhängiges 110-kV-Freileitungsnetz mit einer Frequenz 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 10 und 20 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 We‐ sentlichen also von den über das Landesinnere verteilten Großkraftwerken hin zu den Verbrauchern in den darunterliegenden Netzen. Dank der inzwischen in allen Spanungsebenen einspeisenden meist regenerativen Erzeugern haben sich die Energie‐ flussrichtungen 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. Das bedeutet, dass Energieflüsse, wie am Beispiel der ersten großen Windparks in der Eifel, die bereits Anfang der 2000er Jahre mehr elektrische Energie in das Mittelspannungsnetz einspeisten, als dort entnommen werden konnte, im großen Stil in das überlagerte 110-kV-Netz übertrugen. Von nun an waren die Energieflüsse unabhängig von der Spannungs- und Netzebene. Mit dem sprunghaften Ausbau der Onshore-Windkraftanlagen entlang der windhöffigen Nord- und Ostseeküste entstand in den Mittel- und Hochspannungsnetzen der dortigen Netzbetreiber bald ein derartiger Erzeugungsüberschuss, dass er nur mit großer Mühe und aufwändigen Netzausbauten in das Höchstspannungsnetz aufgenommen werden konnte. Jahr für Jahr stieg die Zahl der sogenannten Redispatch-Maßnahmen, die im Grunde nichts anderes bedeuteten als Leistungsreduzierungen bzw. Stillsetzungen von Anlagen, wegen drohender Netzüberlastungen. Mit großen Anstrengungen und mit hohem finanziellem Aufwand versuchen die Netzbetreiber die Leitungsverbindungen zu ertüchtigen, um Einschränkungen bei den Einspeisungen zu vermeiden. Schließlich müssen sie die Betreiber abgeriegelter Anlagen für den Ausfall nach dem Erneuer‐ bare-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. 1.14). Oder anders gesagt: Die Netze werden den An‐ forderungen entsprechend geplant und gebaut. So bildet das als Übertragungsnetz 38 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="40"?> fungierende Höchstspannungsnetz, ein sogenanntes Maschennetz, in dem die Schalt- und Umspannanlagen „spinnennetzartig“ miteinander verbunden sind. Hier kann man von einem einheitlichen Overlay-Netz sprechen, da die Leitungen in dieser Netzebene, wie schon beschrieben, europaweit miteinander galvanisch verbunden sind. Dadurch entstehen Redundanzen, die ein Höchstmaß an Versorgungssicherheit versprechen. Dabei dienen die Schaltanlagen als Knotenpunkte, in denen mehrere Leitungen zusammenlaufen. So lassen sich abhängig von den Lastverhältnissen in den einzelnen Leitungszweigen optimale Betriebsweisen realisieren. Die Netze der vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland bilden darüber hinaus eigenständige Regelzonen, in denen die jeweiligen Betreiber für Frequenz- und Spannungshaltung verantwortlich sind. ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ Beidseitige Transformationen zwischen den Spannungsebenen Einspeisungen in den Spannungsebenen: ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ ̴ Großkraftwerke, Kernkraft und Kohle Windkraft offshore Kleinere Kraftwerke und Windparks onshore Windkraftanlagen, Kleinkraftwerke Und PV-Freiflächenanlagen PV-Anlagen, kleine Wasserkraftwerke Block-Heiz-Kraftwerke Kuppelleitungen zu Anrainerstaaten Höchstspannungsebene 220 und 380-kV-Drehstrom, mit integrierten HGÜ-Verbindungen Übertragungsnetz (Betrieb durch ÜNB bzw. TSO) Verteilnetz (Betrieb durch VNB bzw. DSO) Hochspannungsebene 110 kV Mittelspannungsebene 10 und 20 kV Niederspannungsebene 0,4 kV Metropolen Bahnnetz 110 kV 16 2/ 3 Hertz Große und mittlere Fabriken Großstädte und Regionen Kleine Fabriken Große Werkstätten Ortschaften Straßenzüge Handwerksbetriebe Dienstleistungsbetriebe Händler Haushalte Abb. 1.14: 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, 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 schon deshalb nicht beliebig verknüpft werden können. Davon mehr in einem späteren Kapitel. 39 1.4 Aufgaben und Strukturen elektrischer Energienetze <?page no="41"?> 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. 1.15: 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 dreipolig ausgebildete sogenannte Sammelschiene in Freileitungsausführung, oder aber als Rohrsammelschiene auf Stütz‐ isolatoren, wie in Abb. 1.16 gezeigt. Größere Anlagen verfügen über zwei oder mehr Sammelschienen. Diese dienen dazu, alle von ihnen abgehenden sogenannte Felder, je nach Schaltzustand, miteinander zu verbinden. Auf die Sammelschiene treffen alle diese Felder über mehrere Schalt- und Steuerelemente. Jedes Feld beginnt mit einem Sammelschienentrenner, gefolgt von einem Leistungsschalter und im Falle eines Leitungsabgangs einem Leitungstrenner mit integriertem Erdungstrenner. 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 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‐ 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‐ 40 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="42"?> 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. 1.16: 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 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‐ 41 1.5 Einführung in die Netzplanung <?page no="43"?> 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. 1.17: Risikoabwägung beim Ausbau von Infrastruktureinrichtungen Legt man nun, wie in Abb. 1.17 gezeigt, eine Kurve zwischen die beiden Extreme, ergibt sich eine Fläche unterhalb dieser Kurve, in der das Versagens-Risiko akzeptiert wird. Alle Maßnahmen, die diese Bedingungen erfüllen, wären in dem Fall zulässig. Maßnahmen hingegen, die eine höhere Versagenswahrscheinlichkeit und/ oder eine größere Versagensauswirkung hätten, wären unzulässig. Dabei ist das „Risiko“ eines Ereignisses das Produkt aus Wirkungshöhe und Eintrittswahrscheinlichkeit. Übertra‐ gen 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. 1.5.2 Das (n-1)-Kriterium Für die Ausbauplanung der Stromnetze, besonders aber des Hoch- und Höchstspan‐ nungsnetzes gilt in Anlehnung an diese Planungs-Logik das so genannte (n-1)-Krite‐ rium. Es wird wie folgt definiert: 42 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="44"?> „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 abgeschaltet wird. Das heißt, es darf in diesem Fall nicht zu unzulässigen Versorgungsunterbrechungen oder einer Ausweitung der Störung kommen. Hierbei spielt es keine Rolle, ob die n-1-Sicherheit innerhalb einer Netzebene besteht. Es ist möglich und durchaus üblich, dasselbe Sicherheitsniveau dadurch zu erreichen, indem zum Beispiel die unterlagerte Ebene die Versorgungssi‐ cherheit auch bei Ausfall einer Einspeisung gewährleistet. In jedem Fall muss die Span‐ nung 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 Kunden‐ struktur Versorgungsunterbrechungen in Grenzen toleriert, wenn sie innerhalb eines definierten Zeitraums behoben werden können. Andererseits wird in empfindlichen Bereichen des Übertragungsnetzes sogar ein über das (n-1)-Kriterium hinausgehender Maßstab angelegt, etwa, wenn besonders sensible Kunden wie Werke der Chemie- oder Stahlindustrie versorgt werden oder wenn ein Ausfall eine großflächigere Störung oder eine Gefahrensituation nach sich ziehen würde. [1.21] Diese im Wesentlichen deterministische Regel wurde Anfang der 1980er erstmals formuliert und dient seither als Planungsgrundsatz beim Ausbau von Elektrizitätsnet‐ zen. [1.22] Ein Beispiel für einen nach dem (n-1)-Kriterium geplanten Mittelspannungs-Netz‐ bereich zeigt die Abb. 1.18. 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 darunter nicht mehr gewährleistet werden. In der mittleren Darstellung finden sich zwei unabhängige Einspeisestellen, so dass trotz des Versagens einer der Netzverbindungen zum Trafo (Abb. 1.18, rechte Darstellung) oder eines Trafos über den verbleibenden, intakten Versorgungspfad die vollumfängliche Versorgung weiterhin gewährleistet bleibt. 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. Laut Definition zählt jeder Stromkreis als ein Betriebsmittel. Bei einer Beschädigung des Mastes wären aber beide Stromkreise in Mitleidenschaft gezogen. Allein schon bei Arbeiten an den Masten könnte es zur notwendigen Abschaltung beider Stromkreise kommen. Dasselbe gilt auch bei Kabeltrassen, die mit einem geringen Abstand zueinander parallel verlaufen. Auch hier besteht das Risiko, dass beispielsweise bei Bauarbeiten mit einem Bagger beide gleichzeitig beschädigt werden. Inzwischen setzt man in der Netzplanung bei der Versorgung von Einrichtungen mit störungsbedingt hohen Ausfallkosten zunehmend 43 1.5 Einführung in die Netzplanung <?page no="45"?> (n-0) n-1 n-1 im Fehlerfall HS HS MS MS MS MS MS MS: HS: Trafostation mit Leitungsabgang Mittelspannungsnetz Hochspannungsnetz Abb. 1.18: Das (n-1)-Kriterium in Mittelspannungsnetzen probabilistische Zuverlässigkeitsberechnungen ein, die sich auf die inzwischen um‐ fangreiche Datenbasis der BDEW Störungs- und Schadensstatistiken stützen können. [1.23] Mit diesen Methoden lassen sich Zuverlässigkeitsanalysen auf den jeweiligen Anwendungsfall bezogen detaillierter und präziser durchführen. 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 Deutschland beständig gestiegen ist, und zwar bis zu sieben Prozent jährlich. Nachdem der Verbrauch in den letzten Jahren stagnierte oder nur geringfügig wuchs, kommt es durch die Energiewende zu völlig neuen Anforderungen an die Versorgungsnetze. Im weiteren Sinne gehören hierzu auch die Themen Sektorenkopplung und Stromspeicherung (Kap. 7). 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 44 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="46"?> 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 Jahre umfasst, lässt sich mit folgenden Stichworten beschreiben: Vorhersage der Entwicklung von Leistung und Arbeit, Struktur des Netzes hinsicht‐ lich neuer Rückgratverbindungen und Anbindung 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 Trassen, Festlegung von Querschnitten, Bestimmung der mechanischen und thermischen Beanspruchungen bei Normalbetrieb und im Fall von Störungen, Beachtung des oben beschriebenen (n-1)-Kriteriums, Auf‐ stellung 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 Kurzschlussprogrammen 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 Versorgungszuverlässigkeit ein Optimum darstellt. Die Betriebsplanung bezieht sich auf kurze Zeiträume von Stunden bis Tagen. Wie im nächsten Kapitel zu sehen sein wird, muss die elektrische Energie just in dem Zeitpunkt erzeugt werden, in dem der entsprechende Bedarf besteht. Die kurzfristige Betriebsplanung hat dafür zu sorgen, dass die Bereitstellung der Energie zuzüglich einer bestimmten Reserve jederzeit wirtschaftlich gewährleistet ist und die Versorgungssicherheit nicht beeinträchtigt wird. Es gilt also, den zu erwartenden Lastverlauf für die nächsten Stunden bis Tage möglichst genau zu prognostizieren. Dabei spielt unter anderem das Wetter (Temperatur, Solarstrahlung) eine wichtige Rolle. Im Voraus muss geprüft werden, ob die bestehende Netzkonfiguration in der Lage ist, die zu erwartende Stromverteilung ohne Verletzung von Grenzwerten einhalten zu können. Zu den Aufgaben der Betriebsplanung zählt auch die Vorbereitung von Schalthandlungen zur Durchführung von turnusmäßigen Wartungsmaßnahmen, die ebenfalls nicht zu vorübergehenden Engpässen in der Versorgung führen dürfen. 1.6 Einführung in den Netzbetrieb In Drehstromsystemen spielt die 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 45 1.6 Einführung in den Netzbetrieb <?page no="47"?> und Frequenz innerhalb eines zusammenhängenden Netzgebiets engstens miteinander verbunden. Das wollen wir im Anschluss genauer betrachten. 1.6.1 Leistungsgleichgewicht In das Gesamtnetz speisen in allen Spannungsebenen eine Vielzahl von Erzeugern ein (Abb. 1.19). 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 Erzeugung ). Netz P Erzeugung P Bedarf P Erzeugung = P Bedarf ! Abb. 1.19: Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung und Bedarf 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 Kleinst‐ haushalten. Sie alle beziehen elektrische Energie aus dem Netz und wandeln sie etwa in Stahlwerken, Heizungen, Beleuchtungsanlagen und vielem mehr in Nutzenergien um (P Bedarf ). Den größten Teil der Stromerzeugung übernehmen derzeit rotierende Generatoren mit einer stabilen Drehzahl und von zum Teil beachtlichen Schwungmassen, die, wie später noch zu sehen sein wird, wesentlich zur Netzstabilität beitragen. Eine stabile Versorgung ist nur dann gewährleistet, wenn die erzeugte Gesamtleistung in jedem Augenblick genau so groß ist, wie der durch die Gesamtheit aller Abnehmer herrschende Leistungsbedarf. Das bedeutet: 46 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="48"?> (1.1) P Erzeugung = P Bedarf In der Energiewirtschaft wird sehr häufig von „Energieverbrauch“ und „Energiever‐ brauchern“ geschrieben und gesprochen. Vermutlich eine Terminologie, die Fachleute fremder Disziplinen einführten. Von Physikern oder Ingenieuren stammt sie sicher nicht. Denn Energie wird stets umgewandelt und nie verbraucht. Diese irreführende Bezeichnung hat sich allerdings im Sprachgebrauch so sehr verfestigt, dass wir sie im Folgenden ebenso verwenden wollen. Wohlwissend, dass sie nicht korrekt ist. 1.6.2 Bedeutung der Frequenz Die Frequenz wird durch die Drehzahl der Generatoren bestimmt. Mit nur geringsten Abweichungen liegt sie stets bei 50 Hz. Drehen sie sich schneller, steigt die Frequenz. Drehen sie sich langsamer, sinkt sie. Das ist im Grunde das ganze Geheimnis der Netzstabilität. Nun werden sich einige fragen, wie schafft man es, die Frequenz konstant zu halten? Nur selten ist die Frequenz exakt 50,0 Hz. Über den Tag verteilt erreicht sie im Mittel diesen Wert aber ziemlich genau. Je geringer die Abweichungen zur Sollfrequenz sind, umso höher ist die Versorgungsqualität. Wie aber gelingt es, dieses Gleichgewicht möglichst genau zu erreichen? Die Gleichgewichtsbedingung zwischen Erzeugung und Bedarf bzw. Verbrauch lautet ja, dass sie gleich sein müssen. Dies lässt sich anhand einer Waage, wie in Abb. 1.20 abgebildet, sehr anschaulich darstellen. Erzeugung Bedarf Hz 50 49 51 Erzeugung Bedarf Hz 50 49 51 Abb. 1.20: Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch 47 1.6 Einführung in den Netzbetrieb <?page no="49"?> (1.2) Verbraucherseitig ändert sich der Energiebedarf fortwährend. Zum Teil sehr stark. Wenn die Gleichgewichtsbedingung erfüllt werden soll, muss einspeiseseitig ständig nachgeregelt werden. Steigt der Leistungsbedarf durch die Zuschaltung größerer Verbrau‐ cher, wirkt dies bremsend auf die einspeisenden Schwungmassen und die Frequenz sinkt. In diesem Fall muss die einspeisende Leistung erhöht werden. Wird andererseits ein grö‐ ßerer Verbraucher vom Netz getrennt, beschleunigt dies die Generator-Schwungmassen mit der Folge, dass die Frequenz steigt. In diesem Fall muss die einspeisende Leistung entsprechend reduziert werden. Wie diese Leistungsregelung prinzipiell gehandhabt wird, zeigt Abb. 1.21. 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 reduziert werden. Im Falle von Frequenzabfall ist 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 Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) in Ausschreibungsverfahren beschafft. Das bedeutet, dass sich Betreiber flexibler Kraftwerke an den Ausschreibungen der ÜNB beteiligen, und die günstigsten den Zuschlag erhalten. Die Teilnahme an der Ausschreibung bedarf einer Präqualifikation und ist an mehrere, technische Anforderungen gekoppelt, wovon die wichtigste eine möglichst hohe Leistungsänderungsgeschwindigkeit P ä sein dürfte. So muss die Primärregelleistung eines Kraftwerksblocks mindestens 2 % seiner Nennleistung P N betragen, die, wie nach‐ stehend formuliert, in maximal 30 Sekunden zur Verfügung stehen muss: P ä = 0,02 P N / 30 s 50 51 49 Frequenz in Hertz Leistungsdifferenz in MW -500 0 500 1500 1000 -1000 -1500 Abb. 1.21: Leistungs-Frequenz-Kennlinie im deutschen Höchstspannungsnetz 48 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="50"?> Bei jeder Gleichgewichtsstörung der Leistungsbilanz stemmen sich zuallererst die Schwungmassen der Generatoren einer Drehzahländerung entgegen. Dieser erste sta‐ bilisierende Effekt muss unmittelbar durch die Primärregelung ergänzt bzw. abgelöst 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. 1.22: a) Verschiedene Regelleistungsarten zum Leistungsausgleich in Stromnetzen, b) Tatsächli‐ cher Frequenzverlauf im UCTE-Netz [1.24] In Abb. 1.22 a) sind die verschiedenen Regelleistungsarten in der zeitlichen Reihenfolge ihres Einsatzes dargestellt. Hier ist zu sehen, wie die Trägheit der Schwungmassen innerhalb der ersten 30 Sekunden durch die Primärregelung abgelöst wird. Nach 30 Sekunden setzt die Sekundärregelung ein, die nach spätestens 5 Minuten die Primärregelung ersetzt. An der Bereitstellung der Sekundärregelleistung sind Kraft‐ werke beteiligt, deren Leistungsdynamik im Minutenbereich liegt. Bei der danach folgenden Tertiärregelung, die auch als Minutenreserve bezeichnet wird, kommen konventionelle Kraftwerke zum Einsatz, die 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. 1.22 b). Bei allen anderen Verbünden in Europa und auch 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 49 1.6 Einführung in den Netzbetrieb <?page no="51"?> in den vergangenen Jahren sehr gut gelungen, die Versorgung, von Katastrophen ein‐ mal 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-Maßnah‐ men zum Schutz vor Netzüberlastungen und Frequenzsprüngen gekommen ist. 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 übersehen werden. Der störungsbedingte Ausfall von wichtigen Verbindungsleitungen, großer Kraftwerksblöcke oder gar ganzer Kraftwerke, können zu einer Versorgungsnotlage führen, die schlimmstenfalls in einem flächendeckenden Blackout mündet. 1.6.4 Automatische Frequenzentlastung Sollte es zu einem solchen Engpass bei den Regelreserven kommen, so dass trotz Erhöhung der Einspeiseleistung die Frequenz weiter sinkt, müssen die Netzbetreiber auf der anderen Seite tätig werden und Lastanpassungen durchführen. Dies kann durch eine sogenannte automatische Frequenzentlastung (AFE) erfolgen, die Verbraucher stufenweise vom Netz trennt. Hier haben sich die Verteilernetzbetreiber gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern auf eine verbindliche, kaskadierende Abschaltung von Lasten verständigt, die auch die jeweilige Einspeisesituation berücksichtigt. Die Anforderungen an den automatischen Lastabwurf sind im technischen Hinweis „Tech‐ nische Anforderungen an die automatische Frequenzentlastung unter Berücksichti‐ gung einer veränderten Erzeugungsstruktur“ des Forums Netztechnik/ Netzbetrieb (FNN) im VDE geregelt. Demzufolge werden im Frequenzbereich zwischen 49,2 und 48 Hz in mehreren Stufen die Hälfte der mittleren Verbraucherleistung abgeworfen (Abb. 1.23). Zur Entlastung der Transportnetze werden in einem ersten Schritt Lasten in der Mittelspannungsebene abgeworfen. Die Auswahl der abzuschalten Verbraucher muss sorgfältig und insbesondere diskriminierungsfrei erfolgen. Hierbei müssen bei der Priorisierung sowohl die eventuell verursachte Gefährdungslage als auch die Minimierung des wirtschaftlichen Schadens berücksichtigt werden. 50 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="52"?> Abb. 1.23: Empfehlungen des Unterfrequenz-Lastabwurfes (Quelle: FNN) 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. Prinzipiell lassen sich vier Betriebs‐ zustände in Netzen unterscheiden: ■ Im Normalzustand liegen alle Parameter (Netzfrequenz, Spannungen, Ströme, Temperaturen, 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 auftretende Kurzschlüsse werden beherrscht. ■ Beim verwundbaren Netzzustand 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 verwundbare Zustand ist dadurch gekennzeichnet, dass die oben aufgeführten Betriebsparameter nicht mehr einge‐ halten werden können. Der Zustand wird daher auch als gefährdet bezeichnet. Eine Überführung zurück in den Normalbetrieb kann dann nur durch gezielten Abwurf von Lasten und umfangreiche Schaltmaßnahmen erreicht werden. ■ Im Notzustand ist die Versorgung aller Verbraucher nicht mehr einzuhalten. Nun gilt es, zuerst den verwundbaren Zustand und möglichst bald danach auch den Normalzustand wieder herzustellen. Es besteht sonst die Gefahr eines totalen Blackouts. Nach Eingrenzung der Störung und ggf. der Beseitigung ihrer Ursachen 51 1.6 Einführung in den Netzbetrieb <?page no="53"?> kann der Netzwiederaufbau beginnen. Im normalen (gesunden) Zustand des Netzes sind folgende Aufgaben zu bewältigen: ■ Im Übertragungsnetz sind bestimmte Systemdienstleistungen zu erbringen, wozu der ständige Informationsaustausch mit Nachbarnetzen, die Spannungs- und Fre‐ quenzhaltung sowie die Vorhaltung von Reserveleistung in Form von Momentan-, Primär- und Sekundärleistung zählen. ■ 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 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). Weitere Einrichtungen, die ebenfalls eine bessere Ausnutzung vorhandener Netzkom‐ ponenten ermöglichen (teilweise sogar mit einem Gleichstromzwischenkreis), sind unter dem Namen Flexible Alternating Current Transmission Systems (FACTS) be‐ kannt und erweitern den Aufgabenbereich des in Schaltwarten beschäftigten Personals. Gleichzeitig ermöglichen sie aber eine bessere Ausnutzung der vorhandenen Übertra‐ gungseinrichtungen und helfen damit, teure Ausbaumaßnahmen weiter in die Zukunft zu verschieben. 52 1 Grundlagen der elektrischen Energieübertragung <?page no="54"?> 1.7 Literatur 1.1 Doodle Blog, Tesla gegen Edison: AC/ DC - das Original, https: / / doodle.com/ de/ resources/ blog/ tesla-versus-edison-the-original-ac-dc/ abgerufen im Dezember 2021 1.2 N. 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Sie waren Zeichen eines begrüßenswerten technischen Fortschritts, der den Betrieb arbeitserleichternder Maschinen ermöglichte, die den Menschen im Haushalt, in den Fabriken und in der Landwirtschaft von zum Teil schwerer körperlicher Arbeit befreite. Die zunehmende Überfremdung aller Landschaftsräume mit den verschiedensten technischen Einrichtungen, die allesamt unverzichtbare Bestandteile einer modernen Industriegesellschaft geworden sind, führten in der Folgezeit zu einem Bewusstseinswandel, der, wie schon im Kapitel zuvor erwähnt, seinen Höhepunkt in der strikten Ablehnung von jedweden technischen Einrichtungen durch ganze Bevölkerungsgruppen erreichte. Für die Trassierung und Ausführungsplanung von Leitungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene ergaben sich damit kaum miteinander zu vereinbarende An‐ forderungen. Mit zunehmender Größe und Ausprägung der Freileitungen sank die Akzeptanz. In der Leitungsbaugeschichte bildeten sich deshalb Trassierungsprinzipien heraus, die auf die Eigenheiten der Siedlungs-, Natur- und Landschaftsräume, soweit dies technisch möglich ist, Rücksicht nehmen. Trotz großer Bemühungen um land‐ schaftsgerechte Legung, stießen die Planungen zum Teil auf so massive Widerstände, dass dringend notwendige Leitungsverbindungen mitunter verzögert oder gar nicht realisiert werden konnten. Unabhängig von der Spannungsebene und der Länge der Leitungen bestand der dringende Wunsch nach deren Verkabelung. 2.1 Freileitungstrassen Folgt man der Trasse einer Freileitung, so fällt auf, dass sich Maste in der Leitungsflucht 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 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 beiden Fluchten auf. Diese Maste treten wegen ihrer wesentlich aufwän‐ digeren 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="57"?> Abb. 2.1: 110-kV-Leitungsausschnitt mit einem Winkelabspannmast im Vordergrund und Tragmas‐ ten im Hintergrund (Quelle: LVN) Die Bestandteile bzw. Komponen‐ ten einer Freileitung zeigt Abb. 2.2. Maste werden mehrheitlich in einer Stahl-Gitterkonstruktion ausgeführt, de‐ ren statische Bemessung alle denk‐ baren Lastfälle berücksichtigt. Bei Sonderbauweisen kommen Stahlrohr‐ maste zum Einsatz. Die spannungs‐ führenden Außenleiter bestehen bei konventioneller Bauweise aus Alumi‐ nium-Stahl-Verbundseilen und werden je nach Spannungsebene und benötigter Stromtragfähigkeit als Einzelseil (haupt‐ sächlich bis 110 kV), als Zweierbündel (in der 220-kV-Ebene) und als Dreier- oder Viererbündel (in der 380-kV-Ebene) gelegt. Bündelleiter erhalten gleichmäßig im Spannfeld verteilte sogenannte Feldabstandhalter, die die Teilleiter daran hindern durch Wind oder die Kraftwirkung im Kurzschlussfall zusammenzuschlagen. Isolato‐ ren-Ketten unterscheiden sich hauptsächlich durch die Bauweise und das Baumaterial. In Deutschland, Österreich und der Schweiz kommen mehrheitlich Langstab-Porzel‐ lanisolatoren zum Einsatz. In Fällen besonderer Beanspruchung oder Anforderungen werden auch Glaskappen- oder Silikon-Verbundisolatoren mit glasfaserverstärktem Kern verbaut. Die Erdseile, die auch dem Blitzschutz der Außenleiter dienen, sind ebenso mehrheitlich als Aluminium-Stahl-Verbundseile ausgeführt. Sie verfügen über einen kleineren Gesamtquerschnitt bei gleichzeitig erhöhtem Stahlanteil. Häufig ent‐ halten sie LWL-Informationsleitungen, die von den Netzbetreibern für Telekommuni‐ kations- und Steuerungszwecke genutzt werden. Langstabisolatoren oder Glaskappen oder Verbundisolatoren Erdseil oder Erdseilluftkabel Außenleiter (veraltet Phase) Einfachleiter Zweierbündel Dreierbündel Viererbündel Gittermast Fundamentkopf Stromkreis bzw. System Abb. 2.2: Bestandteile und Komponenten von und an Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen 56 2 Trassengestaltung <?page no="58"?> 2.1.1 Mastformen und Landschaft In allen Spannungsebenen entstanden im Laufe der Freileitungs-Baugeschichte unter‐ schiedliche Mastformen. Ursächlich hierfür waren verschiedene Geländetypen oder Sachzwänge, die jeweils andere Mastformen optisch und technisch befriedigend oder befriedigender aufnehmen konnten. Aus der Vielzahl von Ausführungsvarianten, die in der Vergangenheit mit mehr oder weniger guten Erfolg erprobt wurden, haben sich, hauptsächlich im deutschsprachigen Raum, drei heute gebräuchliche Mastformen für Doppelleitungen mit zwei Stromkreisen entwickelt (Abb. 2.3). 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 bestehen. 57 2.1 Freileitungstrassen <?page no="59"?> Abb. 2.4: Einsatzbeispiel für ein 220-kV-Donau‐ mastbild mit außenliegenden Erdseilen Abb. 2.5: Einebenenmastbild vor einem Feldgehölz Donaumastbild Das Donaumastbild (Abb. 2.3 a)) eignet sich besonders für die Verwendung in breiten Tälern und freien Landschaften mit vorwiegend landwirtschaftlicher Nutzung, in denen weder in der Höhe noch in der Breite Einschränkung beste‐ hen. Dieses Design wird häufig als Stan‐ dard-Mastform bezeichnet und gilt als konstruktiv ausgewogen. Bei diesem Mastbild lassen sich gegenüber anderen Formen unter sonst vergleichbaren Be‐ dingungen die niedrigsten, resultieren‐ den Werte für elektrische und magneti‐ sche Felder im Nahbereich der Leitung erreichen. Ein Anwendungsbeispiel zeigt Abb. 2.4. Einebenenmastbild Soll die Leitung über Wald oder vor einer Wald- oder Feldgehölzkulisse geführt 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, so dass sich keine Mast-und Leitungsteile über die Kulisse in den offenen Sichthintergrund erhe‐ ben, überwiegt aber in den meisten Fäl‐ len. Bei der Führung über Waldbestände lässt sich mit diesen Gestängetyp die kleinste Leitungsgesamthöhe erzielen. Ein Anwendungsbeispiel vor einer Sichtkulisse zeigt Abb. 2.5. 58 2 Trassengestaltung <?page no="60"?> 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 Traversen kann die Aufhängepunktshöhe an Steil‐ hängen unter der Berücksichtigung des Ausschwingens der unteren Leiterseile bei diesem Masttyp, gegenüber den bei‐ den zuvor vorgestellten, kleiner gehalten werden. Ein weiteres Motiv für den Ein‐ satz dieses Gestängetyps, welches zu‐ nehmend mehr an Bedeutung gewinnt, ist der Ersatz von Einfachleitungen durch Doppelleitungen in derselben Trasse und unter der Bedingung, mit der vorhandenen Trassenbreite auszukom‐ men. Ein Ausführungsbeispiel dieses Mastbildes zeigt Abb. 2.6. Kompakte Doppelfreileitungen im freien Gelände unterbaut Abb. 2.7: Kompakte 380-kV-Freileitung mit einer 110-kV-Leitung parallel geführt 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 an‐ zupassen, führte beispielsweise zur Entwicklung eines extrem kompakten 380-kV-Ge‐ stänges in Einebenen-Bauform mit konventionellen Leitungsbaukomponenten. Die Parallelführung beider Leitungen ergab in diesem Fall den geringstmöglichen Land‐ 59 2.1 Freileitungstrassen <?page no="61"?> Abb. 2.8: Einebenen-Anordnung der Zweierbündel mit Tragseilen (Quelle: SPIE SAG) schaftseingriff (Abb. 2.7). Beide Leitungen wurden inzwischen an mehreren Stellen unter Einhaltung der Sicherheitsabstände unterbaut. Eine andere Form der Kompaktbau‐ weise mit hoher Übertragungsleistung in der Höchstspannungsebene wird über Tragseile realisiert, an denen die Leiter‐ seilbündel, 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 konventio‐ neller Leiterseile deutlich reduzieren. Gleichzeitig können Leiterseile mit grö‐ ßeren Leiterquerschnitten für mehr Übertragungsleistung an die Stahlseile angehängt werden. Dies führt zu niedrigeren Masten und zu schmaleren Trassen. Die Masten sind in Vollwandbauweise ausgeführt und besitzen an den Abspannpunkten in den Lei‐ tungswinkeln durch die erhöhten Zugkräfte deutlich massivere Fundamente als kon‐ ventionelle Gittermaste. Diese, vom Übertragungsnetzbetreiber 50 Hz in Gemeinschaft mit dem Leitungsbauunternehmen SPIE SAG in der zweiten Hälfte des vorigen Jahr‐ zehnts als Pilotprojekt errichtete Anlage verfolgt unter anderem das Ziel, bestehende 220-kV-Leitungen durch leistungsstarke 380-kV-Leitungen zu ersetzen, ohne den Tras‐ senkorridor 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‐ wichen wird. Unter diesen Begriff sind auch Fälle einzuordnen, bei denen die kompakte Bauweise nur durch Sonderbauformen der Isolatoren ermöglicht wird. Beispielsweise in V- oder Y-Form oder als Sonderfall der V-Kette die asymmetrische Anordnung der Isolatorenstränge. Zunehmender Platzmangel für Stromtrassen und das Bündelungsgebot für Bandinf‐ rastruktureinrichtungen führte lange vor der Einführung öffentlich-rechtlicher Geneh‐ migungsverfahren zur Entwicklung von Mastformen für mehr als die bisher gezeigten zwei Stromkreise. Während unter Bündelung anfangs die Anordnung von mehreren Leitungen nebeneinander verstanden wurde, konzentrierte sich der Bündelungszwang in zunehmendem Maße auf die Zusammenfassung von mehreren Stromkreisen auf einem Gestänge. Hier wurden vier und teilweise sechs Stromkreise auf einem gemein‐ samen Gestänge zusammengefasst und die Trassenausnutzung deutlich gesteigert. Dies ging zulasten der Betriebssicherheit und Verfügbarkeit der einzelnen Stromkreise. 60 2 Trassengestaltung <?page no="62"?> Abb. 2.9: Ausführungsbeispiel einer 380/ 110-kV‐ Vierfachleitung, zunächst mit einem Stromkreis 380 kV und drei Stromkreisen 110 kV belegt Hier genügte es nun nicht mehr, lediglich denjenigen Stromkreis außer Betrieb zu nehmen, an dem gearbeitet wurde, sondern auch den oder die darunter liegenden [2.28]. Der häufigste Anwendungsfall für Kompakt-Leitungen ist die Zusammen‐ fassung von Stromkreisen unterschied‐ licher Spannungsebenen, die einen Teil der Strecke auf einem gemeinsamen Ge‐ stänge geführt werden können. Einen weiteren Schwerpunkt bilden Verbund‐ leitungen, für die es aufgrund ihrer Größe an Trassen mangelt, und sie des‐ halb zusammengefasst werden müssen. Bei Kompaktleitungen, hier insbeson‐ dere im Höchstspannungsbereich, lassen sich die Prinzipien der landschaftsge‐ rechten Führung nicht oder nur unzu‐ reichend umsetzen. Die natürlichen De‐ ckungsbereiche, aus der Topografie und dem Bewuchs reichen für die optische Auflösung solcher Leitungen meist 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 Folgen‐ den 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. Grundsätzlich unterscheidet man bei einer Freileitung zwischen den inneren und den äußeren Abständen. Innere Abstände bestimmen alles, was innerhalb der Freileitung zu beachten ist. Also die Abstände von Leitern am und zum Gestänge und die Abstände innerhalb des Freileitungsfeldes also zwischen den Leitern und zwischen ihnen und den Erdseilen bzw. Erdseilluftkabeln. Hier geht es um die Auslegung der Freileitung, die eine ausrei‐ chende Festigkeit gegen Überspannungen aufweist und so eine hohe Betriebssicherheit 61 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen <?page no="63"?> gewährleistet. Bei einer wirtschaftlichen Auslegung der Leitungen wird allerdings eine begrenzte Zahl von Überschlägen über kritische innere Abstände, die zu diesem Zweck eingepegelt werden, akzeptiert. Die äußeren Abstände hingegen gelten zwischen den spannungsführenden Leitern und Einrichtungen sowie Gegenständen in der Nähe der Freileitung. Also Abstände zu Gebäuden und anderen Infrastruktureinrichtungen, wie z. B. Bahntrassen oder anderen Freileitungen. Sie werden so bemessen, dass sie eine Gefährdung der Öffentlichkeit durch Überschläge sicher vermeiden. Dies gilt für Dritte ebenso wie für das Personal von Netzbetreibern oder Leitungsbaufirmen. Die inneren Abstände werden demnach so bemessen, dass im Falle einer z. B. durch Blitzeinschlag verursachten Überspannung Überschläge mit höherer Wahrscheinlichkeit innerhalb der Freileitung und nicht zu Objekten in deren Nähe stattfinden. In beiden Fällen wird grundsätzlich zwischen dem kleinsten zulässigen Abstand zwischen zwei spannungsführenden Leitern (D pp ) und zwischen einem Leiter und einem Erdseil bzw. geerdeten Konstruktionsteilen (D el ) in Luft unterschieden [2.6, 2.7]. Die Abstände bei den Betriebsspannungen im Hoch- und Höchstspannungsbereich zeigt die Tabelle 2.1. Betriebsspannung Kleinster Abstand zwischen (spannungsführenden) Außenleitern D pp in m Kleinster Abstand zwischen Außenleiter und Erdseil oder geerdeten Teilen D el in m 110 kV 220 kV 380 kV 1,15 2,0 3,2 1,0 1,7 2,8 Tab. 2.1: Kleinste zulässige Abstände bei Freileitungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene 2.2.1 Beschränkungen innerhalb einer Freileitungstrasse Die Höhe von Masten ergibt sich aus dem Durchhang der Leiterseile, einer Sicherheits‐ zone (auch Sicherheitsbereich genannt), die mit steigender Betriebsspannung größer wird, sowie der Höhe der zu überquerenden Hindernisse, die als konkrete Bauten oder als Lichtraum-Profile von Straßen, Schienenwegen sowie des freien Geländes vorliegen (Abb. 2.10). Die hierbei einzuhaltenden Abstände werden durch das einschlägige vorerwähnte Vorschriftenwerk vorgegeben. 62 2 Trassengestaltung <?page no="64"?> Sicherheitsabstand D el Schutzstreifen Durchhang Leiterseile Erdseil Isolator A A A - A Spannweite unterer Aufhängepunkt EOK Mindestabstand zu Straßen 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 2.2. Die Abmessungen der Maste oberhalb des unteren Aufhängebzw. Abspannpunktes richten sich nach der gewählten Mastform und der, für die Isolatorenlänge maßgeblichen Spannungsebene. Dabei nehmen die Abmessun‐ gen der Maste mit steigender Betriebsspannung sprunghaft zu. 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. 2.2: 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 63 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen <?page no="65"?> 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 Abspannpunkte der begrenzenden Maste gegenüber dem Normaltyp wesentlich ändern. Umgekehrt können besondere Geländeverhältnisse, Hindernisse oder Anschlusssituationen zu bestehenden Leitungen kürzere Spannweiten erfordern. Die für den Durchhang zu berücksichtigende maximale Leiterseiltemperatur beträgt bei konventionellen Al/ St-Verbundseilen in der Regel 80 ℃. Diese maximale Dauer‐ betriebstemperatur ist für die gängigen Seiltypen AL1/ ST1A und AL3/ ST1A in DIN EN50341-3-4 vorgegeben. Diese Seiltemperatur wird bei entsprechenden meteorolo‐ gischen Bedingungen, wie Windstille bei gleichzeitig starker Sonneneinstrahlung in Verbindung mit dem maximal zulässigen Leiterstrom erreicht [2.3]. Weiterhin ist zu berücksichtigen, dass die Leiterseile während ihrer Lebensdauer einer bleiben‐ den Seillängung unterworfen sind, die abhängig vom Querschnittsverhältnis nach 30 Jahren bei Seilen mit hohem Stahlanteil bei ca. 0,8 Promille und bei solchen mit hohem Aluminiumanteil bei ca. 1,2 Promille der Länge liegen. Die Einhaltung der Sicherheitsabstände zu Kreuzungsobjekten über die gesamte Bestandsdauer der Leitung legt eine großzügige Bemessung der Masthöhen nahe. Einige Netzbetreiber berücksichtigen die Längung durch einen sogenannten Temperaturzuschlag zur maxi‐ malen Leiter-Betriebstemperatur. Das bedeutet, der Durchhang wird für eine höhere Temperatur (meist 120 ℃) 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 Leitungsertüchtigun‐ gen eingesetzt werden. Diese als HTLS-Seile (engl.: High Temperature Low Sag) be‐ zeichneten Leiter erlauben zum Teil deutlich höhere Betriebstemperaturen bei gleich‐ zeitig geringem Durchhang. Ihre Einsatzgebiete beschränkten sich in Deutschland bisher auf Übertragungssysteme, die hauptsächlich bei fluktuierenden Einspeisungen z. B. aus Windparks temporär überlastet werden und deshalb Redespatch-Maßnahmen 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 verhindern. Die gewonnene Erhöhung der Übertragungsleistung führt allerdings zu höheren Leitungsverlusten, weshalb dieser Seiltyp bei Neubauten bisher nur selten zum Einsatz kam. Hier können bei der Planung und Auslegung alle zu erwartenden Betriebsparameter berücksichtigt und konventionelle Verbundseile eingesetzt werden. 64 2 Trassengestaltung <?page no="66"?> Eine andere Möglichkeit der Übertragungsleistungs-Erhöhung, 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 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 Übertragungsleistung 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 und magnetischen Feldern sowie der möglichen Geräuschentwicklung im Fokus. Bei Kabeln ist es neben dem Auftreten von Feldern oberhalb der Erdoberfläche die Gefahr der Bodenaustrocknung bei hoher Strombelastung. 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 magnetische Feld so wenig 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 Erdpotential, 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 Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (26. BimSchV) festgelegt wurden, ist keine gesundheitliche Beeinträchtigung zu erwarten. In der derzeit geltenden Verordnung aus dem Jahr 2013 beträgt der Grenzwert für magne‐ tische 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. 65 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen <?page no="67"?> Maste und Leiterseile sind Windströmungen ausgesetzt und können so Vibrationen und Windgeräusche verursachen. Diese treten in der Regel nur bei Starkwind bzw. bei laminarer Anströmung der Seile auf. Die hohen Randfeldstärken um die Leiterseile führen darüber hinaus zu ionisie‐ renden Entladungen. Diese, als Korona-Effekt bezeichnete Erscheinung macht sich insbesondere bei regnerischen und nebenliegen Wetterlagen als Knistern bzw. Brum‐ men bemerkbar. Dabei schlagen sich Tropfen und Tröpfchen auf die Oberfläche der Leiterseile nieder und erhöhen die elektrische Feldstärke, die die besagten Geräusche hervorruft. Inzwischen werden auf dem Markt Leiterseile angeboten, deren Oberfläche durch eine besondere Vorbehandlung hydrophil wirkt und die Tropfenbildung und da‐ mit die Geräuschentwicklung reduziert. Theoretische Grundlagen und Berechnungen zu den beschriebenen Phänomenen werden in späteren Kapiteln detailliert behandelt. 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 hinaus‐ reicht. Die senkrechte Projektion des äußersten ausgeschwungenen Leiterseils zuzüg‐ lich des Mindest-Sicherheitsabstands beidseits der Trassenmitte wird als Schutzstreifen bezeichnet (Abb. 2.11). Innerhalb dessen ist der Raum nur eingeschränkt nutzbar, z. B. in Form einer Höhenbegrenzung bei Bepflanzungen bzw. Unterbauungen. Diese Flächen werden, ohne Änderung der Eigentumsverhältnisse durch die Netzbetreiber dinglich gesichert. Die Wertminderung, die sich durch die Nutzungseinschränkung im Schutz‐ bereich bzw. durch die Mastfläche selbst ergibt, wird ebenso wie bei Kabeltrassen über eine einmalige Entschädigung an die Grundstückseigentümer ausgeglichen (Kap. 3.9). Erdseil bzw. Erdseilluftkabel Leiterseile Leiterseile Ausschwingbereich el. Sicherheitsabstand el. Sicherheitsabstand Ausschwingbereich Spannweite Abb. 2.11: Schematische Darstellung des Schutzstreifens eines Spannfeldes in der Draufsicht 66 2 Trassengestaltung <?page no="68"?> 2.2.3 Trassenführung und Raumnutzung Die Leitungsplaner bemühten und bemühen sich stets die Mastformen an den Land‐ schaftstyp anzupassen und die jeweilige Raumnutzung zu berücksichtigen, um Nut‐ zungskonflikte 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 Verringerung der Behinderung bei der Bewirtschaftung der Felder (um die Duldung zu erleichtern) steht hier ebenso im Vordergrund wie die Vermeidung unnötiger Flurschäden. Ansonsten erfolgt die Austeilung der Maststandorte unter weitgehend optimaler Ausnutzung der Topografie. Die Durchhänge der Leiterseile und die unteren Aufhängepunktshöhen an den Masten werden so bemessen, dass eine fachgerechte Bewirtschaftung der Felder ohne Beeinträchtigung möglich ist. Allenfalls gibt es Wuchsbeschränkungen für Feldgehölze. 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 Landschafts‐ pflege oft negativ beurteilt. Waldüberspannend geführte Mehrfachleitungen im Hoch- und Spannungsbereich erheben sich meist zu dominierenden Elementen des Land‐ schaftsbildes mit einer massiven Fernwirkung. Ein Sachverhalt, der einem neutralen Beobachter das Gefühl verantwortungsloser Landschaftsverschandelung vermittelt. Die Trassierungspraxis zeigte in der Vergangenheit, dass es für derartige Fälle kein Patentrezept gibt. Hier sind sorgfältig abgewogene Einzelfallentscheidungen zu treffen [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 67 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen <?page no="69"?> minimiert werden. Für die Durchstiche zwischen den Freiflächen sollten nach Möglich‐ keit schmale Stellen genutzt werden. Unter der Voraussetzung, dass in einer möglichst gestreckten Linienführung ohne große Umwege jeweils schmale Stellen gefunden werden können, fällt die Entscheidung angesichts der maßvollen Aufhiebsflächen in der Regel zugunsten einer Schneise. In solchen Fällen stellt sie die trassierungstech‐ nisch günstigste Lösung dar. In Beständen, bei denen es sich um ökologisch wertvolle Biotope handelt oder erhöhte Windbruchgefahr besteht, ist die Zustimmung seitens der Forstbehörden zu einer Schneise auch für kleinere Flächen meist nicht zu erhalten. Bei der Bemessung von Waldschneisen unterscheidet man zwischen zwei Fällen. Bei neu einzuschlagenden Schneisen ergibt sich die Schneisenbreite aus der Betrachtung eines zur Trassenachse quer fallenden Baumes im Endwuchs zuzüglich des Sicherheits‐ abstandes (Abb. 2.12, rechter Bildteil). Mit steigender Endwuchshöhe und steigender Betriebsspannung wird die Schneise damit größer. Bei neu angelegten Schneisen besteht für die entstandenen Randbäume, die zuvor dem Waldbestand angehörten und über keinen ausgeprägten Trauf verfügen, ein hohes Umbruchrisiko. Hier muss sichergestellt werden, dass der fallende Baum den Schutzbereich der ruhenden Leiter nicht erreicht. Verläuft die Leitung hingegen entlang eines gewachsenen Waldrands oder in einer bestehenden Schneise, die leitungsseitig über einen Trauf verfügt, ist wegen der vergleichsweisen hohen Standsicherheit der Randbäume ein Umbruch deutlich unwahrscheinlicher. Sicherheitszone Waldbestand Waldbestand Erweiterter Schutzabstand halber Schutzstreifen bei gefestigten Waldrändern bzw. Schneisennachbehandlung halber Schutzstreifen bei neu angelegten Schneisen Beispiel 110 kV rd. 22 m Schneisenbreite 44 m rd. 36 m Schneisenbreite 72 m Abb. 2.12: Abmessungen von Waldschneisen, links bei gefestigten Waldrändern, rechts mit Berück‐ sichtigung des Baumfalls 68 2 Trassengestaltung <?page no="70"?> Infolgedessen muss dieser 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 Schutzab‐ stand beträgt dabei 5,5 m und entspricht nach Untersuchungen eines südwestdeutschen Netzbetreibers dem 95-prozentigen Häufigkeitswert der Kronenradien aller dort vor‐ kommenden Gehölze. Bei besonders stattlichen Baumexemplaren ist der Schutzabstand bedarfsgerecht zu erweitern. Schutzstreifen, die nach dieser Methode bestimmt wer‐ den, 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 tritt. Der Flächenbedarf bei der Errichtung einer Leitung beschränkt sich bei Waldüber‐ spannungen auf die Flächen der Mastmontage und besteht je nach Spannungsebene aus einem Quadrat mit 25 bis 30 m Seitenlänge. Das freie geschlagene Quadrat kann im Anschluss bis auf die unmittelbare Mast-Freifläche, die für Instandhaltungsarbeiten von Bewuchs freizuhalten ist, wieder zuwachsen. Bei der Aufteilung der Maststandorte ist deren Anordnung in der Nähe von Waldwegen stets ein angestrebtes Ziel, um un‐ nötigen Aufhieb zu vermeiden und die Zufahrten zu den Maststandorten zu erleichtern. Je nach Art der betrieblichen Überwachung der Freileitung kann auch auf eine durchgehende Sichtschneise verzichtet werden. D. h., dass nach der Fertigstellung der Leitung die gesamte Trasse mit Ausnahme der verbleibenden Mast-Freiflächen der uneingeschränkten forstwirtschaftlichen Nutzung zur Verfügung steht. Abb. 2.13 zeigt die Verhältnisse bei einer Waldüberspannung mit einer 110-kV-Doppelleitung in Eineben-Bauweise. Bei der Verwendung dieses Mastbildes lässt sich bei Waldüber‐ spannungen die geringstmögliche Gesamthöhe der Maste erreichen. 69 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen <?page no="71"?> 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 2.2.4 Bereiche mit Höhenbeschränkungen In Bereichen mit Höhenbeschränkungen, beispielsweise in Bauschutzbereichen von Flugplätzen und Flughäfen, finden meist besondere Bauformen von Masten Ver‐ wendung, die in horizontaler Einebene ausgeführt und in Höhe und Spannweite verringert sind. Leitungsteile, die sich di‐ rekt im Einbzw. Abflugbereich befinden, erhalten darüber hinaus eine Tageskenn‐ zeichnung (rotweißer Anstrich der Maste und Flugwarnkugeln am höchstgelegenen Seil) und falls notwendig eine Nachtkenn‐ zeichnung (Rotlicht an den Mastspitzen), die sowohl einen sicheren Leitungsals auch Flugbetrieb ermöglichen. In solchen Bereichen werden Mehrfachleitungen häufig entflochten und parallel nebeneinander ge‐ führt. Ein Beispiel zeigt Abb. 2.14. 70 2 Trassengestaltung <?page no="72"?> 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 zu den Selbstverständlichkeiten bei der Leitungs-Trassie‐ rung. Nicht etwa, weil das elektrische bzw. magnetische Umfeld einer Freileitung gesundheitsschädlich wäre (dies ist unterhalb festgelegter Grenzwerte, wie in Kap. 6 erläutert, nicht der Fall), sondern weil die verursachte Nutzungseinschränkung im Trassenbereich ein bleibendes Konfliktpotenzial zwischen Netzbetreiber und Eigentü‐ mer darstellt, welches nach Möglichkeit vermieden werden sollte. Bei diesem Thema entzündet sich re‐ gelmäßig auch der Streit zwischen Ge‐ bietskörperschaften und Behörden bzw. Interessenverbänden, die den Natur- und Landschaftsschutz vertreten. Während Kommunen stets eine ortsferne Trassie‐ rung verlangen, wollen Natur- und Landschaftsschützer unberührte Land‐ schaftsräume gemieden wissen. So füh‐ ren Kompromisse oft zu einer Trasse in Siedlungsnähe, die keine besondere Wertigkeit aufweist. Bestehende oder beabsichtigte, in einer Bauleitplanung hinreichend konkretisiert vorliegende Bebauungsplanungen dürfen dabei nicht behindert oder eingeschränkt werden. Nach der 26. Bundesimmissionsschutz‐ verordnung (26. BimSchV) gilt für 50-Hz-Freileitungen mit einer Nenn‐ spannung von 220 kV und mehr, die in einer neuen Trasse errichtet werden, ein Überspannungsverbot bei Gebäuden. 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 Bebau‐ ung unter die Leitung ist hingegen bei Einhaltung der vorgeschriebenen Schutzab‐ stände prinzipiell zulässig. Ein Beispiel zeigt Abb. 2.15. Viele Netzbetreiber lassen die Unterbauung ihrer Hoch- und Höchstspannungsfrei‐ leitungen innerhalb des Schutzstreifens grundsätzlich nicht zu. 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. 71 2.2 Schutzbereiche von Freileitungen <?page no="73"?> 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 Legeart 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 Freilei‐ tungstechnik so sehr ins Stocken geriet, dass der Gesetzgeber Mitte der 2010er-Jahre für den Bau der leistungsstarken Nord-Süd-Verbindungen im Übertragungsnetz die Gleichstromübertragung mit dem Vorrang für Kabel verordnete. 2.3.1 Drehstrom-Kabeltrassen Bei der Planung von Hoch- und Höchstspannungs-Drehstrom-Kabeltrassen benutzen die Netzbetreiber in diesen Spannungsebenen aus Gründen der hohen Übertragungs‐ leistung und Verfügbarkeit für ein Freileitungssystem häufig zwei getrennt gelegte Kabelsysteme. Diese Variante wird häufig bei Zwischenverkabelungen gewählt, um die thermischen Effekte im Boden trotz hoher Übertragungsleistung zu begrenzen. Das heißt, jedes System einer Doppelfreileitung wird in diesem Fall auf zwei Kabelsysteme aufgeteilt. Schematisch zeigt dies Abb. 2.16. Kabelstrecken Übergangsfeld A Übergangsfeld B Endmast A Endmast B System 1 System 2 System 2 System 1 Abspannportal System 1.1 System 1.2 System 2.1 System 2.2 Schalteinrichtung Abb. 2.16: Übergang von zwei Freileitungssystemen auf vier Kabelsysteme bei einer Zwischenverka‐ belung [nach 2.12] 72 2 Trassengestaltung <?page no="74"?> 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 Systems bei Störungen oder Wartungsarbeiten übernehmen (Abb. 2.17). Bei einer abgespeckten Variante dient ein Einzelkabel als Reserve. So kann jede einzelne wartungsbedürftige oder schadhafte Kabelstrecke durch die Reserveverbindung bis zum Abschluss der Arbeiten an der Strecke ersetzt werden (Abb. 2.18). Kabelstrecken Übergangsfeld Endmast System 2 System 1 System 1 System R System 2 Schalteinrichtung Abspannportal Abb. 2.17: Überleitung von drei Kabelsystemen auf ein Doppelfreileitungssystem, wobei ein Kabelsys‐ tem als Reserve genutzt wird [nach 2.9] Kabelstrecken Übergangsfeld Endmast System 2 System 1 System 1 Kabel R System 2 Schalteinrichtung Abspannportal 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 Legeverfahren und die Legeanordnung ausschlaggebend. Dabei ist zunächst zu entscheiden, ob die Verlegung 73 2.3 Kabeltrassen <?page no="75"?> in einem offenen Kabelgraben oder grabenlos mittels Bohrbzw. Pressverfahren erfolgen soll. Danach ist zu entscheiden, ob die Kabel direkt in den Boden gelegt, oder in Kunststoffschutzrohre eingezogen werden sollen. Weitere Möglichkeiten, die bisher vornehmlich innerstädtisch oder bei häufigen Kreuzungen mit anderen Infra‐ struktureinrichtungen infrage kommen, sind sogenannte Mantelrohre oder begehbare, betonierte Leitungsgänge, die in offenen oder halboffenen Verfahren gelegt 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 in das umgebende Bettungsmaterial und in einer guten Fixierung der Kabel, die Bewegungen bei betriebsbedingten, gegensei‐ tigen Kraftwirkungen sicher verhindert. Nachteilig ist hingegen die Notwendigkeit bei Kabelfehlern oder beim Austausch von Kabeln den Graben wieder punktuell oder auf der ganzen Strecke erneut öffnen zu müssen. Darüber hinaus wirken sich Bodensetzungen oder Scherungen infolge tektonischer Störungen direkt auf das Kabel aus. Sie können unerwünschte Pressungen verursachen, die die Funktion des Kabels beeinträchtigen. 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 Legeanordnungen bei Drehstrom-Hoch- und Höchstspannungskabeln [nach 2.9] Die Vorteile der Verlegung in Kunststoffrohren liegt zunächst darin, dass die Gräben unmittelbar nach der Verlegung der Rohre verfüllt werden können, so dass die Arbeits‐ gänge 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 Legeart ist aber ein möglicher späterer Austausch von Kabeln, ohne den Kabelgraben erneut öffnen zu müssen. Nachteilig hingegen wirkt sich der luftgefüllte Ringspalt zwischen dem Kabelmantel und dem Schutzrohr aus, der die Wärmeabgabe an das Bettungsmaterial hemmt. Dadurch wird die Belastbarkeit der Kabel verringert. Die Befüllung der Schutzrohre mit Wasser kann die Wärmeableitung allerdings verbessern. Alternativ oder auch in Kombination mit der Wasserfüllung können moderne Monitoringsysteme diesem Nachteil entgegenwirken, indem sie 74 2 Trassengestaltung <?page no="76"?> sowohl über die Temperaturen als auch über die Stellen innerhalb der Kabelanlage Informationen liefern, an denen sie auftreten. Auf diese Weise können punktuelle Übertemperaturen in den Kabeln erkannt und Kabelschäden vermieden werden. 2.3.2 Gleichstrom-Kabeltrassen Bei Trassen für Gleichstromkabel handelt es sich in der Zukunft hauptsächlich um die Legung von HGÜ-Kabeln, also um solche für die Hochspannungs- oder besser Höchst‐ spannungs-Gleichstrom-Übertragung. Deshalb beschränkt sich die Betrachtung im Folgenden hierauf. Durch den in der Bundesrepublik gesetzlich vorgegebenen Vorrang für Kabel in dieser Spannungsart- und Ebene wird es demnach um Punkt-zu-Punkt-Ka‐ bel-Verbindungen zwischen Konverterstationen gehen, die, wie schon erwähnt, die Einbindung in das Höchstspannungs-Drehstromnetz herstellen. Bei der Ausgestaltung der Kabelverbindungen kommt es darauf an, ob sie in monopolarer oder bipolarer Aus‐ führung hergestellt werden sollen. Bei der monopolaren Ausführung genügen ein Hin- und ein Rückleiter. Bei der bipolaren Ausführung erfolgt die Rückleitung über Erde, die entweder über eine wirksame Erdung an beiden Enden oder über einen metallischen Rückleiter mit Erdpotential realisiert werden kann. Die bipolare Ausführung besitzt den Vorteil, dass die Kabelanlage bei der Störung eines der Hauptübertragungswege mit der halben Systemleistung weiter betrieben werden kann. Diese Option, die lediglich ein weiters Rückleitungskabel auf Erdpotential erfordert, ist bei der Verlegung allein schon aus Redundanzgründen empfehlenswert. Die folgenden Darstellungen der Legearten fokussieren sich deshalb auf das bipolare Übertragungssystem, wie es in Abb. 2.20 schematisch dargestellt ist. Konverterstation A Konverterstation B HGÜ- Kabelstrecke Schalteinrichtung Drehstrom- Sammelschiene Plus Minus optional Rückleiter Abb. 2.20: Bipolare Gleichstrom-Kabelstrecke zwischen zwei Konverter-Stationen, optional mit einem metallischen Rückleiter 75 2.3 Kabeltrassen <?page no="77"?> Prinzipiell sind sowohl die Legeanordnungen als auch die Legearten mit denjenigen für Drehstromkabelsysteme vergleichbar. Lediglich die Anzahl und die Querschnitte der Einzelleiter können sich unterscheiden. Bei allen bisher bekannten Konzepten für die Legung von HGÜ-Kabelverbindungen 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 Bahnstre‐ cken und Autobahnen dürften auch alternative Legemethoden zum Tragen kommen. Das bedeutet, dass für HGÜ-Kabel im Grunde die gleichen Rahmenbedingungen gelten, wie für ihre mit Drehstrom betriebenen Kabelschwestern. 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. 2.21: Mögliche Legeanordnungen für HGÜ-Kabel mit und ohne metallischen Rückleiter [nach 2.9] 2.4 Legetechniken Unter Legetechniken wird die Art und Weise verstanden, wie Kabel grundsätzlich gelegt werden können. Die Möglichkeiten reichen hier von der einfachen Erdlegung in offener Bauweise bis hin zur grabenlosen, geschlossenen Legung in beliebigen Tiefen. Sie unterscheiden sich sowohl in der Ausprägung des Bodeneingriffs als auch im Aufwand, den Kosten und der Legegeschwindigkeit. 2.4.1 Offene Bauweise Bei der Legung 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 Wärmeleitfähigkeit beibehält. Diese Legeart kann als Standardvariante bezeichnet werden. Hier kommen Materialien wie Magerbeton oder der sogenannte Flüssigboden zum Einsatz. Flüssig‐ boden 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 76 2 Trassengestaltung <?page no="78"?> 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]. Hier ist allerdings darauf zu achten, dass der Boden außerhalb des Bettungsmaterials nicht vollständig austrocknet. Abb. 2.22 zeigt beispielhaft das Profil und den Schutzstreifen bei der Verlegung von zwei Systemen 110 kV und einem Reservekabel im offenen Graben, Abb. 2.23 das Grabenprofil bei einer Zwischenverkabelung von zwei Systemen 380 kV nach Abb. 2.16. In Abb. 2.24 ist ein strukturell vergleichbares Profil für die Verlegung von drei Systemen abgebildet, wie es Abb. 2.17 prinzipiell darstellt. Das Grabenprofil und die Schutzstreifenmaße für die Legung von zwei Systemen von 525-kV-HGÜ-Kabeln ohne Rückleiter zeigt Abb. 2.25. 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. 2.22: Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 110-kV-Drehstromkabelverlegung mit zwei Syste‐ men und einem Reservekabel [nach 2.27] 77 2.4 Legetechniken <?page no="79"?> 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. 2.23: Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV-Drehstromkabelverlegung mit vier Syste‐ men [2.12] Mutterboden Unterboden Erdreich Baustraße 26,00 m 4,60 m 2,40 m 0,30 m Kabelschutzstreifen ca. 16,00 m Abb. 2.24: Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV-Drehstromkabelverlegung mit drei Syste‐ men 78 2 Trassengestaltung <?page no="80"?> Abb. 2.26: Trasse für zwei Kabelsysteme 380 kV bei Verlegung im offenen Graben [2.13] 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. 2.25: Grabenprofil und Schutzstreifen für ein HGÜ-Kabel + 525 kV [nach 2.17] Die Kabelverlegungsart im offenen Gra‐ ben bedingt einen relativ langsamen Baufortschritt und erfordert eine exten‐ sive Wiederherstellung der abgetrage‐ nen Oberflächenbereiche, die in der Folge eine Regenerationszeit benötigen, um mit denselben Erträgen bewirtschaf‐ tet werden zu können wie zuvor. Sie be‐ sitzt aber die herausragende Möglich‐ keit, das Bettungsmaterial in Art, Form und Größe so auswählen zu können, dass die Wärme bestmöglich an das umge‐ bende Erdreich abgeführt werden kann. Ein praktisches Beispiel für die Verle‐ gung von zwei nebeneinanderliegenden Systemen zeigt Abb. 2.26. Provisorisch angelegte Baustraßen, die je nach tragfähigkeit des Untergrunds aus Holz-, Aluminium- oder Stahlmatten bestehen können, werden nach Inbetriebnahme der Kabelanlage wieder entfernt. Das Rückfüllmaterial im Kabelgraben besteht vornehmlich aus porösem Material, dessen Hohlräume abhängig von der Materialbeschaffenheit, dem Abstand zum Grund‐ 79 2.4 Legetechniken <?page no="81"?> Abb. 2.27: Kabelpflug bei der Legung von Leerroh‐ ren für Kabel und Informationsleitungen [2.14] 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 Kap. 5.7.2 erläutert. 2.4.2 Einpflügen Eine alternative zur Legung im offenen Graben ist das Einpflügen von Schutz‐ rohren und das anschließende Einziehen von Kabeln. Dabei können moderne Ka‐ belpflüge in einem Pflügvorgang drei Kunststoffschutzrohre für Kabel bis zur 380-kV-Ebene zuzüglich mehrere Kunst‐ stoffrohre für die Informations- und Di‐ agnosetechnik gleichzeitig legen (Abb. 2.27). Die Legung kann im Dreieck oder nebeneinander erfolgen. Diese Art der Legung ist allerdings beschränkt auf möglichst kreuzungsfreie Gebiete, in denen die Bodenverhältnisse das Einpflügen zu‐ lassen. Es kann in Böden bis zur Bodenklasse 6 (leichter Fels) eingesetzt werden und lässt Legetiefen von über 2 m zu. Bei diesem grabenlosen, sogenannten halboffenen Verfahren wird der Pflugschlitz sofort wieder verfüllt. In der Regel lässt das Einpflügen eine eingeschränkte Menge von Bettungsmaterial für die Schutzrohrumgebung zu. Das Verfahren ist gegenüber der offenen Grabenverlegung schneller, kostengünstiger und mit einem sehr geringen Eingriff in die Oberflächenstruktur des Bodens verbunden. Oft sind in Wasser,- Landschafts- und Naturschutzgebieten nur solche grabenlose Bau‐ verfahren zulässig. Bei allen Vorzügen erfordert das Pflügen eine sehr sorgfältige Prü‐ fung möglicher, innerhalb der Trasse im Boden gelegter Infrastruktureinrichtungen, wie beispielsweise andere Energiekabel, Abwasserkanäle, Pipelines und Telekommu‐ nikationskabel. Besondere Beachtung verdienen militärische Versorgungsleitungen, 80 2 Trassengestaltung <?page no="82"?> deren Lage aus Gründen des Sabotageschutzes in allgemein zugänglichen Dokumen‐ tationen und Lageplänen fehlen. 2.4.3 Legung in Mantelrohren und Infrastrukturröhren Das, von der Legung von Fernwärme- und Erdgasrohren bekannte Mantelrohr-Leger‐ verfahren kann auch für die Legung von Hoch- und Höchstspannungskabeln eingesetzt werden. Hierbei beinhaltet das Mantelrohr drei Kunststoff-Schutzrohre für die Auf‐ nahme eines Drehstromsystems, die durch Abstandhalter im umschließenden Rohr gleichmäßig verteilt angeordnet werden. Anschließend verfüllt man die Hohlräume mit wärmeleitfähigem Material (Abb. 2.21 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 Legeverfahren Abschnittsweise in die Schutzrohre einziehen. Ein besonde‐ rer Vorteil dieses Verfahrens besteht darin, dass Mantelrohre mit Durchmessern bis 600 mm neben der konventionellen Verlegung im offenen Graben auch in halboffenen und geschlossenen Bohrverfahren eingebracht werden können [2.9]. Runde Infrastrukturröhren, die hauptsächlich aus Stahlbeton- oder Glasfaserkompo‐ site-Elementen bestehen und Nennweiten von 2.000 mm und mehr annehmen können (Abb. 2.21 d)) lassen sich vorzugsweise in halboffenen und geschlossenen Verfahren legen. Im Anschluss werden die Kabelsysteme auf Kabelpritschen oder in Abständen von mehreren Metern mit Halterungen an die Rohrwände montiert. Halboffene Bauweise Abb. 2.28: Legung 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- 81 2.4 Legetechniken <?page no="83"?> Abb. 2.29: Konventionelle Rohrlegung in halboffe‐ ner Bauweise mit Startgrube und Greifschlitz [2.16] 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. 2.28). 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. Die konventionelle Verfahrensweise der halboffenen Legung, wie sie haupt‐ sächlich bei der innerstädtischen Kanal‐ legung angewandt wird, besteht aus ei‐ nem ca. 1.000-1.500 mm breiten, meist verbauten Schlitz an der Oberfläche. 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 Schneidschuh mit der Öffnung nach oben stoppt. Auch mit dieser traditionel‐ len Verfahrensvariante lässt sich gegen‐ über der komplett offenen Bauweise der Eingriff an der Oberfläche deutlich mi‐ nimieren. Die Legegeschwindigkeiten bei Neulegungen wird in [2.16] mit 35 bis 95 m pro Tag angegeben und die Längen zwischen den Stationen betragen maxi‐ mal 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 Legetiefe 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 Legeverfahren in Betracht. Gleiches gilt auch für besonders empfindliche Schutzgebiete oder Bahn-, Straßen- und Flussun‐ terquerungen. Für die Legung von Rohren und Röhren, die sich zur Aufnahme von Hoch- und Höchstspannungskabeln eignen, kann das sogenannte Spülbohrverfahren, das vorzugsweise beim Pipelinebau Verwendung findet, oder der weltweit insbesondere im Kanalbau eingesetzte gesteuerte Rohrvortrieb Verwendung finden. 82 2 Trassengestaltung <?page no="84"?> Horizontalspülbohrverfahren Diese als HDD-Verfahren (engl.: Horizontal Directional Drilling) bekannte Legetechnik eignet sich besonders für die Unterquerung von breiten Infrastruktureinrichtungen sowie von Flüssen und Gewässern und wird sehr häufig in Kombination mit der offenen Bauweise bei Unterquerungen eingesetzt. Damit können Stahl- oder Kunststoffrohre bzw. auch Mantelrohre bis zu einem Durchmesser von ca. 600 mm bis zu 1.700 m weit grabenlos gelegt 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 Bohrspülungstechnik, bei der die erzeug‐ ten 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 Bohr‐ gestänges 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. 2.30). Die Geschwindigkeit des Bohrvorgangs wird in [2.36] abhängig von der Bodenbeschaffen‐ heit 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. 2.30: Die drei Schritte beim Horizontalspülbohrverfahren [2.18] 83 2.4 Legetechniken <?page no="85"?> 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 Legung mit Durchmessern von 500 mm bis hin zum Großrohrvortrieb mit Durchmessern bis zu 4.000 mm in nahezu uneingeschränkten Legetiefen unter urbanen und extensiven Schutzgebieten. Die zweistufige Legetechnik E-PowerPipe® mit kleinen Durchmessern für ein‐ zelne, auch nicht druckfeste Schutzrohre (bspw. HDPE) startet aus einer Startgrube mit einem installierten Vortriebsrahmen. Hier ist die zweistufige Legetechnik des HDD-Verfahrens 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. 2.31 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 Fels 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. 2.32). 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. 84 2 Trassengestaltung <?page no="86"?> Abb. 2.31: Zweistufiger Rohrvortrieb nach dem E-Power Pipe®-Verfahren von Herrenknecht [2.35] Abb. 2.32: Gesteuerter Rohrvortrieb mit Schildmaschine, Startgrube und Pressstation [2.15] 2.4.4 Legung im Infrastrukturkanal Der Infrastrukturkanal bildet eine Sonderform des begehbaren Leitungsgangs. Infra‐ strukturkanäle (Abb. 2.19 e) und 2.21 e)) werden hauptsächlich in offener Bauweise gelegt (Abb. 2.34). 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 85 2.4 Legetechniken <?page no="87"?> eingebracht werden bzw. die Betonier-Maschine ungehindert arbeiten kann (Abb. 2.33). Beim Einsatz von Betonier-Maschinen werden diese abschnittsweise fortbewegt und erreichen eine Legegeschwindigkeit 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 Kabelauslastung, Zugänglichkeit und Austauschbarkeit von Komponenten im Vergleich zu allen anderen Legemöglichkeiten die meisten Optionen. Nachteilig ist allerdings das große Grabvolumen und die große Menge an überschüssigem Aushubmaterial, das entsorgt werden muss, wenn der Kanal nicht oberirdisch gelegt wird. Abb. 2.33: Infrastrukturkanal in offener Bauweise gelegt für zwei Drehstromkabel-Systeme 380 kV [nach 2.9] 86 2 Trassengestaltung <?page no="88"?> Abb. 2.35: Anordnung von 380-kV-Drehstromkabel‐ muffen in einem Infrastrukturkanal [2.22] Abb. 2.34: Kontinuierliche Fertigung eines Infrastrukturkanals, links, und Erstellung in Fertigteilbau‐ weise, rechts [2.21] 2.5 Muffen und Übergangsanlagen 2.5.1 Muffenlegung Die Lieferlängen von Hoch- und Höchst‐ spannungskabeln sind aus Transport‐ gründen auf rund 1.000 m begrenzt. Dies hat zwei Gründe. Zum einen ist das Transportgewicht bei öffentlichen Stra‐ ßen meist auf 50 Tonnen beschränkt. Zum anderen dürfen die Kabeltrommeln nur solche Durchmesser aufweisen, dass man sie über öffentliche Verkehrswege antransportieren kann. Daraus folgt, dass einzelne Teillängen mit Kabelmuf‐ fen miteinander verbunden werden müssen. Je nachdem, welche Legeart ge‐ wählt wird, gibt es für die Anordnung von Muffen unterschiedliche Möglichkeiten. Werden zur Kabellegung begehbare Inf‐ rastrukturröhren- oder Kanäle gewählt, lassen sich die Muffen in den Leitungszug in‐ tegrieren ebenso wie die Kabel an den Kanalwänden befestigt sind (Abb. 2.35). Hier sind sie frei zugänglich und können auch bei Bedarf inspiziert werden. Bei allen anderen Legearten sind Muffengruben notwendig, in denen die Muffen entweder in sogenannte Muffenkammern oder direkt in die Erde gelegt werden. Die beiden Möglichkeiten wer‐ den unterschiedlich genutzt. Derzeit wird bei den Großprojekten die direkte Legung der Muffen gemeinsam mit den Kabeln im Bettungsmaterial bevorzugt. Deren Lage wird ebenso, wie die Lage der Kabel sorgfältig eingemessen und dokumentiert. So las‐ sen sie sich bei Defekten rasch lokalisieren. 87 2.5 Muffen und Übergangsanlagen <?page no="89"?> 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 (Kap. 5.6.1). 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, mit dem Warnband und den schützenden Betonplatten. Abb. 2.36 zeigt eine Muffengrube für vier Systeme mit 380-kV-Dreh‐ stromkabeln nach der Muffenmontage und vor der Verfüllung (linkes Bild) sowie einen Reinraum-Container für die Anfertigung von HGÜ-Kabelmuffen (rechtes Bild). Hier ist die Überlappung der Kabel von beiden Seiten gut zu erkennen. Ebenso die Vorkehrungen für die Wasserhaltung im Kabelgraben. Abb. 2.36: 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 voraussichtlich die Ausnahme bleiben. Dies hat, wie noch zu sehen sein wird, gute Gründe. 88 2 Trassengestaltung <?page no="90"?> Abb. 2.37: 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. 2.37 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]. Das entspricht weit mehr als der Fläche eines halben Fußballfeldes. Bei größeren Kabellängen ist für eine effiziente Wirkstromübertragung, wie in Kapitel 1 bereits beschrieben, eine Blindleistungskompensation erforderlich. Bei 380-kV-Kabelteilstrecken von mehreren 10 km Systemlänge sind in der Kabelüber‐ gangsanlage hierfür sogenannte Kompensationsspulen erforderlich, um die Blindleis‐ tung auszugleichen, und so die volle Übertragungsleistung der Kabel zu gewährleisten. Hierzu werden an den Blindleistungsbedarf angepasste induktive Drosseln mit der Kabelanlage verschaltet. Für die Drosseln muss ein weiters Schaltfeld vorgesehen werden. Die Gesamtanlage braucht in diesem Fall mehr Platz als eine einfache Kabelübergangsanlage bei kurzen Kabelteilstrecken. Abb. 2.38: Übergangsanlage von einer 380-kV-Doppelfreileitung auf vier Kabelsysteme ohne Kompen‐ sationseinrichtungen [2.25] Im Betrieb von Kabelübergangsanlagen werden die gesetzlichen Grenzwerte für elektrische und magnetische Felder bereits am Anlagenzaun deutlich unterschritten. Da Leitungen und Spulen auch Geräusche verursachen können, muss der Netzbetreiber auch die Richtwerte der TA-Lärm (Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm) 89 2.5 Muffen und Übergangsanlagen <?page no="91"?> einhalten. Das Beispiel einer Übergangsanlage von vier Systemen 380-kV-Kabel auf eine Doppelfreileitung zeigt Abb. 2.38. 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 Freileitungseinbzw. -abgang gelegt werden. 2.6 Trassenausnutzung Die Leistungsübertragung bezogen auf die Trassenbreite von Stromleitungen dient als Maß für die „Trassenausnutzung“. Sie unterscheidet sich bei Freileitungs- und Kabel‐ trassen aufgrund der unterschiedlichen Querschnitte, Materialien und Betriebsweisen. Darüber hinaus sind Freileitungen wegen ihres oberirdischen Verlaufs bezüglich ihrer Sichtbarkeit mit unterirdisch gelegten Kabeln nur bedingt vergleichbar. Bei Mehrfachfreileitungen gelten unter Umständen auch betriebliche Einschränkungen bei planmäßigen und störungsbedingten Arbeiten an einzelnen Stromkreisen. Dies gilt immer dann, wenn zum Arbeiten an einem Stromkreis aus Sicherheitsgründen weitere Stromkreise abgeschaltet werden müssen und das n-1-Kriterium eventuell nicht erfüllt werden kann. Bei Kabeltrassen hingegen ist davon auszugehen, dass an einem System auch dann ohne Einschränkungen gearbeitet werden kann, wenn sich die in genügend großem Abstand parallelgelegten Kabel weiterhin in Betrieb befinden. Abb. 2.39 zeigt die maximal möglichen Trassenausnutzungen bei den gängigen Freileitungs-Mastbauformen und Belegungen sowie bei den gebräuchlichen Legearten von Kabeln in den Spannungsebenen 110, 380 kV AC und +/ - 525 kV DC. Bei der Beseilung der Freileitungen fiel die Wahl auf die meistverbreiteten konventionellen Verbundseile 264-Al1/ 34-ST1A und 550-Al1/ 71-ST1A. Die Wahl der Bündelanordnung (Einzelseil, Zweier- oder Viererbündel) berücksichtigt die unterschiedlichen Übertra‐ gungsleistungen und die elektrische Feldstärke. So kann eine 110-kV-Doppelfreileitung in konventioneller Ausführung mit Einfachseilen als Doppelfreileitung eine Leistung von rund 260 MVA übertragen. Eine Kabelverbindung in der gleichen Spannungsebene mit der in etwa gleichwertigen Übertragungszuverlässigkeit mit zwei Kabelsystemen und einem Reservekabel überträgt die gleiche Leistung bei einem Mehrfachen der Trassenausnutzung. Auch bei den anderen Kabeltrassen zeigen sich ähnliche Verhält‐ nisse. Die Trassenausnutzung ist bei Kabeln stets deutlich höher als bei Freileitungen. Dies ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass die Kabelisolation im Vergleich zur Isolation bei Freileitungen wenige cm beträgt und die Abstände zwischen den 90 2 Trassengestaltung <?page no="92"?> Leitern deshalb deutlich geringer sein können. Hier werden die Abstände von einer möglichst guten Wärmeabgabe der Kabel an das umliegende Erdreich bestimmt. Abb. 2.39: 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 Kreuzungen, Näherungen, Längs- und Parallelführungen mit bzw. zu anderen Infra‐ struktureinrichtungen werden im Leitungsbau meist unter dem Begriff Kreuzungen subsumiert. Hierbei sind Kreuzungen mit anderen Kabeln bzw. Freileitungen, Bahn‐ trassen, Bundesfernstraßen und ggf. Wasserstraßen besonders hervorzuheben. Bei diesen Einrichtungen bedarf es aus technischen und rechtlichen Gründen gesonderter Absprachen, damit eine - speziell auf die Einzelkreuzung abgestimmte - Vereinbarung getroffen werden kann. Hauptbestandteil sind neben Regelungen zur Herstellung und anschließenden Betriebsphase auch der Rückbau von Anlagen (Folgepflichten und -kosten). Bei den Verhandlungen sind alle technischen Vorschriften, Richtlinien, Gesetze sowie Regelwerke für die betroffenen Kreuzungsobjekte zu beachten. Die Ergebnisse der Verhandlungen werden in Kreuzungsverträgen und technischen Kreu‐ zungsunterlagen bzw. in Genehmigungen festgehalten. Bei der Herstellung von Kreu‐ zungen sind neben den technischen Sicherungsmaßnahmen (z. B. Gerüstbauten oder temporäre Umlegungen von Stromkreisen und Anlagen) vor allem Beeinflussungen gekreuzter Anlagen untereinander auf ein Mindestmaß zu reduzieren. Beeinflussungen in diesem Sinne können z. B. Wechselstromkorrosion, Berührungsspannungen (Lang- und Kurzzeitbeeinflussung) sowie thermische Beeinflussungen sein. Hierbei ist zu 91 2.7 Kreuzungen <?page no="93"?> berücksichtigen, dass sich thermische Beeinflussungen hauptsächlich auf Kabelkreu‐ zungen beziehen. In diesem Falle muss durch eine Modellrechnung nachgewiesen werden, dass im Kreuzungsbereich keine Überhitzung stattfindet. Die Folge einer gegenseitigen thermischen Beeinflussung können, wie bereits geschildert, eine ver‐ minderte Übertragungsfähigkeit oder Schäden an den gekreuzten Anlagen sein. Bei Freileitungen sind, neben möglichen Beeinflussungen von Anlagen Dritter, auch Mindestabstände zu Kreuzungsobjekten einzuhalten. Die einzuhaltenden Mindestabstände sind in der Norm DIN EN 50341 festgeschrie‐ ben und werden als Grundlage der Abstandsberechnungen herangezogen. Bei der Berechnung von Abständen zwischen zwei Objekten ist der größtmögliche Durchhang und das maximale Seilausschwingen der Freileitung sowie der Isolator-Ketten zu berücksichtigen. Wasserstraßen Abb. 2.40: Freileitungskreuzungen mit linienartigen Infrastruktureinrichtungen In Abb. 2.40 sind mögliche Freileitungskreuzungen mit verschiedenen Kreuzungsob‐ jekten dargestellt. Bedeutende Infrastrukturbetreiber, wie z. B. die Deutsche Bahn oder die Betreiber von Bundesfernstraßen, verfügen über separate Kreuzungsrichtlinien, die eine stan‐ dardisierte Abarbeitung von Kreuzungsvorgängen ermöglichen. Bei Kreuzungen von Objekten, die während 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 92 2 Trassengestaltung <?page no="94"?> diese Schutzgerüste einen größeren Raumbedarf. Abb. 2.41 zeigt das Beispiel eines Schutzgerüstes mit einer Netzeindeckung über einer Autobahn und einer Bahnstrecke. Abb. 2.41: Schutzgerüst für die Kreuzung einer Autobahn (links) und einer elektrifizierten Bahnstrecke (rechts) mit einer Höchstspannungsfreileitung [2.33] 2.8 Trassen mit temporären Gestängen Überall dort, wo Übertragungsengpässe bestehen oder zu entstehen drohen, besteht Ausbaubzw. Ertüchtigungsbedarf. Häufig bei denjenigen Verbindungen, die stark belastet und so unverzichtbarer Bestandteil des Übertragungsbzw. Verteilnetzes sind. Wie sollen sie umgebaut bzw. ertüchtigt werden, wenn sie ihrer Wichtigkeit wegen nicht für längere Zeit außer Betrieb genommen werden können? In solchen Fällen, die in Zukunft deutlich zunehmen dürften, kommen Leitungen mit temporären Gestängen zum Einsatz, die die Übertragungsfunktion während der Umbauphase übernehmen. Ein anderes Einsatzgebiet temporärer Gestänge sind Störfälle sowie wetterbedingte Havarien, bei denen Leitungen zum Beispiel durch Windwurf von Bäumen beschädigt werden oder in ganzen Abschnitten durch Schneebruch versagen und rasch provisorisch ersetzt werden müssen, um die Versorgung wiederherzustellen. 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. 2.42). 93 2.8 Trassen mit temporären Gestängen <?page no="95"?> a) b) Abb. 2.42: Provisorische Gestänge mit abgeankerten Portalmasten a) [2.32] und mit Auflastfundamen‐ ten b) [2.33] Bei abgeankerten Masten und Portalen sind die Fußpunkte zur besseren Druckverteilung 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 Aluminiumausführungen bestehen. Nachteilig hingegen sind die für die Verankerung notwendige vorübergehende Flächeninanspruchnahme und die hohe Sabotageempfind‐ lichkeit. Die Provisorien mit Auflastfundamenten bestehen in der Regel ebenfalls aus Einzel‐ komponenten, die aus Stahlgitter- oder Stahlvollwandkonstruktionen bestehen. 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. 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 Bodenstörung auf ein Minimum beschränken. Nachteilig ist der An- und Abtransport der Auflast-Gewichte, die über provisorische Baustraßen zu den Mastprovisorien befördert werden müssen. Abb. 2.43 zeigt zwei ausgeführte Ausführungsbeispiele für provisorische Gestänge beider Varianten. 94 2 Trassengestaltung <?page no="96"?> Abb. 2.43: 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, die anlässlich von Trassenbegehungen bzw. Inspektionen festgestellt werden, und die in Planunterlagen 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 von Jahren und Jahrzehnten schleichend vollzogen. 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. Abspannpunktshöhen an den Masten sehr großzügig und griffen stets zum nächstgrößeren konstruktiv vorgegebenen sogenannten „Schuss“. Die einzelnen Schusshöhen betrugen in der Regel mindestens 2 m und wurden kaskadenartig 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 Leitungsbe‐ trieb. Die damit verbundenen Durchhangsvergrößerungen 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. Inzwischen kann die 95 2.9 Nachtrassierung <?page no="97"?> Nachtrassierung durch Befliegung der Leitungen mittels Laser-Scanning einfach und effizient durchgeführt werden. 2.10 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, Berlin / Heidelberg (2001) 2.9 Brakelmann, H., Jarass, L. J., Erdkabel für den Netzausbau, BoD, Norderstedt (2019) 2.10 Bauer, S., Durch Erdkabel induzierte thermische und hydraulische Prozesse im Untergrund, Vortrag anlässlich des Seminars „Ausgewählte Themen der Hoch- und Höchstspannungs-Kabeltechnik“, Hochschule Karlsruhe, 9.-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, https: / / www.hochspannungsblog.at/ Aktuell/ HSB-ZVM-Kabelbau-Leerve rrohrung-pfluegen.html abgerufen im Dezember 2021. 2.15 N. N., Pipe Express sowie Sonder- und Tunnelbauverfahren, Herrenknecht AG, Schwanau (2015) 96 2 Trassengestaltung <?page no="98"?> 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-Erd‐ kabeln 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-kV Hochspannungsfreileitung Abzweig Oberelsdorf Bl. 1013, envia Mitteldeutsche Energie AG (2017) 2.28 Boos, K.-V. et. al., Betriebserfahrungen mit Mehrfach-Hochspannungsfreileitun‐ gen 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 Themen des Hoch- und Höchstspannungsnetzbaus“, Hochschule Karlsruhe, 9.-10. März 2021 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 2.31a 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, Bay‐ reuth 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 Horizon‐ tal-Spül-Bohr-Verfahren, Bundesbauministerium 97 2.10 Literatur <?page no="100"?> 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit Grundlegende Regelungen zum Netzausbau enthält das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), insbesondere in seinen §§ 12a-12e und § 43. Gleichzeitig enthält es Verord‐ nungsermächtigungen und konkrete Hinweise auf durchzuführende Verfahren. Für den Neubau von Hoch- und Höchstspannungsleitungen bedarf es demnach in Deutschland sowohl öffentlich-rechtlicher Beurteilungs- und Zulassungsverfahren als auch privatrechtlicher Vereinbarungen für die Inanspruchnahme von in Privateigen‐ tum befindlichen Flächen und Räumen. 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 in den Spannungsebenen 110-380 kV Der genehmigungsrechtliche Rahmen unterscheidet 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 substanziellen Stellenwert. Allerdings wird dieser Nachweis unterschiedlich erbracht. Für als besonders vordringlich ein‐ gestufte Vorhaben auf der Höchstspannungsebene hat der Gesetzgeber die energie‐ wirtschaftliche Notwendigkeit festgeschrieben. Diese kann in den darauffolgenden Verfahren nicht mehr angezweifelt werden. Bei den übrigen Vorhaben ist der Nachweis der Notwendigkeit individuell zu führen. Dabei kann auf eine Gesamtschau der bundesweiten Versorgungsstruktur unter Berücksichtigung der in Zukunft erwarteten <?page no="101"?> Versorgungsanforderungen abgestellt werden. Abb. 3.1 zeigt den prinzipiellen Reali‐ sierungspfad für Hoch- und Höchstspannungsleitungen mit den einzelnen Planungs-, Beurteilungs- und Genehmigungsetappen in Deutschland. 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 Fest‐ stellung“ für die nach sorgfältiger Abwägung aller maßgebenden Aspekte favorisierte Trassenvariante. Dem schließt sich die Durchführung eines Planfeststellungsverfah‐ rens 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. Bei Spannungsebenen unterhalb von 110 kV gibt es weder für Kabel noch für Freileitungen öffentlich-rechtliche Verfahren, die zwingend durchgeführt werden müssten. Hier hat der Netzbetreiber die Möglichkeit sowohl mit Gebietskörperschaften als auch mit privaten Eigentümern Trassen freihändig zu verhandeln und zu realisie‐ ren. Eventuell sind noch naturschutzrechtliche, wasserrechtliche oder waldrechtliche Genehmigungen oder Erlaubnisse einzuholen. In der Mittelspannungsebene, die in der Regel der Ortsversorgung dient, besitzen die Netzbetreiber in den Gemeindegebieten auf der Basis von Konzessionsverträgen ohnehin die Berechtigung, öffentliche Straßen und Wege für die Verlegung von Versorgungsleitungen zu nutzen. Allerdings besteht auch für Spannungsebenen unterhalb von 110 kV die Möglichkeit, Beurteilung- und Genehmigungsverfahren zu beantragen und durchzuführen. Dies ist immer dann ratsam, wenn sich bereits bei der Trassensuche Konflikte abzeichnen, die der Realisie‐ rung zum Beispiel durch Versagen privatrechtlicher Genehmigungen im Wege stehen könnten. Bei Leitungen bis einschließlich 110 kV gilt nach dem Energiewirtschaftsgesetz ein Verkabelungsvorrang, soweit die Gesamtkosten für ein Kabel nicht höher sind als das 2,75fache einer Freileitung und keine anderen wichtigen Gründe entgegenstehen. Naturschutzgründe oder zwingende Gründe des Netzbetriebs, wonach keine längeren Kabelstrecken in das Netz integriert werden können, würden auch bei Unterschreitung des Faktors unter Umständen eine Freileitungslösung gebieten. 100 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="102"?> 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 verpflich‐ tende Planfeststellungsverfahren an. Wenn die energiewirtschaftliche Notwendigkeit nicht bereits vom Gesetzgeber festgestellt wurde, muss sie in den Verfahren konkret nachgewiesen und begründet werden. Bei Leitungen mit mehr als 110 kV kommt ein Erdkabel nur in bestimmten gesetzlich vorgesehenen Fällen in Betracht. Dann ist jeweils auch ein Planfeststellungsverfahren erforderlich, ein Raumordnungsverfahren hingegen nicht in allen Fällen. Bei Leitungen bis 110 kV kann für ein Erdkabel ein Planfeststellungsverfahren auf Antrag des Netzbetreibers durchgeführt werden. Das kann sich auf Grund der umfassenden Genehmigungswirkung der Planfeststellung anbieten. 3.3 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 darf. Die Netzbetreiber und die Behörden waren trotz größter Bemühungen ohne einen wirkungsvollen, gesetzlichen Rückhalt nicht in der Lage, die auf Basis von einschlägi‐ gen Netzstudien erkennbar notwendigen Leitungsverbindungen zu realisieren. Auch die Leitlinien der Europäischen Union für die transeuropäischen Energienetze, in die das deutsche Übertragungsnetz mit einer Reihe von Grenzkupplungen eingebettet ist, legten gesetzgeberisches Handeln mit ausbaubeschleunigender Wirkung nahe. 3.3.1 Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) Im Jahr 2009 schließlich definierte der Bundesgesetzgeber mit dem Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen erstmals Leitungsverbindungen in der Höchstspannungsebene, für die die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf a priori festgestellt wird. Ihre Realisierung ist aus Gründen des „überragenden öffentlichen Interesses und im Interesse der öffentlichen Sicherheit erforderlich“. Im Anhang zum Gesetz sind im Bedarfsplan aktuell 22 Leitungsbauvorhaben (vormals 24) verzeichnet, die als Höchstspannungs-Drehstromfreileitungen zu bauen sind. Bei zu großen Nä‐ herungen 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 101 3.2 Verfahren für nicht vordringliche Höchstspannungsleitungen <?page no="103"?> 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 vermuten lässt, dem beschleunigten Ausbau des Höchstspannungsnetzes und fokus‐ sierte sich auf Leitungen, die länderbzw. grenzüberschreitend, also von essenzieller Bedeutung, sind. Die im EnLAG verzeichneten Vorhaben sind vom Anwendungsbe‐ reich dieses Gesetzes ausdrücklich ausgenommen. Die Planungs- und Genehmigungsverfahren für Höchstspannungsleitungen fallen grundsätzlich in die Zuständigkeit von Länderbehörden. Im Fall länder- und grenzüber‐ schreitender Leitungen wurde mit diesem Gesetz die Zuständigkeit auf die Bundesnetz‐ agentur übertragen. Sie prüft in einem bundeseinheitlich gestuften Planungsverfahren die Umwelt- und Raumverträglichkeit der Vorhaben. Dabei bildet die 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 Erzeu‐ gungsanlagen aus erneuerbaren Energien erforderte sowohl eine Ausweitung als auch eine weitere Beschleunigung des Netzausbaus. Hier kommt es, wie bereits erwähnt, zu grundlegenden Lastflussänderungen und zu einer fundamentalen 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 konkreten Vorhaben, den Bundesbedarfsplan. Aktuell umfasst er 80 Lei‐ 102 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="104"?> tungsbauvorhaben mit Kennzeichnungen zu ihrem Status und der Art und Weise, wie sie auszuführen sind. Dort ist hinterlegt, ob sie länderübergreifend (A1) oder grenz‐ überschreitend (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-Ver‐ bindungen vorrangig in Form von HGÜ-Erdkabel 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 Freileitungsbau‐ weise 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 103 3.3 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen <?page no="105"?> 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 gesetzlich 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 aktuell 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 Verhältnisprognose von Erzeugung und Bedarf in den einzelnen Bundesländern für das 104 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="106"?> mittlere Szenario B 2035. 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 vornehmlich Vorhaben verzeichnet sind, die sich innerhalb der Grenzen von Bundesländern befinden, enthält das Bundesbedarf‐ splangesetz Vorhaben, die sowohl Länderals auch Staatsgrenzen überschreiten. Für Vorhaben nach beiden Gesetzen, die sich innerhalb eines Bundeslandes befinden, gelten die landesplanerischen Instrumente, wie Raumordnungs- und Planfeststellungsverfah‐ ren, 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 Bundesbedarfsplangesetz (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. 105 3.3 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen <?page no="107"?> Abb. 3.4: Verlauf und Stand der Vorhaben aus dem EnLAG und dem BPlG nach dem 3. Quartal 2020 [3.18] 106 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="108"?> unter 110 kV 110 kV und 220+380 kV, nicht vordringlich Kabel und Freileitung Kabel Freileitung Raumordnungsverfahren (ROV) Bundesfachplanung Planfeststellungsverfahren (PFV) optional optional zwingend (1) optional optional Nachweis der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit individuell individuell 380 kV, vordringlich Kabel und Freileitungen EnLAG BBPlG gesetzlich festgelegt - - - - zwingend (1) zwingend (1) zwingend (1) zwingend (2) zwingend (2) (1) Durchführung Landesplanungsbehörde (2) Durchführung Bundesnetzagentur Abb. 3.5: Übersicht zur Notwendigkeit von Beurteilungs- und Zulassungsverfahren für Leitungen in Hoch- und Höchstspannungsnetzen 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 im Zweijahresrhythmus 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. 107 3.3 Verfahren und Gesetze für vordringliche Höchstspannungsleitungen <?page no="109"?> 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 zu haushalten und die aktuellen, höchst unterschiedlichen und mitunter gegenläufigen Raumansprüche abzustimmen, führte im Anschluss an die stürmische Aufbauphase nach dem Zweiten Weltkrieg bereits Ende der fünfziger, Anfang der sechziger Jahre des vorigen Jahrhunderts zur Einführung sogenannter Raumordnungsverfahren zur Überprüfung der Raumverträglichkeit von „raumbedeutsamen“ Maßnahmen durch einige Bundesländer. Bereits 1965 wurde 108 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="110"?> die Erstfassung des Raumordnungsgesetzes des Bundes (ROG) verabschiedet [3.3]. 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 mit den Interessen aller vom Vorhaben betroffenen Stellen und Institutionen in Einklang zu bringen. Hierzu zählt die Gesamtheit der räumlich bestimmten Lebens- und Arbeitsverhältnisse, die sich weitgehend gegenseitig bedingen und somit das Gefüge des Raumes bestimmen und beeinflussen. Ziel ist eine ausgewogene Ordnung des Lebens- und Arbeitsraumes, die den dort lebenden Men‐ schen 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 109 3.4 Raumordnungsverfahren (ROV) <?page no="111"?> das Planfeststellungsverfahren. Allerdings ist der hier gefundene Trassenverlauf ledig‐ lich eine unverbindliche Empfehlung auf deren Basis das Planfeststellungsverfahren durchgeführt wird. Ergeben sich innerhalb dieses Planungsschrittes neue Erkenntnisse, die Trassenabweichungen rechtfertigen, so können diese im Verfahren berücksichtigt werden. 3.4.2 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 110 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="112"?> vorbereitend auf das Verfahren durchführen muss. In der Antragskonferenz werden 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) 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 fast 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. 111 3.4 Raumordnungsverfahren (ROV) <?page no="113"?> 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 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 Raumwider‐ stände 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 vermieden werden. Das Bündelungsgebot hat allerdings auch seine Grenzen. Insbesondere dann, wenn sich in Einzelfällen neue Trassen als raum- und umweltverträglicher erweisen oder durch eine weitere Bündelung eine überbordende Mehrbelastung entstehen würde. Ein Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors zeigt Abbildung 3.8. Abb. 3.8: Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors [3.19] 112 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="114"?> Bereits vor Beginn des formellen Verfahrens informieren die Übertragungsnetzbetrei‐ ber die Öffentlichkeit in den betroffenen Regionen über das Vorhaben zum Beispiel in Dialogveranstaltungen und Info-Märkten. Danach werden die Antragsunterlagen von der Bundesnetzagentur geprüft und dienen als Basis für die anschließenden Antrags‐ konferenzen. Bei diesen Veranstaltungen sammelt die Bundesnetzagentur Informatio‐ nen zur Umwelt- und Raumverträglichkeit des vorgeschlagenen Trassenkorridors und zu möglichen Alternativen. Beteiligt werden die Landesplanungsbehörden, die Träger öffentlicher Belange, Vereinigungen sowie die interessierte Öffentlichkeit. Relevante Hinweise fließen in den Untersuchungsrahmen ein, den die Bundesnetzagentur dar‐ aufhin festlegt. Dieser bestimmt auch welche Unterlagen und Gutachten der Übertra‐ gungsnetzbetreiber 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 Bundes‐ netzagentur in Bonn und an weiteren geeigneten regionalen Standorten zur Einsicht und Stellungnahme ausgelegt. Zeitgleich findet deren Veröffentlichung auch auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur statt. Anschließend haben alle Beteiligten die Möglichkeit innerhalb eines Monats nach dem Ende der Veröffentlichungsfrist ihre Hinweise und Stellungnahmen schriftlich, mündlich oder zur Niederschrift abzugeben. Anschließend prüft die Bundesnetzagentur sowohl die Unterlagen des Übertra‐ gungsnetzbetreibers als auch die eingegangenen Stellungnahmen. Sie lädt - wenn nötig - alle, die sich fristgerecht geäußert haben, zu einem Erörterungstermin ein, um die Stellungnahmen gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen einer Fachdiskussion zu erörtern und möglichst einvernehmliche Lösungen zu finden. Im Anschluss an den Erörterungstermin wägt die Bundesnetzagentur alle vorgebrachten Argumente ab und legt den unter allen Maßgaben günstigsten Korridor fest. Wichtiges Ziel dabei ist, einen möglichst raum- und umweltverträglichen Korridor festzulegen, der zudem technisch und wirtschaftlich sinnvoll ist. Diese Entscheidung sollte die Bundesnetzagentur spätestens sechs Monate nach einreichen der vollständigen An‐ tragsunterlagen durch den oder die Vorhabenträger treffen. Die Entscheidung macht die Bundesnetzagentur öffentlich bekannt. Für den, auf diese Weise festgelegten Korridor schließt sich ebenso, wie nach der Durchführung eines Raumordnungsverfahrens, ein Planfeststellungsverfahren an, welches in diesem Fall die Bundesnetzagentur durchführt. Die schematische Darstel‐ lung des Ablaufs der Bundesfachplanung zeigt Abb. 3.9. 113 3.5 Bundesfachplanung (BFP) <?page no="115"?> 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 Höchstspannung-Leitungsbauprojekt das Planfeststellungsverfahren. Es gilt für Infrastrukturvorhaben, bei denen eine Vielzahl von öffentlichen und privaten Interessen berührt werden. Es ist neben Hoch- und Höchstspannungsleitungen für raumbedeutsamen Infrastruktureinrichtungen wie Eisenbahnen, Straßen, Kraftwerken und vielem mehr vorgeschrieben. Im Verfahren selbst und in der abschließenden Entscheidung, dem Planfeststellungsbeschluss, findet, wie in den Vorverfahren, eine sorgfältige und umfassende Abwägung der öffentlichen und privaten Belange mit dem Ziel statt, 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 114 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="116"?> Genehmigungen usw. ersetzt. Dies erfordert eine frühzeitige und umfassende Beteili‐ gung nicht nur der Träger öffentlicher Belange, wie Gemeinden und Fachbehörden, deren Belange vom Vorhaben berührt sein könnten, sondern auch der für Verfah‐ rensbeteiligungen zugelassenen Organisationen und Verbände bis hin zu privaten Betroffenen. Die Antragsunterlagen enthalten neben dem Erläuterungsbericht, in dem das Vorha‐ ben ausführlich beschrieben wird, regelmäßig eine Reihe weiterer Planunterlagen. Bei nicht nach dem EnLAG oder NABEG als dringlich festgelegten Vorhaben ist die Begrün‐ dung der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit erforderlich. Die Antragsunterlagen enthalten Lagepläne, in denen die benötigten privaten Grundstücke gekennzeichnet sind, sowie Längen- und Querprofile in verschiedenen Maßstäben. Darin müssen auch die beanspruchten Flurstücke, ihre Eigentümer sowie der Umfang von Inanspruchnah‐ men der jeweiligen Grundstücke ersichtlich sein. Darüber hinaus enthalten sie eine Umweltverträglichkeitsstudie und einen landschaftspflegerischen Begleitplan, der die Eingriffe in Natur und Landschaft sowie die vorgesehenen Ausgleichs- und Ersatzmaß‐ nahmen beinhaltet. Weiterhin enthalten sie technische Details zu den Masten und deren Gründungen samt Baugrunduntersuchungen. Der genaue Umfang der Planunterlagen richtet sich nach den Auswirkungen des Vorhabens auf alle berührten Belange und kann auch weitere, hier nicht genannte Unterlagen umfassen. 3.6.1 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 eines Monats. 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, 115 3.6 Planfeststellungsverfahren (PFV) <?page no="117"?> dessen Belange durch die Maßnahme berührt werden, hat die Möglichkeit innerhalb von zwei Wochen nach dem Ende der Auslegungsfrist Einwendungen zu erheben oder Änderungsvorschläge zu unterbreiten. Diese können sowohl schriftlich an die Behörde oder zur Niederschrift bei der Auslegungsstelle erfolgen. Nach fristgemäßem Eingang aller Stellungnahmen, Einwendungen und Vorschläge wird der Vorhabenträger in der Regel gebeten, hierzu Stellung zu nehmen. Danach setzt die Planfeststellungsbehörde den sogenannten „Erörterungstermin“ an, und lädt alle diejenigen, die eine Stellungnahme abgegeben oder Einwendungen erhoben haben, hierzu ein. Überschreitet die Anzahl der zu benachrichtigenden die Grenze von 50, genügt eine öffentliche Bekanntmachung. Diese erfolgt in den örtlichen Tageszeitun‐ gen 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 116 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="118"?> Flächen für das Vorhaben in Anspruch genommen werden dürfen, weil das öffentliche Interesse an der Maßnahme gegenüber den privaten Interessen des Eigentümers überwiegt. Ebenso wenig enthält der Beschluss Hinweise zur Höhe der Entschädigung, die der Vorhabenträger dem Eigentümer gegenüber leisten muss (Kap. 3.9). Die Fragen zu Grunderwerb und Dienstbarkeit sind im Beschluss ausgeklammert. Sie sind den anschließenden Verhandlungen zwischen dem Vorhabenträger und den Eigentümern vorbehalten. Kommt es hierbei zu keiner Einigung, so hat der Vorhabenträger die Möglichkeit die Enteignung zu veranlassen [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 117 3.6 Planfeststellungsverfahren (PFV) <?page no="119"?> 3.7 Das NOVA-Prinzip Bei allen Netzentwicklungsaufgaben folgen die Netzbetreiber 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, die beim Leitungsbetrieb berücksichtigt werden. Andere nutzen kontinu‐ ierliche Messungen der meteorologischen Daten und ermöglichen über Berechnungs‐ modelle eine, der Witterung angepasste variable Betriebsweise. So lassen sich an 118 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="120"?> vielen Stellen Engpässe ohne größere Umbaumaßnahmen an Bestandsleitungen oder Neubauten beheben. Bei Starkwind und sehr niedrigen Außentemperaturen kann die Übertragungsleistung um bis zu 20 % gesteigert werden. Bei wechselnden Witterungs‐ verhältnissen liegt die dauerhaft mögliche Leistungserhöhung allerdings nur in der Größenordnung von 5-10 % [3.12]. Die Belastungsmöglichkeiten bei konventionellen Seilen sind durch die, in der Regel bei maximal 80 ℃ liegende, maximale Seiltemperatur begrenzt. Ebenso können über Topologiemaßnahmen, wie das regelzonenübergreifende Netz‐ engpassmanagement, bzw. die Lastflusssteuerung über Querregler zur Vermeidung von Übertragungsengpässen genutzt werden. Netz-Verstärkung und Ersatzneubau Stoßen die Optimierungsmöglichkeiten an ihre Grenzen, kommen Hochtemperatur‐ seile (Kap. 4.3.3) 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 lediglich auf Leitungen mit vorübergehenden Lasterhöhungen beschränkte. Als dauerhafte Verstärkung, die es erlaubt die Leistungsübertragung in konventio‐ neller Bauweise dauerhaft zu steigern, gilt die Neubeseilung mit einem größeren Querschnitt, falls die Statik der Maste und Fundamente die Mehrbelastung verkraftet. Andernfalls kann der Ersatzneubau auf bestehender Trasse in Frage kommen, bei dem das Trassenbzw. Leitungsprofil gar nicht oder nur unwesentlich verändert wird. Abweichungen von der Bestandstrasse sind immer dann sinnvoll, wenn sich dadurch Verbesserungen für die Anwohner oder die Umwelt ergeben. Beispielsweise durch die Vergrößerung von Abständen zu Wohnbebauung bzw. zu schützenswerten Naturräumen. Änderungen an der Trasse können allerdings auch ein ungewolltes Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren auslösen. Netz-Ausbau Bei neuen Verbindungen, bei denen ein Ersatzneubau nicht ausreicht, weil die ge‐ wünschte Leistungsübertragung eine höhere Spannungsebene erfordert, kommt ein Ausbau in Betracht, bei dem bestehende Trassen nach Möglichkeit auch wieder genutzt werden. Hier kommt es häufig zu Neubauten von Mehrfachfreileitungen auf Bestands‐ trassen, bei denen die Stromkreise der bestehenden Leitung zu den Stromkreisen der 119 3.7 Das NOVA-Prinzip <?page no="121"?> höheren 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. 120 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="122"?> Das Ziel der SUP ist die frühzeitige, systematische und transparente Ermittlung, Beschreibung und Bewertung der Umweltauswirkungen des Plans 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 [nach 3.15] Anschließend wird ermittelt, ob und wenn ja, welche erheblichen Auswirkungen die Durchführung des Vorhabens und der Alternativen auf ■ Menschen, einschließlich der menschlichen Gesundheit, Tiere, Pflanzen und die biologische Vielfalt, ■ Boden, Wasser, Luft, Klima und Landschaft, ■ Kultur und sonstige Sachgüter sowie ■ die Wechselwirkungen zwischen den vorgenannten Schutzgütern haben kann. 121 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln <?page no="123"?> Prüfgegenstand sind grundsätzlich alle Planinhalte einschließlich der erwogenen Alternativen, von denen erhebliche Umweltauswirkungen ausgehen können. Auch die ergänzende Ermittlung von kumulativen Auswirkungen, die sich durch die Überlage‐ rung zweier oder mehrerer Schutzgüter ergeben, kann notwendig sein. 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, 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. 122 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="124"?> 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. 3.14 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. Dieser Verfahrensschritt ist nur bei den Vorhaben mit den Nummern 19.1.2-19.1.4 (in Abb. 3.13 in der Sp. 2 mit A und S gekennzeichnet) erforderlich. Die Vorprüfung des Einzelfalls greift immer dann, wenn nachteilige Umweltauswirkungen möglich aber nicht unbedingt zu erwarten sind. In diesen Fällen geht es darum, mögliche Umweltauswirkungen des Vorhabens überschlägig abzuschätzen und zu entscheiden, ob für ein konkretes Vorhaben eine UVP erforderlich ist. Hierbei wird zwischen allgemeinen und standortbezogenen Vorprüfungen unterschieden. Bei der allgemeinen Vorprüfung ermittelt die Behörde, ob die Leitung mit ihren Merkmalen zum Beispiel durch deren Schwere, Dauer und Häufigkeit Umweltaus‐ wirkungen haben könnte, die eine UVP erfordern. Hierzu zählen beispielsweise 110-kV-Hochspannungsfreileitungen zwischen 5 und 15 km. Bei Freileitungen in dieser Spannungsebene, die kürzer sind als 5 km, wird besonders die örtliche Situation betrachtet. Der Umbau von Freileitungen in Bestandstrassen beispielsweise kann UVP-pflichtig werden, auch wenn er kein Raumordnungsverfahren erfordert. Das 123 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln <?page no="125"?> 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. 3.14: Schematische Darstellung des Ablaufs einer UVP kommt insbesondere dann in Betracht, wenn sich das Leitungsprofil und/ oder Mast‐ standorte gegenüber der Bestandsleitung ändern und andere, ggf. größere Umweltaus‐ wirkungen zu erwarten sind. Kommt das Screening zu dem Ergebnis, dass eine UVP durchzuführen ist, wird in einem nächsten Schritt der Untersuchungsrahmen für den sog. UVP-Bericht festgelegt. Hier empfiehlt es sich in einem sogenannten Scoping-Termin gemeinsam mit der Behörde, Fachleuten aus anderen Fachbehörden und Umweltverbänden den Untersu‐ chungsrahmen festzulegen. Dieser dient als Grundlage für den UVP-Bericht. Bevor die Träger öffentlicher Belange und die Öffentlichkeit im Rahmen des jeweiligen Beurteilung- oder Zulassungsverfahrens beteiligt werden, prüft die Behörde den UVP-Bericht auf Vollständigkeit. Die Unterlagen werden der Öffentlichkeit zur Einsicht ausgelegt, so dass sich die betroffene Öffentlichkeit im Rahmen der Beteiligung zum Vorhaben äußern kann. Die eingehenden Hinweise werden dokumentiert und gewürdigt. 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 124 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="126"?> informiert. Das Ergebnis wird im übergeordneten Trägerverfahren berücksichtigt [3.16]. 3.8.3 Beeinträchtigungen der Avifauna Sowohl bei der strategischen Umweltprüfung als auch bei der Umweltverträglichkeits‐ prüfung spielt neben den zahlreichen anderen schutzwürdigen Bereichen der Schutz der Vogelwelt bei Freileitungsprojekten eine sehr prominente Rolle. Deshalb soll dieser Aspekt im Anschluss etwas ausführlicher betrachtet werden. Von Freileitungen in den unterschiedlichen Spannungsebenen gehen zum Teil erhebliche Gefahren für die freilebende Vogelwelt aus. Besonders engmaschig sind die Netze im Bereich von Ballungszentren. Zwar sind 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 sind jedoch vor allem Ursache für schwerwiegende Verluste, besonders bei Großvögeln. Freileitungen 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 Mittelspannungsfrei‐ leitungen 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. 3.15, links). Bei Abspannmasten müssen die Isolierkörper mindestens eine Länge von 60 cm aufweisen, um die Min‐ destabstände an einem Abspannmast zur Vermeidung von Leiter-Erde-Berührungen einzuhalten (Abb. 3.15, rechts). Inzwischen dürften Mittelspannungsfreileitungen mit Stützisolatoren mit Kunststoffabdeckhauben flächendeckend entschärft worden sein. 125 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln <?page no="127"?> Abb. 3.15: Vogelschutzhauben bei einer 20-kV-Freileitung mit Stützisolatoren (links, Bild TE Connecti‐ vity) 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, bevor es erkannt wird. Zur Reduzierung der Anzahl von Kollisionen wird in betroffenen Gebieten als konstruktive Maßnahme die Einebenen-Anordnung der Leiterseile empfohlen, um eine vertikale Dimension 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 Sichtbar‐ keit 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, beispielweise Warnkugeln und Vogelschutzspiralen, besitzen keine bewegten Komponenten. Aktive Marker 126 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="128"?> hingegen verfügen über bewegliche Teile, die sich drehen oder die schwingen können, und so eine größere Aufmerksamkeit auf sich ziehen [3.29]. Abbildung 3.16 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. 3.16, 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. 3.16, rechts, ist drehbar gelagert und so geformt, dass er durch Windanströmung vertikal rotiert. Er erreicht eine hohe sichtbare sowie UV-Re‐ flektion und leuchtet in der Dämmerung und Nacht nach. Der Abweiser reflektiert alle durch Vögel wahrnehmbaren Farben und erreicht eine durch Studien belegte Reduktion der Kollisionsrate von über 90 % [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. 3.16: 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] 3.8.4 Landschaftspflegerischer Begleitplan und Eingriffsausgleich Bei Leitungsneubauten in der Hoch- und Höchstspannungsebene kommt die Prüfung der Umweltverträglichkeit auf der Basis des UVP-Berichts regelmäßig zu dem Ergebnis, 127 3.8 Umweltverträglichkeit von Freileitungen und Kabeln <?page no="129"?> dass die Vorhaben einen Eingriff im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes darstellen. Für die Vorhabenträger besteht in diesem Fall die Notwendigkeit zur Aufstellung eines „Landschaftspflegerischen Begleitplans“, der bei größeren Bauvorhaben im Zuge der Planfeststellung häufig mit dem UVP-Bericht zur Umweltstudie zusammengefasst wird. Der Verursacher eines Eingriffs ist nach Bundesnaturschutzgesetz grundsätzlich verpflichtet, vermeidbare Beeinträchtigungen von Natur und Landschaft zu unterlas‐ sen, wenn zumutbare Alternativen zur Verfügung stehen, mit denen sich der Eingriff vermeiden oder dessen Auswirkungen reduzieren lassen. Unvermeidbare Beeinträch‐ tigungen müssen vorrangig mit Maßnahmen des Naturschutzes und der Landschafts‐ pflege an Ort und Stelle oder zumindest in der Nähe des Eingriffs ausgeglichen oder ersetzt werden. Ausgeglichen sind Beeinträchtigungen immer dann, wenn die beein‐ trächtigten Funktionen des Naturhaushalts direkt wieder hergestellt werden können. Ein Ersatz für die Beeinträchtigung ist erbracht, wenn die beeinträchtigten Funktionen des Naturhaushalts im betroffenen Naturraum in gleicher Weise wiederhergestellt werden können. Ist beides nicht möglich, der Leitungsbau aber aus energiewirtschaft‐ lichen Gründen unerlässlich, hat der Verursacher die Verpflichtung zum monetären Ausgleich. Art und Höhe des Ausgleichs ist in der Bundeskompensationsverordnung bzw. in Verordnungen der Länder geregelt und unterscheidet sich von Bundesland zu Bundesland. 3.9 Entschädigungen Mit der Zustimmung für die Inanspruchnahme ihres Eigentums auf freiwilliger Basis oder nach einer Enteignung auf der Grundlage eines Planfeststellungsbeschlusses erhalten Eigentümer von Grundstücken, die von Leitungsverlegungen betroffen sind, eine Entschädigung für Beschränkungen, die sie durch eine Freileitung oder ein Kabel dauerhaft erleiden. Dies kann eine Nutzungsbeschränkung unter einer Freileitung ebenso sein, wie Überbauungs- und Bewuchs-Beschränkungen bei einem Kabel. Neben der Entschädigung für einen Maststandort und den Überspannungsschutz‐ streifen bzw. für den Schutzstreifen eines Erdkabels sowie etwaiger Muffenbauwerke, erhalten die Eigentümer einen Ausgleich für Flurschäden und bei land- und forstwirt‐ schaftlich genutzten Flächen für einen eventuellen Ernteausfall während der Bau- und ggf. Rekultivierungsphase. Diese berücksichtigen in der Regel weit mehr als die Freileitungs- oder Kabelschutzstreifen. Sie umfassen 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. 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 128 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="130"?> „freihändige Verhandlungen“ mit Grundstückseigentümern auf Basis von Rahmenvereinbarungen Planfeststellungsverfahren Planfeststellungsbeschluss (mit enteignungsrechtlicher Vorwirkung) Raumordnungsverfahren bzw. Bundesfachplanung Enteignungsbeschluss durch die Enteignungsbehörde Behörde(n) Vorhabenträger Verhandlungen und Unterzeichnung von Rahmenvereinbarungen (oder Empfehlungen an die Mitglieder) Netzbetreiber (ggf. Verband) Interessenverbände (Landw., Forst, etc.) Einigung 95 % keine Einigung 5 % Entschädigung nach privatrechtlicher Vereinbarung Enteignungsentschädigung nach Länderrichtlinien Abb. 3.17: Schema des Ablaufs von Entschädigungsregelungen [nach 3.17] 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 (Land‐ wirtschaftsverbände, Waldbesitzerverbände etc.) und der Netzbetreiber miteinander vereinbaren. In über 95 % der Fälle erhalten die Netzbetreiber die Nutzungsrechte an den in Anspruch zu nehmenden Grundstücken im Rahmen freihändiger Vereinbarun‐ gen [3.17]. Ein Grund für die hohe „Abschlussquote“ beim freihändigen Erwerb dürfte darin liegen, dass für Flächen, die für Hoch- und Höchstspannungsleitungen in Anspruch 129 3.9 Entschädigungen <?page no="131"?> 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. 3.17 zeigt den typischen Ablauf bei der Entschädigungsregelung. Das mit der Entschädigung begründete Nutzungbzw. Wegerecht für den Netzbetrei‐ ber 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‐ digungskomponenten, beispielsweise Aufwandsentschädigungen oder Entschädigun‐ gen für benutzte Privatwege. Eine Übersicht über die Entschädigungspraxis und die Bemessung der einmaligen Entschädigungszahlungen zeigt Abb. 3.18. Abb. 3.18: Übersicht zur Entschädigungspraxis und zur Höhe der Entschädigungen in Deutschland [3.17] 130 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="132"?> 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., Raumordnungsverfahren - Grundlagen, Beispiele, Emp‐ fehlungen, 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 Raumordnungs‐ verfahren, Durchführung von Raumordnungsverfahren - Regierungspräsidien Baden-Württemberg, https: / / rp.baden-wuerttemberg.de/ themen/ bauen/ raumo rdnung/ seiten/ durchfuehrung/ abgerufen im Januar 2022 3.6 Regierungspräsidien Baden-Württemberg, Planfeststellung, Planfeststellung - Regierungspräsidien Baden-Württemberg, https: / / rp.baden-wuerttemberg.de/ t hemen/ bauen/ seiten/ planfeststellung abgerufen im Januar 2022 3.7 de Witt, S., Durinke, P., Krause, H., Höchstspannungsleitungen Planung, Ge‐ nehmigung und Enteignung, Erich Schmidt Verlag, 2. Auflage, Berlin (2019) 3.8 Transnet BW, Genehmigungsverfahren, Dialog Netzbau, Transnet BW, Stuttgart 3.9 ENTSO-E, Über das TYNDP, TYNDP - TYNDP, https: / / tyndp.entsoe.eu/ about-t he-tyndp/ abgerufen im Januar 2022 3.10 EU Parlament und Rat, Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur, 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, HOCHTEMPERATUR-BESTÄNDIGE FREILEITUNGSSEILE, Hochtemperaturbeständige Freileitungsseile belastbar bis 210 ℃ (HTLS) - LUMPI-BERNDORF, https: / / www.lumpi-berndorf.at/ produkte/ hochtemperatu rbestaendige-freileitungsseile-210/ abgerufen im Januar 2022 3.14 CTC Global, Hoch belsatbare ACCC-Leiterseile , CTC Global, deutsche Version, 1. Auflage, Wiesbaden (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, https: / / www.uvp-portal.de/ de abgerufen im Januar 2022 3.17 N. N., Entschädigung von Grundstückeigentümern und Nutzern beim Strom‐ netzausbau, Gemeinschaftsstudie, frontier economics und WHITE&CASE (2016) 131 3.10 Literatur <?page no="133"?> 3.18 Bundesnetzagentur, Jahresberich 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, https: / / www. netzentwicklungsplan.de/ de abgerufen im Januar 2022 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, netz praxis, Jg. 49 (2010), H. 12 3.27 Schmitt, K., Neues zum Vogelschutz, Vortrag, Forums 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 Vogelschutzmarkern an Freileitungen, BfN-Skripten 537, Bundesamt für Naturschutz (2019) 132 3 Genehmigungsverfahren und Umweltverträglichkeit <?page no="134"?> 4 Freileitungstechnik 4.1 Einleitung Freileitungen sind und werden noch lange Zeit das wichtigste Medium für die Über‐ tragung 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 - 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 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 Genehmigungsverfah‐ ren geführt, die - wenn sie überhaupt erfolgreich enden - zwischen 10 und 20 Jahren dauern, mit endlosen Diskussionen und meist emotionalen Argumenten der Gegner (Kap. 3). Wie in einer kürzlich durchgeführten Umfrage vom Studienkomitee für Freileitung (SC B2) der CIGRE ermittelt wurde, sind diese Themen für die Freileitungsbranche weltweit von besonderer Bedeutung: ■ Erhöhung der Kapazität der bestehenden Leitungen, ■ neuartige Materialien und Technologien zur Verwendung bei Freileitungen und ■ öffentliche Akzeptanz von Freileitungen. Weitere Themen von Interesse, die in der Umfrage ermittelt wurden, sind die ■ Zustandsbewertung und geschätzte Restlebensdauer, ■ Methoden zur Optimierung der Auslegung, ■ besten Bau- und Instandhaltungsverfahren und ■ Fundamente für schwierige Bodenverhältnisse. Diese Themen werden im Folgenden ausführlich behandelt, wobei einige Inhalte auf Kap 9. „Overhead Lines“ vom „Springer Handbook of Power Systems“ [4.1] aufbauen. Meilensteine Die erste Wechselstrom-Hochspannungsleitung wurde 1891 in Deutschland gebaut, und zwar von Lauffen am Neckar nach Frankfurt am Main (Kap. 1.2). Die Spannung <?page no="135"?> 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 siebenadriger Aluminiumleiter in Betrieb genommen. Ein weiterer wichtiger Meilenstein war die Einführung von Verbundleitern, d. h. stahlverstärkten Aluminiumleitern (ACSR), im Jahr 1907. Heutige Leiter mit Durchmessern von 50 mm oder mehr können bis zu 1.500 A übertragen, und moderne HTLS-Leiter (engl. High Temperature Low-Sag) noch mehr (Kap. 4.3.9). Höhere Spannungen, die sich aus der Erfahrung ergaben, dass die optimale Über‐ tragungsspannung 1 kV/ km beträgt, 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 Isolato‐ renketten und damit höhere Spannungen ermöglichten, führte die Entwicklung über den sogenannten Motorisolator, den Vorgänger des Langstabisolators aus Porzellan, zu den heutigen Verbundisolatoren. Mit höheren Spannungen und größeren Leitern gingen entsprechende Tragwerke einher. Dies lässt sich an der Entwicklung der Masten, den auffälligsten Elementen ei‐ ner Freileitung, feststellen. Hier reicht die Palette von den Holzmasten der Anfangszeit bis hin zu den beeindruckenden Strukturen der 1200-kV-Wechselstromleitungen der Gegenwart. In den letzten Jahren hat neben der kostenoptimalen Gestaltung, [4.3], [4.4], das Aussehen der Freileitungen an Bedeutung gewonnen, was die Entwicklung von sogenannten Kompaktleitungen und Design-Masten (Kap. 4.6.8) gefördert hat. 4.2 Bemessung von Freileitungen Eine Freileitung sollte 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 sollten 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 sollten die Auswirkun‐ 134 4 Freileitungstechnik <?page no="136"?> 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 Norm [4.2] beispielhaft verwendet, da sie in Europa weit verbreitet ist. 4.2.1 Lastannahmen Eine Übertragungsleitung unterliegt einer Reihe unterschiedlicher mechanischer Be‐ lastungen, wie: ■ Seilgewicht, ■ Eisgewicht, ■ Winddruck, ■ Seilzug, ■ Seilschwingungen, ■ Umgebungstemperatur, ■ außergewöhnliche Belastungen. 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‐ 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. Seilgewicht Das Gewicht der Leiter und das Eis auf den Leitern sind die Hauptursachen für die vertikale Belastung der Komponenten einer Leitung. Diese Lasten werden über die Armaturen und die Isolatoren auf die Tragwerke und schließlich auf die Fundamente übertragen. Das Seilgewicht pro Längeneinheit ist den Tabellen der Hersteller zu entnehmen. Typische Werte für Seile von Hochspannungsleitungen liegen zwischen 10 und 20 N/ m. Um die zugehörige Seilbelastung zu berechnen, muss man die sogenannte Gewichtsspannweite L g kennen, die definiert ist, als die waagerechte Entfernung zwischen den Scheitelpunkten der Seilkurve auf beiden Seiten des Mastes. Wenn es keinen Höhenunterschied 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. 4.1). Andernfalls muss die Gewichtsspannweite mit der sogenannten Komple‐ mentärspannweite berechnet werden [4.5]. 135 4.2 Bemessung von Freileitungen <?page no="137"?> Abb. 4.1: Windspannweite (oben) und Gewichtspannweite (unten) (Quelle: GA-Omexom, Seminarun‐ terlagen 2010) Eislast Eis auf dem Leiter erhöht das Leitergewicht; Eislasten wirken also in vertikaler Richtung. Unter extremen klimatischen Bedingungen können sie die Leitung überlas‐ ten, was zu einem katastrophalen Versagen und zum Ausfall der Leitung führt. Die Eisakkretion auf Leitern ist ein komplexer physikalischer Prozess. Man unterscheidet zwischen der direkten Umwandlung von Wasserdampf in Eis im Nebel oder in Wolken, 136 4 Freileitungstechnik <?page no="138"?> dem sogenannten Raureif, und Eisbildung aus Niederschlägen, welche als Klareis aus gefrierendem Regen, Nassschneeansatz und Trockenschneeansatz auftritt. Diese führen zu vertikalen Lasten und dadurch zu einer erhöhten Zugspannung in den Leitern. Die damit verbundenen Belastungen von Isolatoren und Tragkonstrukti‐ onen können in ähnlicher Weise wie das Seilgewicht berechnet werden, d. h. unter Verwendung der entsprechenden Gewichtsspannweite. Typische Werte für Eislasten bei durchschnittlichen klimatischen Bedingungen liegen bei ca. 20 N/ m. Grundsätzlich wird, basierend auf Gutachten des Wetterdienstes, statistischen Aus‐ wertungen, Eislastmessungen, Beobachtungen der Netzbetreiber und deren Erfahrun‐ gen bzgl. Schäden an Freileitungen, eine Eislastkarte erstellt. Deutschland z. B. wird nach DIN EN 50341-3-4 (01.2011) 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. 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 Eislasten pro Längeneinheit q i sind abhängig vom Seildurchmesser d und betragen in N/ m: ■ E 1 : q i = 5 + 0,1 d ■ E 2 : q i = 10 + 0,2 d ■ E 3 : q i = 15 + 0,3 d ■ E 4 : q i = 20 + 0,4 d Diese sind auch an den Isolatoren und an den Flugwarnkugeln, jedoch nicht an die Masten selbst, anzusetzen. Windlast Auch Wind kann zu einer starken Belastung von Übertragungsleitungen führen. Neben erhöhten Leiterzugspannungen können hohe Windlasten zu massiven Leiterausschlä‐ gen führen, welche die erforderlichen Sicherheitsabstände der spannungsführenden Leiter zu den geerdeten Tragwerken verletzen und somit in der Auslegung der Mastkopfgeometrie berücksichtigt werden müssen. 137 4.2 Bemessung von Freileitungen <?page no="139"?> (4.1) 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 z. B. Deutschland nach DIN EN 50341-3-4 (01.2011) in vier Windzonen eingeteilt ist. Die dazugehörigen Staudrücke q(h) betragen: ■ W 1 : 320 N/ mm 2 ■ W 1 : 390 N/ mm 2 ■ W 1 : 470 N/ mm 2 ■ W 1 : 560 N/ mm 2 Die Windgeschwindigkeit und somit der Staudruck q nimmt mit der Höhe h über dem Boden zu, da die Reibungskräfte zum Boden hin größer werden. 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 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 sogenannten Spannweitenbeiwert G xc berücksichtigt - nach DIN EN 50341-3-4 - dagegen die Tatsache, dass der Wind nicht auf die gesamte Spannweite L gleichmäßig bläst. In den Windzonen W1 und W2 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. 138 4 Freileitungstechnik <?page no="140"?> (4.2) (4.3) (4.4) Der Wind führt zudem zu einem Auslenken des Seiles, das sich auf dessen Abstand zu den anderen Leitern und zum geerdeten Tragwerk auswirkt und bei der Einhal‐ tung der vorgeschriebenen Abstände angemessen berücksichtigt werden muss. Der Ausschwingwinkel φ c des Leiters ergibt sich aus: φ c = arctan q(ℎ)G c C c d c m c g , wobei m c die Leitermasse pro Längeneinheit ist. Kombination von Eis- und Windlasten auf Seile Der gleichzeitigen Wind- und Eiswirkung wird durch eine Windlast entsprechend 50 % der maximalen Windwirkung auf Leiter mit Eisansatz entsprechend der gewählten Eiszone Rechnung getragen. Dabei wird das spezifische Gewicht vom Eis mit ρ i = 7.500 N/ m 3 angesetzt. Somit kann der äquivalente Durchmesser d i [m] eines mit Eis bedeckten Leiters vom Durchmesser d c [m] und belegt mit der Eislast g i [N/ m] wie folgt berechnet werden [4.5]: d i = d c2 + 4g i / πρ i = d c2 + 0, 00017g i Dieser kann dann in (4.1) an Stelle von d c eingesetzt und der Widerstandsbeiwert C c mit 1,0 angenommen werden. Windlast auf Isolatoren Windlasten auf Isolatoren resultieren sowohl aus Windlasten auf die Leiter als auch aus Winddruck auf die Isolatoren selbst. Letzteres wird durch den Ausdruck angegeben: Q wins (ℎ) = q(ℎ)G ins C ins A ins Dabei bedeuten: q(h) Winddruck auf den Isolator h Höhe des Aufhängepunktes des Isolators am Tragwerk G ins Strukturbeiwert des Isolators; empfohlen wird ein Wert von 1,0 C ins Luftwiderstandsbeiwert des Isolators; empfohlen wird ein Wert von 1,2 A ins Umrissfläche des Isolators Bei der Auslegung des Isolators selbst muss die resultierende Kraft Q ins aus dem Gewicht und der Windlast des aufgehängten Leiters und des Isolators berücksichtigt werden. Diese Belastung ist zudem wichtig, da ihre Richtung den Ausschlagwinkel φ ins des Isolators und damit den minimalen Abstand des Leiteraufhängepunktes zum Tragwerk bestimmt (Kap. 4.6.4): 139 4.2 Bemessung von Freileitungen <?page no="141"?> (4.5) (4.6) φ ins = arctan Q ins = arctan q(ℎ)C c G c d c L w + Q wins / 2 w c L g + w ins / 2 Mit: q(h) Winddruck C c Luftwiderstandsbeiwert des Leiters (1,0 für übliche Seile) G c Spannweitenbeiwert d c Seildurchmesser L w Windspannweite L g Gewichtspannweite w c Eigengewicht des Leiters w ins Eigengewicht des Isolators Windlast auf Tragwerke Es gibt zwei grundlegende Arten von Leitungstragwerken: ■ Die klassischen Stahlgittermasten und ■ die insbesondere für Kompaktleitungen zunehmend verwendeten polygonalen oder kreisförmigen Masten (Stahl, Beton, neuerdings auch aus glasfaserverstärk‐ tem Kunststoff). Bei diesen 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 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 hexago‐ nale 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 Konstruktionen mit Winkelprofilen mit 2,8 angenommen werden [4.6]. Sicherheitslasten Diese umfassen nach [4.2] einseitige Zugkräfte in einem Leiter, z.B. durch Leiterbruch oder ungleiche Eislasten auf benachbarten Spannfeldern. Sie verursachen Längs- und 140 4 Freileitungstechnik <?page no="142"?> Torsionsbelastungen auf die Tragwerke und müssen entsprechend berücksichtigt werden. Montagelasten Die Tragwerke einer Freileitung sollten 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 von Leitern zu Leiterkollisionen, und zu einer dauerhaften Stromunterbrechung führen kann. Zudem erzeugen Kurzschlusskräfte z. T. hohe me‐ chanische Belastungen an Seilarmaturen, wie z. B. an Abstandshaltern [4.7] (Kap. 4.5.3). 4.2.2 Bemessung der Komponenten Die im vorigen Abschnitt erläuterten äußeren Einwirkungen, das sind Kräfte angegeben in N, rufen in den einzelnen Komponenten einer Freileitung innere Beanspruchun‐ gen hervor. Das sind z. B. bei Leiterseilen mechanische Spannungen, angegeben in N/ mm 2 . Diese Komponenten bzw. deren Materialien können nur bis zu einer gewissen Grenze belastet werden, d. h. sie besitzen eine Tragfähigkeit, welche unzulässigen 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 einer Komponente so zu wählen bzw. so zu gestalten, dass die Beanspruchung der Komponente kleiner als deren 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. 141 4.2 Bemessung von Freileitungen <?page no="143"?> 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 fov Leiterzugkräften γ A2 1,0 Personensicherheitlasten 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 [4.9] Ähnlich gibt es bei den Tragfähigkeiten Unsicherheiten in den Abmessungen der Komponenten, wie auch Streuung in den Materialkennwerten (Festigkeit). Auch hier werden Teilsicherheitsbeiwerte eingeführt, mit denen, nach dem auf der sicheren Seite-Prinzip, die jeweilige Festigkeit dividiert wird (Tab. 4.2). 142 4 Freileitungstechnik <?page no="144"?> 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 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 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 wesentliche Isolationsaufgabe der spannungsführenden Leiter gegen Erde. In diesem Zusammenhang wird auch zwischen inneren und äußeren Abständen unterschieden. Innere Abstände Die Geometrie der Tragwerke einer Freileitung und insbesondere des Mastkopfes müssen so ausgelegt werden (Kap. 4.6.4), dass die sogenannten inneren Abstände, d. h. die Abstände zwischen spannungsführenden Teilen, insbesondere den Leitern und den geerdeten Masten [4.10], sowie zwischen den Leitern im Feld, insb. in 143 4.2 Bemessung von Freileitungen <?page no="145"?> der Spannfeldmitte, [4.11] eingehalten werden. Bei großen Spannweiten kann es zu unterschiedlichen Ausschlagwinkeln zwischen horizontalen Leitern kommen, so dass ein Leiter stärker schwingt als ein benachbarter, was zu geringeren Abständen führt. Äußere Abstände Zwischen den spannungsführenden Teilen einer Freileitung und ihrer Umgebung müs‐ sen genügende Abstände eingehalten werden, damit eine Gefährdung von Personen und Tieren, welche sich in der Nähe der Leitung aufhalten, vermieden werden kann. Folgende Situationen sind zu berücksichtigen: ■ Abstände zum Boden in abgelegenen Gebieten ■ Abstände zu Wohngebäuden und anderen Gebäuden ■ Abstände beim Überqueren oder in der Nähe von Straßen, Eisenbahnen und schiffbaren Wasserstraßen und ■ Abstände beim Kreuzen oder Parallelführen zu anderen Strom- oder Telefonlei‐ tungen. Dabei handelt es sich häufig um vertikale Abstände, bei denen die maximale Leitertem‐ peratur zugrunde gelegt wird, denn diese führt zum größten Durchhang des Leiterseiles (Kap. 4.3.3). Die äußeren Abstände bestehen aus dem elektrisch erforderlichen Abstand D el und einem zusätzlichen Sicherheitsabstand (z. B. 6,0 m für Straßen), damit weder Personen noch Gegenstände der spannungsführenden Leitung gefährlich nahekommen. Deren Werte sind aus den jeweils aktuellen Vorschriften zu entnehmen, z. B. [4.9]. 4.3 Leiterseile Die Leiterseile einer Freileitung gelten als wichtigster Bestandteil der Leitung, da sie der Übertragung 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 Investitions‐ kosten der Leitung ausmachen. Darüber hinaus bestimmen die Seilbelastungen und der Seildurchhang die Gestalt 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]. 4.3.1 Typen und grundlegende Eigenschaften von Leiterseilen Leiterseile bestehen aus mehreren Lagen von konzentrisch gewickelten Drähten. Sie sind gegenläufig, d. h., die Drehrichtung jeder Lage ist der darunterliegenden Lage entgegengesetzt (Abb. 4.2). Dadurch wird das Drehmoment reduziert, das in den Seilen beim Seilzug entsteht und zu Problemen bei der Montage führen kann. 144 4 Freileitungstechnik <?page no="146"?> Diese Bauweise verbessert außerdem deren elektrische Eigenschaften, insbesondere die Selbstinduktivität und den Wechselstromwiderstand [4.13]. Bei Leiterseilen hat jede Lage sechs Drähte mehr als die darunterliegende Lage, was eine gute Ausfüllung des Seilquerschnittes ermöglicht (Abb. 4.3). Abb. 4.2: Seilaufbau Abb. 4.3: Verschiedene Seilkonstruktionen Schon Ende des 19. Jahrhunderts begannen Aluminiumleiter die ursprünglich ver‐ wendeten Kupferleiter zu ersetzen. Dabei werden die Aluminiumdrähte nach dem sogenannten Properzi-Verfahren, das ist ein Walz-/ Gießverfahren, hergestellt [4.14]. Die meisten Leiterseile bestehen heutzutage aus mehreren stromführenden Lagen aus Aluminiumdrähten, welche um einen Kern aus Stahldrähten, der für die mechani‐ sche Festigkeit sorgt, schraubenförmig gewickelt sind. Solche Leiterseile werden als Aluminium-Stahl-Seile (engl. ACSR: Aluminium Conductor Steel Reinforced) bezeich‐ net. Die dabei verwendeten Stahlkerndrähte bestehen aus mittelfestem verzinktem 145 4.3 Leiterseile <?page no="147"?> (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, der einzelnen Drahtlagen zwischen 10° und 15°. Einige Freileitungsseile bestehen nur aus reinem Aluminium und werden als Voll‐ aluminiumseile (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 Windlas‐ ten begrenzt sind, sowie für flexible Sammelschienen in Umspannwerken. Allerdings wurden sie in letzter Zeit auch für einige lange Leitungsstrecken verwendet. 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 Korrosionsbestän‐ digkeit sind Aldrey-Seile die bevorzugte Lösung für den Einsatz in Küstengebieten. Im Folgenden sind einige wesentliche Merkmale der verschiedenen Seilmaterialien zusammengefasst: Aluminium ■ am häufigsten verwendet ■ 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 ℃ Aluminium-Magnesium-Silizium-Legierung (AlMgSi) ■ Handelsnamen: Aldrey, Almelec ■ Festigkeit ca. 300 N/ mm 2 (entspricht 160 % von Aluminium) ■ Leiter ohne Stahlkern möglich ■ 6 Arten von AlMgSi nach DIN EN 50182 ■ 86-93% der Aluleitfähigkeit (entspricht 52,5 %-57,5 % von Kupfer) ■ Dauerstrombelastbarkeit ca. 95 % von Aluminium ■ thermischer Ausdehnungskoeffizient gleich Aluminium Stahl ■ verzinkte Stahldrähte Verwendung in Aluminium-Stahl-Verbundseilen sowie in Erdseilen ■ Kennzeichnung entsprechend der Festigkeit (ST1A, ST2B, ST3D, ST4A, ST5E, ST6C) ■ Verzinkung abhängig vom Drahtdurchmesser (EN 10244-2) 146 4 Freileitungstechnik <?page no="148"?> ■ 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 für sehr lange Spannweiten, wie z. B. bei Flussüberque‐ rungen, oder auch mit trapezförmigen Drähten, um den Seilquerschnitt besser mit Material auszunutzen als mit den gebräuchlichen Runddrähten. In Mitteleuropa enthält die Bezeichnung von Leiterseilen die Abkürzung der Leiterma‐ terialien und den jeweiligen Querschnitt in mm 2 . Ein oft verwendetes Al/ St-Seil mit einem Aluminiumquerschnitt von 243 mm 2 und einem Stahlquerschnitt von 39 mm 2 , früher einfach Al/ St 240/ 40 genannt, wird heute als 243-AL1/ 39- ST1A bezeichnet. In anderen Teilen der Welt wird häufig der nordamerikanischen Praxis gefolgt, wonach die Leiterseile Namen von Blumen, Städten und Vögeln tragen, z. B. Tulip, Rose und Magnolia für AAC, Akron, Montreal und Halifax für AAAC und Pelican, Hawk und Drake für ACSR. Herstellung und Prüfung Abb. 4.4: Verseilmaschine. Schema (oben), konstruktive Details (unten) Die Herstellung von Leiterseilen findet mit sogenannten Verseilmaschinen statt (Abb. 4.4). 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. 147 4.3 Leiterseile <?page no="149"?> Sowohl Einzeldrähte als auch das fertige Seil werden stringent geprüft. In der Regel werden bei 10 % der zur Verseilung anstehenden Drahtlänge 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 und sollte den vorgeschriebenen Wert erfüllen ■ Wickelprüfung: Ein Probedraht wird achtmal um einen Dorn vom gleichen Durchmesser gewickelt und sechs Mal auf- und abgewickelt; gilt als bestanden, wenn dabei der Draht nicht bricht ■ Verzinkung: Bestimmung der Zinkmasse und der Gleichförmigkeit der Zink‐ schicht der Stahlkerndrähte ■ Spezifischer Widerstand: Gemessen zwischen 10 ℃ und 30 ℃ und zurückgerechnet auf den Normwert bei 20 ℃ ■ Schweißstellen: Diese sind limitiert und sollen, sofern in der Außenlage vorhan‐ den, markiert werden. Beim fertigen Seil dagegen finden folgende Prüfungen statt (Tab. 4.3) [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. 4.3: Seilprüfungen 148 4 Freileitungstechnik <?page no="150"?> (4.7) 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. 4.5) [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 Nennzugfestigkeit (RTS: Rated Tensile Strength) zum Richten und Setzen des Leiters ■ Belasten auf 30 % RTS und Halten für 0,5 h ■ Belasten auf 50 % RTS und Halten für 1 h ■ Belasten auf 70 % RTS und Halten für 1 h ■ Belasten auf 85 % RTS und Halten für 1 h. 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 (RTS) 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: RT S = σ BAl A Al + σ 1%St A St Abb. 4.5: Spannungs-Dehnungs-Diagramm eines Leiterseils [4.5] 149 4.3 Leiterseile <?page no="151"?> (4.8) Kriechen Die zeitabhängige, plastische Dehnung bzw. Verformung eines Werkstoffs unter Last wird als Kriechen bezeichnet und wird in [4.22] ausführlich erläutert. Es kommt bei kristallinen Materialien durch die thermische Eigenbewegung der Werkstoffatome zu‐ stande, wobei die Atome innerhalb des Gitterverbandes von Orten höherer Atomdichte zu Orten niedrigerer Dichte wandern. Dies führt zu ihrer 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. Die in Langzeitversuchen gemessene Kriechdehnung über die Zeit wird üblicher‐ weise in einem doppel-logarithmischen Diagramm dargestellt (Abb. 4.6), wobei die Messpunkte in guter Näherung auf einer Geraden liegen (Gl. 4.7), was die Extrapolation auf praxisrelevante Zeiträume, z. B. auf 100.000 h (ca. 10 Jahre), ermöglicht [4.23]. e = e 1ℎ t n Darin sind e 1h und n Parameter, welche von der Art des Leiters und seiner Belastung abhängen; Richtwerte dafür sind in [4.24] angegeben. Abb. 4.6: Kriechkurven nach Gleichung (4.8) für ein 483-AL1/ 63-ST1A Cardinal Leiterseil [4.5] 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 150 4 Freileitungstechnik <?page no="152"?> (4.9) (4.10) (4.11) 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 Zugverhalten Bei einem auf Zug H belasteten Leiter wird die Last nach den Grundregeln der technischen Mechanik auf die einzelnen Leiterdrähte verteilt. In einem homogenen Leiter wie AAC und AAAC mit n Drähten des gleichen Durchmessers d und mit einem Elastizitätsmodul E ist die Spannung σ eines Einzeldrahtes gegeben durch: σ = H nπd 2 / 4 Diese hängt mit der Drahtdehnung ε über das sogenannten Hooke‘sche Gesetz zusam‐ men: σ = Eε Bei Al/ St-Seilen dagegen ist die Situation etwas komplexer, da das Elastizitätsmodul von Stahl mit ca. 190 GPa wesentlich höher liegt als das Elastizitätsmodul von Aluminium mit ca. 55 MPa [4.26]. Die entsprechenden Berechnungen führen zum Ergebnis, dass die Zugspannungen in den Stahldrähten ca. 3,5-mal höher sind als die Zugsspannungen in den Aluminiumdrähten und dass selbst ein bescheidener Stahlanteil von z. B. 11 % des Leiterquerschnittes seine Zugfestigkeit um fast 25 % erhöht. Thermisches Verhalten 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 = αΔT L Dabei ist α der lineare Wärmeausdehnungskoeffizient und ΔT die Temperaturdifferenz. 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 151 4.3 Leiterseile <?page no="153"?> (4.12) 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 aufge‐ hängt wird und zwischen diesen Punkten einen Abstand L (Spannweite) aufweist und mit einer Streckenlast w, seinem Eigengewicht plus evtl. einer zusätzlichen Last, wie einer Eislast und einer Zuglast Z belastet ist, bildet eine Kurve, die in der Mathematik als Kettenlinie bezeichnet wird (Abb. 4.7) (engl. catenary von lat. catena: Kette). Diese wird - für die meisten Fälle - mit ausreichender Genauigkeit durch eine Parabel dargestellt. Abb. 4.7: Der Durchhang Die maximale Durchbiegung der Seillinie tritt in der Mitte der Spannweite L auf und wird als Durchhang f max bezeichnet (Abb. 4.7). Es gilt: f max = wL 2 8Z Wie zu erwarten, nimmt der Durchhang mit dem Seilgewicht w zu und mit der im Seil herrschenden Zugkraft Z ab. Zudem ist er proportional zum Quadrat der Spannweite L, d. h., bei einer Verdoppelung der Spannweite vervierfacht sich der Durchhang, was bei großen Spannweiten, z. B. bei Flusskreuzungen, ein wichtiger Faktor für die Bestimmung der Masthöhe ist. 152 4 Freileitungstechnik <?page no="154"?> (4.13) Allerdings können mit dieser einfachen Formel (4.12) folgende Situationen nicht berücksichtigt werden: ■ Länge der Isolatoren ■ Höhenunterschiede der Aufhängepunkte ■ unterschiedlich Spannweiten in einem Abspannabschnitt ■ ungleich Eislasten in den einzelnen Spannfeldern Hierfür gibt es spezielle Berechnungsmethoden [4.5, 4.22]. 4.3.4 Zustandsgleichung Der Zustand eines Leiterseils ist durch Belastung, Temperatur und - mechanische - Spannung definiert. Die Verknüpfung zwischen jeweils zwei Seilzuständen, Zustand „1“ und Zustand „2“, findet über die sogenannte Zustandsgleichung statt: σ 12 σ 1 − σ 2 + E w 2 L 2 24A 2 σ 22 + Eα T 1 − T 2 = E w 1 L 2 24A 2 In (4.13) bedeuten: σ 1 , σ 2 : Seilzugspannung in Zustand „1“ bzw. „2“ w 1 , w 2 : Seilbelastung in Zustand „1“ bzw. „2“ T 1 , T 2 : Seiltemperatur in Zustand „1“ bzw. „2“ L: Spannweite A: Querschnittsfläche E: Elastizitätsmodul α: Wärmeausdehnungskoeffizient Ausgangzustand (Zustand „1“) ist der Seilzustand beim Seilzug (Kap. 4.7.5). In diesem Fall ist die an dem Tag herrschende Temperatur bekannt und das Seil wird nur durch sein Eigengewicht belastet. Gesucht ist nun die Leiterzugspannung σ 1 , welche beim Seilzug eingestellt werden muss, so dass bei diversen Seilbelastungen (Zustand „2“) die Dauerzugspannung des Leiterseiles - das ist die Zugspannung, die ein Leiter ein Jahr lang aushält, ohne zu reißen - nicht überschritten wird. Für Deutschland schreibt [4.8] folgende Belastungszustände (Zustand „2“) vor: ■ -20 ℃ ohne Eislast ■ -5 ℃ mit Eislast 153 4.3 Leiterseile <?page no="155"?> ■ -5 ℃ mit Eislast und Windlast (50 %) ■ +5 ℃ mit Windlast (100 %). Dazu kommt als weiterer Zustand „2“ das Einhalten der sogenannten Mittelzugspan‐ nung (engl. EDS: Every Day Stress) - das ist die Horizontalkomponente der Leiterzug‐ spannung, die bei der Jahresmitteltemperatur, in der Regel +10 ℃, ohne Windlast -, um die Schwingungsanfälligkeit des Leiterseils zu reduzieren (Kap. 4.3.11). Zudem muss die kleinste Leiterzugkraft nach unten begrenzt werden, damit die erforderlichen Min‐ destabstände bei der höchsten zulässigen Seiltemperatur nicht unterschritten werden. In Tab. 4.4 sind die Bemessungsspannungen für gängige Leiterseile zusammengefasst. Gleichung (4.13) ist eine kubische Gleichung, welche mit Hilfe der sog. Cardanischen Formeln analytisch gelöst werden kann. Diese Aufgabe wird allerdings heutzutage mit Rechenprogrammen komfortabel erledigt, da, wie oben erwähnt, mehrere Zustands‐ kombinationen durchgerechnet werden müssen, bis feststeht, welche maßgebend für die Seildimensionierung ist. In (4.13) wird davon ausgegangen, dass sich das Seil linear elastisch verhält. Das ist eine recht gute Annäherung, insbesondere für Leiter mit einer maximalen Betriebs‐ temperatur 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. 4.5). Solche Kurven werden in Laborprüfungen ermittelt und in spezielle Rechenprogramme eingebaut, welche dann, nach dem sog. EPE-Model (Experimental Plastic Elongation Model), die Auflösung der Zustandsgleichung durchführen [4.29]. Dabei kann auch das Kriechen der Leiterseile (Abb. 4.6) durch eine äquivalente Temperaturerhöhung berücksichtigt werden [4.22, 4.26]. 154 4 Freileitungstechnik <?page no="156"?> Leiter- Werkstoff Quer‐ schnittsverhältnis Anzahl der Drähte Al/ St Elastizitätsmodul Mittelzugspannung Dauerzugspannung Einheit - - kN/ mm 2 N/ mm 2 N/ mm 2 AL1/ ST1A AL3/ ST1A AL1/ ST1A AL3/ ST1A AL1/ ST1A (A1/ St) und AL3/ ST1A (AlMgSi/ St) nach EN 50 182 1,4 14/ 7 14/ 19 110 110 90 104 401 464 1,7 12/ 7 107 84 102 368 435 4,3 30/ 7 82 57 69 240 328 6,0 6/ 1 26/ 7 24/ 7 81 77 74 56 67 208 300 7,7 54/ 7 54/ 19 70 68 52 63 189 284 11,3 48/ 7 62 44 53 165 265 14,5 45/ 7 61 40 50 152 255 23,1 72/ 7 60 35 - 130 - Tab. 4.4: Bemessungsspannungen für gängige Leiterseile [4.5] Die Situation wird komplizierter, wenn Al/ St-Seile bei erhöhten Temperaturen be‐ trieben werden [4.28]. Mit steigender Temperatur verlagert sich die von den Alumi‐ niumdrähten 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 im sog. SPE-Modell (engl.: Simplified Plastic Elongation Model) berücksichtigt [4.29]. Die Durchhangs-Temperatur-Kurve verläuft ab dieser sogenannten Knickpunkt-Tem‐ peratur (KPT), auch Transitionspunkt genannt [4.30], flacher, wodurch der Durchhang, wie in Abb. 4.8 dargestellt, reduziert wird. 155 4.3 Leiterseile <?page no="157"?> (4.14) Abb. 4.8: Durchhangs-Temperatur-Kurve mit Knickpunkt (Transitionspunkt) [4.30] 4.3.5 Strombelastbarkeit Der Stromfluss durch ein Leiterseil erzeugt Wärme, welche das Seil erwärmt. Um eine Überhitzung und Beschädigung zu vermeiden, muss die sogenannten Stromtragfähig‐ keit 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 [4.31]: P J + P S = P C + P R Dabei bedeuten: Joule-Verluste Die Joule-Verluste pro Längeneinheit P J in einem Leiter sind dem Quadrat des Stromes I proportional: 156 4 Freileitungstechnik <?page no="158"?> (4.15) 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. Auch bei Wechselstrom steigt 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 (4.15) werden diese Effekte im Faktor k J zusammengefasst, welcher selten Werte über 1,1 annimmt und α der Wärmeausdehnungskoeffizient des Leiters ist. 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 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 in Flüssigkeiten wie Gasen. Der Wärmeübergang von einem Leiterseil an die umgebende Atmosphäre wird durch die konvektive Kühlung pro Längeneinheit P C quantifiziert, welche von der Wärmeleitfä‐ higkeit 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 157 4.3 Leiterseile <?page no="159"?> (4.16) 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 (4.15) in (4.14) 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. 4.9 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 ℃. Abb. 4.9: 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 ein Ionisierungsprozess, der 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 Feldstärke hoch genug ist, gewinnen die Elektronen ausreichend Energie, um neutrale Moleküle der Umgebungs‐ luft zu ionisieren [4.34, 4.35]. Auf diese Weise entstehen neue freie Elektronen, die, weil sie demselben Feld ausgesetzt sind, weitere Luftmoleküle ionisieren, was letztlich zu sogenannten Teilentladungen in der Luft führt. Korona kann folgendes verursachen: 158 4 Freileitungstechnik <?page no="160"?> ■ Ozon (O 3 ) ■ UV-Strahlung ■ Korona-Verluste ■ hörbares Geräusch (AN: Acoustic 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 [4.5]. 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 überschreiten, 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 und die Notwendigkeit die natürliche Leistung (SIL: Surge Impedance Loading) der Lei‐ tung zu maximieren, hat zur Entwicklung sogenannter Bündelleiter geführt. Typische Bündelkonfigurationen sind Zweierbündel für 220 kV, Dreier- und Viererbündel für 380 kV. Physikalisch gesehen bildet das Bündel einen fiktiven Leiterradius, welcher viel grö‐ ßer ist als der Radius der einzelnen Teilleiter. Dies führt zu einer erheblichen Reduktion der Feldstärke. Das ist in (Abb. 4.10) anhand der Feldbilder und der Reduktionsfaktoren der maximalen Feldintensität für verschiedene Bündelanordnungen dargestellt [4.37]. Abb. 4.10: Feldbilder und maximale Feldstärken E i von verschiedenen Bündelanordnungen Ein weiterer Vorteil von Bündelleitern besteht darin, dass sie den Wellenwiderstand der Leitung verringern, wodurch die natürliche Leistung, und somit die optimal übertragbare Leistung der Leitung steigt (Kap. 6.1.3). 159 4.3 Leiterseile <?page no="161"?> 4.3.8 Erdseile Hochspannungs-Freileitungen sind stets mit Erdseilen ausgestattet. Diese haben die Aufgabe, die Leiter vor direkten Blitzschlägen und somit vor Leitungsausfällen zu schützen. Zur Abführung der Blitzströme sind Erdseile an jedem Mast geerdet. In der Vergangenheit wurden häufig Erdseile mit geringer Leitfähigkeit, wie Stahllitzen oder Al/ St-Seile mit geringem Aluminiumanteil, verwendet. Heutzutage werden zunehmend Al/ St-Seile mit integrierten Lichtwellenleitern (LWL) verwendet. Diese dienen der Kommunikations- und Informationsübertragung und werden als LWL-Erdseile (engl. OPGW: Optical Ground Wire) bezeichnet [4.38]. LWL-Erdseile sind relativ empfindlich gegenüber mechanischen Beschädigungen und werden mit hierfür speziellen 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. Dies hat eine entsprechende Erhöhung der Leitertemperatur zur Folge. In diesem Fall kommen sogenannten 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. 4.11 dargestellt [4.42]). Zweitens, dass die erhöhte Temperatur zu einem größeren Durchhang führt, der die erforderlichen Sicherheitsabstände verletzen könnte. In diesem Zusammenhang ist es 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 Hochtemperatur-Leiter‐ seile entwickelt [4.43, 4.44]. Sie sind in der Lage, kontinuierlich mit Temperaturen von mindestens 150 ℃, in Notfällen (bis maximal 10 h pro Jahr) sogar bis zu 250 ℃ betrieben zu werden. Die wichtigsten Arten von Hochtemperatur-Leiterseilen sind in Abb. 4.12 dargestellt und ihre Eigenschaften im Folgenden kurz beschrieben. ACSS-Seile (Aluminium Conductor Steel-Supported, Abb. 4.12 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 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, d. h., seine thermische Ausdehnung und sein Elastizitätsmodul entsprechen denen des Stahlkerns. Da die 160 4 Freileitungstechnik <?page no="162"?> Abb. 4.11: Restfestigkeit von Aluminium in Abhängigkeit von der Temperatur und der Einwirkungsdauer 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 Kriecheigen‐ schaften 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. 4.12 oben links). Abb. 4.12: Schematische Darstellung verschiedener Leiterseiltypen [4.43] (Z)TACSR-Seile (Abb. 4.12 oben Mitte) haben auch den gleichen Aufbau wie herkömm‐ liche Al/ St-Seile, verwenden aber wärmebeständige Aluminiumdrähte, die als (Z)TAL bezeichnet werden. Das sind Drähte aus einer thermisch resistenten Zirkonium-Alumi‐ 161 4.3 Leiterseile <?page no="163"?> nium-Legierung, welche bis 210 ℃ ohne Festigkeitsverlust betrieben werden können. Allerdings haben diese Seile das gleiche thermische Ausdehnungsverhalten wie nor‐ male 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 hohe 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. 4.12, 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. 4.12, unten rechts) haben einen kleinen Spalt (engl. gap) zwischen dem Stahlkern und den benachbarten trapezförmigen Aluminiumdräh‐ ten, so dass 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. 4.12, unten links) sind Hochtemperaturseile mit Drähten aus einer Zirkonium-Aluminium-Legierung und einem Kern aus Keramikfasern eingebettet in eine Aluminiummatrix. Das hohe Elastizitätsmodul des Aluminium-Verbundkerns und sein niedriger Wärmeausdeh‐ nungskoeffizient - halb so hoch wie Stahl - machen diese Seile besonders geeignet für bestehende Leitungen mit hohen Eislasten und restriktiven Hochtemperatur-Durch‐ hängen. ACCC-Seile (Aluminium Conductor Composite Core, Abb. 4.12 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. 4.13 [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. 162 4 Freileitungstechnik <?page no="164"?> Abb. 4.13: Durchhang von Al/ St 400/ 70 (Drake) in verschiedenen Ausführungen bei 420 m Spannweite in Abhängigkeit von der Seiltemperatur [4.22] Es ist zu beachten, dass bei hohen Strömen I, wie sie in Hochtemperaturseilen fließen, die ohmschen Verluste P J , die mit I 2 ansteigen (4.15), bei Leitungslängen von mehr als ca. 80-100 km so hoch werden, dass der Nutzen der Installation solcher Seile eher in Ausnahmefällen einen Sinn macht. 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, Sonnenstrahlung) messen. Anhand dieser Messungen lässt sich dann die tatsächliche Strombelastbarkeit des Leiters ermitteln. Es gibt im Wesentlichen zwei Arten von Monitoring-Systemen [4.45], welche nach folgenden Methoden arbeiten: 163 4.3 Leiterseile <?page no="165"?> Abb. 4.14: Monitoring-Donut, befestigt am Leiter‐ seil [4.45] Abb. 4.15: Kraftmessdosen (rot) für die Zugkraft‐ überwachung des Leiterseiles [4.45] Temperaturmessung Sogenannte Donut-Geräte waren die ers‐ ten Monitoring-Systeme, die eingesetzt wurden. Sie arbeiten mit Temperatur‐ sensoren und werden direkt auf den Lei‐ ter geklemmt (Abb. 4.14). Sie können gleichzeitig neben der Leiteroberflä‐ chentemperatur auch den Strom messen und diese Daten zur Auswertung an eine Basisstation oder die Leitstelle übertra‐ gen. Sie sind preiswert und leicht anzu‐ bringen, aber ihre relativ hohe Masse wirkt wie ein Kühlkörper und kann so‐ wohl die Temperaturmessung als auch das Schwingungsverhalten des Leitersei‐ les beeinflussen. Kraftmessung Die Überwachung der Zugkraft des Lei‐ terseiles, über die der Seildurchhang be‐ rechnet 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. 4.15). Aus der gemessenen Kraft kann die Temperatur und der Durch‐ hang,(4.12), des Leiterseiles ermittelt und an die Leitstelle übertragen werden, um daraus die aktuelle Strombelastbarkeit des Leiterseiles und die noch bestehende Übertragungsreserve zu ermitteln. Diese Monitoring-Systeme sind robust, weitgehend ausgereift und sie haben sich in zahlrei‐ chen Installationen weltweit bewährt. 164 4 Freileitungstechnik <?page no="166"?> Abb. 4.16: Schwingungsschäden an einer Trag‐ klemme (Quelle: Pfisterer) 4.3.11 Seilschwingungen Leiterseilschwingungen sind ein weit verbreitetes Phänomen und können bei unzu‐ reichender Dämpfung nicht nur die Leiter selbst, sondern auch andere Leitungskom‐ ponenten schwer beschädigen (Abb. 4.16). Solche Schwingungen gehören zu den dynamischen Belastungen einer Freileitung, wie z. B. Belastungen durch Seilbruch, Kurzschlüsse, Eisabwurf und seltener seismische Belastungen. 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 die Leiterseile oft zu beschädigen, da diese wegen ihres ge‐ ringeren Gewichts im Vergleich zu den zuvor verwendeten Kupferleitern zu Schwingungen neigten und darüber hin‐ aus Aluminium aufgrund seiner metall‐ ografischen Struktur anfälliger für Ma‐ terialermüdung ist. Es werden drei Haupttypen von wind‐ angeregten Schwingungen unterschie‐ den: äolische Schwingungen, Teilfeldschwingungen und Seiltanzen (engl. galloping). Statistisch kommen auf einen Fall von Seiltanzen zehn Fälle von Teilfeldschwingungen und tausend Fälle von äolischen Schwingungen. Äolische Schwingungen Abb. 4.17: Kármánsche Wirbelstraße bei einem angeströmten Leiterseil Die häufigste Art von windangeregten Leiterbewegungen sind die sogenannten äolischen Schwingungen, benannt nach Aeolus, dem Gott der Winde in der grie‐ chischen Mythologie. Sie werden durch mäßige, laminare Windströmungen mit einer Windgeschwindigkeit zwischen ca. 1 m/ s und 7 m/ s angeregt, und ihre Am‐ 165 4.3 Leiterseile <?page no="167"?> (4.17) plitude (Spitze-Spitze) übersteigt selten einen Seildurchmesser. Physikalisch werden sie durch die Ablösung von sogenannten Kármánschen Wirbelnn erzeugt, wodurch Druckschwankungen entstehen, welche die Auf- und Abwärtskräfte auf den Leiter hervorrufen (Abb. 4.17). Die vorherrschende Schwingungsfrequenz - eigentlich handelt sich immer dabei um eine Schwebung mit mehreren Frequenzanteilen (Abb. 4.18) - kann mit der Strouhal-Formel angegeben 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 im Bereich von ca. 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 aufrecht erhalten bleibt, selbst wenn die Windgeschwindigkeit im Bereich zwischen 0,9 und 1,3 der ursprünglichen Windgeschwindigkeit schwankt. Abb. 4.18: Typisches Frequenzspektrum bei windangeregten Seilschwingungen 166 4 Freileitungstechnik <?page no="168"?> (4.18) (4.19) (4.20) (4.21) 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 = T m′ Und deren Frequenz: f = υ λ Zudem besitzt sie die Wellenimpedanz: Z = T m′ Mit: y max Schwingungsamplitude n Ordnung der Eigenschwingung λ Wellenlänge L Spannweite T Zugkraft des Leiterseiles m’ Seilmasse pro Längeneinheit Schwingungsfrequenzen von üblichen Leiterseilen liegen zwischen ca. 10 und 40 Hz, die dazugehörigen Wellenlängen zwischen ca. 20 und 5 m. Auch bei einem schwingenden Leiterseil gilt der Energieerhaltungssatz. Im Fachjar‐ gon verwendet man dafür 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. 4.19 links) der Seildrähte, wenn sie sich bei der Seilbiegung gegenseitig verschieben (Abb. 4.19 rechts) [4.49]. 167 4.3 Leiterseile <?page no="169"?> Abb. 4.19: 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 Eigendämpfung, ist, wie in Abb. 4.20 dargestellt [4.50]. Abb. 4.20: Windeingangsleistung und Seileigendämpfung in Abhängigkeit des Verhältnisses Seilampli‐ tude A zu Seildurchmesser D Es ist nachvollziehbar, dass die Geländeart der wichtigste Faktor für die Anregung von äolischen Schwingungen darstellt. Dies hängt mit der Windturbulenz zusammen, die vom Gelände und seiner Bodenbeschaffenheit abhängt. So ist z. B. die Windströmung über eine flache Wüstenlandschaft laminar (Abb. 4.21 a) und damit günstiger für Leiterschwingungen, als wenn sie über ein bebautes Gebiet mit Bäumen und Gebäuden verläuft (Abb. 4.21 b). Zur Bewertung der Schwingungsintensität wurden vier Gelän‐ dekategorien mit zunehmender Turbulenzintensität eingeführt, Tab. 4.5 [4.51]. 168 4 Freileitungstechnik <?page no="170"?> Abb. 4.21: Unterschiedliche Geländeverhältnisse bei 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 Hin‐ dernisse, 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. 4.5: Geländekategorien [4.51] Materialermüdung Die Bewegung der Drähte im Leiterseil sind einerseits für die Schwingungsdämpfung von Vorteil, da sie, wie oben erklärt, den größten Beitrag an der Eigendämpfung des Leiters liefert, andererseits ist sie für die Beschädigung des Seiles durch ein Phänomen, das als Reibkorrosion (engl. fretting fatigue) bezeichnet wird, 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 Biegespannungen in den Drähten am höchsten. Dazu kommen die Druckkräfte durch den Klemmdeckel, was zu einem ungünstigen Spannungszustand in den Drähten führt. Wenn sich die Drähte durch die Seilschwingung verschieben (Abb. 4.19 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. 4.19 a), in Kombination mit den hohen Biegespannungen, können Risse an der Drahtoberfläche entstehen (Pfeile in Abb. 4.22 links), welche sich über den Drahtquerschnitt ausbreiten, bis er versagt (Kreis in Abb. 4.22 links). Bei fortgesetzter 169 4.3 Leiterseile <?page no="171"?> Abb. 4.23: VIBREC TM Schwingungsrecorder im Ein‐ satz (Quelle: Pfisterer) Schwingung kommt es zu weiteren Drahtbrüchen, bis das gesamte Seil ausfällt (Abb. 4.22 rechts). Da Drahtbrüche häufig 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. 4.22: 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 Feld unter realen Be‐ dingungen mit modernen Schwingungs‐ rekordern zu überwachen (Abb. 4.23). Das Konzept und die Auswertung von Schwingungsmessungen wird in [4.53-4.55] im Detail beschrieben. 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, in Deutschland sind es 10 ℃, auf ca. 20 % der Dauerzugspannung begrenzt 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 am Seil‐ aufhängepunkt oder die Biegedoppelamplitude (Spitze-Spitze) Y b in einer Distanz von 170 4 Freileitungstechnik <?page no="172"?> 89 mm (entspr. 3 ½ Zoll) vom letzten Kontaktpunkt des Seiles mit dem Klemmkörper begrenzen (Abb. 4.24) zu: ■ σ b = 8,5 N/ mm 2 ■ ε b = 150-300 10 -6 m/ m ■ Y b = 0,2-0,3 mm. Abb. 4.24: 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 2005 die CIGRE neue Empfehlungen vorgeschlagen [4.51], welche sich auf H/ w, dem Verhältnis zwischen der Zuglast im Seil H in N und seinem Gewicht pro Längeneinheit w in N/ m beziehen. Für ungedämpfte Einzelleiter beträgt der Grenzwert für H/ w = 1.000, für Bündelleiter 2.500. Beide Werte gelten als konservativ. Teilfeldschwingungen Teilfeldschwingungen (engl. subspan oscillations) treten bei Leiterbündeln auf und werden durch den Sog verursacht, der von den luvseitigen Leitern des Bündels auf die leeseitigen erzeugt wird. Dabei bewegen sich die einzelnen Leiter des Bündels ge‐ geneinander in zyklischen oder elliptischen Bahnen (Abb. 4.25). Teilfeldschwingungen treten zwischen zwei benachbarten Abstandhaltern bei Windgeschwindigkeiten im Be‐ reich 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]. 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 171 4.3 Leiterseile <?page no="173"?> Abb. 4.26: Asymmetrischer Eisansatz auf einem Leiterseil begünstigt Seiltanzen Abb. 4.25: Schematische Darstellung einer Teilfeldschwingung eines Zweier- (a) und eines Viererbün‐ dels (b) [4.57] 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 schwingungs‐ dämpfenden Feldabstandhaltern (engl. spacer damper) weltweit bewährt (Kap. 4.5.3). 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. 4.26 zeigt. Von allen windinduzierten Schwingungen ist das Seiltanzen die spektakulärste und kann große und kostspielige Schäden, wie das Versagen von Seilen und Armaturen, Be‐ schädigungen an Masten oder sogar den Einsturz ganzer Tragwerke, verursachen. Das Phänomen 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] haben sich verschiedene Me‐ thoden zum Entfernen vom Eis von den Leiterseilen als Präventionsmaßnahme gegen Seiltanzen bewährt [4.60]. 172 4 Freileitungstechnik <?page no="174"?> 4.4 Isolatoren Freileitungsisolatoren tragen die Leiterseile samt allen dazugehörigen mechanischen Belastungen und trennen und isolieren das Leiterpotential von den geerdeten Trag‐ werken der Freileitung. Zu diesem Zweck sind sie elektrisch so ausgelegt, dass sie sowohl der Betriebsspannung, möglichen Überspannungen, als auch dem elektrischen Leistungslichtbogen 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. 4.4.1 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‐ genannten 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 Lang‐ stabisolatoren (engl. longrod insulators) geführt. Diese gelten als durchschlagssicher, 173 4.4 Isolatoren <?page no="175"?> 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, heutzutage fast immer einem Silikonkautschuk (Abb. 4.27). Abb. 4.27: 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. 4.28) auf Zug, Stützisolatoren (Abb. 4.29 links) auf Biegung und Druck und Isoliertraversen (Abb. 4.29, rechts) auf Zug sowie Knicken belastet. 174 4 Freileitungstechnik <?page no="176"?> Abb. 4.28: Hängeisolator aus Glaskappen (linker Bildteil), Langstabisolatoren als Abspannkette (rechter Bildteil) (Quelle: U. Cosmai) Abb. 4.29: Stützisolatoren (linker Bildteil) und Isoliertraverse (rechter Bildteil) (Quelle: Pfisterer) Geometrie Allen Isolatorentypen gemeinsam sind folgende geometrische Parameter (Abb. 4.30): ■ Anschlusslänge (engl. connection length): Das ist der kürzeste direkte Weg zwischen den Endarmaturen des Isolators. ■ Schlagweite (engl. arcing distance): Das ist der kürzeste Weg in der Luft zwischen den Endarmaturen und ist maßgebend für das Verhalten vom Isolator beim elektrischen Überschlag 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. 175 4.4 Isolatoren <?page no="177"?> Abb. 4.31: Fremdschichtüberschlag Abb. 4.30: Geometrie-Parameter eines Isolators Die vom verwendeten Isoliermaterial unabhängige, i. d. R. mit Schirmen aus‐ gestattete Form der Oberfläche des Iso‐ lators ist erforderlich, um die Funktions‐ tüchtigkeit des Isolators bei Verschmutzung zu gewährleisten. Denn bei Verschmutzung können niederoh‐ mige Pfade (Kriechwege) entlang der Oberfläche des Isolators gebildet wer‐ den, welche zu einem Fremdschichtüber‐ schlag führen können (Abb. 4.31). Der Leistungslichtbogen besteht aus den Lichtbogenfußpunkten, den Lichtbo‐ genstielen und der Lichtbogenfahne. Die auftretenden Temperaturen hängen von der Höhe des Fehlerstroms ab. Die höchsten Werte treten in den Fußpunk‐ ten mit bis zu 18.000 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 176 4 Freileitungstechnik <?page no="178"?> (4.22) 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 Betriebsspannung über dem Isolator. Er wird im Allgemeinen in mm/ kV angegeben. Bei Wechselspannungssystemen beträgt die höchste Spannung des Betriebsmittels gewöhnlich: U m / 3 Darin bedeutet U m die höchste Betriebsspannung. Tab. 4.6 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 Drehstromnetze USCD 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. 4.6: Korrespondenztabelle von SCD- und USCD- Werten für Wechselstrom 177 4.4 Isolatoren <?page no="179"?> Bei Gleichspannung wird die Bestimmung des erforderlichen Kriechweges durch meh‐ rere Faktoren erschwert, da Gleichspannungsisolatoren ein ganz anderes Verschmut‐ zungsverhalten aufweisen als Isolatoren für Wechselspannung. Dies ist hauptsächlich auf eine ungleichmäßige Akkumulation der Verschmutzung durch elektrostatische Effekte 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 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 und Schlagweite, der sogenannte Kriechwegfaktor (engl. creepage factor), auf Werte zwischen 3,5 und 5,5 beschränkt. Oft liegt er bei 4. Abb. 4.32: Profile für verschiedene Isolatorentypen (Kappenisolatoren (links), Langstabisolatoren (Mitte), Verbundisolatoren (rechts): Standard (a), aerodynamisch oder offen (b), Unterrippen (c), Wechselschirme (d) 178 4 Freileitungstechnik <?page no="180"?> Profile mit leichten Unterrippen (Abb. 4.32 a) sind in Gebieten mit „sehr leichter“ bis „mittlerer“ Verschmutzung wirksam. Aerodynamische oder offene Profile (Abb. 4.32 b) dagegen sind günstig in Gebieten mit „schwerer“ Verschmutzung, da sie gute Selbst‐ reinigungseigenschaften besitzen. Die Verwendung von tiefen Unterrippen (Abb. 4.32 c) ermöglicht bei „sehr schwerer“ Verschmutzung die dann erforderliche Verlängerung des Kriechweges. Schließlich bietet ein unterschiedlicher Durchmesser aufeinanderfol‐ gender, sogenannter Wechselschirme (Abb. 4.32 d), einen verlängerten Kriechweg sowie eine Verbesserung des Isolierverhaltens bei starkem Regen oder Vereisung. Weitere Hinweise 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 die Pfannen und Klöppeln von Kappeni‐ solatoren. Dadurch können diese so stark beschädigt werden, dass sie mechanisch versagen. Die dabei entstehenden Rostprodukte können durch Ausdehnung Risse in der Zementierung oder im Dielektrikum des Isolierkörpers hervorrufen und seine elektrische Festigkeit reduzieren. Dies ist insbesondere bei Gleichspannung kritisch. Die Korrosionsbeständigkeit von Isolatorenarmaturen kann durch verstärkte Ver‐ zinkung verbessert werden, d. h. durch Erhöhung der Dicke der schützenden Zink‐ schicht von 85 μm auf 140 μm für sehr korrosionsgefährdete Gebiete, wie z. B. an Küsten [4.64, 4.65]. Für HGÜ-Isolatoren ist die Verwendung einer sogenannten Opferzinkhülse unabdingbar [4.66]. Mechanische Bemessung Nach [4.8] gilt für Tragketten und Stützisolatoren als höchste Belastung die Resultie‐ rende aus: ■ Leitergewicht, Eislast, gleichzeitiger Windwirkung und ggf. der Resultierenden aus den horizontalen Leiterzugkräften; oder ■ Leitergewicht, Windeinwirkung und ggf. der Resultierenden aus den horizontalen Leiterzugkräften; oder ■ Leitergewicht, Eislast und Differenzkraft der horizontalen Leiterzugkräfte bei Ausnahmebelastung. 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.1 179 4.4 Isolatoren <?page no="181"?> Abb. 4.33: Porzellan Langstabisolator (Quelle: Pfis‐ terer Lapp) Die Teilsicherheitsbeiwerte für die Lasten sind einheitlich mit 1,35 anzusetzen. Zudem sollen die in Tab. 4.7 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 1,85 Tab. 4.7: Material-Teilsicherheitsbeiwerte für verschiedene Isolatorentypen 4.4.2 Porzellanisolatoren Porzellanisolatoren haben mit weit über 100 Jahren die längste Geschichte von allen Isoliermaterialien und verweisen auf ausgezeichnete Betriebserfahrungen. Aufgrund der historischen Entwicklung haben sich für den Einsatz in Hochspannungsfreileitun‐ gen zwei Typen herausgebildet: Kappenisolatoren und Langstabisolatoren (Abb. 4.33). Während Kappenisolatoren weltweit eingesetzt werden, kommen Langstabiso‐ latoren vor allem in Mitteleuropa sowie in einigen Ländern des Nahen Ostens und anderen Ländern mit starker Wüstenver‐ schmutzung zum Einsatz. Sie besitzen vor‐ teilhafte aerodynamische Eigenschaften an ihren Schirmen, die eine Ansammlung von Schmutzpartikeln erschweren. Bei beiden Typen kann der Kriechweg durch einfaches Hinzufügen weiterer Einheiten leicht an das Verschmutzungsregime an‐ gepasst werden. Kappenisolatoren behalten in vielen Fällen, im Gegensatz zu Langstabisolatoren, ihre Integrität, wenn eine Kappe zerbricht, z. B. durch Gewehrschuss oder durch einen Pro‐ duktionsfehler. Zudem reagieren sie aufgrund ihrer Flexibilität weniger empfindlich auf Biegebelastungen, wie sie z. B. durch Lastumlagerung bei Doppelketten entstehen. Das kann bei Langstabisolatoren zu Problemen bis zum Versagen führen, wenn sie nicht durch spezielle Zusatzarmaturen geschützt 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 180 4 Freileitungstechnik <?page no="182"?> Abb. 4.34: Kappenisolator aus Glas (Quelle: Mac‐ Lean Power Systems) 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], so dass sie leicht, 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. 4.4.3 Glasisolatoren Bei den ersten Niederspannungsfreileitun‐ gen, die in den 1880er Jahren gebaut wur‐ den, kamen zwar Glasisolatoren zum Ein‐ satz, die von den für Telegrafenleitungen verwendeten Isolatoren abgeleitet waren. Allerdings war die damalige Glasqualität den höheren Belastungen, die mit den stei‐ genden Spannungen einhergingen, nicht gewachsen. Dies änderte sich mit der Ein‐ führung von sogenanntem vorgespanntem Glas um 1930. Seitdem werden Glasisola‐ toren weltweit in Freileitungen bis hin zu den höchsten Spannungen eingesetzt. Sie sind praktisch immer als Kappenisolatoren geformt (Abb. 4.34). 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 ein Anziehungspunkt für Schießsportler, die sich an dem explosions‐ artigen Zerschmettern der gehärteten Glasschale erfreuen. Ihr Herstellungsprozess ist energieintensiv, und es gibt unter den Herstellern erhebliche Unterschiede in 181 4.4 Isolatoren <?page no="183"?> Bezug auf die Qualität des Rohmaterials, seine Zusammensetzung und Verarbeitung. Insbesondere das Vorspannen des Glases stellt ein Know-how-intensives 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. 4.4.4 Verbundisolatoren Bereits in den 1960er Jahre 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 Über‐ tragungsleitungen 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 Betriebserfahrungen im Einsatz. Wie 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, ■ 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, ■ unempfindlich gegen Vandalismus (Schusswaffen) und bei Biegebeanspruchung (Lastumlagerung), 182 4 Freileitungstechnik <?page no="184"?> ■ 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 Leitungen kann oft durch sogenannten Kompaktleitungen begegnet werden (S. 190), welche optisch weniger auffallen. Solche Leitungen sind erst durch die Verwendung 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. 4.35. Abb. 4.35: Aufbau eines Verbundisolators GFK-Stab Das Herzstück eines Verbundisolators ist der GFK-Stab (GFK: Glasfaserverstärkter Kunststoff). Es 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 183 4.4 Isolatoren <?page no="185"?> 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: Electrical/ Chemical Resistance). 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 insb. 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. 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. 4.36 dargestellt [4.82]. Sie sind feuerverzinkt mit einer typischen Zinkschichtdicke von 85 μm. Abb. 4.36: Endarmaturen von Verbundisolatoren 184 4 Freileitungstechnik <?page no="186"?> Schirmhülle Die Schirmhülle eines Verbundisolators besteht aus einem Silikonpolymer und hat die doppelte Aufgabe, den GFK-Stab zu schützen, der versprödet, wenn er nicht vor ultravioletter Strahlung (UV) und Verschmutzung geschützt wird. Sie muss auch die erforderliche Kriechstrecke gewährleisten, um Fremdschichtüberschläge zu vermei‐ den. Dies ist der Grund, warum die Schirmhüllen von Verbundisolatoren der aus Porzellanlangstabisolatoren bekannten Schirmform nachahmen. Ein wesentlicher Vorteil von Silikon gegenüber den klassischen Isolierstoffen Por‐ zellan und Glas ist seine Hydrophobie (aus griechisch: Hydor: Wasser und Phobos: Angst) (Abb. 4.37). Diese entsteht durch die sehr niedrige Oberflächenspannung des Silikons und führt dazu, dass Wassertropfen auf der Silikonoberfläche ihre quasi runde Form behalten und die Oberfläche nicht benetzen, was kombiniert mit einer eventuell vorhandenen Schmutzschicht, zu leitfähigen Pfaden entlang der Oberfläche und letztlich zum Überschlag führen würde. Für die Herstellung der Schirmhülle wurden im Laufe der Zeit verschiedene Produktionsverfahren entwickelt, davon sind heute das Spritzgussverfahren und das modulare Verfahren von Bedeutung; diese, sowie Details zum Silikonpolymer, werden in [4.80] ausführlich beschrieben. Abb. 4.37: Hydrophobe Oberfläche von Silikon (links) vs. hydrophile Oberfläche von Porzellan und Glas (rechts) (Quelle: Pfisterer) 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 Stabdurchmesser 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 (DLL: damage limit load). Dies ist der Schwellenwert für die Zugbelastung, unterhalb dessen kaum Fasern 185 4.4 Isolatoren <?page no="187"?> (4.23) versagen, wenn die Belastung dauerhaft auf den Isolator einwirkt. Die DLL hochwer‐ tiger 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. 4.38 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 2 liegt. Abb. 4.38: Last-Zeit-Kurve für Verbundisolatoren nach [4.84] Für einen typischen Isolator mit r = 9,285 mm und l = 50 mm ergibt sich eine theoretische Tragfähigkeit F max = 155 kN, was gut mit dem 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, 186 4 Freileitungstechnik <?page no="188"?> nicht der glatte Stab- oder „Besen“-Bruch, da letztere auf eine Vorschädigung bzw. eine mangelhafte Verpressung hinweisen (Abb. 4.39) [4.81]. Abb. 4.39: 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. 4.40). Die daraus resultierende ungleichmäßige Spannungsverteilung über den GFK-Stabquer‐ schnitt führt an der unteren Berührungsstelle mit der Metallarmatur zu Faser- und Harzmatrixbrüchen 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. Man kann zwischen einem biegsamen Sockel aus Formstahl und einem festen Sockel aus Gusseisen unterscheiden. 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. 40 schwarz umrahmt, dient zur optischen Korrektur der Durchbiegungsfigur des Isolators bei hohen Querlasten. 187 4.4 Isolatoren <?page no="189"?> Abb. 4.40: 230 kV Verbundstützisolator im Einsatz; unten das dazugehörige statische System (Quelle: INMR) Die Endarmaturen werden meist, wie bei Verbundlangstabisolatoren, auf dem GFK-Stab verpresst; Epoxidkleber oder Temperaturschrumpfung sind gängige Alterna‐ tiven. Typische Endarmaturen von Verbundstützisolatoren sind in Abb. 4.41 dargestellt. Dabei handelt es sich hauptsächlich um Stahlgussteile, die mit Schraubbolzen an einem Sockel befestigt werden, der wiederum am Tragwerk befestigt wird. Abb. 4.41: Typische Fuß- und Kopfarmaturen von Verbundstützisolatoren (Quelle: MacLean Power Systems) 188 4 Freileitungstechnik <?page no="190"?> Mechanische Kennwerte Folgenden Belastungen charakterisieren das Biegeverhalten eines Verbundstützisola‐ tors [4.85]: ■ Die Mindestbiegebruchlast (SCL: Specified Cantilever Load) ist die Biegebelastung, die 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. 4.42 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. 4.42: Last-Weg-Diagramm zur Bestimmung von MDCL und CFL bei einem 38-mm-Verbundstütz‐ isolator 189 4.4 Isolatoren <?page no="191"?> (4.24) 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 Druck 4 L − l Dabei ist r der Stabdurchmesser, σ Druck die Druckfestigkeit des Stabes (ca. 800 N/ mm 2 ), L die Isolatorlänge und l die Presslänge der Armatur auf dem GFK-Stab. Die mit dieser Näherungsformel berechneten Werte stimmen generell in guter Näherung mit den Versuchsergebnissen überein. Verwendung 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 unerlässlich sind, hauptsächlich auf Druck belastet werden und relativ großen Verformungskräften ausgesetzt sind. Diese können von Verbundwerkstoffen besser aufgefangen werden als von Porzellan- und Glasisolatoren. Ein prominentes Beispiel hierfür ist die weltweit erste 380-kV-Kompaktleitung, die 1998 in der Schweiz mit Verbundisolatoren errichtet worden ist [4.87]. Die Leitung wurde notwendig, da die bestehende 125-kV-Leitung (Abb. 4.43 a) nicht mehr aus‐ reichte, 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. 4.43 c), 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 konstruie‐ ren und Isoliertraversen mit Verbundisolatoren für die 380-kV-Stromkreise und auch für die beiden einphasigen 132-kV-Stromkreise der Schweizerischen Bundesbahnen (SBB) zu verwenden (Abb. 4.43 b). Da die damals verfügbaren GFK-Stäbe von maximal 76 mm Durchmesser, den Druckbelastungen nicht standhalten konnten, mussten Ver‐ bundhohlisolatoren verwendet werden. Als weiterer Vorteil dieser Bauweise konnten durch die Reduktion der Phasenabstände die elektrischen und magnetischen Felder in Bodennähe unterhalb der zulässigen Grenzen reduziert werden (Kap. 6.1.8). 190 4 Freileitungstechnik <?page no="192"?> Abb. 4.43: Die weltweit erste 380-kV-Kompaktleitung mit Verbundisolatoren (Quelle: INMR) Abb. 4.44: Swissgrid 380-/ 220-kV-Leitung Amsteg - Mettlen und SBB 132-kV Amsteg - Steinen im Urner Talboden (Quelle: Bouygues E&S EnerTrans AG) 191 4.4 Isolatoren <?page no="193"?> Abb. 4.45: Leitungskompaktierung in der Mittel‐ spannung (Quelle: CKW, jetzt Axpo) Abb. 4.46: 380-kV-Phasenabstandshalter in der Vorab-Leitung in den Glarner Alpen der Schweiz (Quelle: NOK, jetzt Axpo) Eine weitere interessante Anwendung von Leitungskompaktierung ist das Mehrfach‐ gestänge mit Verbundisolatoren in der Zentralschweiz (Abb. 4.44). 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-Sei‐ len mit 30,6 mm Ø, als Isolatoren wurden Silikonverbundisolatoren eingesetzt. Das Projekt wurde im Jahr 2018 erfolgreich abgeschlossen. 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 be‐ handelt. Obwohl früher einige Anwen‐ dungen mit PAH aus Porzellan bekannt sind, wurden in den letzten Jahren fast ausschließlich Verbundisolatoren wegen des geringen Gewichts und ihrer hohen Flexibilität eingesetzt. Eine weitere Anwendung als PAH zur Leitungskompaktierung ist in Abb. 4.45 dargestellt. In diesem Fall konnte ein zweiter 12-kV-Stromkreis auf einer be‐ stehenden 50/ 12-kV-Leitung auf Beton‐ masten mit Hilfe von PAH mit Silikon‐ verbundisolatoren installiert werden. Diese PAH sind in Abständen von 40 m entlang des Spannfeldes eingebaut und stellen sicher, dass die elektrisch erfor‐ derlichen Außenleiterabstände einge‐ halten werden. Tausende von Ihnen sind seit vielen Jahren in der Schweiz erfolg‐ reich im Einsatz. Phasenabstandhalter mit Verbundisolatoren werden auch eingesetzt gegen Seiltan‐ zen durch Eisabwurf, so z. B. in einer der höchstgelegenen 380-kV-Leitungen Europas 192 4 Freileitungstechnik <?page no="194"?> auf dem Vorab-Gletscher in der Schweiz. Durch die ungewöhnlich strengen Wetter‐ bedingungen, die dort im Winter herrschen, kam es immer wieder, vor allem bei einem bestimmten Spannfeld, zu Betriebsunterbrechungen. Diese wurden hervorge‐ rufen durch zweipolige Kurzschlüsse 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 Umweltbedingungen zur Folge hatte. Aus diesem Grund wurde beschlossen, Phasenabstandshalter 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 Einsatz (Abb. 4.46). 4.5 Armaturen Armaturen (engl.: fittings oder hardware) dienen der mechanischen Befestigung, der elektrischen Verbindung und dem Schutz von Leitern und Isolatoren. Sie werden auch als Zubehör bezeichnet. Es wird unterschieden zwischen Seilarmaturen und Kettenar‐ maturen. Die meisten Armaturen sind einfache Metallteile. Sie müssen jedoch allen Arten von mechanischen, elektrischen, chemischen und umweltbedingten Belastungen standhalten. Armaturen für Isolatorenketten (engl. string fittings) sind Bauteile, die zum Verbin‐ den der Abspann- oder Tragisolatoren mit den Tragwerken der Leitung, sowie, bei längeren Ketten, der einzelnen Isolatoren miteinander dienen; die Isolatoren selbst zählen nicht hierzu. Grundsätzlich sollten Armaturen so gestaltet sein, dass sie: ■ Beschädigungen des Leiters unter Betriebsbedingungen vermeiden, ■ mechanischen Belastungen bei Installation, Wartung und Instandhaltung stand‐ halten, ■ gegen ein Lösen einzelner Komponenten während des Betriebs sichern, ■ besseres Koronaverhalten als die Leiter, auf dem sie installiert sind, aufweisen. Zudem sollten Armaturen für Arbeiten unter Spannung (AuS) so konstruiert sein, dass sie mit den gängigen Arbeitstechniken sicher und einfach zu handhaben sind. In Abb. 4.47 sind in einer Explosionszeichnung die verschiedenen Armaturen für eine 110-kV-Abspannkette dargestellt. 193 4.5 Armaturen <?page no="195"?> Abb. 4.47: Aufbau einer 110-kV-Doppelabspannkette mit 2er-Bündel; die Lage der eingebauten Kette ist horizontal (Quelle: Pfisterer Lapp) 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 ■ Warnkugeln ■ Schwingungsdämpfer ■ Abstandshalter (einfach oder dämpfend) 194 4 Freileitungstechnik <?page no="196"?> Hängeklemmen Hängeklemmen (engl. suspension clamp), auch Tragklemmen genannt, werden verwen‐ det, um das Leiterseil am Isolator zu befestigen. Sie müssen folgende Aufgaben erfüllen: ■ geeignet für alle mechanische Seilbelastungen, ■ seilschonende Lagerung, ■ günstige Kontur, um Schwingungsschäden zu reduzieren/ vermeiden, ■ Einhalten der Korona-Einsatzspannung, ■ kurzschlussfest, ■ niedriger Kontaktwiderstand und tiefe elektrische Verluste, ■ einfache Installation und ■ hohe Korrosionsbeständigkeit Zudem sollte eine gute Hängeklemme folgende Eigenschaften besitzen [4.89]: Klemmenkörper: Das Längsprofil des Klemmenkörpers soll der Krümmung des Leiters möglichst gut entsprechen und dabei dessen Bruchlast nicht reduzieren. Zudem sollten beide Enden des Klemmkörpers so abgerundet sein, dass eine Beschädigung des Leiterseiles bei der Veränderung seines Austrittswinkels aus der Klemme aufgrund von Schwankungen des Leiterzuges vermieden wird. Um eine Beschädigung der Leiteroberfläche zu vermeiden, sollten alle Teile der Klemme, einschl. Klemmdeckel, die mit dem Leiter in Berührung kommen, glatt sein. Mobilität: Die Hängeklemme sollte in der vertikalen Längsebene drehbar sein, um asymmetrische Belastungen, z. B. aus beidseitig unterschiedlich langen Anteilen der Gewichtsspannweite (Kap. 4.2.1) auf jeder Seite der Klemme aufnehmen zu können. Dabei sollte die Drehachse der Klemme möglichst nahe an der Leiterachse liegen, um zusätzliche Biegespannungen auf den Leiter zu reduzieren. In diesem Zusammenhang ist es von Vorteil, die Masse der Klemme gering zu halten und damit ihr Massenträg‐ heitsmoment 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 die damit verbundenen Schäden am Leiter und evtl. dem Tragwerk zu vermeiden. Dies wird hauptsächlich dadurch erreicht, dass über den Klemmdeckel und die zuge‐ hörigen Befestigungselemente, in der Regel U-Bügel, ein definierter Druck auf den Leiter ausgeübt wird. Muldentragklemmen (Abb. 4.48 a) 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. 4.48 b) 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. 195 4.5 Armaturen <?page no="197"?> Abb. 4.48: Tragklemmenvarianten (Quelle: U. Cosmai) Leitertragspiralen (HAES: Helically Attached Elastomer Suspension), welche auch unter dem Handelsnamen Armor-Grip Suspension (AGS) bekannt sind (4.48 c), haben sich in Situationen mit starken Seilschwingungen bewährt, [4.90], und werden bei ca. 10 % der Anwendungen eingesetzt, oft bei Lichtwellenleitererdseilen. Andererseits sind deren Kosten höher und die Installation aufwändiger als bei den anderen Klemmentypen. Abspannklemmen Abspannklemmen (engl. strain clamps oder dead-end clamps) dienen dazu die Leiter‐ seile über die Abspannisolatoren an diejenigen Leitungstragwerke zu befestigen, welche die volle Zugkraft der Leiter aufnehmen müssen, wie z. B. an Abspann-, Winkel- und Endmasten. Es gibt vier Haupttypen von Abspannklemmen: Pressabspannklemmen (engl. compression clamps, Abb. 4.49) sind die weltweit am häufigsten verwendeten Abspannklemmen. Diese Klemme und der Pressvorgang, samt hydraulischer Presse, werden in Abb. 4.49 gezeigt. Ein Nachjustieren des Lei‐ terdurchhanges oder Verschieben der Klemme nach der Installation ist nicht mehr möglich. Dafür werden Spannschlösser (engl. turnbuckle) oder verstellbare Verlänge‐ rungslaschen (engl. sag adjuster) (Abb. 4.50) verwendet. In der gleichen Abbildung ist ein sogenanntes Verschiebedreieck abgebildet, welches eingesetzt wird, um keramische Langstabisolatoren bei Lastumlagerung vor dem Versagen zu schützen. Es verformt sich und wirkt so als Dämpfer [4.91]. Keilabspannklemmen (engl. wedge clamp, Abb. 4.51) 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, aber ohne nennenswerte plas‐ tische Verformungen seiner Außenlage, wie diese bei den Pressabspannklemmen auftreten, verformt wird. 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 196 4 Freileitungstechnik <?page no="198"?> 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. 4.49: Pressabspannklemme (Quelle: RIBE) Abb. 4.50: Verlängerungslaschen und Verschiebedreieck bei einer 110-kV-Abspannlette mit Porzel‐ lan-Langstabisolatoren (Quelle: Pfisterer) 197 4.5 Armaturen <?page no="199"?> Abb. 4.51: Keilabspannklemme a), mit Stromschlaufen b) (Quelle: Pfisterer) 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 einer, verglichen mit den anderen Klemmentypen, relativ langen Seilstrecke statt, was die Drähte der Außenlage vor Beschädigungen schont. Aus diesem Grund werden Abspannspiralen hauptsächlich bei Lichtwellenleitererdseilen eingesetzt, welche wegen der empfindlichen Lichtwel‐ lenleiter keine großen Querkräfte aushalten (Abb. 4.52). Abb. 4.52: Spiralförmiger Abschluss mit verstellbaren Verlängerungsgliedern an der Suez-Kreuzung (Quelle: RIBE) Verbinder Verbinder (engl. joints, splices, connectors) sind Seilarmaturen, die zwei abgeschnittene Enden eines Leiters oder eines Erdseiles miteinander verbinden. Es gibt zwei Sorten von Verbindern: 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. 198 4 Freileitungstechnik <?page no="200"?> 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. 4.51). Zugfeste Verbinder müssen den Leiter mit dem 1,55-fachen der maximalen Betriebskraft oder mit dem 0,85-fachen von 95 % seiner Nennzugkraft tragen. Dabei ist der niedrigere Wert entscheidend [4.6]. Darüber hinaus darf deren Temperatur beim zulässigen Dauerstrom des Leiters bzw. bei maximalen Kurzschlussströmen nicht über der des zugehörigen Leiters liegen. Zudem sollte der Spannungsabfall über den Verbinder nicht größer sein als der Spannungsabfall an einem gleich langen Leiter. Zugfeste Verbinder für Hochspannungsfreileitungen sind in ihrer überwiegenden Mehrzahl 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. 4.48). Der Kompressionsprozess mag einfach ausse‐ hen, 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. 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, sogar über 100 ℃ zu betreiben, ist ein besseres Verständnis des Verhaltens von Seilverbindern [4.28] bei höheren Temperaturen erforderlich. Diesbezüglich haben umfangreiche Untersuchungen auf der Grundlage von 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 diese 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. 4.53). 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. 4.54 b). 199 4.5 Armaturen <?page no="201"?> Abb. 4.53: Verbinungs- oder Schalenstromklemme, a (engl. parallel groove clamp), b beschädigt wegen schlechter Montage (Quelle: RIBE) Abb. 4.54: Reparaturverbinder vor (unten) und nach (oben) der Verpressung Warnkugeln Warnkugeln (AWM: Aircraft Warning Markers, Abb. 4.55) werden vornehmlich an den Erdseilen von Freileitungen in der Nähe von Flughäfen bzw. von Einflugschneisen angebracht, um niedrig fliegende Flugzeuge und Hubschrauber vor dem Hindernis zu warnen [4.94]. In einigen Fällen werden dafür Signallampen eingesetzt, welche vom Leiterseil induktiv oder kapazitiv gespeist und zum Leuchten gebracht werden. Abb. 4.55: Warnkugel, die Einbuchtungen auf der Oberseite dienen zur leichteren Handhabung bei der Montage (Quelle: Pfisterer) 200 4 Freileitungstechnik <?page no="202"?> 4.5.2 Isolatorkettenarmaturen Isolatorkettenarmaturen (engl. string fittings) verbinden die Seilarmaturen mit den Isolatoren, die Isolatoren miteinander und diese mit dem Tragwerk. Eine eigene Gruppe bilden die sogenannten Schutzarmaturen. Die Isolatorkettenarmaturen müssen folgenden Belastungen standhalten: ■ mechanische Festigkeit: 40 bis 800 kN (gilt nicht für Schutzarmaturen) ■ Kurzschlussstromtragfähigkeit: bis 50 kA ■ Beweglichkeit: Klöppel-Pfanne; Gabel-Lasche ■ Kompatibilität: IEC 60120; IEC 60471 ■ einfache Montage: keine Spezialwerkzeuge ■ Korrosionsbeständigkeit: feuerverzinkt oder aus A2-Stahl 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]. Verbindungsarmaturen Abb. 4.56 zeigt verschiedene Arten von Verbindungsarmaturen für Isolatorenketten. Isolatorenschutzarmaturen Isolatorenschutzarmaturen, wie Lichtbogenhörner und -ringe, sind wichtige Bestand‐ teile von Isolatorenketten, insbesondere bei hohen Spannungen. In Europa werden sie in der Regel ab 50 kV eingesetzt, in Übersee dagegen oft erst ab 145 kV oder sogar ab 220 kV. Schutzarmaturen sollen die Isolatoren vor dem Leistungslichtbogen bei Überschlä‐ gen 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, z. B. durch Tiere oder Vogelkot, der beim Abfliegen von der Spitze eines Isolators freigesetzt wird, und ■ 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 18.000 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 201 4.5 Armaturen <?page no="203"?> Abb. 4.56: Verbindungsarmaturen für Isolatorenketten (SAB: Schutzarmaturbefestigung) (Quelle: RIBE) geschieht, indem man dem Lichtbogen eine leitende Bahn und einen geeigneten Brennpunkt in Form einer Kugel mit genügend „Opfermaterial“ bietet (Abb. 4.57). 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. 4.57: Bewegung des Lichtbogens mit der Stromstärke I entlang der Schutzarmatur bis zur Endbrennstelle E (Quelle: RIBE) 202 4 Freileitungstechnik <?page no="204"?> Abb. 4.58: Kombischutzring (C-Ring) für 380-kV-Ketten (Quelle: Pfisterer) Stahl ist das bevorzugte Material für Isolierschutzarmaturen 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 erreicht die elektrische Feldstärke vor allem am spannungsführenden Ende des Isolators Werte, die über der Korona-Einsatzspannung 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 Grenzwert von 4,2 kV/ cm nicht übersteigt [4.96]. Dies kann allerdings nur durch Simulationsrech‐ nungen 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. 4.58). Bei Verbundisolatoren wird empfohlen, die Lichtbogenschutzarmaturen nicht direkt an den Endarmaturen zu befesti‐ gen (Abb. 4.59), da im Falle eines Licht‐ bogens, der volle Kurzschlussstrom über die Endarmatur fließen und diese über‐ hitzen würde. Die dadurch thermisch be‐ dingte, radiale Ausdehnung der Armatur könnte dazu führen, dass der GFK-Stab herausrutscht und der Isolator seine me‐ chanische Integrität verliert. Aus diesem Grund sind bei einer Kurzschlussprü‐ fung Gewichte an dem Isolator befestigt, um diesen Belastungsfall zu simulieren. Empfehlungen für den Einsatz von Lichtbogenschutzarmaturen für Verbun‐ disolatoren wurden in [4.97, 4.98] veröf‐ fentlicht. 203 4.5 Armaturen <?page no="205"?> Abb. 4.59: Bevorzugte Schutzarmaturbefestigung an einer Doppelöse mit SAB (Abb. 4.56) bei Verbun‐ disolatoren (Quelle: Pfisterer) 4.5.3 Bemessung von Seil- und Kettenarmaturen Tragklemmen müssen für den 1,35-fachen Wert der auf den Leiter wirkenden Kräfte nach [4.6, Abs. 10.7/ DE.1] bemessen werden. Tragklemmen müssen außerdem den Leiter bei den Differenzzugkräften nach [4.6, Abs. 4.3.1 0/ DE.1.2] zuverlässig halten. Abspannklemmen müssen den Leiter mit mindestens 1.55-facher Zugkraft bei Höchstlast nach Abschnitt 9/ DEA oder mit dem 0.85fachen von 95 % der rechnerischen Bruchkraft nach (4.7) halten. Maßgebend ist jeweils der niedrigere Wert. Unter Zug stehende Leiterverbindungen müssen den Leiter mit mindestens 1.55facher Zugkraft bei Höchstlast nach [4.6, Abs. 9/ DE.4] oder mit dem 0,85-fachen von 95 % der rechnerischen Bruchkraft halten. Maßgebend ist jeweils der niedrigere Wert. Die Kräfte sind in [4.6, Abs. 9/ DE.4] festgelegt. Die mechanische Belastung der Zubehörteile für Isolatorenketten folgen aus [4.6, Abs. 10.7/ DE.1] und dem zugehörigen Teilsicherheitsbeiwert γ c = 1,35. Tab. 4.8 enthält einen Auszug der Material-Teilsicherheitsbeiwerte γ Μ . 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. 4.8: Material-Teilsicherheitsbeiwerte γ Μ [4.6, Abs. 11.6/ DE.1] 204 4 Freileitungstechnik <?page no="206"?> Abb. 4.60: Stockbridge-Dämpfer (Quelle: Pfisterer) 4.5.4 Schwingungsschutzarmaturen Schwingungsdämpfer Windinduzierte Schwingungen (Kap. 4.3.11) können, wenn sie nicht kontrolliert wer‐ den, zu Drahtbrüchen durch Materialermü‐ dung und in extremen Fällen zu Leiterausfäl‐ len führen. Eine frühe Forderung an die Hersteller war daher, geeignete Schwin‐ gungsdämpfer zu entwickeln. Der am meis‐ ten verbreitete Dämpfer ist der sogenannte Stockbridge-Dämpfer, der nach seinem Erfin‐ der George H. Stockbridge benannt wurde (Abb. 4.60), [4.99]. Abb. 4.61: Dämpfungsenergie eines Stockbridge-Dämpfers vor (blau) und nach (rot) der Ermüdungs‐ prüfung (Quelle: RIBE) Der Stockbridge-Dämpfer ist ein sog. 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 205 4.5 Armaturen <?page no="207"?> der Schwingungsenergie auf die beiden Gewichte übertragen, welche sich bewegen und zu einer Verbiegung des Dämpferseiles führen. Dadurch wird die Schwingungs‐ energie durch die Reibung im Dämpferseil in Wärme umgewandelt und aus dem System herausgeführt. In erster Näherung kann der Stockbridge-Dämpfer als ein Feder-Masse-Dämpfer modelliert werden. In Abb. 4.61 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 die kurzen Seilstücke, auf denen sie befestigt sind - das sind üblicherweise 19-drähtige verzinkte Stahlseile -, sind nicht gleich 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 beiden Gewichte um ihren jeweiligen Schwerpunkt entsteht (Abb. 4.62). Die richtige Position eines Dämpfers auf dem Leiterseil übernehmen heutzutage oft spezielle Berechnungsprogramme [4.101]. Dies ist besonders in kritischen Fällen, wie z. B. bei langen Spannweiten mit hoher Seilzugspannung, erforderlich. In Stan‐ dardsituationen 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. 4.63 b). Dann sitzt nämlich der Dämpfer etwa im Schwingungsbauch bei der tiefsten relevanten Windgeschwindigkeit von 1 m/ s (Abb. 4.63 a), und kann durch die induzierte Biegebe‐ wegung seiner Gewichte ausreichende Dämpfung generieren. Die Faustregel für S d beträgt ca. 2 m (Abb. 4.64). Abb. 4.62: Eigenschwingungen eines 4R-Stockbridgedämpfers 206 4 Freileitungstechnik <?page no="208"?> Abb. 4.63: Empfehlungen für die Platzierung von Stockbridge-Dämpfern; Schwingungsfigur bei schwa‐ chem (a) und starkem Wind (b) Abb. 4.64: Stockbridge-Dämpfer im Einsatz; das Gewicht an der Kette (engl.: counterweight) dient der Unterdrückung des Hochzugs bei starkem Höhenunterschied zweier benachbarter Maste 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. Generell ist es üblich, je einen Dämpfer an beiden Enden des Spannfeldes anzubringen. 207 4.5 Armaturen <?page no="209"?> Abstandshalter Anfang des 20. Jahrhunderts, als zur Übertragung von mehr Leistung die Netzspannun‐ gen 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 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), welche heutzutage bei praktisch allen Bündelkonfigurationen mit der möglichen Ausnahme von 2er-Bündeln eingesetzt werden. Bei 2er-Bündeln werden als Alternative flexible, gelenkige oder halbstarre Ab‐ standshalter mit Stockbridge-Dämpfern kombiniert. Eine Explosionszeichnung eines typischen Abstandshalters für 4er-Bündel ist in Abb. 4.65 (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 erzeugen sie intern Reibenergie, die in Wärmeenergie umgewandelt wird und der Schwingungsenergie entgegenwirkt. Abb. 4.65: Explosionszeichnung eines dämpfenden 4er-Bündel-Feldabstandhalters, linker Bildteil, und Zusammenschlagen der Teilleiter eines 4er-Bündels beim Kurzschlussversuch belastet stark den dämpfenden Feldabstandhalter, rechter Bildteil (Quelle: Pfisterer) Generell müssen Abstandhalter und Abstandhalterdämpfer den mechanischen, elek‐ trischen und umweltbedingten Belastungen bei Installation, Betrieb und Wartung 208 4 Freileitungstechnik <?page no="210"?> Abb. 4.66: Beispiel für abgespannte Maste; diese werden vermehrt in Skandinavien und in Übersee eingesetzt (Quelle: U. Cosmai) 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 entste‐ hen. Kurzschlussströme verursachen starke Anziehungskräfte zwischen den Teillei‐ tern, die zu großen Auslenkungen und sogar zum Zusammenstoß der Teilleiter führen (Abb. 4.64, rechter Bildteil) [4.106]. Durch die massive Erhöhung der Zugkraft in den Leiterseilen entstehen erhebliche Druckkräfte auf die Arme des Abstandhalters, die bei den heute üblichen Kurzschlussströmen im Bereich von 50 kA bis zu 15 kN und mehr erreichen können [4.107]. 4.6 Tragwerke Die Tragwerke sind sicherlich die auf‐ fälligsten Komponenten, und, zusam‐ men mit den Leiterseilen, die teuersten Komponenten einer Freileitung. Die Tragwerke von Hoch- und Höchstspan‐ nungsfreileitungen sind fast ausschließ‐ lich Stahlgittermaste, obwohl in den letz‐ ten 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]. Ab 220 kV werden meistens Stahl‐ gittermaste verwendet, weil mit ihnen große Spannweiten wirtschaftlich reali‐ siert werden können. Darüber hinaus haben sie bei ordnungsgemäßer War‐ tung eine lange Lebensdauer, 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 209 4.6 Tragwerke <?page no="211"?> Aufrüstung oder von Reparaturen einzelner Mastelemente von Vorteil und ermöglicht eine einfache Anpassung an das Gelände, z. B. durch eine variable Länge der Eckstiele. 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. 4.66). Die Bezeichnung der verschiedenen Bestandteile eines Stahlgittermastes, in diesem Fall handelt es sich um einen Donaumast, sind in Abb. 4.67 eingetragen. 1. Erdseilspitze 2. Traverse 1 3. oberer Querträger 4. Traverse 2 5. unterer Querträger 6. Mastschaft, Schussweise Abb. 4.67: Bezeichnung der Bestandteile eines Stahlgittermastes (Quelle: Omexom) 4.6.1 Materialien und Gestaltung 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 nach ihrer Verzinkung. 210 4 Freileitungstechnik <?page no="212"?> 4.6.2 Mastarten Die Leitungstragwerke werden nach ihrer Funktion und Ablenkungswinkel in der Leitungstrasse unterschieden (Abb. 4.68): Abb. 4.68: Mastarten in einem Leitungsabschnitt (Quelle: Y. Voyatzakis) ■ Tragmast (S: suspension): Im geraden Trassenverlauf, im Normalbetrieb keine Leiterzugkräfte-Tragketten ■ Winkeltragmast (LA: light angle): Tragfunktion in Winkelpunkten bis 3°; Tragket‐ ten hängen schräg ■ Winkelmast (HA: heavy angle): Aufnahme der resultierenden Leiterzugkräfte im Winkelpunkt bis 10°, selten bis 20°; ausgerüstet mit Abspannketten ■ Abspannmaste (A: strain): Ausgelegt für Differenzzüge in Leitungsrichtung; Ab‐ spannketten ■ Endmaste (T: terminal): Aufnahme der einseitigen Leiterzugkräfte; Abspannketten ■ Sondermaste (Portale, Kabelendmaste, Mercedesmast) 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 211 4.6 Tragwerke <?page no="213"?> 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 (4.12), während der Abstand zu geerdeten Teilen im Mast durch Art und Anordnung der Isolatoren und die Windwirkung bestimmt wird (Abb. 4.69, Tab. 4.9). Darin beträgt nach [4.2] der Faktor K 1 = 0,75. Abb. 4.69: Elektrische Sicherheitsabstände am Mastkopf 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. 4.9: 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 212 4 Freileitungstechnik <?page no="214"?> ■ Montagelasten: □ Montageverfahren/ Seilzug □ Verankerungen □ Hebevorrichtungen ■ Lasten für die Betriebssicherheit: □ einseitig reduzierte Seilzugspannungen (Torsion) □ unterschiedliche Aneisung (Differenzzüge in Leitungsrichtung) □ Kaskaden-Gefahr ■ Sonderlasten □ Kurzschluss □ Lawinen Gruppierung der Belastungen in Lastfälle Der nächste Schritt ist die Zusammenfassung der Lasten zu sogenannten Lastfällen, welche wahrscheinliche Szenarien von Lastkombinationen berücksichtigen. Es ist üblich und übersichtlich, die Kräfte für jeden Lastfall schematisch in Form von sogenannten Lastbäumen darzustellen (Abb. 4.70). Abb. 4.70: 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 213 4.6 Tragwerke <?page no="215"?> 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]. 4.6.7 Festigkeitsberechnung Bei den Stahlgittermasten treten folgende Versagensformen auf: Stabilitätsversagen (das Bauteil weicht unter Druck seitlich aus) ■ Biegeknicken ■ Biegedrillknicken ■ Drillknicken Versagen des Nettoquerschnittes (das Bauteil reißt) ■ Biegeversagen Anschlussversagen (der Schraubenanschluss verformt sich) ■ Lochleibungsversagen ■ Abscherversagen Stabilitätsversagen: Bei diesem Mastschaden haben unter anderem mehrere Diagonalen unter Druckbeanspruchung versagt. Einige knickten um ihre schwache Achse. Andere knickten aus der Wandebene heraus. Abb. 4.71: Stabilitätsversagen der Diagonalen eines Stahlgittermastes unter Druckspannung (Quelle: Omexom) 214 4 Freileitungstechnik <?page no="216"?> 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. 4.72: Lochleibungsversagen aufgrund zu großer Zugbeanspruchung im Bereich der Schraube; die Schraube selbst ist noch intakt (Quelle: Omexom) In Abb. 4.71 wird ein Stabilitätsversagen der Mastdiagonalen gezeigt. Einige knickten um ihre schwache Achse, andere aus der Mastebene heraus. Abb. 4.72 dagegen zeigt ein Lochleibungsversagen, d. h., beim Stahlprofil ist der Bereich um die Schraube (nicht die Schraube selbst) aufgrund einer zu hohen Zugbeanspruchung gerissen. Umbruchversuche Es ist üblich, dass Freileitungsmaste, vor allem neue Designs, durch Umbruchversuche an Prototypen validiert werden [4.114]. Die IEC-Norm [4.115] bildet die Grundlage für die Durchführung solcher Prüfungen. 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 einen die angeblichen Gesundheitsgefahren, die mit elektrischen und magnetischen Feldern (EMV) im Nahbereich der Leitungen verbunden sind (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 schmälere Trasse, können eine höhere Leistung übertragen und rufen durch die geringeren Abstände zwischen den Leitern im Vergleich mit kon‐ ventionellen Mastkonfigurationen niedrigere EMF-Belastung in Bodennähe hervor. Abb. 4.73 zeigt Ausführungsbeispiele wie sie im Ausland zum Einsatz kommen [4.117, 215 4.6 Tragwerke <?page no="217"?> Abb. 4.74: Erdseil mit Schutzbereich bei einem Do‐ naumast [4.5] 4.118]. Hierbei spielte die zunehmende Akzeptanz von Verbundisolatoren (Kap. 4.4.4) eine entscheidende Rolle. Abb. 4.73: Optische Beeinträchtigung der Umgebung durch eine konventionelle und eine Kompaktlei‐ tung bei gleicher Übertragungsleistung (VAE), linker Bildteil, und Wintrack-Leitung (Holland) mit je zwei 380-kV- und 132kV-Stromkreisen; die gegenseitige Anordnung wurde gewählt, um das magnetische Feld am Boden massiv zu reduzieren, rechter Bildteil (Quelle: Pfisterer) 4.6.9 Blitzschutz Blitzeinschläge sind die Hauptursache für die meisten nicht programmierten Ausfälle von Stromnetzen. Internatio‐ nale Statistiken zeigen, dass etwa 65 % dieser Ausfälle auf Blitzeinschläge in Freileitungen zurückzuführen sind [4.119]. Generell werden Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen mit Erd‐ seilen ausgestattet, um die Leiterseile ge‐ gen Blitzeinschläge abzuschirmen, denn diese können, erheblich geschädigt werden. Erdseile werden so angeordnet, dass ihr Abschirmwinkel θ zwischen 10° und maximal 35° beträgt (Abb. 74) [4.120]. 4.6.10 Erdung Ein wirksamer Blitzschutz benötigt eine zuverlässige Erdung der Leitungstragwerke. Nach [4.2] gelten folgende Anforderungen an Erdungsanlagen von Freileitungen: 216 4 Freileitungstechnik <?page no="218"?> ■ 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 und ■ 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. Tragwerke aus leitfähigen Werkstoffen, wie Stahl, gelten nach [4.2] 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 Bodenleitfähig‐ keit [4.5]. 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 abhängt. Wenn diese Überspannung zusammen mit der au‐ genblicklichen betriebsfrequenten Spannung der Außenleiter den Isolationspegel der Isolatorenketten überschreitet, tritt ein rückwärtiger Überschlag (engl. back flashover) vom Mast zu den Außenleitern ein. Der Mastausbreitungswiderstand (Erdungswiderstand) ist daher ein wichtiger Para‐ meter im Hinblick auf diesen unerwünschten Vorgang und darf deswegen Werte von max. 10 Ω erreichen. Das hängt allerdings stark von der Bodenbeschaffenheit ab. Bin‐ dige Böden (Ton, Mergel, Lehm und Schluff) haben wegen der höheren Feuchtigkeits‐ aufnahme 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 Erdungswider‐ stand vor Ort gemessen werden [4.121]. Einzelheiten zu Erdungsberechnungen finden sich in [4.2, 4.121, 4.122]. Bei Freileitungen ist es üblich, die Erdseile an jedem Mast sowie den Mast selbst mit dem Erdreich zu erden. Das passiert meistens mit sogenannten Tiefenerdern. Das sind hauptsächlich Kupferprofile oder Rundstäbe, welche mit den Eckstielen des Mastes elektrisch leitend verbunden und im Boden eingerammt werden. Sollte das nicht für einen genügend tiefen Erdungswiderstand reichen, werden Banderder aus Kupfer, häufig auch verzinkte Stahldrähte oder -bänder sowie kupferummantelte Stahldrähte, strahlen- oder ringförmig in Bodengräben verlegt und mit dem Mast elektrisch fest verbunden (Abb. 4.75). 217 4.6 Tragwerke <?page no="219"?> Abb. 4.75: Mast mit Banderdern [4.5] 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, Wind- und Eislasten sicher aufzunehmen in den Boden einzuleiten ohne dass Setzungen entstehen. Demnach spielen sie eine entscheidende Rolle für die Zuverlässigkeit und Sicherheit der Freileitung. Die Planung 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 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 218 4 Freileitungstechnik <?page no="220"?> ■ 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: ■ Stufenfundament (Abb. 4.76) (block foundation) ■ bewehrtes Einzelfundament (Abb. 4.77) (pad and chimney) ■ Bohrpfahlfundament (Abb. 4.78) (drilled shaft foundation) ■ Rammpfahlfundament (Abb. 4.79) (pile) ■ Plattenfundament (Abb. 4.80) (raft foundation) ■ Ankerfundament (Abb. 4.81) (anchor) Abb. 4.76: Stufenfundament mit Bemaßungsbeispiel [4.5] Abb. 4.77: Verschiedene Ausführungen von bewehrten Einzelfundamenten [4.5] 219 4.6 Tragwerke <?page no="221"?> Abb. 4.78: Bohrpfahlfundament (Quellen: [4.5], Omexom) Abb. 4.79: Rammpfahlfundament (Quelle: Omexom) Abb. 4.80: Fundamentplatte (oben), nach der Fertigstellung (unten; Quelle: Omexom) 220 4 Freileitungstechnik <?page no="222"?> Abb. 4.81: Felsanker (rock anchor), [4.123] Tab. 4.10 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. 4.82). Abb. 4.82: Verankerung der Eckstiele mit Knaggen im Betonfundament [4.5] 221 4.6 Tragwerke <?page no="223"?> 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. 4.10: Fundamentkräfte [4.126] Bei systemrelevanten Leitungen und/ oder extremen Bodenverhältnissen werden vor Ort Prüfungen bei den fertiggestellten Fundamenten durchgeführt, wie sie die Abb. 4.83 zeigt [4.123]. Dabei werden die Belastung und die Verschiebung des Fundaments aufgezeichnet. Abb. 4.83: Vor-Ort-Prüfung eines Felsankerfundaments (Quelle: [4.123]) 222 4 Freileitungstechnik <?page no="224"?> 1 Für diesen Abschnitt und für die dazugehörigen Abbildungen wurden Unterlagen der Fa. Omexom mitverwendet. 4.7 Leitungsbau 1 Der Bau einer Hochspannungsfreileitung ist ein komplexes Unterfangen, denn die Baustelle erstreckt sich oft über mehrere Kilometer. Dies erfordert ein hohes Maß an logistischem Geschick, aber auch erhebliches geotechnisches Fachwissen, da sich der Boden und damit die Art der Gründung entlang der Trasse drastisch ändern kann. Darüber hinaus umfasst der Leitungsbau mit dem sogenannten Seilzug die Verlegung von besonders schlanken Elementen, den Leiterseilen, was ein spezieller und anspruchsvoller technischer Vorgang ist. In diesem Sinne muss der Leitungsbau sehr stringenten Qualitätsstandards genügen, auch weil die Netzbetreiber die Lebens‐ erwartung von Freileitungen auf mehr als 50 Jahre ansetzen; einige 100 Jahre alte Leitungen sind heute noch in Betrieb sind. Weitere nennenswerte Herausforderungen sind der oft schwierige Zugang zu der Trasse 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, wie Straßen, Gewässer, Gebäude und Bäume, erfasst werden. Das Abstecken der Maststandorte, die sogenannte Mastaufteilung (engl. tower spotting), und die Vermessung von Diagonalprofilen an Maststandorten in geneigtem Gelände schließen die Vermessungsarbeiten vor Ort ab. Wie in anderen Bereichen haben auch die Vermessungsverfahren stark von der Digitalisierung und Automatisierung profitiert. Während in der Vergangenheit Vermes‐ sungen 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 Totalstationen, d. h. automatisch aufzeichnenden Theodoliten oder mit Hilfe 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 [4.5]. 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 liegt ein Längsprofil des Trassenverlaufs mit allen für die detaillierte Trassenplanung relevanten Informationen wie Geländeart und -nutzung, gekreuzte Verkehrswege, Gewässer und Schienenwege vor. Im nächsten 223 4.7 Leitungsbau <?page no="225"?> Schritt müssen die Maststandorte definiert werden. Was früher mit Hilfe von einer so‐ genannten Durchhangsschablone manuell durchgeführt wurde, wird heute fast immer von spezieller Software übernommen. 4.7.2 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 mit der Räumung der Trasse von Vegetation, da diese später schwerwiegende Betriebsprobleme verursachen kann. Der mit diesen Vorbereitungsarbeiten verbundene Aufwand ist aus Abb. 4.84 ersichtlich. a) Platzvorbereitung mit Flies und Schotter b) Stahlplatten, links und Bongossi-Holzplatten (sogenannte Baggermatratzen), rechts Abb. 4.84: Vorbereitungsarbeiten auf der Baustelle a) und provisorische Baustraßen b) 224 4 Freileitungstechnik <?page no="226"?> 4.7.3 Gründungen Die Publikation [4.127] bietet einen umfassenden Überblick über die verschiedenen Gründungsoptionen und enthält auch einen Installationsleitfaden, eine Übersicht über Gesundheits- und Sicherheitsaspekte sowie eine Bewertung der Umweltauswirkungen und verschiedene Abhilfemaßnahmen. Andererseits befasst sich [4.128] mit dem Ein‐ bau von Mikropfählen 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. 4.85). Hydraulikbagger werden häufig für den Aushub in normalen Böden wie Ton eingesetzt. In Felsen können Hydraulikhämmer oder Sprengstoffe erforderlich sein. Während des Aushubs sollte verhindert werden, dass Wasser in die Baugrube eindringt. Falls erforderlich, wird 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. 4.85: Aushub der Fundamentgrube Beton- und Bewehrungsarbeiten Im nächsten Schritt wird der sogenannte Fußstuhl in der Baugrube positioniert (Abb. 4.86), bevor die Stahlbewehrung der Fundamente eingelegt wird. Seine kor‐ 225 4.7 Leitungsbau <?page no="227"?> rekte Ausrichtung wird durch die Verwendung von Setzrahmen (engl. template) unterstützt. Abb. 4.86: Einbau Fußstuhl Der für die Fundamentarbeiten verwendete Beton kann entweder direkt auf der Baustelle gemischt oder von einer Betonmischanlage auf die Baustelle geliefert werden, wobei die Festigkeitsklassen C20/ 25 - für Baustellenbeton - und C30/ 37 - für Trans‐ portbeton - 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 Wasserverdunstung 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. 4.87) 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 226 4 Freileitungstechnik <?page no="228"?> verdichtet werden. Die Verdichtung kann durch Anfeuchten der Füllung mit Wasser verbessert werden. Eine weitere Methode zur Erhöhung der Tragfähigkeit ist die Stabilisierung mit Zement. Kohäsive Böden sollten in Schichten von 20 bis 25 cm z. B. mit Stampfwalzen oder Vibrationsplatten verdichtet werden. Abb. 4.87: 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. 4.88), 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) 227 4.7 Leitungsbau <?page no="229"?> Es folgt die Mastzufuhr zum Standort (Abb. 4.89). Dabei ist Folgendes zu beachten: ■ Sämtliche Mastteile sind auf Kanthölzer zu legen (Verhinderung von Verbiegung, Verdrehung, Verspannung und Beschädigung der Beschichtung) ■ Richtige Platzierung der Mastteile am Maststandort z. B. Eckstiele und Ausbau‐ kollis auf die richtige Stelle ■ Zufahrtswege, Wegebau, Montage- und Kranstellflächen festlegen Abb. 4.88: Baulager für eine Großbaustelle Anschließend folgt die Vormontage: ■ 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, Diagonalen, 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 weiterge‐ leitet 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 228 4 Freileitungstechnik <?page no="230"?> □ Ausgleich von Höhenunterschieden ggf. durch Geländeanpassung (Kranab‐ stützung) □ Entscheidung über die passende Stockart □ Beachtung der richtigen Baugrößen und die daraus entstehenden Gewichte □ Einsatz der passenden Technik □ Krangröße: Auswahl nach Gewicht, Höhe des Mastes, Abstand vom Kran‐ drehpunkt zur Mastmitte, Ausladung □ Erstellung der Hebepläne □ Stockbaum: Auswahl nach Größe und Gewicht der Mastteile Abb. 4.89: Anfuhr und Lagerung der Mastteile am Standort Mastmontage 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. 4.90). 229 4.7 Leitungsbau <?page no="231"?> Abb. 4.90: 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. 4.91). Dies ist 230 4 Freileitungstechnik <?page no="232"?> Abb. 4.92: Mastmontage mit dem Helikopter (Quelle: Eduard Steiner AG/ CH) die produktivste Methode für die Mastmontage insbesondere in flachem Gelände mit guten Zufahrtsbedingungen. Abb. 4.91: 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. 4.92). Schraubenmontage Nach Fertigstellung der Mastmontage müssen die Schrauben und Muttern, die zwar während der Errichtung ange‐ bracht, aber nicht vollständig angezogen 231 4.7 Leitungsbau <?page no="233"?> 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 ein Gewindegang ■ Schraubensicherung gemäß Anforderung des Auftraggebers (Federring, Körnung, Anzugsmomente) ■ Einsatz der richtigen Festigkeitsklasse (7990 oder 7968) Mit dem Drehmomentschlüssel werden die vorgeschriebenen Drehmomente eingehal‐ ten [Tab. 4.11]. 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. 4.11: Drehmomentliste 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. Beim Auflegen von Leiterseilen aus Al/ St und Aldrey sowie bei Hochtemperatur‐ leitern 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. 4.93 ersichtlich, wobei Abb. 4.94 einen Trommelplatz mit seinen beachtlichen Abmessungen aus der Vogelperspektive zeigt. Arbeitsablauf Im Folgenden werden der Arbeitsablauf beim Seilzug stichwortartig angegeben. Erforderliche Bauunterlagen: ■ Übersichtplan ■ Lageplan 232 4 Freileitungstechnik <?page no="234"?> ■ Profilplan ■ Kreuzungsverzeichnisse bzw. -listen ■ Mastliste ■ Materiallisten ■ Kettenzeichnungen ■ Seilverlegepläne / Passlängenliste / Trommellaufpläne ■ Reguliertabellen Abb. 4.93: Seilzug in einem Abspannabschnitt Abb. 4.94: Trommelplatz aus der Luft 233 4.7 Leitungsbau <?page no="235"?> 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 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 (Abb. 4.95) ■ Montageanker sind Festpunkte, die als Hilfsmittel zur Übertragung der Anker‐ kräfte auf den Baugrund bzw. Mastteile während der Montage dienen. ■ 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 Montageanker werden auf oder im Boden verankert. Als Bodenanker sollten Totmänner (eingegrabene Holzbalken) oder Ankerrahmen mit Betongewichten verwendet werden. ■ Die Erstellung einer angepassten Ankerstatik ist zu empfehlen. ■ Der Standort der Anker ist örtlich festzulegen. Die Unbedenklichkeit des Anker‐ standortes bezüglich erdverlegter Infrastrukturen muss gewährleistet sein. 234 4 Freileitungstechnik <?page no="236"?> ■ Drahtseile für Verankerungen (Ankerseile) sind zulässig, wenn die Schutzabstände gemäß „Durchführungsanweisung zu DGUV Vorschrift 3” von unter Spannung stehenden Teilen mindestens eingehalten werden. ■ 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. 4.95: Platzierung der Montageanker Aufhängen der Isolatorenketten und Laufrollen (Abb. 4.96) ■ Transport der Armaturen und Isolatoren zu den Trag- oder Abspannmasten ■ Montage der Ketten ■ Hochziehen und Aufhängen an den Traversen ■ Bei der Zusammenstellung der Isolatoren sind deren Längentoleranzen zu beach‐ ten (insbesondere bei Keramik-Isolatoren) ■ An den unteren Kettenarmaturen werden die Laufrollen montiert (Abb. 4.97) ■ Einlegen der Überführungsleine ■ Mindestdurchmesser der Räder und evtl. Gummieinlagen beachten: Leiterseil Ø x 20, LWL - Seil Ø x 30) 235 4.7 Leitungsbau <?page no="237"?> 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. ■ Diesen Vorseilen sind bestimmte Hilfsvorseile zugeordnet. Als Hilfsvorseile kön‐ nen in der Regel Stahlseile bis 10 mm angesehen werden. ■ Das Vorseil (auch das Hilfsvorseil) ist je nach Geländebeschaffenheit mit geeigne‐ ten Mitteln auszuziehen (von Hand, maschinell, gelegentlich per Drohne bzw. Hubschrauber). ■ Sämtliche Seilzuggeräte und Standplätze des Bedienungspersonals sind zur Ver‐ meidung von möglichen Induktionsströmen wirkungsvoll zu erden. Abb. 4.96: 380-kV-Donaumast mit aufgehängten Laufrollen Abb. 4.97: Laufrollen, auch Laufräder oder Seilrollen genannt, für Einfach- und Bündelleiter; diese sind für empfindliche Seile, wie beispielsweise Hochtemperaturseile, mit Gummi beschichtet (mittlere Rolle) 236 4 Freileitungstechnik <?page no="238"?> Ausziehen des Leiterseils ■ Am Trommelplatz wird das Vorseil mit dem Leiterseil oder Leiterbündel verbun‐ den. ■ Auf das Leiterseil wird ein Ziehstrumpf gesetzt, Abb. 4.98 (oben), ■ Der Einbau eines Wirbelverbinders, Abb. 4.98 unten), zwischen Vorseil und dem Ziehstrumpf, Abb. 4.98 oben), 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. 4.99) stattfindet, ist darauf zu achten, dass die inneren Leiterseile tiefer ausgezogen werden als die äußeren. ■ Der Ausgleich erfolgt an der Winde/ Bremse-Kombination (Abb. 4.100), 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 Verbin‐ dungsstelle 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. 4.101). Abb. 4.98: Ziehstrumpf und Wirbelverbinder (unten) für einen drallfreien Seilzug 237 4.7 Leitungsbau <?page no="239"?> Abb. 4.99: Bündelzug mit Ziehteppich Abb. 4.100: Winde/ Bremse mit einer Zug-/ Bremskraft von 400 kN Abb. 4.101: Montage der Stromschlaufen bei einem im 380-kV-Viererbündel 238 4 Freileitungstechnik <?page no="240"?> Regulage Der Seilzug wird abgeschlossen mit dem Regulieren und Abspannen des Leiterseils, der sogenannten Regulage [4.132]. Dabei wird mit Hilfe von Reguliertabellen der Durchhang des Leiterseils bei der Grundtemperatur zum Zeitpunkt der Regulierung so eingestellt, dass die für die Seilbemessung zugrundeliegenden kritischen Belastungen (Dauerzugspannung und Mittelzugspannung) sowie der maximale Durchhang bei der zulässigen Leitertemperatur eingehalten werden (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. 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 dem Helikopter durch die Laufräder gezogen. Zum Abschluss wird das Leiterseil in den Hängeklemmen eingehängt und die Seilrollen von jedem Aufhängepunkt entfernt. Montage der Seilarmaturen Bei der Montage von Seilarmaturen, wie Abstandshalter, Dämpfer bzw. Warnkugeln sowie Vogelschutz-Marker im Spannfeld, werden, wie Abb. 4.102 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. 239 4.7 Leitungsbau <?page no="241"?> Abb. 4.102: Montage von Abstandshaltern an einem horizontalen Zweierbündel mit Hilfe eines Lei‐ tungsfahrwagens 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen Wartungsaktivitäten und -strategien Aufgrund der Schwierigkeiten, die beim Bau neuer aber auch bei der Verstärkung be‐ stehender Leitungen auftreten, und da heutzutage viele Leitungen ihre prognostizierte 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, ■ 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. Reparaturen, ■ Notfallsanierung oder -reparatur. 240 4 Freileitungstechnik <?page no="242"?> Die regelmäßige, normale Wartung besteht aus Tätigkeiten wie: ■ 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 von Leiterseilen, ■ Austausch von beschädigten Armaturen, ■ Austausch von Abstandshaltern und Dämpfern, ■ Reparatur von Masten oder von Fundamenten, ■ Wiedereinstellung von veränderten Sicherheitsabständen, z. B. durch Kriechen der Leiter. Schließlich ist die Notfallsanierung und -reparatur in der Regel die Folge eines Kompo‐ nentenausfalls und damit eines Leitungsausfalls beispielsweise als Ergebnis größerer Sturmschäden, von Sabotage oder vernachlässigter Wartung [4.136]. 4.8.1 Häufige Defekte Im Folgenden werden häufige Defekte in verschiedenen Leitungskomponenten sowie die derzeit verwendeten Techniken zu deren Erkennung in situ vorgestellt. Leiter Korrosion 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. Schäden durch windangeregte Schwingungen Wie in Kap. 4.3.11 erläutert, sind Freileitungen häufig von windangeregten Schwin‐ gungen betroffen, die folgende Schäden verursachen können: 241 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen <?page no="243"?> ■ herunterfallende, verrutschte oder fehlerhafte Schwingungsdämpfer (Abb. 4.103), ■ fehlende Muttern von Hängeklemmen, ■ fehlende Splinte von Isolatorenkappen, ■ verschobene oder verbogene Schutzarmaturen, ■ Drahtbrüche (Abb. 4.16), ■ beschädigte oder heruntergefallene Warnkugeln (Abb. 4.104), ■ lose oder gebrochene Mastteile, ■ stark abgenützte U-Bügel (Abb. 4.105). Abb. 4.103: Beschädigte Stockbridge-Dämpfer an den unteren Leiterseilen (Quelle: U. Cosmai) Abb. 4.104: Beschädigte Warnkugel durch windangeregte Schwingungen (Quelle U. Cosmai) 242 4 Freileitungstechnik <?page no="244"?> Abb. 4.105: Von windangeregten Schwingungen abgenutzte U-Bügel (Quelle D. Havard) Inspektionsmethoden Zu den Inspektionsmethoden gehören Sichtprüfung vom Boden oder vom Hubschrau‐ ber aus, auch mit Hilfe einer Videokamera, sowie Koronamessungen. Letztere helfen, gebrochene Drähte zu erkennen, da ihre scharfen Kanten zu Feldstärkeerhöhungen führen, die hochfrequente Koronaentladungen hervorrufen. Inzwischen ist auch ein Gerät (Abb. 4.106) verfügbar, das für die zerstörungsfreie Messung der verbleibenden Querschnittfläche wie auch von lokalen Brüchen und Tiefenkorrosion von Stahlkern‐ drähten in Leitern im stromführenden als auch stromlosen Zustand eingesetzt werden kann [4.137]. Abb. 4.106: LineVue TM im Einsatz [4.137] 243 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen <?page no="245"?> 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. 4.107) 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. 4.53a) verwendet. Bei der Montage von Schalenstromklemmen ist 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 Dreh‐ momentschlüssel wechselseitig anzuziehen. Abb. 4.107: Verbinderinspektion vom Boden aus mit der IR-Kamera [4.138] 244 4 Freileitungstechnik <?page no="246"?> Gealterte Armaturen Da die Errichtung neuer Leitungen in vielen Ländern auf Probleme stößt, 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 Porzellan-Isolatoren Zersprungene Isolatorenschirme können durch Vandalismus oder durch Fehler wäh‐ rend des Herstellungsprozesses entstehen. Die Hauptursache für das Versagen von Kappenisolatoren aus Porzellan ist die Korrosion des Klöppels, da die sich ausdehnen‐ den Korrosionsprodukte eine hohe Umfangsspannung erzeugen, die zu radialen Rissen im Porzellan führen kann. Glas-Isolatoren 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. 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 mit Hilfe spezifischer Laborprüfungen eine Aussage über ihre Restlebenserwartung gemacht werden [4.142]. Stahlgittermaste Die meisten Freileitungstragwerke sind Gittermaste, welche aus verzinkten Stahlpro‐ filen zusammengebaut werden. Die übliche Wartungspraxis besteht darin, sie in regelmäßigen Abständen mit Schutzanstrichen zu versehen, in der Regel alle 10 bis 25 Jahre, je nach klimatischen Bedingungen am Standort und dem Verschmutzungs‐ grad. Darüber hinaus können sich, z. B. aufgrund von Ausnahmebelastungen oder Bodenbewegungen, Schrauben lösen oder einzelne Stäbe verbiegen. Auch übermäßige 245 4.8 Inspektion und Wartung von Freileitungen <?page no="247"?> Windbelastungen können zu lockeren Schrauben und zum Versagen einzelner Kom‐ ponenten führen. Folgende Inspektionstechniken können zur Bewertung des Zustands von Stahlgit‐ termasten eingesetzt werden: ■ visuelle Inspektion beim Klettern, ■ Ferngläser, ■ Teleskop, ■ Kamera, ■ elektronische Farb- und Verzinkungsdickenmessung, ■ 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 nennenswerten Probleme auftreten, haben einige Netzbetreiber mit Korrosion im Untergrund zu kämpfen. Auch Risse im oberen Teil des Fundaments sind relativ häufig. Anhebungen können auftreten, wenn die Eckstiele unzureichend im Betonblock des Fundaments verankert sind sowie durch Korrosion der Eckstiele im Fundament. Dies kann mit Hilfe 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 ratsam, die Erdungs‐ bedingungen regelmäßig zu überprüfen, da sich diese verschlechtern können, z. B. durch Korrosion der Erdungsstäbe oder schlechten Kontakt der Erdungsleitungen. Eine entsprechender Bericht ist von der CIGRE Arbeitsgruppe WG B2.82 „Overhead line foundations for difficult soil and geological conditions” in Vorbereitung. Arbeiten unter Spannung (AuS) Die meisten Wartungsarbeiten, die im stromlosen Zustand durchgeführt werden, können auch unter Spannung ausgeführt werden. Dies erfordert angemessene Be‐ triebsverfahren, die der Komplexität der Aufgabe und den technischen Standards in Bezug auf Ausrüstung, Verfahren, Sicherheit und Qualitätssicherung Rechnung tragen [4.145]. AuS sind von großer Bedeutung, wenn Abschaltungen minimiert oder gar nicht möglich sind. Robotik für Freileitungen Die erwartete Zunahme von Arbeiten unter Spannung hat die Entwicklung und den Einsatz von Robotern bei der Inspektion und der Wartung von Freileitungen gefördert. Deren Einsatzgebiete werden in [4.146] beschrieben. Eine typische Drohne für Inspektionen (UAV: unmanned aerial vehicle) zeigt Abb. 4.108. 246 4 Freileitungstechnik <?page no="248"?> Abb. 4.108: Drohne mit Propellerseitenschutz und Kamera für visuelle Inspektionen von Freileitungen (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 Konzepte für die Aufwertung von Freileitungen [4.147] entwickelt. Die Aufwertungs‐ möglichkeiten spielen auch in der NOVA-Philosophie 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 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. 4.12 enthält eine Liste der gängigsten Spannungs- und Stromerhö‐ hungsmechanismen und der damit verbundenen Techniken, Methoden und Prozesse. Weitere Einzelheiten sind in [4.147] zu finden. Erhöhung der Methode Lösung Stromstärke Erhöhung der zul. Seiltem‐ peratur Erhöhung Seilaufhängepunkt Erhöhung Seilzugspannung Austausch-Leiterseile Kompaktseile Hochtemperaturleiterseile Berechnung Probabilistisch Echtzeitüberwachung (real time monitoring) 247 4.9 Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen <?page no="249"?> Spannungsebene Austausch-Isolatoren Zusatzglieder bei Kappenisoltoren, Län‐ gere Langstab- oder Verbundisolatoren, Anpassung Schlagweite Anpassung Querträger Bodenabstände Erhöhung Seilaufhängepunkt Erhöhung Seilzugspannung Phasenabstände Umstellung von zwei auf einen Strom‐ kreis Neuer Mastkopf Tab. 4.12: Optionen für die Erhöhung der Übertragungskapazität einer Freileitung 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 insb. die Seilverbinder müssen in der Lage sein, den erhöhten Strom zu füh‐ ren, 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. 4.9.2 Ertüchtigung Der Hauptgrund für die Ertüchtigung (engl. upgrading) einer Freileitung ist die Ver‐ besserung ihrer Verfügbarkeit bzw. Zuverlässigkeit. Das wird bei dem heutzutage immer stärker spürbaren Klimawandel, welcher höhere meteorologische Belastungen hervorrufen kann als die Belastungen, für welche die Leitung ursprünglich ausgelegt worden ist, immer wichtiger. Ein zweiter wichtiger Punkt, der bei der Ertüchtigung 248 4 Freileitungstechnik <?page no="250"?> berücksichtigt werden sollte, ist eine den neuen Klimagegebenheiten anzupassende Periode der wiederkehrenden Lasten. Da sich die Zuverlässigkeit der Leitung aus der Kombination der äußeren Belastun‐ gen und der Materialfestigkeit der Leitungskomponenten ergibt, kann die Zuverlässig‐ keit erhöht werden, indem entweder die Auswirkungen der klimatischen Belastungen verringert oder die charakteristischen Festigkeiten der Komponenten erhöht werden. Die in Tab. 4.13 zusammengefassten Methoden und Werkzeuge für 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. 4.13: Optionen für die Ertüchtigung von Freileitungen Abb. 4.109: Umwandlung einer 245-kV-Wechselstromleitung in eine 420-kV-Wechselstromleitung, links das neu entwickelte LWC Leiterseil, rechts die umgerüstete Leitung [4.148] In [4.148] wurde eine Studie aus Österreich vorgestellt, bei der eine zweifache Auf‐ wertung 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, 249 4.9 Aufwertung und Ertüchtigung von Freileitungen <?page no="251"?> aber mit einem größeren Durchmesser von 39 mm (Abb. 4.109 a). Dadurch wird, durch höhere Windkühlung und Abstrahlung, ihre Strombelastbarkeit erhöht und ihr Koronageräusch reduziert. Andererseits wurden die metallischen Traversen der Stahlgittermasten durch Isoliertraversen mit Verbundisolatoren ersetzt (Abb. 4.109 b), was die Erhöhung der Betriebsspannung von 245 auf 420 kV bei Einhaltung der erforderlichen Sicherheitsabstände ermöglichte. 4.10 Hybridleitungen Derzeit wird in einem Pilotprojekt in Deutschland einer der beiden Stromkreise ei‐ ner 380-kV-Wechselstromleitung in einen 400-kV-Gleichstrom-Zweipol umgewandelt, wobei der dritte Leiter für die metallische Rückführung verwendet wird (Abb. 4.110, Abb. 4.111). 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 insb. bei Gleichstrom aufweisen (Kap. 4.4.1), [4.63] und somit in der bestehenden Mastkopfgeometrie untergebracht werden konnten. Weitere Einzelheiten über Hybridleitungen finden sich in [4.149] und über dieses Projekt in [4.150]. Abb. 4.110: Konzept der Hybridleitung (Quelle: Amprion) 250 4 Freileitungstechnik <?page no="252"?> Abb. 4.111: Hybridleitung in natura: links AC, rechts DC; Traverse I innen: metallic return, Traverse I außen: +-Pol, Traverse II außen: −-Pol); rechts unten DC-Kette, gut an den seitlichen Feldsteuereinhei‐ ten zu erkennen (Quelle: Amprion) 4.11 Literatur 4.1 Papailiou, K. O. 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Hier werden Kabel in den unterschiedlichsten Ausführungsformen und in allen Spannungsebenen eingesetzt. Während das erste Transatlantikkabel zu Kommunikationszwecken schon Mitte des 19. Jahrhunderts gelegt wurde, entwickelte sich die Kabeltechnik zur Energieübertra‐ gung, wie in Kap. 1 bereits erläutert, erst um die Wende zum 20. Jahrhundert. Der Grund dafür lag darin, dass die Errichtung von Freileitungen kostengünstiger und die Technik leichter beherrschbar war. Unabhängig von der Legungsart müssen Kabel in sämtlichen Varianten gegen eindringende Feuchtigkeit und chemische Zersetzung geschützt sowie elektrisch und mechanisch hoch belastbar sein, um ähnlich hohe Zuverlässigkeitswerte wie die von Freileitungen zu erreichen. Entsprechend den vielfältigen Anforderungen wurden Kabel mit unterschiedlichen Leiteranzahlen und -formen sowie mit breit gefächerten Abstufungen ihrer Quer‐ schnitte entwickelt. Daneben kommen mannigfaltige Kombinationen von Isolierun‐ gen, Schirmen und Mänteln zum Einsatz, um lange Lebensdauern bei fast wartungs‐ freiem Betrieb zu erreichen. Das Betriebsverhalten eines Kabels wird durch seine elektrischen Eigenschaften bestimmt. Bei dem Betrieb mit Wechselstrom oder Drehstrom kommen im Gegensatz zum Betrieb mit Gleichstrom zum ohmschen Widerstand R noch die das Magnetfeld beschreibende Induktivität L sowie die das elektrische Feld beschreibende Kapazität C hinzu. Weiter sind hier die Effekte der Stromverdrängung im Leiter (Skineffekt) sowie die der Beeinflussung benachbarter metallischer Leiter (Proximityeffekt) zu berücksichtigen. Beide Effekte werden im Anschluss näher beschrieben. 5.1 Kabelaufbau Als Leiterwerkstoffe kommen Kupfer und Aluminium in Frage. Bei Raumtemperatur gelten folgende Werte der spezifischen elektrischen Leitfähigkeit: ϰ Cu ≈ 56 m/ (Ω mm²) und ϰ Al ≈ 35 m/ (Ω mm²). Die elektrische Leitfähigkeit, auch Konduktivität genannt, gibt an, wie gut das Material den elektrischen Strom leitet. Ein Kupferleiter von 1 km Länge und 300 mm² Querschnitt weist somit einen Gleichstromwiderstand von rund 60 mΩ auf, und ein Aluminiumleiter mit denselben Abmessungen besitzt einen Wert von etwa 95 mΩ. Hierbei gilt nicht der geometrische Leiterquerschnitt, sondern der elektrisch wirksame, sogenannte Nennquerschnitt nach [5.1]. <?page no="263"?> Abb. 5.1: Energiekabel mit Milliken-Leiter und Kup‐ ferdrahtschirm Wie schon erwähnt, können sich die Widerstände beim Betrieb mit Wechselstrom bzw. Drehstrom um mehrere Prozent erhöhen. Für beide Werkstoffe ist außerdem eine Widerstandszunahme von rund 4 % je 10 ℃ 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 errei‐ chen, so muss der Aluminiumquerschnitt also um 60 % höher gewählt werden, während sein Gewicht nur die Hälfte des übertragungsgleichen Kupferleiters beträgt. Kupfer ist allerdings korrosionsbeständiger als Aluminium. Der Aufbau des Leiters (auch „Ader“ genannt), das Herzstück eines Kabels, kann eindrähtig oder mehrdrähtig aus‐ geführt sein. Ab einem Querschnitt von 25 mm² sind Energieleiter wegen einfa‐ cherer Transport- und Legemöglichkei‐ ten in der Regel mehrdrähtig. Die Leiter‐ form ist so ausgeführt, dass der Querschnitt der Kabelhülle optimal aus‐ genutzt wird, d. h., ein hoher Füllfaktor erreicht wird. Dafür kommen Rundleiter, unverdichtete und verdichtete Sektorlei‐ ter sowie in Segmente geteilte Leiter in Frage. Letztere werden als Milliken-Lei‐ ter bezeichnet, wobei die Einzeldrähte bei der Fertigung oft durch eine dünne Lackschicht gegeneinander isoliert und verdrillt werden (Abb. 5.1), was jedoch eine sehr aufwändige Anschluss- und Verbindungstechnik bedingt. Diese Maßnahmen verringern den Effekt der Stromverdrängung (Skin-Effekt), wel‐ cher bewirkt, dass bei Wechselstrom keine gleichmäßige Stromdichte im massiven Leiter herrscht [5.2] 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 Wirbelströme innerhalb des Leiters. Der transportierte Wechselstrom erzeugt im Leiter magnetische Wechselfelder (Abb. 5.2, grün), die ihrerseits elektrische Wirbelströme induzieren (Abb. 5.2, rot), die der Stromflussrichtung im Inneren des Leiters entgegengerichtet 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. Dieser Effekt ist bei den niedrigen Netzfrequenzen in der Energiever‐ sorgung gering und verstärkt sich mit zunehmender Frequenz. Ein weiteres Phänomen, der sogenannte Proximity-Effekt, basiert ebenso auf dem Induktionsprinzip [5.2]. Durch das von Wechselstrom erzeugte zeitlich veränderliche Magnetfeld in einem Leiter 262 5 Kabeltechnik <?page no="264"?> wird in einem benachbarten, leitfähigen Material eine Spannung induziert, die einen Wirbelstrom hervorruft (Abb. 5.3, rotes Oval). Durch die Induktionsströme resultiert eine Stromverdrängung (Abb. 5.3, blau). Auch dieser Effekt sorgt für eine Verringerung des wirksamen Leiterquerschnitts und somit zur Vergrößerung der ohmschen Verluste. Wechselstrom magn. Wechselfeld induktiver Wirbelstrom gleichsinniger, verstärkender Induktionsstrom gegensinniger, schwächender Induktionsstrom Abb. 5.2: Durch Wechselstrom verursachter Skin-Effekt in einem elektrischen Leiter gleichsinniger Wechselstrom magn. Wechselfeld Wechselstrom Wirbelstrom gegensinniger, schwächender Induktionsstrom gleichsinniger, verstärkender Induktionsstrom Abb. 5.3: Durch Wechselstrom verursachter Proximity-Effekt bei parallel gelegten Leitern mit gleich‐ sinnigem Stromfluss 263 5.1 Kabelaufbau <?page no="265"?> Bei manchen Kabelkonstruktionen wie Gasaußendruckkabeln werden oft auch Einzel‐ leiter mit ovalem Querschnitt gewählt, deren Mäntel dadurch leichter kompressibel sind (Kap. 5.3.2). Wie bei Freileitungen bestimmen neben dem fließenden Strom die Umgebungsbe‐ dingungen die Temperatur des Leiters, welche sich im stationären Betrieb einstellt. Während bei Freileitungen der Leiter selbst die kritische Komponente darstellt, ist dies bei Kabeln deren Isolation. So beträgt z. B. die Grenztemperatur für vernetztes Polyethylen (VPE) 90 ℃. Wird das Material stärker aufgeheizt, so altert das Kabel schneller und wird schließlich zerstört. Die Isolation darf nur eine sehr geringe Leitfähigkeit aufweisen. Trotzdem entstehen darin messbare elektrische Verluste, wenn ein Kabel an Wechselspannung gelegt wird. Als groben Richtwert kann man dafür bei einem kunststoffisolierten Kabel der 380-kV-Ebene einen Wert von 3-4 kW/ km je Leiter annehmen. Der Effekt entsteht durch Polarisation der in der Isolation, dem Dielektrikum, enthaltenen Dipole und ist proportional zur Frequenz. Damit ist der Phasenwinkel zwischen Strom und Spannung nicht mehr genau 90°, wie bei einem idealen Konden‐ sator, sondern um den Verlustwinkel δ geringer. Diesen Zusammenhang zeigt Abb. 5.4. 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 die Anordnung. Somit gilt: tan δ = I v / I c oder I v = I c ∙tan δ. Hierbei werden komplexe Größen unterstrichen dargestellt. Dieselbe Beziehung gilt für die Leistungen. Somit folgt mit Q c = Blindleistung die Verlustleistung des Kabels zu P v = Q c ∙tan δ. I v C U U I c I v I δ R v I c I Abb. 5.4: Verlustwinkel bei einem Dielektrikum Der Tangens des Verlustwinkels wird als Verlustfaktor bezeichnet und gibt eine wichtige Materialeigenschaft des Dielektrikums wieder. Er sollte in Hochspannungs‐ anordnungen deutlich unter einem Prozent liegen. Als Einflussgrößen der Umgebung von Kabeln kommen das Bodenmaterial und seine Temperatur, die Beschaffenheit der Oberfläche, die Legetiefe und -art sowie mögliche parallel gelegte Kabel oder 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 gelegte Kabel haben eine größere thermische Zeitkonstante als Freilei‐ tungen. Daher spielt der zeitliche Verlauf der Last eine wichtige Rolle. Zur Kennzeich‐ 264 5 Kabeltechnik <?page no="266"?> nung dieses Verlaufs wird ein sogenannter Belastungsgrad m 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 bezeichnet und ein typischer Verlauf mit m = 0,73 als EVU-Last. Abb. 5.5 zeigt einen solchen Verlauf und den zugehörigen Belastungsgrad (hier m = 0,73). 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 Die Kabelhersteller geben zu den einzelnen Typen und Querschnitten Bemessungs‐ ströme (Nennströme) I r an, die sich auf die erwähnte EVU-Last und Bodenverhältnisse mit einem Zweischichtenmodell beziehen. Erläuterungen und Zahlenwerte dazu finden sich im Kap. 5.7.2. Weichen die Umgebungsbedingungen oder Lastverläufe von den oben genannten Werten ab, so wird mit Hilfe von Umrechnungsfaktoren ein (meist empirisch bestimm‐ ter) Zusammenhang zwischen I r und 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 einem wesentlich höheren Strom belastet. Im Zusammenhang mit den hierzu durchzufüh‐ renden Kurzschlussberechnungen wird von den Kabelherstellern meistens noch eine sogenannte Bemessungskurzzeitstromdichte angegeben. Induktivitäten und Kapazitäten werden wesentlich durch die Geometrie beeinflusst. Grundsätzlich bewirken große Leiter-Leiterbzw. Leiter-Schirm-Abstände hohe Induk‐ 265 5.1 Kabelaufbau <?page no="267"?> tivitäts- und kleine Kapazitätswerte. Bei Einleiterkabeln wird das elektrische Feld durch die äußere Leitschicht nach außen hin abgeschirmt, so dass nur eine Kapazität C E gegen Erde besteht. Dreileiterkabel weisen hingegen auch Kapazitäten C L zwischen den einzelnen Leitern auf. Berücksichtigt man, dass C E und C L jeweils an unterschiedlichen Spannungen liegen (U N im Fall von C L und U N / √3 im Fall von C E ), so ergibt sich daraus für die weitere einphasige Berechnung eine Ersatzkapazität C B , die als Betriebskapazität bezeichnet wird (Abb. 5.6). 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 Leiter-Erde (C E ), Leiter-Leiter (C L ) sowie Betriebskapazitäten (C B ) beim Einleiter- und beim Dreileiterkabel Außerdem weist die Isolierung 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 Energiever‐ sorgungsnetz vorkommen, seien es in einer Reihen- oder in einer Parallelschaltung. Die für Netzberechnungen relevanten elektrischen Kenndaten eines Kabels werden vom Hersteller als bezogene Größen R‘, L‘ und C B ‘ pro Längeneinheit angegeben. Ein besonders wichtiges Unterscheidungsmerkmal ist die Art ihrer Isolation: ■ Massekabel ■ Ölkabel ■ Gasdruckkabel ■ Kunststoffkabel ■ Gasisolierte Rohrleiter Die Isolation der ersten Energiekabel bestand, wie in Kap. 1 bereits beschrieben, aus Guttapercha, welches sehr bald durch Papierwicklungen, die mit ölartiger Tränkmasse 266 5 Kabeltechnik <?page no="268"?> umgeben waren, abgelöst wurde. Bei der Ausdehnung des Isoliermaterials infolge wechselnder Belastung und der damit verbundenen Temperaturschwankungen bilden sich darin Hohlräume. Luft weist gegenüber jedem anderen Isolierstoff eine geringere Isolationswirkung auf, so dass es dort bei hoher Beanspruchung zu Teilentladungen mit anschließender thermischer Zerstörung des Materials kommt. In der Folge wurden somit Kabel entwickelt, deren Papierisolation durch eingefülltes Öl oder Stickstoff im Dielektrikum unter Druck stand. Dadurch ließ sich bei wech‐ selnder elektrischer Belastung die gefürchtete Hohlraumbildung verhindern. Durch modernste Kunststoffe wurden aber auch diese Ausführungen abgelöst. Im Gegensatz zu Ölkabeln besteht dann bei mechanischer Beschädigung keine Gefahr für die Umwelt durch auslaufendes Öl. Leider gehen gute elektrische Eigenschaften auch mit guter thermischer Isolierung einher, was sich ungünstig auf die Ableitung der im Leiter erzeugten Wärme innerhalb des Kabels auswirkt. Somit können Kabel im Bereich hoher Spannungen nur mit einer relativ geringen Stromdichte betrieben werden, da sie sich sonst zu stark erwärmen. Im Niederspannungsbereich stehen im Falle von Drehstrom zwei Spannungen zur Verfügung, nämlich die verkettete Spannung U N und die Leiter-Erde-Spannung U N / √3. Da das Netz dabei aber unsymmetrisch belastet werden kann, muss ein Neutralleiter mitgeführt werden, d. h., die Kabel sind als Vierleiterkabel konzipiert. Der Neutralleiter entfällt grundsätzlich ab der Mittelspannungsebene. Hier liegen praktisch immer symmetrische Belastungen vor, und es gibt nur noch Dreileiter- oder Einleiterkabel, die mit unterschiedlichen Anordnungen im Dreierverbund gelegt werden. Die übertragbaren Leistungen hängen vom Strom (Leiterquerschnitt) und von der Spannung (Stärke der Isolation) ab. Im Fall von Dreileiterkabeln können die bei dieser Konstruktion auftretenden hohen lokalen Feldstärken ebenfalls zu Teilentladungen in der Isolation führen. Leitfähige Bewehrung Leiter homogenes elektrisches Feld Lufteinschluss Feldüberhöhung Teilentladung Abb. 5.7: Elektrische Feldverteilung bei Lufteinschluss in einem Dielektrikum 267 5.1 Kabelaufbau <?page no="269"?> Der Grund findet sich in der ungleichmäßigen Verteilung des elektrischen Feldes. Eine solche Feldverteilung ist schwer beherrschbar und kann bei den kleinsten Fehl‐ stellen im Dielektrikum zur alsbaldigen thermischen Zerstörung des Isoliermaterials führen. Abb. 5.7 zeigt die Auswirkung eines Lufteinschlusses im Dielektrikum. Die durch Verdichtung der elektrischen Feldlinien verursachte Feldüberhöhung führt zu Teilentladungen, die das Kabel zerstören. Um die Gefahr zu minimieren, wird eine Feldsteuerung vorgenommen, indem jede Kabelader mit einem eigenen geerdeten Schirm versehen wird. Das elektrische Feld zwischen dem Leiter und der Bewährung verläuft radial, deshalb spricht man hier von einem Radialfeldkabel. Bei hohen Leistungen werden Kabel als Einleiterkabel ausgeführt, also auch mit eigenem Mantel versehen. Dadurch sind größere Lieferlängen auf einer Rolle möglich, Legung und Reparatur sind einfacher, und die Wärmeabgabe an das umgebende Erdreich wird begünstigt. Während sich bei Dreileiterkabeln die Magnetfelder der einzelnen Leiter nach außen hin aufheben, ist dies bei Einleiterkabeln nicht der Fall. Somit sollten zur Reduzierung der Verluste als äußere Bewehrung unmagnetische Materialien verwendet oder besondere Maßnahmen wie Cross-Bonding oder einseitige Schirmerdung angewendet werden (Abschnitt 5.6.1). Den prinzipiellen Aufbau eines einadrigen Kabels zur Energieübertragung zeigt Abb. 5.8. Abb. 5.8: Prinzipieller Aufbau eines Einleiterkabels Kabelsysteme weisen im Vergleich zu Freileitungen sowohl Vorteile als auch Nachteile auf. Sie sind im Allgemeinen viel teurer und ihr Übertragungsvermögen ist im Gegensatz zu Freileitungen nicht witterungsabhängig. Einmal errichtet, kann ihre Übertragungskapazität nur durch einen vollständigen Austausch der Leiter oder durch die Parallellegung einer neuen Kabelverbindung vergrößert werden. Im Fehlerfall ist die Luft als Isoliermedium bei Freileitungen nahezu immer selbst‐ heilend oder kurzfristig reparabel, während die Kabelisolation dabei zerstört wird und zeitaufwändig repariert werden muss. Die hohen Kapazitätswerte von Kabeln machen 268 5 Kabeltechnik <?page no="270"?> bei längeren Strecken aufwändige und teure Kompensationseinrichtungen sowie eine aufwändige Prüftechnik erforderlich. Nach der Legung sind Kabelstrecken jedoch bis auf ihre Muffenbauwerke unsichtbar und brauchen praktisch nicht gewartet zu werden. Gleichzeitig sind sie gegen atmo‐ sphärische und Witterungseinwirkungen weitgehend geschützt. Als Leitermaterial kann sowohl Kupfer als auch Aluminium verwendet werden, beides mit deutlich größeren Querschnitten als bei Freileitungsseilen. Dadurch entstehen geringere elek‐ trische Verluste. 5.2 Konstruktionen Allen Kabeltypen zur Energieübertragung im Bereich hoher Spannungen bestehen aus mehreren Schichten und haben die Aufgabe, das Hochspannungspotenzial des Leiters innerhalb eines eng begrenzten Raumes auf Erdpotenzial abzusenken. Das senkrecht aus den Teilleitern austretende elektrische Feld im Dielektrikum ist an der Leiteroberfläche am stärksten, da die Feldliniendichte dort am höchsten ist. Um es möglichst homogen zu halten, werden die Einzeldrähte des Leiters mit einer inneren Leitschicht (Bandage aus schwach leitendem Kunststoff oder Graphit) umgeben (Abb. 5.9). Äußere Leitschicht Innere Leitschicht Isolierung Feldlinie Leiterdraht Abb. 5.9: Verteilung des elektrischen Feldes mit (linker Bildteil) und ohne innere Leitschicht (rechter Bildteil) Nach außen hin wird das Feld von der äußeren Leitschicht begrenzt, welche auf Erdpotential liegt. Das elektrische Feld beschränkt sich somit auf den Bereich zwischen innerer und äußerer Leitschicht. Danach folgen üblicherweise ein ebenfalls leitfähiges Polster sowie der Schirm. Der Schirm besteht sehr oft aus Kupfer- oder Aluminium‐ drähten, die in leitfähige Quellbänder eingebettet sind. Die Quellbänder dienen als Längswasserschutz für das Kabel. Dringt als Folge eines Schadens lokal Wasser unter den Metallmantel, so wird die Ausbreitung des Wassers längs des Kabels durch die - 269 5.2 Konstruktionen <?page no="271"?> bei Kontakt mit Wasser aufquellenden - Bänder gestoppt. Bei Kabeln mit Aluminium‐ wellmantel, Aluminiumglattmantel und in manchen Fällen auch bei Bleikabeln wird die Schirmfunktion direkt von dem Metallmantel mit übernommen, so dass in diesen Fällen keine Kupfer- oder Aluminiumdrähte notwendig sind. Der geerdete Schirm hat die Aufgabe, den Ladestrom des Kabels sowie bei bestimmten Fehlerfällen den Erdschluss‐ strom abzuleiten. Der Metallmantel dient als Querwasserschutz gegen eindringende Feuchtigkeit. Bei Kabeln mit massivem Metallmantel - wie z. B. bei Kabeln mit Aluminiumwellmantel oder Bleimantel - dient er auch gleichzeitig als mechanischer Schutz für das Kabel, so dass in diesen Fällen eine Legung des Kabels in der Erde ohne Schutzrohr möglich ist. Über dem Metallmantel befindet sich der Polymermantel, der in den meisten Fällen aus einem Polyethylen (high density polyethylene, HDPE) besteht. Der Polymermantel dient als Berührungsschutz und als Korrosionsschutz für den darunterliegenden Metallmantel. Werden erhöhte Brandanforderungen an das Kabel gestellt, wie sie z. B. bei der Legung in Tunneln gefordert werden, so besteht der Polymermantel aus speziellen flammhemmenden Polymercompounds. Im Allgemeinen befindet sich über dem Polymermantel noch eine sehr dünne leitfähige Schicht. Die Schicht dient als Elektrode für die Gleichspannungsmantelprüfung, wie sie bei der Routineprüfung des Kabels und bei der Inbetriebnahme der Kabelanlage (s. Kap. 5.7.3) durchgeführt werden. Diese sehr dünne Schicht besteht entweder aus einem leitfähigen Polymer, welches zusammen mit dem Mantel extrudiert wird, oder einer Graphitschicht, die nach der Mantelextrusion aufgebracht wird. 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung Exemplarisch werden im Folgenden die wichtigsten Kabelbauarten vorgestellt, wie sie in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene vorkommen. Die Bauartbezeichnung erfolgt nach [5.3] durch eine Anreihung von Bauart-Kurzzeichen. Diese beginnt bei genormten Kabeln mit N. Danach sind die Kurzzeichen für die Kabelelemente vom Kabelinneren nach außen hin angegeben. Unberücksichtigt bleiben Bezeichnungen für Kupfer als Leitermaterial, Isolierungen aus getränktem Papier und bei Kunststoffkabeln die innere und äußere Leitschicht. Tab. 5.1 zeigt die Bedeutung der wichtigsten Kurzzeichen und enthält dazu jeweils Bezeichnungsbeispiele. Die folgenden Angaben zu den elektrischen Kenndaten sind nur als Richtwerte zu verstehen und variieren von Hersteller zu Hersteller. Die Widerstandswerte bezie‐ hen sich auf Gleichstrom bei einer Temperatur von 20 ℃. Sie sind bei Bedarf auf Betriebstemperaturen zwischen 60-90 ℃ umzurechnen. Bemessungsströme I r und Übertragungsleistungen S beziehen sich auf flache Legung der drei Einleiterkabel in Erde und auf EVU-Last. Die Übertragungsleistung wird im Hinblick auf den möglichen Blindleistungstransport als Scheinleistung angegeben. Falls keine Blindleistung über‐ tragen werden muss, ist die Scheinleistung, angegeben in MVA, gleich der Wirkleistung in MW. 270 5 Kabeltechnik <?page no="272"?> Kurzzeichen Bedeutung Beispiele A Leiter aus Aluminium (im vorderen Teil des Kurzzeichens) NAKBA A Äußere Schutzhülle aus Faserstoffen (im hinteren Teil) NAKBA B Bewehrung aus Stahlband NAKBA C konzentrischer Kupferleiter NYCY D Druckschutzbandage NÖKUDEY E Mehrmantelkabel NAEKEBA E Schutzhülle z. B. aus Elastomerband NAEKEBA F Bewehrung aus Stahlgeflecht NIVFSt2Y (F) Längswasserdicht NPKDVFST2Y (FL) längs- und querwasserdicht m. Aluminium-Schichtenmantel N2XS(FL)2Y (FB) längs- und querwasserdicht m. Kupfer-Schichtenmantel N2XS(FB)2Y H mit Hochstädter-Folie NHKRA I Gasinnendruckkabel NIVFST2Y K Bleimantel NAKBA KL glatter Aluminiummantel NAKLAY KLD gewellter Aluminiummantel 2XKLD2Y N Normkabel nach DIN-VDE NAKBA Ö Ölkabel NÖKUDEY P Gasaußendruckkabel NPKDVFST2Y S Schirm aus Kupfer NA2XS2Y ST Stahlrohr NIVFST2Y U unmagnetisch NÖKUDEY DU unmagnetische Druckschutzbandage NÖKUDEY V verseilte Adern NPKDVST2Y 2X VPE-Isolierung N2XKLD2Y 2Y PE-Mantel (im hinteren Teil des Kurzzeichens) N2XKLD2Y Tab. 5.1: Wichtige Bauartkurzzeichen für Kabel in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene mit Bezeichnungsbeispielen 271 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung <?page no="273"?> 5.3.1 Mittelspannungskabel In der Mittelspannungsebene, die im Bereich der öffentlichen Versorgung hauptsächlich die Spannungsebenen 10 kV und 20 kV umfasst, findet man Massekabel sowie solche mit PVC- oder VPE-Isolierung. Beim dreiadrigen Massekabel wird eine hochwertige Papierisolierung, welche mit einer zähflüssigen Isolierflüssigkeit (Masse) getränkt ist, zuerst von einer gemeinsamen Papierisolierung (Gürtel) umgeben und zusätzlich durch einen Metallmantel aus Blei oder Aluminium gegen eindringende Feuchtigkeit geschützt. Bei Verwendung von Blei wird dieses durch Faserstofflagen und eine Stahlbewehrung gegen Druck von außen geschützt und dann durch eine PVC-Schutzhülle abgeschlossen. Massekabel sind damit ausgezeichnet gegen Korrosion geschützt und mit bis zu 50 Jahren sehr langlebig. Bei Höhenunterschieden im Verlauf der Trasse besteht die Gefahr, dass die Tränk‐ masse abwandert. Im Fall mechanischer Beschädigungen (Bauarbeiten, Erdsetzungen) kann es zum Auslaufen der Tränkmasse mit unangenehmen Umweltfolgen kommen. Hauptsächlich aus diesem Grund werden daher heute so gut wie keine neuen Masse‐ kabel mehr gelegt. An ihrer Stelle kommen Kabel mit Isoliermaterial aus vernetztem Polyethylen (VPE) zum Einsatz. VPE hat sehr gute dielektrische Eigenschaften und besitzt dadurch geringere spannungsabhängige Verluste. Seine zulässige Betriebstemperatur liegt bei 90 ℃. Es ist allerdings empfindlicher gegenüber möglichen Teilentladungen und weist höhere Brennbarkeit und Wasserempfindlichkeit auf. Trotzdem bietet das Material bei höheren Spannungen konstruktive Vorteile. Ein typischer Vertreter dieses Kabeltyps trägt die Bezeichnung NA2XS2Y (Abb. 5.10). Nach dem Leiter (hier aus Aluminium) folgt die Isolierung aus vernetztem Polyethylen samt der feldbegrenzenden inneren und äußeren Leitschicht. Danach kommt der Kupferschirm, der für die Erdung der Leitschicht sorgt und sowohl den Ladestrom sowie ggf. auch die auftretenden Fehlerströme überträgt. Gegen mechanische Beschä‐ digungen, eindringendes Wasser sowie chemische Umwelteinwirkungen schützt der abschließende Mantel aus Polyethen hoher Dichte (HDPE). Bei einem Aluminiumquer‐ schnitt von 185 mm² und einem Außendurchmesser von 40 mm weist dieses Einleiter‐ kabel für 20 kV folgende elektrische Kennwerte auf: R‘= 161 mΩ/ km; L‘ = 0,37 mH/ km; C B ‘ = 0,27 μF/ km; I r = 362 A; S = 12,5 MW [5.4]. innere Leitschicht VPE-Isolierung äußere Leitschicht mehrdrähtiger Aluminiumleiter leitfähige Polsterung Kupferschirm Trennschicht äußerer HDPE-Mantel Abb. 5.10: 20-kV-Kabel mit VPE-Isolation der Bauart NA2XS2Y (Quelle: Waskönig+Walter) 272 5 Kabeltechnik <?page no="274"?> 5.3.2 Hochspannungskabel Im Hochspannungsbereich (≥ 60 kV) sind bei Massekabeln zusätzliche Maßnahmen zur Beherrschung des elektrischen Feldes im Dielektrikum erforderlich. Grundsätzlich kommen hier nur noch Radialfeldkabel zum Einsatz, deren Isolation unter Öl- oder Gasdruck steht. Somit können sich dort keine gefährlichen Hohlräume ausbilden. Ölkabel Im Falle des Ölkabels ist der Leiter als Hohlleiter ausgeführt, in welchem sich dünnflüssiges Isolieröl unter einem Druck von 2-4 bar befindet. Ausgleichsgefäße in regelmäßigen Abständen sorgen für gleichmäßigen Druck bei wechselnden Belas‐ tungen und damit schwankenden Kabeltemperaturen. Man bezeichnet solche Kabel als temperaturstabil. Ein typischer Vertreter dieses Kabeltyps trägt die Bezeichnung NÖKUDEY. Nach der Kupferader folgt hier die mit dünnflüssigem Isolieröl getränkte Papierisolierung, in der sich keine Gasräume bilden können. Anschließend folgen Bleimantel, Druckschutzbandage sowie die äußere PVC-Schutzhülle (Abb. 5.11). Bei einem Kupferquerschnitt von 300 mm² und einem Außendurchmesser von 60 mm weist das Kabel für 110 kV folgende elektrische Kennwerte auf: R‘ = 60 mΩ/ km; L‘ = 0,56 mH/ km; C B ‘ = 0,31 µF/ km; I r = 630 A; S = 120 MVA [5.4]. Hohlleiter aus Kupferprofildrähten innere Leitschicht hier Rußpapier ölgetränkte Papierisolierung äußere Leitschicht Hochstädterfolie Bleimantel Polsterung unmagnetische Schutzbandage Polsterung Schutzmantel Aus PVC Abb. 5.11: Niederdruck-Ölkabel für 110 kV der Bauart NÖKUDEY Gasinnendruckkabel Beim Gasinnendruckkabel übernimmt Stickstoff die Aufgabe, Hohlräume zu verhin‐ dern. Dieser Kabeltyp wird in der Regel als Dreileiterkabel bis maximal 110 kV 273 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung <?page no="275"?> ausgeführt. Die Papierisolation um die verseilten und beschirmten Adern ist mit hochviskoser Masse getränkt. Bei Drücken von 16 bar besitzt Stickstoff ähnliche di‐ elektrische Eigenschaften wie die Tränkmasse und wird durch Diffusion Mitbestandteil der Isolation. Durch den Hohlraum im Ringspalt zwischen Leiterisolierung und Mantel verhindert der Gasdruck eine Ausdehnung bzw. Schrumpfung der Kabelisolation bei Temperaturschwankungen, so dass Hohlräume nicht entstehen können. mehrdrähtiger Kupferleiter innere Leitschicht ölgetränkte Papierisolierung äußere Leitschicht Mit Hochstädterfolie Polsterung Bewehrung aus Stahlflachdrähten Stahlrohr PE-Schutzhülle Abb. 5.12: 110-kV-Gasinnendruckkabel der Bauart NIVFST2Y (Quelle: Nexans) Gasaußendruckkabel Beim Gasaußendruckkabel wird die Hohlraumbildung auf andere Weise verhindert. Leiter, Isolation und gasdichter Bleimantel besitzen hier einen ovalen Querschnitt und sind dadurch leichter kompressibel. Das Ein- oder Dreileiterkabel ist in ein mit Stickstoff unter Druck stehendem Stahlrohr eingezogen. Der Außendruck des Gases wirkt auf die massegetränkte Papierisolierung und verhindert so Hohlraumbildungen bei Temperaturschwankungen. Das Druckgas hat im Gegensatz zur zuvor beschrie‐ benen Variante jetzt nur eine mechanische und keine isolierende Funktion. Durch das Stahlrohr ist die Anordnung auch gut gegen äußere Beschädigungen (etwa bei Bauarbeiten) geschützt (Abb. 5.13). 274 5 Kabeltechnik <?page no="276"?> mehrdrähtiger Kupferleiter innere Leitschicht ölgetränkte Papierisolierung äußere Leitschicht Mit Hochstädterfolie Bewehrung aus Stahlflachdrähten Bleimantel Polsterung Druckschutzbandage PE-Schutzhülle Stahlrohr Abb. 5.13: 110-kV-Gasaussendruckkabel der Bauart NPKDVFST2Y (Quelle: Nexans) 5.3.3 Höchstspannungskabel Im Bereich höchster Spannungen (380 kV und höher) haben sich seit den 1970er Jahren Kunststoffkabel mit vernetztem Polyethylen (VPE) als Dielektrikum nach und nach weltweit durchgesetzt. Inzwischen kommen sie auch bei der Hochspan‐ nungs-Gleichstrom-Übertragung zum Einsatz. Sie werden heute für Spannungen über 500 kV gebaut und haben bis auf das Dielektrikum einen ähnlichen Aufbau wie die Massekabel. Ihre Hauptvorteile liegen im geringen Gewicht, leichter Legbarkeit mit kleineren Biegeradien als Masse- und Gasdruckkabel, einfacher Montage der Garnituren, Umweltfreundlichkeit und Wartungsfreiheit. Leiterquerschnitte bis über 3.000 mm² sind heute möglich. Der Isolierstoff Polyethylen (PE) hat eine sehr hohe elektrische Festigkeit, welche er umfangreichen Langzeittests zufolge unter den zuläs‐ sigen Betriebsbedingungen auch sehr lange beibehält. Günstig ist auch sein sehr kleiner Verlustfaktor tan δ von 0,4 ·10 -3 , wobei der Wert gleichermaßen für vernetztes wie auch unvernetztes Polyethylen gilt. Zum Vergleich dazu seien ölgetränktes Papier mit einem tan δ von 2,5 ·10 -3 und PVC von 50 ·10 -3 genannt. Wie schon erwähnt, besteht der Leiter aus runden Kupfer- oder Aluminiumdrähten, die durch Walzen verdichtet werden. Ab 800-1.200 mm² kommen segmentierte Milli‐ ken-Leiter zum Einsatz. Bei Kunststoffkabeln für Hoch- und Höchstspannungszwecke wird das Dielektri‐ kum gemeinsam mit der inneren und der äußeren Leitschicht über eine sogenannten Dreifachextrusion mit großer Sorgfalt gefertigt. Das sorgt für höchste Qualität im Hinblick auf Homogenität und die Vermeidung von Hohlraumbildungen. Nach der 275 5.3 Kabel für Mittel-, Hoch- und Höchstspannung <?page no="277"?> äußeren Leitschicht folgt der Schirm aus Kupfer- oder auch Aluminiumdrähten bzw. -bändern. Dessen Querschnitt wird individuell nach den zu erwartenden Strömen im Fehlerfall ausgelegt. Der Schirmbereich wird außerdem längswasserdicht ausgeführt durch Einbringen von Textil- oder Vliesbändern mit Quellpulver, welches im Fall von eindringender Feuchtigkeit sein Volumen vergrößert und so ein Vordringen der Feuchtigkeit verhindert. Oft werden im Drahtschirm Lichtwellenleiter zu Monito‐ ringzwecken integriert, etwa um Hotspots im Verlauf der Kabelstrecke rechtzeitig erkennen und orten zu können. Die Dichtigkeit gegen Querwasser wird z. B. durch eine beschichtete Aluminiumfolie, dem sogenannten Schichtenmantel erreicht, der mit dem äußeren Schutzmantel aus abriebfestem Polyethylen häufig verklebt wird. Diese Kabelbauart wird auch als Schichtenmantelkabel bezeichnet. Optional kommen hier auch noch flammwidrige Außenschichten und ggf. Bleimäntel zum Einsatz. Das Ausführungsbeispiel eines konventionellen 380-kV-VPE-Kabels zeigt Abb. 5.14, linker Bildteil. Alternativ kann zum Erreichen der Querwasserdichtigkeit anstelle des Aluminium-Schichtenmantels auch ein gewellter oder glatter Aluminiummantel zum Einsatz kommen. In diesem Fall spricht man vom Wellenmantelkabel (Abb. 5.14, 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. 5.14: 380-kV-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation als Schichtenmantelkabel N2XS(FL)2Y, linker Bild‐ ausschnitt und als Wellenmantelkabel N2XKLD2Y, rechter Bildausschnitt (Quellen: Nexans, 50Hertz) Bei einem Kupferquerschnitt von 2.500 mm² und einem Außendurchmesser von 140 mm weist das Kabel 2XS(FL)2Y für den Einsatz bei 380-kV-AC-Kabelverbindungen folgende elektrische Kennwerte auf: R‘ = 7,2 mΩ/ km; L‘ = 0,47 mH/ km; C B ‘ = 0,24 µF/ km; I r = 1.300 A; S = 900 MVA [5.4]. 276 5 Kabeltechnik <?page no="278"?> 5.4 Gasisolierte Leitungen Eine Sonderform bilden sogenannte gasisolierte Leitungen (GIL). Dabei handelt es sich um Metallrohre, in denen die stromführenden Leiter auf Stützisolatoren befestigt sind (Abb. 5.15). Als Dielektrikum wird in der heutigen zweiten Generation ein Gemisch aus Stickstoff (80 %) und Schwefelhexafluorid SF 6 (20 %) mit hervorragendem Isoliervermögen unter Überdruck von etwa 7 bar benutzt. Durch die robuste und antikorrosiv beschichtete Außenhülle sowie die Legung in ähnlicher Tiefe wie Erdkabel ist die Anordnung sehr gut gegen äußere Einflüsse geschützt. Im Gegensatz zum Kabel ist das nicht brennbare Isoliermedium bei Durchschlägen selbstheilend. Es verhält sich in dieser Hinsicht wie eine Freileitung. Bei GIL-Systemen werden so die Vorteile von Freileitungen und Kabeln miteinander kombiniert. Gleichzeitig ist der Übergang auf gasisolierte Schaltanlagen (GIS) problemlos möglich, da deren Komponenten in gleicher Weise ausgeführt sind. Wegen der hohen Kosten und des relativ hohen Materialverbrauchs werden solche Systeme bisher nur bei höchsten Spannungen und auf kurzen Strecken, beispielsweise als Steigleitungen bei Kavernenableitungen oder für innerstädtische Verbindungen in der Höchstspannungsebene eingesetzt. Da die klimaschädigende Wirkung von SF 6 laut Umweltbundesamt um das über 20.000-fache höher liegt als diejenige von CO 2 , wird dessen Einsatz in der Energieübertragungstech‐ nik von Naturschutzbehörden äußerst kritisch gesehen. äußere Aluminiumhülle Aluminium- Hohlleiter Stützisolatoren aus Gießharz Isoliergas Teilchenfalle Abb. 5.15: Rohrleitungssystem GIL für Höchstspannung [5.5] Der Leiter besteht aus einem Aluminiumrohr mit Querschnittswerten bis zu 6.300 mm² und Außendurchmessern zwischen 180 und 250 mm sowie Wandstärken zwischen 5 und 15 mm. Damit können theoretisch Ströme bis 5 kA bei Legung in Luft übertragen werden; das entspricht bei einer Spannung von 525 kV einer Leistung von 4,5 GVA. Die geringe Stromdichte bewirkt eine mäßige Erwärmung, die über das äußere Rohr in den Erdboden oder direkt an die umgebende Luft abgeführt werden muss. Das Außenrohr besteht ebenfalls aus Aluminium bei Außendurchmessern zwischen 460 277 5.4 Gasisolierte Leitungen <?page no="279"?> und 600 mm und Wandstärken zwischen 6 und 10 mm. Der durch Induktionswirkung hervorgerufene Strom im Außenmantel ist zwar hoch, bewirkt aber wegen des großen Querschnitts nur geringe Verluste. Zudem heben sich die beiden Magnetfelder von Innen- und Außenleiter praktisch auf, so dass dieses System in seiner Umgebung kein elektrisches und ein vernachlässigbar schwaches magnetisches Feld aufweist. Um störende Partikel (Staub, Metallspäne etc.) im Isoliergas zu beseitigen, ist längs der Leitung eine Teilchenfalle installiert, deren Form so ausgestaltet ist, dass Partikel durch das elektrische Feld angezogen und in einem feldfreien Raum abgelegt werden. Bei Legung in Erde erhält das Außenrohr eine PE-Schutzhülle und einen kathodi‐ schen Korrosionsschutz und ist alle 200-400 m über Erder mit dem Erdreich verbunden. Im Betrieb ergeben sich Maximaltemperaturen von 105 ℃ am Innenleiter und 60 ℃ am Außenrohr bei Legung in Erde oder im Tunnel. Die große Oberfläche des Rohres begünstigt die Wärmeabgabe an die Umgebung bzw. das Bettungsmaterial. Aus Transportgründen werden Rohrlängen von 20 m fabrikmäßig vorgefertigt und vor Ort orbitalgeschweißt. Um derartige Rohrleitungssysteme wirtschaftlich zu erstellen, genügen vier Standardbausteine. Neben geraden Teilstücken gibt es Winkel‐ bausteine sowie Trennelemente und Kompensatorbausteine, um temperaturbedingte Längenänderungen zu ermöglichen. Große Radien im Trassenverlauf lassen sich durch eine gewisse Biegsamkeit der Rohre erreichen. Die Trennbausteine 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 Gassensoren und Sensoren zur Überwa‐ chung auf Teilentladungen sowie Störlichtbögen. Die Kompensationsbausteine können mit ihren Steckverbindungen für die Leiter und den im Außenrohr angebrachten Axialkompensatoren Dehnungen bis etwa 1 m pro 1.000 m Leitungslänge aufnehmen. Bei einer Betriebsspannung von 380 kV können erdverlegte GIL hohe Leistungen kompensationsfrei über 100 km weit übertragen [5.5]. Daten: z. B. Durchmesser innen/ außen: 250 mm / 600 mm; Querschnitt innen/ außen: 5300 mm² / 16.000 mm²; R’ innen / R‘ iaußen = 6,3 mΩ/ km / 3,0 mΩ/ km; L‘ = 0,22 mH; C B ‘ = 50 nF/ km; U N = 380 kV; S = 3.000 MVA [5.6] 5.5 VPE-Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung Die Übertragungstechnik mit Gleichstrom bietet neben der Einsparung von Leiterma‐ terial den Vorteil, dass dabei keine Einrichtungen zur Blindleistungskompensation erforderlich sind. Die Hauptursache dafür, nämlich die hohe Kabelkapazität, spielt im Fall einer Gleichstromübertragung keine Rolle. Nach der Entwicklung leistungsfähiger Thyristoren in den 1970er Jahren wurde die Gleichstromtechnik vornehmlich in Ländern eingesetzt, in denen hohe Leistungen über große Entfernungen mit Freileitungen zu transportieren waren. Bald kamen auch 278 5 Kabeltechnik <?page no="280"?> Seekabelverbindungen, beispielsweise der Anschluss von Inseln hinzu. Systeme mit Thyristoren sind unter dem Namen Line Commutated Converter (LCC) bekannt und inzwischen weltweit bewährt. Im Gegensatz zu den klassischen Anwendungen im Drehstrombereich tritt hier bei den Leitungen kein Skineffekt auf, so dass bei Kabeln auf eine Segmentierung der Leiter verzichtet werden kann. Wegen der fehlenden Induktionswirkung spielen auch die magnetischen Eigenschaften der Kabelbewehrung keine Rolle, und die sonst notwendigen Maßnahmen wie Cross-Bonding (Kap. 5.6.1) oder einseitige Erdung des Schirmes entfallen. Eine Umkehr der Leistungsrichtung, wie etwa beim Anschluss von Pumpspeicherkraftwerken, kann bei dieser Technologie allerdings nur unter Beibehaltung der Stromrichtung in den Halbleiterventilen und somit durch Wechseln der Polarität der Spannung erfolgen (Abb. 5.16). Dies macht bei Freileitungen und konventionellen Massekabeln keine Probleme im Betrieb, wohl aber bei Kabeln mit VPE-Isolation. Der Grund dafür liegt in den Raumladungen, welche sich z. B. bei Erwärmung des Dielektrikums ausbilden und die bei plötzlicher Richtungsumkehr des elektrischen Feldes, wie noch zu sehen sein wird, zum Versagen der Isolation führen können. Weiter ist festzuhalten, dass VPE-Kabel bei Gleichstrom nur mit maximal 70 ℃ Leitertemperatur betrieben werden dürfen. Es ist aber zu erwarten, dass die Kabelhersteller auch in Kürze die Grenztemperatur von 90 ℃ wie bei Wechselstrom gewährleisten können. Eine andere Technologie mit dem Namen Voltage Source Converter (VSC) benutzt Leistungstransistoren, die im Gegensatz zu Thyristoren an- und abgeschaltet werden können. Damit ist ein echter Vierquadrantenbetrieb vergleichbar mit dem einer Syn‐ chronmaschine möglich, welcher völlig neue Anwendungsmöglichkeiten bietet. Solche Systeme erfordern keine Änderung der Spannungspolarität zur Leistungsumkehr und können daher gut mit VPE-Kabeln kombiniert werden (Abb. 5.17). Zur Unterscheidung wird die LCC-Technologie oft als klassisch bezeichnet, während die VSC-Technologie als modern beschrieben wird. Polyethylen besitzt als Isolierstoff einige ungünstige Eigenschaften, wenn es statt einem Wechselfeld einem solchen mit gleich bleibender 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 langsam 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 können für Verbindungen mit der konventionellen LCC-Stromrichtertechnik bis heute keine VPE-Kabel benutzt werden. In solchen Fällen 279 5.5 VPE-Kabel zur Hochspannungs-Gleichstromübertragung <?page no="281"?> bleibt man bei masseimprägnierten Kabeln. Allerdings sind auch schon Dielektrika aus Polypropylen (PP) auf dem Markt, die diese Einschränkung nicht aufweisen. Leistungsmäßig sind die drei Kabeltypen miteinander vergleichbar. = ≈ = ≈ + - + - I U 1 > U 2 = ≈ = ≈ - + - + I U 2 > U 1 1 1 2 2 Abb. 5.16: Umkehr der Leistungsrichtung bei LCC-Übertragungseinrichtungen = ≈ = ≈ + - + - I U 1 > U 2 = ≈ = ≈ + - + - I U 2 > U 1 1 1 2 2 Abb. 5.17: Umkehr der Leistungsrichtung bei VSC-Übertragungseinrichtungen Abb. 5.18 zeigt ein HGÜ-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation für 380 und 525 kV. Bei einem Kupferquerschnitt von 3.000 mm² und einem Außendurchmesser von 140 mm besitzt dieses VPE-Kabel für 525-kV-DC-Verbindungen folgende elektrische Kennwerte: R‘ = 6 mΩ/ km; (L‘ = 0,14 mH/ km; C B ‘ = 0,24 µF/ km); P = 2.000 MW [Werksangaben nkt GmbH]. 280 5 Kabeltechnik <?page no="282"?> 2 Einige Ausführungen in diesem und den folgenden Abschnitten mit den Abbildungen basieren, mit freundlicher Unterstützung und Genehmigung, auf Hinweisen der Fa. Brugg Cables Abb. 5.18: HGÜ-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation für 380 und 525 kV (Quelle: nkt) Hinweis: Quellvliess im Bild 5.6 Kabel-Garnituren 2 Für die Verbindung von Kabelteilstücken und beim Übergang von Kabeln auf Frei‐ leitungsstrecken kommen so genannte Kabelgarnituren zu Einsatz. Dabei wird die elektrisch hochbelastbare Isolation an der Absetzstelle unterbrochen. Der abrupte Übergang des Dielektrikums von der Kabelisolation auf Luft würde zu einer extremen Verdichtung der elektrischen Feldlinien und somit zu einer erheblichen Feldstärkeer‐ höhung führen. An dieser Stelle, dem sogenannten Tripelpunkt, muss das elektrische Feld durch konstruktive Maßnahmen gesteuert werden. Das am häufigsten Verwendete Verfahren ist die geometrische Feldsteuerung über einen leitfähigen Feldsteuertrichter, einem sogenannten Deflektor, wie sie in Abb. 5.19 schematisch dargestellt wird. Damit lassen sich die Potentiallinien und die elektrischen Feldlinien vergleichmäßigen und somit eine unzulässige Feldlinienverdichtung vermeiden. Kabelgarnituren von Mittelspannungskabeln werden häufig entweder durch Er‐ wärmung der Garnituren (Warmschrumpftechnologie) oder durch eine Relaxation von vorgedehnten Garnituren (Kaltschrumpftechnologie) installiert. Da bei diesen beiden Installationsarten möglichst dünnwandige Produkte notwendig sind, erfolgt die elektrische Feldsteuerung bei diesen Garnituren nicht durch einen Deflektor, sondern durch Feldsteuermaterialien. Diese auf Polymeren basierenden Feldsteuerma‐ 281 5.6 Kabel-Garnituren <?page no="283"?> terialien besitzen eine hohe Dielektrizitätszahl und meistens auch einen nicht-linearen elektrischen Widerstand, d. h., ihr elektrischer Widerstand sinkt mit zunehmender elektrischer Feldstärke. Diese Eigenschaften der Materialien werden durch Füllstoffe wie z. B. Ruß erzielt. Potentiallinien Isolierung Leiter 100% 90% 10% 50% 0% elektr. Feldlinien Tripelpunkt Leiter äußere Leitschicht Feldsteuertrichter (Deflektor) Isolierung Abb. 5.19: Verlauf des Potenzials und der elektrischen Feldlinien ohne (linker Bildteil) und mit Feldsteu‐ erung (rechter Bildteil) an der Absetzstelle 5.6.1 Muffen Einleiterkabel in der Höchstspannungsebene wiegen bis zu 40 kg/ m und lassen sich dadurch nur in begrenzten Längen bis etwa 1.000 m (in Ausnahmefällen 1.500 m) auf öffentlichen Straßen transportieren. Für die Verbindung der Teillängen werden Muffen und am Anfang und Ende der Strecke Endverschlüsse benötigt. Störungen in Kabelnetzen treten häufiger in den Kabelgarnituren als in der Kabelstrecke auf. Dabei liegt deren Ursache meistens in Montagefehlern. Bei Kunststoffkabeln können die Muffen fabrikmäßig vorgefertigt, in der Fabrik elektrisch vorgeprüft und einfacher montiert werden als bei Masse- und Ölkabeln. Sie sind sehr zuverlässig und einer der Gründe dafür, dass sich Kunststoffkabel so rasch durchsetzen konnten. Die Verbindung der beiden Leiterenden in einer Muffe muss neben dem Normalbetrieb auch für die Beanspruchung im Kurzschlussfall ausgelegt sein. Da der Leiterverbinder auch die stärkste mechanische Verbindung zwischen den Kabeln ist, muss diese mechanisch sehr stabil sein. Sie erfolgt deshalb über Verschraubungen oder Verpressen, wobei bei dem Verpressen Kräfte wirken, die der Gewichtskraft von mehreren Dutzenden Tonnen entsprechen können. Den prinzipiellen Aufbau einer Muffe im Hoch- und Höchstspannungsbereich zeigt Abb. 5.20. 282 5 Kabeltechnik <?page no="284"?> Konzentrisches Erdungskabel Gießharz Schutzgehäuse Mantelkontakt Mantelkontakt Leiterverbindung mit Pressverbinder Isolierkörper VPE-Kabelisolierung Abb. 5.20: Schnitt durch eine Höchstspannungs-Verbindungsmuffe (Quelle: Südkabel) Über dem Verbinder befindet sich der isolierende Muffenkörper mit den leitfähigen De‐ flektoren und der Mittelelektrode. Die Mittelelektrode schirmt den Verbindungsbereich gegenüber elektrischen Feldern ab. Der Muffenkörper ist mit einer dünnen leitfähigen Schicht bedeckt. Ähnlich wie die äußere halbleitende Schicht des Kabels wirkt diese als Erdelektrode für das elektrische Feld in der Muffe, d. h., das gesamte elektrische Feld befindet sich innerhalb des Muffenkörpers. Der Aufbau eines Muffenkörpers mit der berechneten elektrischen Feldverteilung ist in Abb. 5.21 dargestellt. Abb. 5.21: Aufbau eines Muffenkörpers mit der berechneten Verteilung des elektrischen Feldes im Inneren, rot: hohes elektrisches Feld, blau: geringes elektrisches Feld (Quelle: Brugg Cables) Die weiteren Aufbauelemente einer Muffe für Hochspannungskabel müssen den me‐ chanischen Schutz des Muffenkörpers, einen metallischen Schutz gegen eindringendes Wasser oder Feuchtigkeit und einen Korrosionsschutz des metallischen Wasserschut‐ zes beinhalten. Je nach Hersteller der Muffen und ihrem geplanten Einsatz gibt es hier eine Vielzahl von verschiedenen Aufbauten. Ist eine Muffe fertig gestellt, so kann bei der Inbetriebnahme nur noch eine Teilentladungsprüfung vorgenommen werden. Danach ist bei Erdlegung eine Wartung 283 5.6 Kabel-Garnituren <?page no="285"?> oder Instandhaltung nicht möglich, so dass die Montagearbeiten sehr sorgfältig und zeitaufwändig durchgeführt werden müssen. Bei Muffen unterscheidet man zwischen Verbindungsmuffen zur Verbindung von Teillängen gleichen Typs und Übergangsmuffen zwischen Kabeln unterschiedlichen Typs. Im Hochspannungsbereich gibt es daneben auch Muffen, in denen die Kabel‐ schirme zyklisch gegeneinander getauscht werden. Der Grund dafür liegt in der Induktionswirkung des Leiterstromes auf den leitfähigen Schirm. Um hohe Berüh‐ rungsspannungen zu vermeiden, werden bei längeren Kabeln beide Schirmenden geerdet. Dadurch kommt ein Strom im umgebenden Erdreich zustande, wie Abb. 5.22 zeigt. Einleiterkabel mit Schirm Leiterstrom in Schirm und Erdreich induzierter Strom Magnetfeld, das den Leiter ringförmig umfasst Abb. 5.22: Induktionsvorgang in Schirm und Erdreich bei Wechselstrom Vertauscht man in regelmäßigen Abständen die Erdungen der Schirme miteinander, so heben sich die induzierten Spannungen (größtenteils) gegenseitig auf. Durch die Aufteilung in möglichst gleich lange Abschnitte und die in Abb. 5.23 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 so genannte Cross-Bonding hält also die Verluste gering, die durch Induktionswirkung der drei Leiter in den zugehörigen Schirmen und dem umgebenden Erdreich hervorgerufen werden. Abb. 5.23: Prinzip des Cross-Bonding von Kabelschirmen für drei gleich lange Teilabschnitte 284 5 Kabeltechnik <?page no="286"?> Abb. 5.24: Muffenbauwerk für ein Höchstspan‐ nungskabel (Quelle: Südkabel) Verbinder Gießharzisolator Feldsteuerkörper Deflektor Kabeleinführung Abb. 5.25: Aufbau eines trockenen Innenraum-End‐ verschlusses (Quelle: Splicetec) Da sich die Kabelabschnitte bei Erwär‐ mung etwas längen, werden die Muffen oft fixiert, wozu auch zum Teil begehbare Muffenbauwerke errichtet werden. Hier sind die Muffen gegeneinander versetzt angeordnet, um ausreichend Platz für die Montage zu schaffen (Abb. 5.24). Dort sind auch gleichzeitig die Einrichtungen zum Cross-Bonding und ggf. auch Kom‐ ponenten für Monitoring-Systeme un‐ tergebracht. 5.6.2 Endverschlüsse Endverschlüsse werden benötigt, um Ka‐ bel in eine Schaltanlage - z. B. in eine gasisolierte Schaltanlage (GIS) - einzu‐ führen bzw. den Übergang auf eine Frei‐ leitung oder auf einen Transformator herzustellen. Abhängig von der Art des anzuschließenden Gerätes werden die Endverschlüsse als Freiluftendver‐ schluss, GIS-Endverschluss oder Trans‐ formatoren-Endverschluss bezeichnet. Der prinzipielle Aufbau eines trocke‐ nen GIS- oder Transformatoren-Endver‐ schlusses ist in Abb. 5.25 dargestellt. Bei der Einführung des Kabels wird der auf Erdpotential befindliche Schirm mit der örtlichen Erdungsanlage verbunden. Die Kabelisolierung umschließt ein Feld‐ steuerkörper mit integriertem Deflektor, der sich in einem Porzellan- oder Ver‐ bundisolator befindet. Der Leiter wird über einen Verbinder als Kontaktele‐ ment aus dem Endverschluss herausge‐ führt. Danach erfolgt die Weiterführung in die Anlage, zur Sammelschiene, zum Transformator oder zum Freileitungsan‐ schluss. Zum Schutz des Kabels gegen at‐ mosphärische Überspannungen werden Kabelanschlüsse, die von oder zu Freilei‐ 285 5.6 Kabel-Garnituren <?page no="287"?> tungen führen in der Regel mit Überspannungsableitern geschützt, die den Übertritt zerstörerischer Blitzstoßspannung auf die Kabelisolation verhindern sollen. Während Innenraum-Endverschlüsse einen nahezu identischen Aufbau haben, un‐ terscheiden sich Freiluftendverschlüsse im Aufbau. Freiluftendverschlüsse Um die Funktionalität von Freiluftendverschlüssen unter verschiedenen klimatischen Bedingungen und den unterschiedlichsten Umgebungseinflüssen zu gewährleisten, sind diese von einem mit Schirmen versehenen Hohlisolator umhüllt. Für den Isolati‐ onskörper kommen Porzellan oder Verbundmaterialien zum Einsatz. Verbundisolato‐ ren bestehen aus glasfaserverstärkten Rohren mit einer Beschichtung und Schirmen aus einem Silikonelastomer. Die Abb. 5.26 zeigt einen Freiluftendverschluss mit einem Verbundisolator und den schematischen Aufbau eines Freiluftendverschlusses. Abb. 5.26: Beispiel eines Freiluftendverschlusses mit Verbundisolator (links) und schematischer Aufbau eines Freiluftendverschluss (rechts) (Quelle: Brugg Cables) Zentrales Element des Freiluftendverschlusses ist das aus einem Elastomer bestehen‐ den Feldsteuerelement mit dem integrierten leitfähigen Deflektor. Die Feldsteuerele‐ mente bestehen bei Endverschlüssen für moderne Polymerkabel aus Silikonkautschuk oder aus einem Ethylen-Propylen-Kautschuk (EPDM). Das Feldsteuerelement wird 286 5 Kabeltechnik <?page no="288"?> über die Kabelisolierung aufgeschoben, so dass der elektrisch leitfähige Deflektor die auf Erdpotenzial liegende, äußere Leitschicht des Kabels kontaktiert. Durch den Deflektor wird das elektrische Feld an der Absetzkante der äußeren leitfähigen Schicht des Kabels reduziert. Abb. 5.27 zeigt die berechnete elektrische Feldverteilung bei einem Feldsteuerelement von einem Freiluft-Endverschluss. Aufgrund der Dehnbarkeit des Feldsteuerelementes reichen drei bis vier unter‐ schiedliche Größen von Feldsteuerelementen aus, um alle Kabeldimensionen innerhalb einer Spannungsebene abzudecken. Zwischen dem Kabel mit dem Feldsteuerelement und dem Isolator befindet sich eine Isolierflüssigkeit. Aufgrund ihrer exzellenten thermischen Eigenschaften, dem sehr guten Isoliervermögen und den physiologisch unbedenklichen Eigenschaften werden hierzu häufig Silikonöle eingesetzt. Wenn sehr große Temperaturdifferenzen im Endverschluss auftreten können, muss die thermische Ausdehnung der Isolierflüs‐ sigkeit kompensiert werden. Hierfür werden sogenannte Expansionsgefäße eingesetzt, die das durch Erwärmung auftretende zusätzliche Flüssigkeitsvolumen aufnehmen können. Die Druckmessung an den Expansionsgefäßen kann gleichzeitig als Monito‐ ring-Methode benutzt werden, um den Pegel bzw. den Druck der Isolierflüssigkeit zu kontrollieren. Expansionsgefäße an flüssigkeitsgefüllten Freiluftendverschlüssen sind ebenfalls notwendig, wenn der Endverschluss nicht senkrecht, sondern z. B. horizontal oder unter einem großen Winkel zur Vertikalen installiert wird. Abb. 5.27: Berechnete Verteilung des elektrischen Feldes in einem Freiluftendverschluss, rot: hohes elektrisches Feld, blau: geringes elektrisches Feld (Quelle: Brugg Cables) 287 5.6 Kabel-Garnituren <?page no="289"?> Abb. 5.28: Traditioneller mit einer Isolierflüssigkeit gefüllter GIS-Endverschluss, linker Bildteil und tro‐ ckener, steckbarer GIS-Endverschluss, rechter Bild‐ teil (Quelle: Brugg Cables) Der Kabelleiter wird über ein Verbindungselement aus dem Endverschluss herausge‐ führt und über ein Verbindungsseil mit der Freileitung verbunden. Hierbei muss gewährleistet sein, dass die Herausführung des Verbinders aus dem Endverschluss dicht gegen eindringende Feuchtigkeit ist. Wie bei Isolatoren werden auch die Freiluftendverschlüsse je nach Umgebungsbe‐ dingungen (z. B. Verschmutzungen in der Luft, Nähe zu Meeresküste) mit verschiede‐ nen Kriechweglängen eingesetzt. Obwohl heute die überwältigende Mehrheit aller Freiluftendverschlüsse in der Hochspannung mit Isolierflüssigkeiten gefüllt ist, kann man seit einigen Jahren einen Trend beobachten, dass - zumindest in den niedrigeren Spannungsebenen - auch aufschiebbare, trockene Freiluftendverschlüsse verwendet werden. GIS- und Transformatoren-Endverschlüsse Die Abb. 5.28 zeigt zwei Typen von Hochspannungsendverschlüssen für gasisolierte Schaltanlagen oder Transformatoren. Der linke Bildteil zeigt einen traditionellen, mit einer Isolierflüssigkeit gefüllten Endverschluss. In den letzten Jahren wurde dieser Typ von Endverschluss immer stärker durch die sogenannten trockenen, steckbaren Endverschlüsse abgelöst, siehe rechter Bildteil. Im Gegensatz zu den mit Flüssigkeit gefüllten Endverschlüssen bilden die Iso‐ latoren der trockenen Endverschlüsse eine Abgrenzung von dem Isoliergas der Schaltanlage und dem Außenbereich mit dem Hochspannungskabel. Dies erlaubt - bei vorinstalliertem Endverschlussiso‐ lator - eine vom Kabel unabhängige Prü‐ fung der Schaltanlage und das Kabel kann installiert werden, ohne in die Gas‐ isolation der Schaltanlage eingreifen zu müssen. Dies wird als ein großer Vorteil bei den trockenen Endverschlüssen ge‐ sehen. Weitere Vorteile dieser Endver‐ schlüsse sind, dass aufgrund der fehlen‐ den Isolierflüssigkeit ein geringerer Wartungsaufwand entsteht und dass die Endverschlüsse ohne Mehraufwand in beliebiger Position, also auch kopfüber installiert werden können. Allerdings sind die Anforderungen an das Feldsteuerelement bei trockenen GIS-Endverschlüssen höher, da es nicht nur an der Grenzfläche zu der Kabeliso‐ 288 5 Kabeltechnik <?page no="290"?> lierung, sondern auch an der Grenzfläche zu dem Epoxidisolator eine hohe dielektri‐ sche Festigkeit gewährleisten muss. Dies wird dadurch bewirkt, dass das Feldsteuer‐ element, meistens über ein Federpaket, in den Isolator gedrückt wird. So werden ein hoher Anpressdruck und damit eine hohe dielektrische Festigkeit an den Grenzflächen erzeugt. 5.6.3 Garnituren für Hochspannungs-Gleichstromkabel (HVDC) Bei Wechselspannung hängt die Verteilung des elektrischen Feldes in zwei unterschied‐ lichen Isolationsmaterialien vom Verhältnis ihrer Dielektrizitätszahlen ab. Bei Kabel‐ garnituren für polymere Hochspannungskabel ist dieses Verhältnis ungefähr gleich Eins. Bei Gleichspannungen wird die Verteilung des elektrischen Feldes durch das Verhältnis des ohmschen Widerstands beider Isolationsmaterialien bestimmt. Dieses Verhältnis kann bei Kabelisolierungen (z. B. vernetztem PE) und bei Kabelgarnituren (z. B. EPDM oder Silikon) mehrere Größenordnungen betragen. Dies stellt eine große Herausforderung für die Entwicklung von Kabelgarnituren für HVDC Kabel dar. Besonders kritisch ist dies bei Kabelmuffen. Ist der elektrische Widerstand der Muffe‐ nisolierung 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 Kabelisolierung, so entsteht an der Mittelelektrode des Muffenkörpers ein zu hohes elektrisches Feld. Erschwerend kommt hinzu, dass die elektrischen Widerstände der beteiligten Isoliermaterialien sehr stark von der Temperatur abhängig sind, d. h., dass sich die Verhältnisse der elektrischen Widerstände sehr stark mit der Temperatur ändern können. Des Weiteren ist zu berücksichtigen, dass sich bei HVDC Kabel bei hoher Leitertemperatur die höchste Feldstärke nicht wie bei Wechselspannungskabeln in Leiternähe befindet, sondern bei der äußeren leitfähigen Schicht, d. h. in dem Bereich, in dem die Feldsteuerung der Kabelgarnituren wirken soll. Neben diesen Herausforderungen muss auch berücksichtigt werden, dass sich an den Grenzflächen sowohl zwischen den Kabeln und den Garnituren wie auch innerhalb der Kabelgarnituren Raumladungen ausbilden können, die lokal die Feldstärke innerhalb des Isolationsmaterials erhöhen. 5.6.4 Steckbare Anschlusssysteme Bei beengten Verhältnissen, beispielsweise bei Transformatoranschlüssen, können innerhalb von Anlagen steckbare Anschlusssysteme zum Einsatz kommen. Diese sind inzwischen in allen Spannungsebenen bis 245 kV verfügbar. Sie werden heute mit Leiterquerschnitten bis 2.500 mm² und einer maximalen Strombelastbarkeit von 2.500 A gefertigt [5.7]. Der Anschluss von Kabeln an ölgefüllte Transformatoren oder an gasisolierte Schaltanlagen (GIS) stellt hohe Anforderungen an Sicherheit und Zuverlässigkeit und 289 5.6 Kabel-Garnituren <?page no="291"?> muss daher sehr 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 Betriebs‐ zeit mit unveränderlicher Topologie hergestellt. Die Energiewende bringt neben zahlreichen Einspeisungen aus regenerativen En‐ ergiequellen auch die Abschaltung fossiler und nuklearer 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 Erwartungen 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 Komponenten 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: Durch die erforderlichen Abmessungen im Anschlussbereich verringern sich ■ die Montagezeiten erheblich, ■ es sind unterschiedliche Einbauanordnungen wie horizontal, vertikal oder geneigt möglich, ■ für Stückprüfungen oder bei Inbetriebnahmeprüfungen müssen keine temporären Anschlüsse mehr hergestellt werden und es ist kein Öffnen des Gas- oder Ölbe‐ reichs mehr erforderlich und ■ 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 neuartigen 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 (Abb. 5.29). 290 5 Kabeltechnik <?page no="292"?> Abb. 5.29: Schnitt durch ein steckbares Anschlusssystem (Quelle: Pfisterer) Abb. 5.30: 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 (Abb. 5.30). Dieser Aspekt hat Konsequenzen für die zugehörigen Normen und Prüfabläufe. Beide beziehen sich jetzt auf die Elemente Kabelendverschluss, Gasisolierte Schaltanlage (GIS) und Transformator. 291 5.6 Kabel-Garnituren <?page no="293"?> 5.7 Legung und Inbetriebnahme 5.7.1 Legearten Die Kabellegung kann, wie bei der Vorstellung von Kabeltrassen in Kap. 2 bereits aus‐ geführt, auf verschiedene Weisen erfolgt. Bei hindernisfreien Trassen und außerhalb von Schutzgebieten zum größten Teil in Kabelgräben mit einem Bettungsmaterial, das die Wärmeableitung begünstigt. Im Erdreich sind Kabel so zu legen, dass sie vor mechanischen Beschädigungen wie Bauarbeiten, Erschütterungen, Bodenbewegungen wie etwa Setzungen ausreichend geschützt sind. Damit die Trasse später möglichst uneingeschränkt landwirtschaftlich genutzt werden kann, beträgt die Legetiefe im Hoch- und Höchstspannungsbereich 1,50 m oder mehr. Im Falle von Einleiterkabeln kommen die Möglichkeiten zur Legung der drei Leiter flach nebeneinander oder im Dreieck in Frage (Abb. 5.31). Dabei bietet die Dreieckform Vorteile bezüglich der erforderlichen Grabenbreite und des resultierenden Magnetfelds in Kabelnähe über dem Erdboden. Die flache Legung in einer Ebene ist allerdings günstiger im Hinblick auf die Wärmeabfuhr und wird daher in der Höchstspannungs‐ ebene ausschließlich angewendet. Bei Doppelkabelsystemen muss dabei wegen der gegenseitigen thermischen Beeinflussung eine reduzierte Übertragungsleistung in Kauf genommen werden. Alle Kabeltypen der Hoch- und Höchstspannungsebene sind mit einer metallischen Bewehrung versehen. Im Gegensatz zur Freileitung entwickeln sie deshalb kein äußeres elektrisches Feld. Bei Dreileiterkabeln und auch bei Einleiterkabeln in Dreieckanordnung heben sich auch die drei Magnetfelder des Drehstromsystems schon in geringer Entfernung gegenseitig weitgehend auf. Lediglich in einer Ebene verlegte Kabel weisen auch noch am Erdboden direkt über dem Kabel ein Magnetfeld auf, welches aber mit der Höhe und nach beiden Seiten hin rasch abnimmt (Kap. 6.1.8). Für gasisolierte Rohrleitungssysteme (GIL) gelten dieselben Aussagen. Abb. 5.31: Prinzipielle Anordnung der Legearten im Dreieck und in einer Ebene 292 5 Kabeltechnik <?page no="294"?> Abb. 5.32: Kabelgraben für ein Drehstromsystem und ungefähre Abmessungen, je nach Spannungs‐ ebene t = Grabentiefe (1,50 bis 2 m) a 1 = Abstand Kabel-Wand (20-30 cm) a 2 = Abstand zwischen den Einzelkabeln (25-50 cm) d = Kabeldurchmesser (5-15 cm) Für ein System 110 kV ergibt sich eine Grabenbreite von ungefähr 1 m und für 380 kV etwa 2 m (Abb. 5.32). Im Fall von mehreren parallel verlegten Systemen wird man ggf. die Baustraße in der Mitte vorsehen und kommt so auf Grabenbreiten von 10 m und mehr. Falls der Graben während der Bauzeit seitlich abzuböschen ist, ergibt sich bei einer Sohlenbreite von 6 m z. B. an der Oberkante eine Breite von rund 10 m. Das entspricht einem Erdvolumen von bis zu 14.000 m³ pro Kilometer Grabenlänge, welches bewegt und nach dem Einbringen des Bettungsmaterials für die Kabel teilweise abtransportiert werden muss. 5.7.2 Kabel- und Bodenerwärmung Beim Rückverfüllen des Grabenaushubs können sich die vorhandenen Bodenverhält‐ nisse verändern. Es muss gewährleistet bleiben, dass die Verlustwärme auch bei schlechter Wärmeleitfähigkeit des Bodens sicher abgeführt wird. Ist dies nicht der Fall, führt der Wärmestau in der unmittelbaren Umgebung des Kabels zur Temperaturerhö‐ hung des Leiters, wodurch sich dessen ohmscher Widerstand weiter erhöht und es zu einer verstärkten Erzeugung von Verlustwärme kommt. Damit kann eine Verkürzung der Lebensdauer oder sogar eine Zerstörung des Kabels einhergehen. Weiter bewirkt die von einem Kabelsystem ausgehende Wärme eine teilweise Austrocknung des 293 5.7 Legung und Inbetriebnahme <?page no="295"?> Materials in der näheren Umgebung. Gleichzeitig sinkt die Wärmeleitfähigkeit des Bodens mit abnehmendem Feuchtigkeitsgehalt. Liegen über die Bodenbeschaffenheit keine genauen Daten vor, so legt man nach DIN 0276-620 bei hoher Bodenerwärmung einen trockenen Boden mit einem Leitfä‐ higkeitskoeffizienten von λ = 0,4 W/ (K·m) zugrunde. In einiger Entfernung vom Kabel unterstellt man feuchten Boden mit λ = 1 W/ (K·m). Dieser Unterschied wird rechnerisch beim so genannten Zweischichtenmodell be‐ rücksichtigt, das im direkten Umgebungsbereich der Einzelkabel von der niedrigeren Wärmeleitfähigkeit des umgebenden Bettungsmaterials ausgeht. Die Spanne der Wär‐ meleitfähigkeiten reicht allgemein von etwa 0,4 W/ (K·m) für trockenen Kies bis 5 W/ (K·m) für wassergesättigten Sand. Bei hoch belasteten Kabelsystemen hat sich eine so genannte thermische Bettung bewährt, bestehend aus Flüssigboden oder einem Zement-Sand-Gemisch. Dabei bildet sich nach einiger Zeit eine feste Schicht mit dauerhaft guter thermischer Leitfähigkeit. Laut Herstellerangaben werden dabei Werte von 3 W/ (K·m) erreicht (Abb. 5.33). Abb. 5.33: Einbringen von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial (Flüssigboden) mit Auflasten zur Verhinderung des Auftriebs der Schutzrohre (Quelle: Flüssigboden Rheinland OHG, Köln) Die von Erdkabeln im umgebenden Erdreich induzierten thermischen und hydrauli‐ schen Prozesse werden von einer 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 in 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 Verhältnisse bei einem einfachen Stab mit rechteckigem Querschnitt (Abb. 5.34). Darin bedeuten P = zugeführte Wärmeleistung, T = Wärmewiderstand des 294 5 Kabeltechnik <?page no="296"?> (5.1) (5.2) (5.3) 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. 5.34: Wärmeleitung im Stab Für den stationären Wärmefluß durch den betrachteten Körper gilt analog zum ohmschen Gesetz (U = R·I) die folgende Gleichung: Δϑ = ϑ 1 − ϑ 2 = T ∙ P wobei sich der Wärmewiderstand nach der Gleichung T = ρ ∙ l / A berechnet. ρ ist der spezifische Wärmewiderstand und besitzt die Einheit K·m²/ (Wm) = Km/ W. Darin bedeutet K die Temperatur in Kelvin. Dementsprechend gibt es auch den Kehrwert des spezifischen Wärmewiderstandes, der als spezifischer Wärmeleitwert λ bezeichnet wird und die Einheit W/ (Km) hat (vergleiche dazu R = ρ el ∙l / A bei elektrischen Stromkreisen, wobei der spezifische Widerstand ρ el die Einheit 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 )/ (2πl) wobei die Dicke der Kabelhülle durch die Differenz r 2 - r 1 gegeben ist und l die zugehörige Kabellänge bedeutet. Bei einem in der Erde gelegten Kabel gibt es mehrere Wärmequellen, deren Verlust‐ leistungen P v über dessen 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. 295 5.7 Legung und Inbetriebnahme <?page no="297"?> (5.4) Die Wärmewiderstände der metallischen Anteile des Kabels können dabei vernach‐ lässigt werden. Damit gilt für ein Erdkabel das thermische Ersatzschaltbild für den stationären Zustand nach Abb. 5.35. 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. 5.35: Thermisches Ersatzschaltbild für ein Erdkabel im stationären Betrieb Aus der Ersatzschaltung lässt sich die folgende Gleichung für die Temperaturdifferenz ∆ϑ = ϑ L - ϑ u zwischen Leiter und unbeeinflusster Umgebung aufstellen: Δϑ = P vL T Is + T Si + T Sa + T E + P vD 0, 5 ∙ T Is + 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 konstante 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 und somit nicht vom Strom abhängen. Weitere Einflussgrößen, für die sich einstellende Temperaturverteilung im Kabel‐ graben sind dessen Abmessungen, die Anzahl parallel gelegter Systeme sowie ihre Legeart, 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 [5.5]. Bei heterogenen Bodenschichtungen, Schutzrohren und anderen Inhomogenitäten, bei instationärem Verhalten z. B. aufgrund zeitlich schwankender Kabelbelastung ebenso wie beim Auftreten von advektiven, also durch Strömung verursachten 296 5 Kabeltechnik <?page no="298"?> Transportvorgängen oder dem oben beschriebenen Latentwärmetransport können numerische Methoden zur quantitativen Beschreibung der Prozesse eingesetzt wer‐ den. Dazu werden die prozessbestimmenden Differenzialgleichungen räumlich und zeitlich auf einem numerischen Gitter gelöst. Auf diese Weise lassen sich die Materi‐ alparameter anhand des Rechengitters räumlich verteilen und erlauben flexibel die Berücksichtigung von Inhomogenitäten sowie der oben beschriebenen Prozesse in der Kabelumgebung. Das Ergebnis einer beispielhaften Berechnung, die sowohl die zeitlichen als auch die örtlichen Temperaturänderungen illustriert, ist in Abb. 5.36 dargestellt. 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. 5.36: Bestimmung der Kabelumgebungstemperaturen bei der Nutzung eines numerischen Pro‐ zessmodells unter der Annahme eines kontinuierlichen Wärmeeintrags von 90 W/ m [5.8] Wird die Verlustwärme eines Kabels ausschließlich durch das Erdreich an die Um‐ gebung abgegeben, so spricht man von natürlicher Kühlung. Mit Hilfe einer Zwangs‐ kühlung kann die Übertragungsleistung zum Teil beträchtlich erhöht werden. Je näher Wärmesenken an der Quelle der Verluste, dem Leiter, angebracht werden, desto effektiver wirken sie. Man unterscheidet grundsätzlich zwischen drei möglichen Kühlverfahren: 297 5.7 Legung und Inbetriebnahme <?page no="299"?> Leiterkühlung 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) Kühl‐ wasser 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 von Nexans ist so eine Steigerung der Übertragungsleistung auf das Zehnfache gegenüber einem ungekühlten Kabel möglich. Direkte Kühlung Bei der direkten Kühlung werden die Kabel einzeln oder gemeinsam in Rohre einge‐ zogen, welche von Wasser durchflossen sind. Ggf. können dazu ohnehin vorgesehene Kabelschutzrohre genutzt werden. Nachteilig ist jedoch hierbei, dass die Verlustwärme zuerst über die Leiterisolation abgeführt werden muss. Zudem bewegen sich die Kabel mechanisch bei wechselnder Last, und zur Kühlung ihrer Garnituren sind eventuell gesonderte Maßnahmen zu treffen. Ebenso ist das Herausführen der Schirmerdungen zum Cross-Bonding sehr aufwändig. Dafür entfallen aber Maßnahmen für eine Poten‐ zialtrennung, und an die Qualität des Kühlwassers sind geringere Anforderungen zu stellen. Durch direkte Kühlung lässt sich die Übertragungsleistung etwa um den Faktor drei steigern. Indirekte Kühlung Bei der indirekten Kühlung werden separate Kühlrohre oberhalb und parallel zu den Kabeln verlegt. Hier muss jedoch die Verlustwärme neben der Kabelhülle zusätzlich noch den Wärmewiderstand eines speziellen hoch wärmeleitfähigen Bettungsmaterials im Kabelgraben überwinden. Dafür sind die Kabel samt Garnituren identisch mit denjenigen ohne Zwangskühlung, und es ist eine Steigerung der Übertragungsleistung bis auf das Zweifache im Vergleich zur natürlichen Kühlung möglich. Den hohen Investitionskosten für die Kühlung einer Kabelanlage stehen Vorteile gegenüber wie längere Lebensdauer trotz gesteigerter Übertragungsleistung und keine Gefahr einer Bodenaustrocknung mit Bildung von Hotspots. In manchen Fällen ist auch eine Nutzung der im Kühlwasser vorhandenen Abwärme beispielsweise für Heizzwecke möglich. Beispiel für die Dimensionierung einer Kühlanlage für ein Kabel: Ein VPE-Kabel 3 x 300 mm² Cu für 110 kV, bestehend aus drei Einleiterkabeln (R‘ = 60 mΩ/ km), soll bei flacher Legung eine erhöhte Leistung von 220 MVA übertragen. Mit dem Nennstrom I = 630 A ergeben sich der Stromwärmeverluste zu P v = R·I ² = 47,6 kW je Leiter; bei einer Stromstärke I = 1,15 kA (entsprechend 220 MVA) sind es 159 kW. Die Differenz soll jeweils über ein mit Wasser gefülltes Kunststoffrohr 298 5 Kabeltechnik <?page no="300"?> gekühlt werden, wobei das Wasser um ∆ ϑ = 15 Kelvin erwärmt werden darf. Die spezifische Wärmekapazität von Wasser beträgt c = 4,18 Ws / (K cm³), und es ist ein Durchfluss von Q = 2 Litern pro Sekunde vorgesehen. Gemäß der Gleichung P = c ∙∆ ϑ ∙Q erfolgt mit den obigen Werten eine Leistung von rund 125 kW, ist also ausreichend. 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 mit Hilfe geeigneter Programme der Kabelhersteller detailliert zu überprüfen. Im Gegensatz zu Freileitungen ist es viel aufwändiger, ein bestehendes Kabelsystem zu erweitern. Bei erdverlegten Kabeln ist hierzu ein neuer Graben erforderlich, für den derselbe Aufwand wie für den ersten anfällt. Bei absehbarem künftigem Bedarf können Leerrohre (meist aus Polyethylen PE) mit verlegt werden, die später für Erweiterungen genutzt werden können. Hinsichtlich der Wärmeableitung sind Legungen in solchen Schutzrohren ungünstiger, so dass im Vergleich zur direkten Erdlegung die Leiterab‐ stände vergrößert werden müssen. Durch die gegenseitige thermische Beeinflussung reduziert sich die gesamte Übertragungsleistung weiter. Damit ergibt sich von Anfang an ein breiteres Grabenprofil, so dass der Aufwand für beide Varianten letztlich in derselben Größenordnung liegt. Die Legung in Rohren bietet aber einen zusätzlichen Schutz für die Kabel und wird oft im Zusammenhang mit längeren Unterquerungen wie Autobahn- oder Bahntrassen und Wasserschutzgebieten genutzt. Als weitere Möglichkeit kommt, wie in Kap. 2 beschrieben, die Tunnellegung in Frage. Diese Methode wird häufig in dichtbesiedelten, innerstädtischen Bereichen ohne Beschädigung der Oberfläche angewendet. Sie kann daneben auch noch weitere Infrastruktursysteme umfassen und sollte zwangsbelüftet werden können (Abb. 5.37). Abb. 5.37: Höchstspannungskabel im Tunnel mit Kabelmuffe im Vordergrund (Quelle: Südkabel) 299 5.7 Legung und Inbetriebnahme <?page no="301"?> Beispiel für die Dimensionierung einer Lüftungsanlage im Tunnel: Die spezifische Wärmekapazität von Luft beträgt c = 1.000 Ws / (K·kg) entspre‐ chend ≈ 1.000 Ws / (K·m³) und es ist eine Luftgeschwindigkeit von v = 5 m/ s bei einem Tunnelquerschnitt von A = 10 m² sowie einer Temperaturzunahme um ∆ϑ = 10 K vorgesehen. Dann beträgt die von der Luft abgeführte Wärmeleistung gemäß der Gleichung P = c ∙ A ∙ ∆ϑ ∙ v etwa 500 kW. 5.7.3 Inbetriebnahme von Hochspannungskabeln Vor der Inbetriebnahme von Hochspannungskabelsystemen werden in der Regel elek‐ trische Prüfungen, die so genannten Inbetriebnahmeprüfungen, an dem Kabelsystem vorgenommen. Die wichtigsten Prüfungen dabei sind eine Wechselspannungsprüfung auf Hochspannungsseite und eine Gleichspannungsprüfung an dem Kabelmantel. Die Wechselspannungsprüfung 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 hinaus gehen 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 Prüf‐ spannungen sind hierbei das Anderthalbfache der Betriebsspannung und 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 an die Kabelschirmung gelegt. Wird diese Spannung gehalten, gilt die Prüfung als bestanden, und es kann davon ausgegangen werden, dass der Kabelmantel in Ordnung ist. 5.8 Erdung bei Hochspannungskabelsystemen In der Kabelschirmung werden durch den Wechselstrom im Leiter Spannungen in‐ duziert, welche proportional zum Strom und zur Kabellänge sind. Würde man bei längeren Kabelstrecken die Kabelschirmung an beiden Enden erden, so würde dies zu einem beträchtlichen Strom in der Schirmung und die damit verbundenen Verluste zu einer zusätzlichen Erwärmung des Kabels führen (vgl. Abb. 5.22). Diese zusätzliche Erwärmung müsste zu einer Reduzierung der übertragbaren Leistung führen. Um 300 5 Kabeltechnik <?page no="302"?> dies zu verhindern, gibt es bei Kabelsystemen verschiedene Verfahren zur Erdung der Kabelschirmung. 5.8.1 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 gesetzt. 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 dabei 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, wie sie durch Blitzeinschlag oder bei Schaltvorgängen auftreten können, soll der Überspannungsableiter leitfähig werden und so den Kabelmantel vor den auftretenden Überspannungen schützen. Die zum Schutz des Kabelmantels verwendeten Überspan‐ nungsableiter haben - abhängig von der maximal zu erwartenden induzierten Span‐ nung - typischerweise eine Nennspannung zwischen 3 und 10 kV. Die bei normalen Betriebsbedingungen auftretenden Spannungen am Überspannungsableiter liegen aber deutlich darunter. Die Ableiter können entweder direkt über der Grundplatte des Endverschlusses oder in einem Erdungskasten installiert sein. Die Abb. 5.38 zeigt den Verlauf der induzierten Spannung bei einseitiger Erdung, die Abb. 5.39 einen Erdungskasten für einen Leiter mit installiertem Überspannungsableitern. Abb. 5.38: Verlauf der im Kabelschirm induzierten Spannung bei einseitiger Erdung 301 5.8 Erdung bei Hochspannungskabelsystemen <?page no="303"?> Abb. 5.39: Erdungskasten für einen Leiter mit installiertem Überspannungsableiter (Quelle: Brugg Cables) 5.8.2 Erdung mit Cross-Bonding an den Muffen Bei längeren Kabelsystemen, bei denen mehrere Muffen installiert sind, würde eine einfache einseitige Erdung zu so hohen induzierten Spannungen führen, dass zum einen unter normalen Betriebsbedingungen die durch die Netzbetreiber festgelegten Grenzwerte für die Schirmspannungen am Kabelende überschritten würden und zum anderen eine so hohe Nennspannung beim Überspannungsableiter gewählt werden müsste, dass aufgrund der damit verbundenen ebenfalls hohen Restspannung der Schutz des Kabelmantels nicht mehr gegeben wäre. Um dies zu umgehen, werden bei längeren Kabelstrecken die Kabelschirme zwischen den drei Leitern zyklisch ausgekreuzt (Abb. 5.23). 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 Hauptabschnitts direkt geerdet werden, ohne dass ein Strom in deren Ka‐ belschirmung fließt. Der Verlauf der induzierten Spannung bei einem so ausgekreuztem Kabelsystem ist in Abb. 5.40 dargestellt. 302 5 Kabeltechnik <?page no="304"?> Abb. 5.40: Schematische Darstellung der induzierten Spannung in einem Kabelsystem mit Cross-Bon‐ ding (Quelle: Brugg Cables) Das Prinzip des Cross-Bonding kann für beliebig lange Kabelsysteme wiederholt angewendet werden. Befinden sich in einem Kabelsystem eine ungerade Anzahl von Muffen je Leiter, so dass 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. 5.41 dargestellt ist. Abb. 5.41: 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 sogenannten Cross-Bon‐ ding-Kästen statt, die in unmittelbarer Nähe der Muffen installiert werden. In diesen Kästen sind meistens auch die Überspannungsableiter für die einzelnen Leiter unter‐ gebracht. Abb. 5.42 zeigt solch einen Cross-Bonding-Kasten. 303 5.8 Erdung bei Hochspannungskabelsystemen <?page no="305"?> Abb. 5.42: Cross-Bonding-Kasten (Quelle: Brugg Cables) 5.9 Monitoring und Diagnose von Kabelsystemen 5.9.1 Monitoring von Kabelsystemen 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 Temperaturmonitoring 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. Die Messung der Temperatur längs eines Kabelsystems erfolgt inzwischen fast immer mit Hilfe von Lichtwellenleitern (LWL). Diese Messmethode wird Distrubuted Temperature Sensing (DTS) genannt. Die Lichtwellenleiter können dabei entweder in 304 5 Kabeltechnik <?page no="306"?> Abb. 5.43: Hochspannungskabel mit integrierten Stahlröhrchen mit Lichtwellenleitern in der Kabel‐ schirmung (Quelle: Brugg Cables) einem Lichtwellenleiterkabel parallel zu den Hochspannungskabeln verlegt werden oder die Lichtwellenleiter sind bereits in der Schirmung der Hochspannungskabel integriert. Dabei befinden sich die Lichtwellenleiter in einem Edelstahlröhrchen, welches in der Kabelschirmung untergebracht ist (Abb. 5.43). Häufig werden gleich mehrere Stahlröhrchen mit mehreren einzelnen Lichtwellenleitern in die Kabelschir‐ mung integriert. Bei den LWL werden sowohl Sin‐ gle-Mode (SM) Fasern wie auch Multi-Mode (MM) Fa‐ sern eingesetzt. Während Single-Mode Fasern typischerweise über eine höhere Ortsauflösung von we‐ niger als 0,5 m verfügen, können Multi-Mode Fasern auch bei sehr langen optischen Weglängen, wie sie bei Serien‐ schaltung von mehreren Fasern auftreten können, von bis zu 70 km eingesetzt werden. Bei beiden Arten von Fasern liegt die Temperaturauflösung unter einem Kel‐ vin. Wichtig ist hierbei zu erwähnen, dass die LWL selbst als Sensoren für die Temperaturmessung dienen. Das Prinzip der Temperaturmessung der DTS mittels Ra‐ man-Lichtstreuung ist in Abb. 5.44 dargestellt. Ein Laser sendet kurze Lichtpulse in den LWL. Ein sehr geringer Teil des Lichts wird an jedem Punkt entlang der Faser zurück gestreut. Der Hauptteil des zu‐ rück gestreuten 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 Glas‐ faser wird aber auch ein geringer Teil des Lichts in zwei von der Rayleigh-Streuung verschobenen Frequenzen zurück gestreut (Stokes-Linie und Anti-Stokes-Linie). Abb. 5.44: Prinzipielle Darstellung der Temperaturmessung mittels Lichtwellenleitern in Hochspan‐ nungskabeln 305 5.9 Monitoring und Diagnose von Kabelsystemen <?page no="307"?> 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 Lichtpulses und des zurückgestreuten Lichtes 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-Bon‐ ding-Kästen erfolgen. Damit ist auch kein direkter Eingriff in die Hochspannungska‐ belgarnituren 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 - wie z. B. 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 (GIL) erfolgen die Überwa‐ chung von Gasdichte, Temperatur und Teilentladungen sowie die Erkennung von Störlichtbögen beim Auftreten von Kurzschlüssen ebenfalls über Glasfasersysteme. 5.9.2 Diagnose von Kabelsystemen Diagnosemessungen an Kabelsystemen werden durchgeführt, um den technischen Zustand des Systems zu einem bestimmten Zeitpunkt zu erkennen. Dies kann der 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 mit Hilfe 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 306 5 Kabeltechnik <?page no="308"?> 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 unterschiedlich 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 gekennzeichnet. Diese feuchtigkeitsgefüllten Haarrisse führen zu einer Schwächung der Kabelisolation und langfristig zu einem Durchschlag des Kabels. Da Hochspannungskabel im Gegensatz zu den meisten Mittelspannungs‐ kabeln mit einem metallischen Querwasserschutz versehen sind, spielt diese Form der Alterung für polymere Hochspannungskabel eine untergeordnete Rolle. Eine weitere Diagnosemessung an Hochspannungskabelsystemen ist der soge‐ nannte Gleichspannungstest am Kabelmantel. Mit dieser Diagnosemessung wird überprüft, ob der Kabelmantel keine Schädigungen aufweist, die mittelfristig zu einer Korrosion des metallischen Querwasserschutzes des Kabels führen könnten. Wie bei der Inbetriebnahmeprüfung des Hochspannungskabels wird bei dieser Messung eine Gleichspannung für eine Minute an dem Kabelmantel gelegt. Die angelegte Gleichspannung bei dieser Diagnosemethode beträgt typischer Weise 5 kV und ist damit etwas geringer als bei einem neu gelegten 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, 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 dem Gas 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 307 5.9 Monitoring und Diagnose von Kabelsystemen <?page no="309"?> 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, 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 Hot-Spots bei frei zugänglichen Kabeln (z. B. bei Tunnellegungen). 5.10 Einsatzgebiete Wegen ihrer hohen Kosten wurden Kabel in der Vergangenheit nur in solchen Fällen eingesetzt, in denen dicht bebaute Flächen, Gewässer oder Landschaftsschutzgebiete Freileitungen nicht zuließen. Auch die Anschlüsse von Inseln und Offshore-Windparks oder Bohrplattformen können nur durch Kabel erfolgen. Ebenso in Bereichen ausge‐ dehnter 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. Erd‐ kabel müssen ihre Verlustwärme ins umgebende Erdreich abführen, ohne dass Wind und tiefe Außentemperaturen dabei hilfreich wären. Zur Steigerung ihres Übertra‐ gungsvermögens gibt es mehrere Möglichkeiten: Vergrößerung des Leiterquerschnitts, Verwendung spezieller Bettungsmaterialien und die Einrichtung von Systemen zur Ka‐ belkühlung. Auch sehr leistungsfähige gasisolierte Leitungssysteme stehen heute dafür zur Verfügung. Drüber hinaus gibt es noch die Option der Hochspannungs-Gleich‐ stromübertragung mit Kabeln, wofür sich Deutschland im Rahmen der Energiewende teilweise entschieden hat. Die Gleichstromübertragung über eine größere Distanz mit Hilfe von Kabeln stellt weltweit technisches Neuland und damit eine große Herausforderung dar. Sollte sie erfolgreich sein, so würde sie gleichzeitig den Weg für ein zukünftiges Overlay-Netz weisen, das Europas Wirtschaftskraft auch in Zukunft sichern und steigern könnte (Kap. 7). 5.11 Literatur 5.1 Cichowski, R. R., Kabelhandbuch, ew Medien und Kongresse, 9. Auflage (2017) 5.2 Suchantke, R., Just, H., Numerische Untersuchung des Wechselstromwiderstan‐ des von Energiekabeln, Projekt Elektromagnetische Simulation, TU Berlin (2014) 308 5 Kabeltechnik <?page no="310"?> 5.3 DIN VDE 0292: 2021-08, System für Typkurzzeichen von isolierten Leitungen; Deutsche Fassung HD 361 S4: 2020, Beuth Verlag (2021) 5.4 Riba, J.-R., Calculation of the ac to dc resistance ratio of conductive nonmag‐ netic straight conductors by applying FEM simulations, European Journal of Physics 36/ 5 (2015) 5.5 Heuck, K., Dettmann, K. D. Elektrische Energieversorgung, Springer (2013) 5.6 Oswald, B. R., 380-kV-Salzburgleitung - Auswirkungen der möglichen (Teil)Ver‐ kabelung des Abschnittes Tauern-Salzach neu, Gutachten im Auftrag von Energie-Control GmbH Wien, Hannover (2007) 5.7 Oswald, B. R., Vergleichende Studie zu Stromübertragungstechniken im Höchst‐ spannungsnetz, ForWind Zentrum für Windenergieforschung Oldenburg und Hannover (2005) 5.8 Grund, R., „Plug and Play“ - Anspruch oder Fiktion an der Hochspannungstech‐ nik, Stuttgarter Hochspannungssymposium (2010) 5.9 Bauer, S., Durch Erdkabel induzierte thermische und hydraulische Prozesse im Untergrund, Vortrag anlässlich des Seminars „Ausgewählte Themen der Hoch- und Höchstspannungs-Kabeltechnik“, Hochschule Karlsruhe (2021) Weiterführende Literatur: Flosdorff, R., Hilgarth, G. Elektrische Energieverteilung, Teubner (2005) Nelles, D., Tuttas, Ch., Elekttrische Energietechnik, Teubner (1998) Küchler, A., Hochspannungstechnik, Springer Verlag, Berlin (2017) Schlabbach, J., Elektroenergieversorgung, VDE Verlag, Offenbach (2009) Brakelmann, H., Jarass, L. J., Erdkabel für den Netzausbau, BoD Norderstedt (2019) Grund, R., Klein, T., Separable connecting systems for MV and HV equipment, advantages for a flexible grid, Pfisterer Kontaktsysteme (2014) Grund, R., Kabelgarniturtechnik - Muffen, Freileitungsendverschlüsse und steckbare Systeme, Tagungsgesellschaft Energie, Karlsruhe, 24. und 25.09.2015 Hofmann, L., Einsatz von Erdkabeln und Freileitungen in Hochspannungs-Drehstrom- und -Gleichstrom-Übertragungssystemen, Vortrag: Informationstag BNetzA (2015) Woschitz, R., Höchstspannungsübertragungsleitungen für die Verlegung in langen Tunneln, 10. Symposium Energieinnovation, Graz (2008) N. N., VPE-isolierte Kabel und Systeme für Hoch- und Höchstspannung, Broschüre, Südkabel (2013) N. N., Hoch- und Höchstspannungs-Kabelanlagen - Kabelgarnituren bis 550 kV, Broschüre nkt Cables, Köln N. N., SuedOstLink - Technische Vorhabensbeschreibung Abschnitt B, ARGE SOL, Bundesfach‐ planung gemäß § 8 NABEG N. N., Kabelsysteme - Kabelgarnituren für Hochspannungsnetze, Pfisterer, Winterbach (2012) 309 Literatur <?page no="312"?> 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz Freileitungen und Kabeln kommt gleichermaßen die Aufgabe zu, elektrische Energie zuverlässig und verlustarm zwischen zwei Knotenpunkten im Netz zu übertragen. Nach der Vorstellung und Beschreibung der beiden Übertragungsmittel sollen nun ihre Eigenschaften und Eigenheiten im Netzbetrieb näher betrachtet werden. 6.1 Elektrotechnische Aspekte Wie in den vorangegangenen Kapiteln zu den beiden Übertragungsarten bereits ausgeführt, unterscheiden sie sich bei den Leiterquerschnitten, den Isoliermedien und den Isolationsabständen wesentlich. Die Bemessung der Isolation für Betriebsmittel in Drehstromnetzen über 1 kV wird in der DIN EN IEC 60071-1 VDE 0111-1 „Isolati‐ onskoordination“ geregelt. Sie beschreibt die Vorgehensweise bei der Auswahl der genormten Bemessungsspannung für die Leiter-Erde- und Leiter-Leiter-Isolierung der Betriebsmittel und Anlagen in diesen Netzen. Demnach sind im Hoch- und Höchstspannungsbereich die Beanspruchungen bei Schalt- und Blitzstoßspannungen maßgebend. Aus diesen Beanspruchungen ergeben sich durch die unterschiedlichen Spannungsfestigkeiten der Isoliermaterialien verschiedene Abstände. In Abb. 6.1 sind die Isolationsabstände schematisch dargestellt. D el Freileitung a 20 kV AC Kabel mit VPE-Isolierung 110 kV AC 380 kV AC 220 1000 2800 5,5 13 27 Maße in mm 525 kV DC 26-28 - Abb. 6.1: Isolationsabstände von Freileitungen und Kabeln in der Mittel,- Hoch- und Höchstspannungs‐ ebene im Europäischen Verbundnetz (Quellen: [6.3, 6.4], nkt) <?page no="313"?> 6.1.1 Vergleich der technischen Eigenschaften Freileitungen und Kabel unterscheiden sich grundlegend im Aufbau der elektrischen Isolation des spannungsführenden Leiters. Diese Unterschiede führen zu unterschied‐ lichen elektrischen Eigenschaften, die bei der Netzplanung und dem Netzbetrieb berücksichtigt werden müssen. So dient bei Freileitungen die atmosphärische Luft als isolierendes Medium zwischen den Leiterseilen untereinander und zu geerdeten Mastbauteilen bzw. zum Erdseil. Die Isolatoren werden unabhängig von ihrer Bauart gleichzeitig mechanisch und elektrisch sowie durch Umgebungseinflüsse beansprucht. Dabei ist die Spannungsfestigkeit eines Isolators bzw. einer Isolatorenkette im Wesentlichen vom Mindestabstand D el , dem Kriechweg entlang der Schirme und der Ausbildung der Befestigungs-Armaturen abhängig. Der Aufbau von Kabeln kann, wie zu sehen war, sehr unterschiedlich sein. Allen Kabeltypen gemeinsam ist die kurze Distanz, auf der ein hoher Potenzialunterschied abgebaut werden muss. Der Abstand zwischen der Leiteroberfläche und dem geerdeten Schirm eines Kabels beträgt in der Höchstspannung rund 1/ 100 des Isolierabstandes von Freileitungen. Während bei Freileitungen die elektrische Feldstärke zwischen Leiter und Erdpotential kaum mehr als 0,1 kV/ m beträgt, steigt sie in Höchstspannungs‐ kabeln auf über 15 kV/ m [6.3]. 6.1.2 Vergleich der elektrischen Eigenschaften Neben ihrem unterschiedlichen Aufbau weisen Freileitungen und Kabel einige grund‐ legende Unterschiede auf, die sich am besten durch ihre jeweiligen elektrischen Eigenschaften erklären lassen. Dazu werden typische Vertreter der Mittel,- Hoch- und Höchstspannungsebene näher betrachtet und hinsichtlich ihrer Kennwerte Wirkwi‐ derstand, Induktivität und Betriebskapazität, Wellenwiderstand, natürliche Leistung und thermische Grenzleistung miteinander verglichen (Tab. 6.1). Eine bessere Leit‐ fähigkeit des Leitermaterials, bei der Verwendung von Kupfer, und ein größerer Querschnitt bewirken einen geringeren Widerstand des Kabels je Längeneinheit im Vergleich zur Freileitung, deren Leiterseile in den meisten Fällen aus den Verbundma‐ terialien Aluminium und Stahl bestehen. Durch die größeren Abstände zwischen den Leitern ergeben sich bei den Freileitungen höhere spezifische Werte der Induktivität. Auffallend hoch ist jedoch der Unterschied bei den Kapazitäten. Diese liegt bei Kabeln rund 16-mal so hoch wie bei Freileitungen. Der dadurch unabhängig vom Betriebsstrom fließende Ladestrom ist beträchtlich und schränkt die Übertragungsfähigkeit des Kabels bei größeren Längen, wie noch zu sehen sein wird, stark ein. Während sich die beiden thermischen Grenzleistungen nicht wesentlich unterscheiden, spielen die unterschiedlichen Kapazitäten für den Blindleistungshaushalt im Leitungsbetrieb eine wichtige Rolle (Kap. 6.1.5). In jedem stromführenden Leiter entsteht hauptsächlich als Folge der ohmschen Verluste Wärme, die während des Betriebs abgeführt werden muss. Sie ist im Wesent‐ 312 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="314"?> lichen abhängig vom Leiterwiderstand und von der Strombelastung. Das bedeutet, dass die Strombelastbarkeit durch die maximal zulässige Leitertemperatur begrenzt ist. Diese beträgt, wie bereits ausgeführt, bei konventionellen Leiterseilen 80 ℃ und bei modernen VPE-Kabeln derzeit 90 ℃. Neben den ohmschen Verlusten treten bei Kabeln und bei Freileitungen auch sogenannte Ableitverluste auf. Sie sind ausschließlich von der Betriebsspannung abhängig und treten daher während der gesamten Betriebsdauer auf. Bei Kabeln resultieren die Ableitverluste aus den dielektrischen Verlusten in der Isolierung. Hierfür ist der Verlustwinkel tan δ verantwortlich (Kap. 5.1). Dieser führt in der 110-kV-Ebene bei Öl- und Gasdruckkabeln zu Verlusten in der Größenordnung von 5 kW/ km. Bei VPE-Kabeln liegen sie in dieser Spannungsebene unterhalb von 1 kW/ km. Bei Freileitungen setzen sich die Ableitverluste aus den meist vernachlässigbaren Kriechstromverlusten über die Isolatoren und aus den feldstärkeabhängigen Korona‐ verlusten an der Leiteroberfläche zusammen. Diese sind zum einen vom Verschmut‐ zungsgrad der Isolatoren und sehr wesentlich von den Witterungsverhältnissen abhän‐ gig. Im Mittel liegen die Ableitverluste bei 110-kV-Freileitungen in der Größenordnung von 0,5 kW/ km. Abb. 6.2 zeigt beispielhaft die Verlustkomponenten verschiedener Spannungsebenen bei zwei unterschiedlichen Leiterströmen [6.3]. 525 kV DC Freileitung Kabel Freileitung Kabel Freileitung Kabel Kabel Leitermaterial Al/ St Cu Al/ St Cu Al/ St Cu Cu Querschnitt Q/ mm 2 Widerstandsbelag 1) R´ (20 °C) in mΩ/ km Kapazitätsbelag C B ' in nF/ km Induktivitätsbelag L´ in mH/ km Wellenwiderstand ca. Z W / Ω Natürliche Leistung P nat / MW Therm. Grenzleistung S th / MVA 1) Gleichstromwiderstand 2) Angabe in MW Werte 20 kV AC 110 kV AC 380 kV AC 120/ 20 240 264/ 34 630 4x264/ 34 2500 3000 240 75 110 30 28 7,2 6 226 240 1,14 0,34 1,21 0,35 0,8 0,5 0,14 10 300 9,5 224 14 50 - 1,2 12 34 254 600 2900 - 333 33 356 48 241 1250 2000 3) 14 16 130 122 1800 Tab. 6.1: Überschlägige elektrische Kennwerte von Freileitungen und Kabeln für verschiedene Span‐ nungsebenen je Drehstromsystem (AC) bzw. je Einzelkabel (DC) (Quellen: [6.3, 6.5, 6.6, 6.7], nkt) 313 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="315"?> 10 20 30 40 kW/ km 500 A 600 A 0 Ableitverluste ohmsche Verluste 12 34 12 12 34 1 12: Ölkabel 3: Gasdruckkabel 4: VPE-Kabel 1: Freileitung Al/ St 265/ 35 Abb. 6.2: Übertragungsverluste Freileitungen und Kabeln in der 110-kV-Ebene in Abhängigkeit vom Leiterstrom (Quelle: [6.3]) 6.1.3 Betriebsverhalten Für Freileitungen und Kabel wird im Folgenden der Oberbegriff Leitung verwendet. Die Überlegungen beschränken sich meist auf den stationären Betriebszustand der Leitungen bei symmetrischer Belastung der drei Leiter. Grundlage für die Modellierung und rechnerische Behandlung unter den oben getroffenen Vereinbarungen ist eine einfache Wechselstromleitung. Sie besteht aus einer unendlichen Kette von infinitesimal kurzen Elementen der Länge dl und den folgenden längenbezogenen Größen: Längswiderstand R‘, Querleitwert (Ableitung) G‘, Induktivität L‘ und Kapazität C‘. Diese vier Größen sind in Abb. 6.3 in Form eines so genannten T-Gliedes wiedergegeben. Abb. 6.3: Allgemein gültiges Ersatzschaltbild eines infinitesimal kurzen Stücks einer Wechselstromlei‐ tung als T-Glied Der Zusammenhang zwischen den Spannungen und Strömen am Leitungsanfang und -ende einer Leitung der Länge l wird durch die Leitungsgleichungen wiedergegeben, die aus der Ersatzschaltung folgen: 314 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="316"?> (6.1) (6.2) (6.3) (6.4) 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 Die darin verwendeten Größen γ und Z w heißen Ausbreitungskoeffizient γ -= R′ + jωL′ ∙ G′ + jωC′ und Wellenwiderstand Z -W = R′ + jωL′ / G′ + jωC′ mit ω = 2πf (Kreisfrequenz), f = technische Frequenz und l = Leitungslänge. Die Gleichungen beschreiben die Augenblickswerte von Spannung und Strom längs einer Leitung sowohl ortswie auch zeitabhängig. Damit können gleichermaßen stationäre und nicht stationäre Vorgänge berechnet werden. Der Index 1 sowohl in den Abbildungen als auch in den Gleichungen bezieht sich dabei auf den Leitungsanfang, Index 2 auf das Leitungsende und Index 0 auf den Rückleiter bzw. auf die Erde, da es in der Hochspannungstechnik keinen Neutralleiter gibt. Die Gleichungen gelten für Freileitungen ebenso wie für Kabel. Komplexe Größen werden dabei unterstrichen wiedergegeben. Abb. 6.4 : Vom allgemein gültigen Modell der Wechselstromleitung zum vereinfachten Modell der verlustlosen Drehstromleitung In mehreren Schritten wird nun von der obigen Darstellung ausgehend das ver‐ einfachte und für grundlegende Untersuchungen meist ausreichende Modell einer verlustlosen Drehstromleitung abgeleitet. Entsprechend vereinfachen sich auch die Leitungsgleichungen und werden damit für viele Anwendungen auch ohne komplexe Rechnung leicht anwendbar. Abb. 6.4 gibt die einzelnen Schritte wieder, die anschlie‐ 315 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="317"?> (6.5) ßend im Detail erläutert werden. Wie eingangs erwähnt, wird nur der stationäre Zustand betrachtet. Für die in Europa vorkommenden Übertragungssysteme mit Längen meist unter 200 km kann eine Ersatzschaltung mit konzentrierten Elementen zugrunde gelegt werden. Man spricht dann von einer elektrisch kurzen Leitung und kann mit den Größen R = R‘· l usw. arbeiten. Abb. 6.5: Elektrisch kurze Wechselstromleitung mit konzentrierten Elementen 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 gilt: R ≪ ωL - und - G ≪ ωC Man spricht in diesem Fall von einer verlustarmen Leitung. Für grundlegende und nur qualitative Betrachtungen darf das Modell weiter vereinfacht werden, indem die Größen R und G gänzlich vernachlässigt werden. Dann liegt eine verlustlose Leitung vor, wobei sich die Leitungsgleichungen zu einer reellen Form reduzieren. Nun werden die Überlegungen auf eine Drehstromleitung erweitert, deren einzelne Leiter in einem gleichseitigen Dreieck angeordnet sind. Dann lässt sich das Modell ergänzen, wobei die magnetischen Kopplungen zwischen den Phasen berücksichtigt werden. Mit Hilfe eines mathematischen Transformationsprozesses wird eine Ent‐ kopplung vorgenommen, indem ein vierter Leiter (Schirm, Erdseil, Erde) mit dem Wert L E eingeführt wird. Es ergibt sich folgendes Ersatzschaltbild: 316 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="318"?> C L C E L E L Abb. 6.6: Vierleitermodell einer symmetrisch aufgebauten, verlustlosen Drehstromleitung Betrachtet man nur symmetrische Belastungsfälle, so fließt im vierten Leiter kein Strom. Er wird dann für die weiteren Berechnungen nicht benötigt. Um schließlich auf eine einphasige Darstellung übergehen zu können, muss der Begriff Betriebskapazität C B eingeführt werden (Kap. 5.1). Diese berücksichtigt, dass die Leiter-Leiter-Kapazitä‐ ten und die Leiter-Erde-Kapazitäten an unterschiedlich hohen Spannungen liegen. 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. Kapazitäten zwischen Leitern können nur bei Kabeln auftreten, deren Adern von einem gemeinsamen Schirm umgeben sind. In allen anderen Fällen verschwindet die Leiter-Leiter-Kapazität, und es folgt C B = C E . Aus praktischen Gründen wird schließlich noch anstelle der anfänglich skizzierten T-Ersatzschaltung ein π-Ersatzschaltbild gewählt, bei welchem die Werte der Querzweige halbiert und gleichmäßig auf Anfang und Ende verlegt werden. Dadurch wird ein unrealistischer Knoten in Leitungsmitte vermieden. Für die vereinfachende Annahme einer verlustlosen Leitung ergibt sich das in Abb. 6.7 gezeigte einphasige Ersatzschaltbild. Abb. 6.7: Einphasige Darstellung einer verlustlosen Drehstromleitung 317 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="319"?> (6.6) Im Folgenden werden nur die wichtigen Sonderfälle Leerlauf, Anpassung und Kurz‐ schluss betrachtet. Um deren wesentlichen Merkmale herausarbeiten, genügt es, die verlustlose Leitung in einphasiger Darstellung zu untersuchen. Wie in der Energietechnik üblich und sinnvoll, gehen wir von vorgegebenen Werten für Spannung und Strom am Leitungsende aus und bestimmen mit Hilfe der Kirchhoffschen Maschen- und Knotenregel denjenigen Spannungs- und Stromwert, der am Leitungsanfang dazu erforderlich ist. Zum besseren Verständnis werden die Ergebnisse jeweils auch mit Zeigerdiagrammen dargestellt. Dabei werden Ströme und Spannungen in einer gemeinsamen Darstellung wiedergegeben. Als Bezugszeiger wird der Spannungszeiger am Leitungsende definiert und in die positive reelle (hier senkrecht gezeichnete) Achse der Gaußschen Zahlenebene gelegt. Der Phasenwinkel φ wird auf dem kürzesten Weg vom Strom zur Spannung gezählt und erhält damit ein Vorzeichen. So haben induktive Lasten im hier verwendeten Verbraucherzählpfeilsystem positive und kapazitive Lasten negative Phasenwinkel. Die Zeigerdiagramme sind qualitativ (also nicht maßstäblich) und geben Effektivwerte von Spannungen und Strömen wieder. Um unterschiedliche Belastungsfälle nachzubilden, denkt man sich die Leitung mit einem veränderbaren ohmschen Widerstand abgeschlossen, der beliebige Werte zwischen null und unendlich annehmen kann (Abb. 6.8). Abb. 6.8: Schaltung zur Darstellung unterschiedlicher Betriebsfälle einer 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 ∙ − jωC B / 2 durch die anteilige Betriebskapazität am Leitungsende. Als Spannung ist hier die Leiter-Erde-Spannung anzusetzen. Für den Längsstrom I 12 durch die Leitung gilt dann I 12 = I 20 . Der Längsstrom bewirkt einen Spannungsfall 318 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="320"?> (6.7) (6.8) φ 1 U 2 U L U 1 I 1 I 10 I 12 = I 20 Abb. 6.9: Strom- und Spannungszeigerdiagramm für eine leerlaufende, verlustlose Leitung U -12 = I -12 ∙ jωL an der Leitungsinduktivität entgegengesetzt zu U 2 . Addiert man zu I 12 noch den Querstrom I -10 = U -1 ∙ − jωC B / 2 so erhält man schließlich den Strom I 1 am Leitungsanfang. Das Zeigerdiagramm in Abb. 6.9 gibt die Verhältnisse anschaulich wieder. Im Leerlauf ist die Spannung am Lei‐ tungsende größer als am Leitungsan‐ fang. Dieses Phänomen wird als Fer‐ ranti-Effekt bezeichnet. Es ist bei Kabeln wegen der hohen Kapazitätswerte be‐ sonders ausgeprägt und kann zu gefähr‐ lichen Spannungen führen, die vom Netzschutz erkannt werden müssen. Zu‐ dem erzeugt die Leitung hierbei Blind‐ leistung, die vom Netz aufgenommen werden muss. Die Leitungskapazität liegt im Querzweig. Die durch sie er‐ zeugte Blindleistung hängt also nur von der angelegten Spannung ab. Im Gegen‐ satz dazu verbraucht die im Längszweig liegende Leitungsinduktivität nur ver‐ nachlässigbar wenig Blindleistung, da ja im Leerlauf kein Laststrom fließt. Die folgende Darstellung gibt die Situa‐ tion für den Fall einer relativ kleinen rein ohmschen Last wieder (Abb. 6.10). Sowohl Spannung wie auch Strom un‐ terscheiden sich betragsmäßig zwischen Leitungsanfang und -ende nicht stark. Steigert man nun im Gedankenversuch die Belastung, so vergrößert sich der Strom über die Leitung, und die Blindleistungsbilanz verändert sich. In Summe verkleinert sich die kapazitive Blindleistung der Leitung, da jetzt die Leitungsinduktivität Blind‐ leistung aufnimmt. 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. Es handelt sich ja um eine verlustlose, also ideale Leitung. Dieser wichtige Sonderfall wird als Anpassung bezeichnet. Der Lastwiderstand ist dabei genau so groß wie der Wellenwiderstand der Leitung, und die zugehörige Leistung wird als natürliche Leistung bezeichnet. 319 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="321"?> U 2 j X I 12 U 1 I 1 I 20 I 2 I 10 I 12 Abb. 6.10: Strom- und Spannungs‐ zeigerdiagramm einer verlustlo‐ sen Leitung bei rein ohmscher Last Abb. 6.11: Strom- und Spannungs‐ zeigerdiagramm für eine verlust‐ lose Leitung bei Anpassung Unter den oben getroffenen Vereinbarungen sind Wellenwiderstand und natürliche Leistung reine Wirk‐ größen. Es ist jedoch festzuhalten, dass wegen des sehr hohen Stromes der Zustand „Anpassung“ bei Kabeln unrealistisch ist, da er nur mit Hilfe von Zwangsküh‐ lung erreicht werden kann. Bei Freileitungen hingegen ist sowohl unternatürlicher als auch übernatürlicher Betrieb möglich, also mit Stromwerten sowohl kleiner als auch größer als im Fall der Anpassung (Kap. 6.1.5). Es ist lediglich der thermische Grenzstrom einzuhalten. Der Vollständigkeit halber werden im Zeigerdiagramm in Abb. 6.11 die Strom- und Spannungsverhältnisse für den Fall der Anpassung wiedergegeben. Führt man Berechnungen mit den Werten von ver‐ lustbehafteten Leitungen (also unter Berücksichtigung von R und G) durch, so weichen deren Beträge nur ge‐ ringfügig von denen mit den vereinfachenden Annah‐ men ab. 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 durch den Netzschutz im Bereich von Millisekunden abgeschaltet werden, um größere Schäden zu vermeiden. In Bezug auf die Blindleistungsverhältnisse, den Wel‐ lenwiderstand und die natürliche Leistung unterschei‐ den sich Kabel und Freileitungen grundsätzlich. Be‐ dingt durch das Isoliermedium Luft und die großen Abstände der einzelnen Leiter zueinander, haben Frei‐ leitungen sehr kleine Kapazitätswerte im Verhältnis zu Kabeln. Ihre Induktivitätswerte sind höher als diejeni‐ gen von Kabeln, liegen aber in der derselben Größen‐ ordnung. Hieraus folgen größere Wellenwiderstände und kleinere Werte für die natürliche Leistung. Bün‐ delleiter bewirken vergrößerte Kapazitäten sowie ge‐ ringere Induktivitäten und somit etwas kleinere Wellenwiderstände. Als konkretes Beispiel wird das Verhalten eines verlustlosen 110-kV-Ölkabels mit dem Querschnitt 300 mm² Cu bei verschiedenen Längen und Belastungen mit folgenden 320 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="322"?> (6.9) (6.10) (6.11) (6.12) (6.13) (6.14) Daten betrachtet: (R‘ = 0); L‘ = 0,56 mH/ km; C B ‘ = 0,310 µF/ km; I r = 630 A; S = 120 MVA; Z w = 42,5 Ω; P nat = 285 MW. Betriebsfälle jeweils für l = 30 km und 60 km: Leerlauf und ohmsche Last 100 MW, wobei in allen Fällen am Leitungsende die Nennspannung herrschen soll. Es ergeben sich folgende Zahlenwerte, wobei die Spannungen zwischen zwei Außenleitern angegeben sind. P 1 und Q 1 sind die Werte von Wirk- und Blindleistung am Leitungsanfang: Leerlauf bei - l = 30 km: U 1 = 109,15 kV; I 1 = 185 A; Blindleistung - Q 1 = − 34,9 Mvar Leerlauf bei - l = 60 km: U 1 = 106,61 kV; I 1 = 365 A; Blindleistung - Q 1 = − 67,5 Mvar Bei einer Leitungslänge von 60 km macht sich der Ferranti-Effekt schon deutlich be‐ merkbar: die Spannung am Leitungsende ist um rund 3 % höher als am Leitungsanfang. Der Ladestrom beträgt hierbei schon über die Hälfte des zulässigen Stromes I r . Nun werden noch die Verhältnisse für eine rein ohmsche Last kleiner als die natürliche Leistung samt zugehörigem Zeigerdiagramm ermittelt: Der Laststrom beträgt I -2 = U -2 / R Last und liegt in Phase mit der Spannung U 2 . Zusammen mit dem Querstrom I -20 = U -2 ∙ − jωC B / 2 durch die anteilige Betriebskapazität am Leitungsende ergibt sich der Längsstrom I 12 . Dieser ruft einen Spannungsfall U -L = I -12 ∙ jωL an der Leitungsinduktivität hervor. Daraus folgt die Spannung U 1 am Leitungsanfang. Addiert man zu I 12 noch den Querstrom I -10 = U -1 ∙ − jωC B / 2 so erhält man schließlich auch den Strom I 1 (Abb. 6.11). Hier ergeben sich folgende Zahlenwerte, wobei die Spannungen zwischen zwei Außenleitern angegeben sind. P 1 und Q 1 sind die Werte von Wirk- und Blindleistung am Leitungsanfang: 321 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="323"?> (6.15) (6.16) Bei - l = 30 km: U 1 = 109,26 kV; I 1 = 553 A; P 1 = 100 MW; Q 1 = − 30,61 Mvar; bei - l = 60 km: U 1 = 107,04 kV; I 1 = 626 A; P 1 = 100 MW; Q 1 = − 59,00 Mvar. Das Kabel lässt einen Dauerstrom von 630 A zu, ist also im letzten Fall schon vollkom‐ men ausgelastet. Ursache hierfür ist die hohe Kapazität. Die natürliche Leistung des Kabels im Beispiel beträgt 285 MW und kann nie erreicht werden. Allgemein müssen Kabel ohne Zwangskühlung stets unternatürlich betrieben werden und erzeugen dabei mehr Blindleistung als sie selbst verbrauchen. Im Gegensatz dazu können Freileitungen problemlos in einem Arbeitsbereich be‐ trieben werden, in dem sie mehr Blindleistung verbrauchen als sie erzeugen. 6.1.4 Strombelastbarkeit Aus den physikalischen Grenzwerten für Strom, der für die Erwärmung des Leiter‐ mediums und die Spannung, die für das Durchschlagsverhalten des Isoliermediums verantwortlich ist, ergibt sich die maximal über eine Leitung übertragbare Leistung. Mit steigendem Querschnitt des Leitermaterials sinken zwar dessen ohmsche Verluste, gleichzeitig steigt aber der Materialaufwand. Kostenbetrachtungen führen so zu einem Optimum mit wirtschaftlichen Stromdichten in der Größenordnung von 1 A/ mm². Aus Kostengründen sind sowohl die einzelnen Spannungsebenen als auch die Querschnitte der Leitermaterialien durch die Normung standardisiert. Kupfer scheidet als Leitermaterial für Freileitungen wegen seiner mechanischen Eigenschaften aus, während es bei Kabeln sehr oft verwendet und meist nur aus wirtschaftlichen Gründen durch Aluminium ersetzt wird. Ähnliches gilt für den Querschnitt des Leiters. Dieser ist bei Freileitungen wegen des Eigengewichts, aber auch durch Wind- und Eislasten nach oben begrenzt. Bei Kabeln hingegen sind Grenzen lediglich durch das Transportgewicht der Trommeln gesetzt. Damit wird indirekt auch die Anzahl der erforderlichen Muffen bestimmt. Kabel besitzen im Normalbetrieb eine höhere Strombelastbarkeit. Allerdings wird die Strombelastbarkeit auch durch die mögliche Abführung der Verlustwärme bestimmt. Bei Freileitungen erfolgt dies durch die umgebende Luft und ermöglicht höhere Werte je nach Umgebungstemperatur und Windstärke. Davon wird heute zunehmend durch das so genannte Freileitungsmonitoring Gebrauch gemacht. Den Belastbarkeitsverlauf in Abhängigkeit der Außentemperatur und der Windgeschwindigkeit bei Freileitungsseilen ausgehend von einer Außentemperatur von 35 ℃ und einer Windgeschwindigkeit von 0,6 m/ s zeigt Abb. 6.12. 322 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="324"?> 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 Belastung in % Temperatur in Grad Celsius Abb. 6.12: Einfluss von Temperatur und Wind auf das Übertragungsverhalten einer Freileitung (Quelle: TenneT) Bei Freileitungen ist eine Grenztemperatur nach den Normen für Leiterseile ein bestimmter Strom festgelegt, bei welcher sie vorgegebene Abstände zum Boden und zu Kreuzungsobjekten nicht unterschreiten. Bei Kabeln sind gewisse Überlastungsre‐ serven vorhanden, die von der Vorbelastung abhängen. Dabei spielt die thermische Zeitkonstante der Anordnung, die im Stundenbereich liegt, eine wichtige Rolle. Bei erdverlegten Kabeln kann man bei Wechsellast eine höhere thermische Grenzleistung als bei Dauerlast zugrunde legen. Die thermische Grenzlast ihrerseits hängt vom Belastungsspiel ab und wird durch den Belastungsfaktor charakterisiert (Kap. 5.1). Wichtig ist dabei, dass es nicht zu kritischen Temperaturüberhöhungen kommt, welche zu einer Lebensdauerverkürzung der Isolation oder sogar zu ihrer Zerstörung führen. Daher ist auch bei Kabelsystemen ein Monitoring der aktuellen Temperaturen gängige Praxis. 6.1.5 Verluste Bei jeder Art von Energietransport treten, wie in Kap. 6.1.2 erläutert, Verluste bei der übertragenen Wirkleistung auf. Durch geeignetes Leitermaterial und hochwertige Isolierung können Verluste zumindest in der Hoch- und Höchstspannungsebene unter fünf Prozent gehalten werden. 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. 323 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="325"?> Verluste bei Freileitungen In Freileitungen entstehen stromabhängige Verluste durch die ohmschen Widerstände der Leiterseile. Bei der häufig vorkommenden Kombination von Aluminiumdrähten und einer Stahlseele wird letztere bei der rechnerischen Ermittlung des Widerstands‐ wertes nicht berücksichtigt. Da die einzelnen Aluminiumdrähte mit der Zeit an ihrer Oberfläche oxidieren und dadurch gegeneinander isoliert sind, tritt kein messbarer Skineffekt auf. Damit kann mit guter Näherung mit dem Gleichstromwiderstand bei einer Betriebstemperatur bis zu 80 ℃ gerechnet werden. Die spannungsabhängigen Verluste bei Freileitungen setzen sich aus den Kriechst‐ romverlusten an den Isolatoren sowie den Koronaverlusten zusammen. Die Isolato‐ rausführung und der Selbstreinigungseffekt bei Regen führen dabei zu vernachlässig‐ bar kleinen Strömen, während die Koronaverluste von der Oberflächenrandfeldstärke der Seile und entscheidend von Luftfeuchte und Meereshöhe abhängen. Als Richtwerte kann man Ableitwiderstände von 20 MΩ/ km für 110-kV-Leitungen und 60 MΩ/ km für solche in der 380-kV-Ebene annehmen. Daraus resultieren mittlere Ableitverluste von 0,6 kW/ km bzw. 2,4 kW/ km je System. Die Koronaverluste machen sich erst in den höchsten Spannungsebenen bemerkbar und liegen je nach Wetter zwischen 2 kW/ km und 5 kW/ km, bei Frost allerdings um ein Vielfaches höher. Bedingt durch die Betriebs‐ kapazität fließt auch ein spannungsabhängiger Ladestrom. Dieser ist vergleichsweise gering und kann bei Betrachtungen zum Thema Verluste vernachlässigt werden. So hat zum Beispiel die in Kap. 6.1.3 erwähnte 110-kV-Freileitung mit dem Quer‐ schnitt 240/ 40 mm² Al/ St und einer Länge von 30 km bei einem Strom von 645 A (123 MVA) und 80 ℃ Leitertemperatur ohmsche Verluste in Höhe von 5,39 MW. Das entspricht rund 4,4 % der übertragenen Scheinleistung. Verluste bei Kabeln Bei Kabeln bilden die ohmschen Widerstände der Kabeladern und des Schirmmaterials die Quellen für die stromabhängigen Verluste. Wie erläutert lassen sich diese hier aber wesentlich geringer halten. Im ebenfalls zuvor aufgeführten 110-kV-Kabel mit dem Querschnitt 300 mm² Cu sowie einer Länge von 30 km treten bei einem Strom von 588 A bzw. 112 MVA und bei 90 ℃ Leitertemperatur ohmsche Verluste in Höhe von rund 2,4 MW auf. Das entspricht ca. 2,1 % der übertragenen Scheinleistung. Zusätzlich müssen hier der Skineffekt und bei Einleiterkabeln auch in gewissem Maße der Proximityeffekt mitberücksichtigt werden (Kap. 5.1). Aus wirtschaftlichen Gründen weisen Kabel mit sehr großen Querschnitten ab ca. 800 mm² daher zur Verringerung des Skineffekts oft Sektoren unterteilte Millikenleiter mit verdrillten Einzelleitern auf. Andererseits fallen diese Verluste bei geringen Querschnitten bis 185 mm² vernachlässigbar gering aus, so dass in der Praxis nur der dazwischen liegende Querschnittsbereich betrachtet werden muss. Skineffekt und Proximityeffekt werden wesentlich durch Aufbau und Abmessungen der Einleiterkabel sowie ihre Anordnung und ihren Abständen zueinander beeinflusst. 324 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="326"?> Einseitige Erdung oder Cross-Bonding der Schirme (Kap. 5.6.1) bei beidseitiger Erdung tragen ebenfalls dazu bei, diese Übertragungsverluste gering zu halten. Die hohen Kabelkapazitäten bewirken aber, dass auch bei unbelasteter Leitung ein Ladestrom fließt, der hohe Werte annehmen und bei entsprechender Länge das Kabel vollständig auslasten kann. Obwohl es sich dabei um einen Blindstrom handelt, ruft auch er ohmsche Verluste in den Leitern hervor. Ein geringer Wirkanteil des Ladestroms beruht weiter auf Pola‐ risationsvorgängen im Dielektrikum und seiner schwachen Leitfähigkeit. Die Höhe dieses Wirkanteils wird durch den Verlustfaktor tan δ des Isoliermaterials beschrieben. Bei einem modernen 380-kV-Kunststoffkabel (tan δ = 0,4 ∙10 -3 ) mit einer Ladeleistung von rund 10 Mvar/ km folgt hierfür ein Wert von 4 kW/ km. Da der Ladestrom das Übertragungsverhalten eines Kabels stark einschränkt, muss dieser ab bestimmten Längen kompensiert werden. Dafür eignen sich Kompensationsspulen, die zwischen die drei Phasen und Erde geschaltet 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 deren Wicklungen ebenfalls ohmsche Verluste auftreten, muss dieser Effekt in die Verlustbilanz einer Kabelstrecke Eingang finden. Man rechnet beispielsweise in der 110-kV-Ebene mit ohmschen Verlusten je Einheit in Höhe von etwa 0,15 % der zugehörigen Kompensationsblindleistung. Bei einer Drosselleistung von 50 Mvar wären dies somit 750 kW. 6.1.6 Blindleistungsverhalten und übertragbare Leistung Die thermische Grenzleistung ist ein Maß für die Stromtragfähigkeit von Kabeln und Freileitungen. Sie ist aber nicht die einzige Einflussgröße für die über eine Leitungsverbindung übertragbare elektrische Leistung. Eine entscheidende Rolle spielt das Blindleistungsverhalten des Betriebsmittels. Die unterschiedlichen Induktivitäts- und Kapazitätswerte der beiden Übertragungs‐ medien führen nämlich zu großen Unterschieden in Bezug auf das Blindleistungsver‐ halten im Betrieb und schränken das Übertragungsvermögen ein. Eine leerlaufende Freileitung erzeugt durch ihre Kapazität in diesem Betriebszustand eine geringe Ladeleistung. Wird die Leitung an ihrem Ende belastet, so verbraucht ihre Induktivität Blindleistung und kompensiert einen Teil der Ladeleistung. Mit zunehmender Übertragungsleistung wird schließlich der Betriebspunkt mit natürlicher Leistung erreicht, bei dem sich die beiden Blindleistungsarten aufheben. Bei Erreichen der natürlichen Leistung muss der einspeisende Generator keine Blindleistung zur Verfügung stellen. 325 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="327"?> (6.17) Q S Abb. 6.13: Blindleistungbedarf Q für einen Kilometer Länge einer 380-kV-Freileitung, Erdkabel und GIL in Abhängigkeit der Übertragungsleistung S. Bei induktiver Blindleistung ist Q > 0, bei kapazitiver Blindleistung ist Q < 0 (Quelle: [6.8]) Während Freileitungen im Hoch- und Höchstspannungsbereich bereits bei etwa einem Viertel ihrer thermischen Grenzleistung aus dem unternatürlichen (kapazitiven) Bereich in den übernatürlichen (induktiven) wechseln (Bild 6.13, blaue Kurve), können Kabel wegen ihrer hohen Kapazitätswerte nur im unternatürlichen Bereich betrieben werden, in dem sie mehr Blindleistung erzeugen als sie verbrauchen (Bild 6.13, rote Kurve). Um in die Nähe der Anpassung zu kommen, müsste ein derart hoher Strom fließen, den das Kabel nur mit einer intensiven Zwangskühlung erreichen kann. Die Gasisolierte Leitung (GIL) verhält sich hinsichtlich ihres Blindleistungsbedarfs ähnlich wie ein Kabel in der gleichen Spannungsebene, allerdings befindet es sich über den gesamten Belastungsverlauf deutlich näher an der natürlichen Leistung (Abb. 6.13, grüne Kurve). Kabel in höheren Spannungsebenen erzeugen überproportional mehr Blindleistung, da deren Betrag quadratisch von der anliegenden Spannung abhängt, wie die nachfol‐ gende Formel zeigt: Q ∼ U 2 ωC B . Wirk- und Blindstrom ergeben geometrisch addiert den Scheinstrom, der die Übertra‐ gungsfähigkeit des Kabels bestimmt. Hier geht dessen Blindleistungsbedarf zulasten der noch übertragbaren Wirkleistung. Das Diagramm in Abb. 6.14 zeigt den möglichen Wirkleistungstransport eines Kunststoffkabels für 380 kV in Abhängigkeit der Über‐ tragungslänge. 326 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="328"?> (6.18) Neben dem unterschiedlichen Blindleistungsverhalten von Freileitungen und Kabeln spielt neben dem thermischen Grenzstrom auch der tolerierte Spannungsfall für die Übertagungsfähigkeit in konkreten Fällen eine wichtige Rolle. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 0 20 40 60 80 100 120 Leistung am Leitungsende in MW Leitungslänge in km Abb. 6.14: Maximal übertragbare Wirkleistung eines 380-kV-Kabels als Funktion der Länge 6.1.7 Zuverlässigkeit und Lebensdauer Hoch- und Höchstspannungsnetze werden nach dem (n-1)-Prinzip geplant und betrie‐ ben (Kap. 1.5.2). Für detailliertere Betrachtungen - besonders zum Vergleich möglicher Varianten bei geplanten Erweiterungen - kommen auch spezielle Verfahren zur Zuverlässigkeitsberechnung zum Einsatz. Diese basieren im Wesentlichen auf den folgenden zufallsbedingten, stochastischen Größen der relevanten Betriebsmittel, bei denen eine Reparatur bzw. ein Austausch möglich ist. Es sind die Mittlere Fehlerfreie Betriebsdauer T B (engl. Mean Time To Failure, MTTF) sowie die Mittlere Ausfalldauer T A (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 zu erreichen, muss die Ausfalldauer viel kleiner sein als die mittlere fehlerfreie Betriebsdauer. Damit gilt annähernd: MTTF + MTTR = MTBF ≈ T B . 327 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="329"?> (6.19) (6.20) (6.21) Die Häufigkeit, mit der ein Betriebsmittel im Betrachtungszeitraum ausfällt (z. B. ein Jahr), führt zur Ausfallrate λ Es gilt: λ = 1/ T B . Entsprechend wird die Instandsetzungsrate μ als der Kehrwert der mittleren Ausfall‐ dauer definiert, also μ = 1/ T A . Die Statistik zeigt, dass Freileitungen eine höhere Ausfallrate 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 in kurzer Zeit durchgeführt werden können. Beim sogenannten Markov-Verfahren, für das bestimmte Randbedingungen anzu‐ nehmen sind, werden alle möglichen Zustände und die damit verbundenen Über‐ gangswahrscheinlichkeiten 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. Betrachtet wird zuerst die Versorgung einer Last über eine Einfachleitung, wobei die Einspeisung als 100 % zuverlässig gilt. Das zugehörige Zustandsdiagramm in Abb. 6.15 gibt die beiden möglichen Zustände samt Übergangsraten wieder. Abb. 6.15: Zustandsdiagramm für eine einzige Komponente Das Verfahren nach Markov liefert die Wahrscheinlichkeiten P 1 und P 2 für die beiden Zustände gemäß den Gleichungen P 1 = μ/ μ + λ und 328 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="330"?> (6.22) (6.23) P 2 = λ/ μ + λ . Die Abkürzung „P“ kommt in diesem Fall vom engl. „Probability“. Nimmt man beispielsweise eine Ausfallrate von λ = 0,4 a -1 und eine Instandsetzungs‐ rate von μ = 500 a -1 an, so folgt für den Aus-Zustand eine Wahrscheinlichkeit von 0,0008 entsprechend einer Aus-Zeit von etwa 7 Stunden pro Jahr. 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 (Abb. 6.16). Abb. 6.16: Zustandsdiagramm für zwei Komponenten Das Verfahren nach Markov liefert hierzu die Wahrscheinlichkeit für den Zustand 4 (beide Aus) mit der Gleichung P 4 = λ/ μ + λ ². Rechnet man mit denselben Übergangsraten wie im ersten Fall, so ergibt sich 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 so genannte Common-Mode, also die Möglichkeit des gleichzeitigen Ausfalls beider Komponenten im Fall von Freileitungen etwa durch Mastbruch. Hierfür müsste das Modell entsprechend erweitert werden. 329 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="331"?> Die einschlägige Literatur liefert folgende Anhaltswerte z. B. für starr geerdete 110-kV-Freileitungen der Länge 1 km: 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 zu μ = 2740 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 zu μ = 133 a -1 . Bei Freileitungen kann man mit einer Lebensdauer über 80 Jahre rechnen, zumal es problemlos möglich ist, einzelne Seile und Armaturen auszuwechseln. Entsprechend den Umgebungsbedingungen ist zudem eine turnusmäßige Kontrolle und ggf. Nach‐ behandlung der Maste gegen Korrosion erforderlich. Im Gegensatz dazu liegen die Erfahrungswerte von klassischen Öl- und Massekabeln eher zwischen 40 und 50 Jahren. Hierbei spielt die Frage, ob und wie lange die thermische Grenzleistung überschritten wurde, eine wichtige Rolle. Eine 40-jährige Lebensdauer wird auch für VPE-Kabel angesetzt, obwohl es noch keine entsprechenden Langzeiterfahrungen für den Isolierstoff gibt. Bei Kabelsystemen besteht Wartungs‐ bedarf nur hinsichtlich der Funktionalität von Cross-Bonding-Verbindungen und Erdungen sowie bei den zugehörigen Überspannungsableitern. Gegebenenfalls gilt dies auch für die Kompensationseinrichtungen. 6.1.8 Elektrische und magnetische Felder (EMF) Elektrische und magnetische Gleichfelder, die nicht durch technische Einrichtungen hervorgerufen werden, finden sich überall auf der Erde und in der Atmosphäre. Die Werte für das natürliche elektrische Gleichfeld liegen bei Schönwetter grob zwischen 0,1 und 0,5 kV/ m. Für das magnetische Gleichfeld gelten Bereiche von 20 bis 60 µT. Strom I Spannung U magn. Flussdichte B elektr. Feldstärke E Abb. 6.17: Elektrische und magnetische Felder im Nahbereich eines stromdurchflossenen Leiters 330 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="332"?> Ebenso rufen technisch erzeugte Spannungen elektrische Felder und die zugehörigen Ströme magnetische Felder hervor (Abb. 6.17). Bei Anlagen für Gleichstrom und niederfrequenten Wechselstrom, die in Deutschland bei Bahnstromanlagen 16,7 Hz und in der öffentlichen Stromversorgung 50 Hz betragen, sind in ihren Wirkungen getrennt voneinander zu betrachten. Bei hochfrequenten Feldern von einigen kHz aufwärts sind beide miteinander gekoppelt, und man spricht von elektromagnetischen Feldern. Die elektrischen und magnetischen Feldwerte hängen stark von der Leitungskon‐ struktion und bei Freileitungen insbesondere von der Mastkopfgeometrie und der Anordnung der Leiter ab [6.22]. Die Leitungskompaktierung, d. h. die Reduktion der Leiterabstände, ist der beste Weg, um das elektrische und das magnetische Feld in Bodennähe zu reduzieren. Durch eine Vergrösserung des Bodenabstandes kann dies gleichfalls erreicht werden [6.23]. Allerdings erhöht eine Leitungskompaktierung die akustischen Emissionen und die Radiointerferenzen der Freileitung signifikant, da in diesem Fall das elektrische Feld an der Leiteroberfläche erhöht wird. Diesem Umstand kann durch eine größere Anzahl von Teilleitern, z. B. anstatt zwei, vier Bündelleiter, und durch die Transposition der Leiter begegnet werden [6.24]. In den 1970er Jahren des vergangenen Jahrhunderts tauchte ein neues Thema auf, nämlich die angeblichen negativen Auswirkungen im Nahbereich insbesondere von Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen auf die menschliche Gesundheit. Im Einklang mit dem Megatrend des wachsenden Umweltbewusstseins der Öffentlichkeit, ist dies neben der Ästhetik von Freileitungen zu einem wichtigen Anliegen in der Branche geworden [6.24]. Die Gesundheitsproblematik wird seit vielen Jahren von einer ständigen Sonderarbeitsgruppe der CIGRE, der WG C3.01, aufmerksam verfolgt. Sie hat in den vergangenen Jahrzehnten zwei Grundsatzberichte über den neuesten Stand der Technik veröffentlicht [6.25, 6.26]. Alles begann mit einer Studie, die 1979 in Denver, Colorado, durchgeführt wurde [6.27]. Die Autoren suchten nach möglichen Umweltfaktoren innerhalb der Häuser in denen sich Kindern aufhielten, die an Leukämie erkrankt waren. Das Magnetfeld in diesen Häusern wurde auf etwa 0,2 μT geschätzt, und die Autoren vermuteten, dass dies der Grund für diese Assoziation sein könnte. Trotz der Skepsis bei Fachleuten wurde die Studie von den Behörden, der Wissenschaft und der Industrie sehr ernst genommen und führte zu großen internationalen Forschungsanstrengungen. Alle darauffolgenden Studien haben allerdings gezeigt, dass die Entstehung von Kinderleukämie nicht auf die von Hochspannungsleitungen erzeugten Magnetfelder zurückgeführt werden kann [6.9, 6.28]. Da elektrische Felder durch Gebäudehüllen und geerdete Gegenstände geschwächt bzw. abgeschirmt werden, spielen sie in der Gesundheitsdiskussion eine untergeordnete Rolle. Die typischen Werte für elektrische und magnetische Felder unter Freileitungen zeigt die Tab. 6.2. 331 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="333"?> Tab. 6.2: Typische elektrische und magnetische Feldwerte unter Freileitungen in 1 m über der Erdober‐ fläche Um Risiken sicher auszuschließen, hat der Gesetzgeber in Deutschland zum Schutz vor möglichen schädlichen Umwelteinwirkungen Grenzen für Effektivwerte von niederfrequenten elektrischen und magnetischen Feldern festgelegt. Diese sind in der aktuellen Bundes-Immissionsschutzverordnung (BImSchV) für den Bereich von 50 Hz wie folgt geregelt: „Leitungen sind so zu errichten und zu betreiben, dass in ihrem Einwirkungsbereich in Gebäuden oder auf Grundstücken, die zum nicht nur vorübergehenden Aufenthalt von Menschen bestimmt sind, bei höchster betrieblicher Anlagenauslastung die Grenz‐ werte von 5 kV/ m für die elektrische Feldstärke und 100 µT für die magnetische Flussdichte nicht überschritten werden.“ Ergänzend wurde für Gleichstrom eine magnetische Flussdichte von maximal 500 µT festgelegt (Tab. 6.3). Die Grenzwerte gelten also für allgemeine „Daueraufenthaltsbe‐ reiche“. Eine Gesetzliche Regelung für Bereiche zum vorübergehenden Aufenthalt gibt es bisher nicht. Internationale Gremien, wie die IRPA/ INIRC (International Com‐ mission on Non-Ionizing Radiation Protection) empfehlen für Bereiche in oder an Anlagen zur Stromversorgung mit niederfrequentem Wechselstrom, in denen sich z. B. Fachpersonal von Netzbetreibern vorübergehend aufhält, für elektrische Felder einen Höchstwert von 10 kV/ m und für die magnetische Flussdichte einen solchen von 500 µT. Für besonders kurzzeitige Aufenthalte sind noch höhere Werte zulässig [6.30]. Für beide Feldarten gilt stark vereinfacht das Abstandsgesetz, wonach die Feldstärke ̴ 1/ r abnimmt, mit r als Abstand zum System. Bedingt durch den täglichen Umgang mit elektrischen Geräten ist jedermann zumindest vorübergehend netzfrequenten Feldern ausgesetzt. Elektrisches Feld Magnetfeld elektrische Feldstärke magnetische Flussdichte kV/ m μT Wechselstrom 50 Hz 5 100 Gleichstrom - 500 Stromart 26. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV), 2013, Anlage 1 Tab. 6.3: Grenzwerte für elektrische und Magnetische Feldstärken gemäß (BImSchV) in Daueraufent‐ haltsbereichen 332 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="334"?> Elektrisches Feld Elektrische Felder sind wegen ihrer Spannungsabhängigkeit allein schon dann vorhan‐ den, wenn bei Anlagen und Geräten Spannung anliegt. Sie lassen sich aber mit einfa‐ chen Mittel abschirmen. So enden z. B. bei Kabeln die elektrischen Feldlinien an den Kabelschirmen und bei gasisolierten Leitungen (GIL) an der äußeren Rohrwandung. Die Umgebung von geschirmten Kabeln treten daher keine elektrischen Felder auf. Bei Freileitungen hängt die elektrische Feldstärke in Erdbodennähe außer von der Spannungshöhe auch vom Bodenabstand der Leiterseile und der Anordnung der Leiter ab. In sehr ungünstigen Fällen können unter 380-kV-Freileitungen Werte von bis zu 8 kV/ m auftreten (Tab. 6.2). Je nach Mastform und Anzahl der Drehstromsysteme lassen sich durch eine optimierte Phasenanordnung geringere Feldstärken in Bodennähe er‐ reichen. Bei Hochspannungsfreileitungen und bei Freileitungen in darunterliegenden Spannungsebenen liegt die elektrische Feldstärke zum Teil deutlich unterhalb des Grenzwerts. Wegen seines geringen Körperwiderstandes verhält sich der Mensch im elektri‐ schen Feld ähnlich wie ein metallischer Gegenstand und verzerrt dessen Verlauf. Die Feldlinien, die allseits senkrecht auf den Körper auftreffen, werden im Körper um mehrere Größenordnungen abgeschwächt. Sie bewirken Verschiebungsströme, deren Werte ca. 14-15 µA pro kV/ m betragen [6.1]. Die Verschiebungsströme setzen sich im Körperinneren als sehr kleine Ströme fort. Allerdings werden die Felder durch Wände, Decken, Bäume und andere Gegenstände abgelenkt bzw. abgeschirmt, so dass sie ihre Wirkung nur sehr eingeschränkt und innerhalb von Räumen gar nicht entfalten können. Bei elektrischen Wechselfeldern können im Wesentlichen nur Sekundäreffekte auftreten, die insbesondere unter Höchstspannungsfreileitungen im Freien durch Induktion in nichtgeerdeten metallischen Gegenständen entstehen. Die erzeugten elek‐ trischen 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 Höchstspannungsfreileitungen konsequent geerdet. Bei Gleichstrom-Freileitungen können sich Raumladungswolken von Ladungsträ‐ gern im Nahbereich der Leiter bilden. Diese wirken verstärkend auf die Feldverteilung und können in Bodennähe wesentlich höhere Werte hervorrufen, als rechnerisch ermittelt. Bei Wind können Raumladungswolken abdriften und bewirken, dass die elektrische Feldstärke in Windrichtung seitlich von der Leitung erst in größerer Entfernung abnimmt. Im Falle von Wechselstromleitungen existiert dieser Effekt nicht. Über mögliche gesundheitliche Auswirkungen von ionisierten Partikeln liegen bis jetzt nur wenige Erkenntnisse vor. Magnetisches Feld Magnetische Feldlinien umschließen den stromführenden Leiter kreisförmig (Abb. 6.17, grün dargestellt) und werden mit Hilfe der magnetischen Flussdichte beschrieben. 333 6.1 Elektrotechnische Aspekte <?page no="335"?> Ihr Verlauf lässt sich nur durch hochpermeable Metalle beeinflussen. Eine wirksame Abschirmung ist im Gegensatz zu elektrischen Feldern nur mit relativ großem Aufwand möglich. Im Fall von Kabeln könnte dies durch eine Abdeckung mit Platten aus einer Speziallegierung geschehen. Ebenso denkbar ist die Verlegung von Kupferleitern parallel zum Kabel, die eine Schleife bilden und in sich kurzgeschlossen sind. Das darin durch Induktion zusätzlich erzeugte Magnetfeld schwächt das Magnetfeld in der Umgebung des Kabels. Beide Maßnahmen sind sehr aufwändig [6.10]. Beim resultierenden Magnetfeld einer Freileitung oder eines Kabels handelt es sich um die geometrische Summe von drei Einzelfeldern. Abb. 6.18 zeigt den Verlauf der magneti‐ schen Flussdichte im Nahbereich von Freileitungen und Kabeln in der 380-kV-Ebene bei Höchstlast. Im Fall mehrerer Systeme spielt dabei die Anordnung der Leiter eine bedeutende Rolle. Neben der Entfernung ist bei beiden Übertragungssystemen die re‐ sultierende Feldstärke in Abhängigkeit vom Abstand der drei Einzelleiter eines Systems zueinander von Bedeutung. Da die Stromsumme im Drehstromsystem unabhängig von der Stromstärke in jedem Augenblick den Wert null annimmt, heben sich die Felder umso besser auf, je näher die Einzelkabel zueinander verlegt sind. Im theoretischen, aber unrealistischen Fall ihrer vollständigen Vereinigung wäre ihre Umgebung feldfrei. Die Leiter einer Freileitung müssen mit Rücksicht auf das Ausschwingverhalten und die Isoliereigenschaften der Luft einen bestimmten Abstand zueinander aufweisen. Bei Kabeln ist dieser Mindestabstand wesentlich geringer und wird, neben der Dicke der Isolation, nur durch die Notwendigkeit einer günstigen Wärmeabfuhr vorgegeben. Ein Mensch ist selbst an der Stelle des geringsten Abstandes der Leiter zum Boden weiter von ihnen entfernt als im Falle von Erdkabeln. Bei gleich hoher Stromstärke fällt - bedingt durch die Nähe der drei einzelnen Kabel zueinander - die resultierende magnetische Flussdichte in ihrer Umgebung jedoch schneller ab. Insgesamt ergeben sich in Bezug auf die magnetischen Wirkungen im Nahbereich bei Freileitungen und Kabeln somit ähnliche Verhältnisse. So können direkt unter einer 380-kV-Freileitung beim höchsten Betriebsstrom in 1 m Höhe über dem Erdboden magnetische Flussdichten bis maximal 50 µT auftreten. Bei Kabeln unter Volllast liegt der Wert höher, bleibt aber deutlich unter dem Grenzwert von 100 µT, wie Abb. 6.18 veranschaulicht [6.2]. Die Flussdichten nehmen mit zuneh‐ mender Entfernung von der Trassenmitte im Vergleich zu Freileitungen rascher ab. Für Gleichstromkabel und -freileitungen gilt mit 500 µT ein deutlich höherer Grenzwert für die magnetische Flussdichte. Hierzu liegen noch keine Erfahrungswerte vor. Feldberechnungen lassen aber den Schluss zu, dass der Grenzwert von HGÜ-Kabeln über der Erdoberfläche deutlich unterschritten wird. Im Gegensatz zu den elektrischen Wechselfeldern sind die nur bei Stromfluss vorhandenen wechselnden Magnetfelder in der Lage, Wirkungen im menschlichen Körper hervorzurufen, da sie das Gewebe ungehindert durchdringen. Sie führen ebenso wie die elektrischen Felder dazu, dass im leitfähigen Gewebe gesundheitlich unbedenkliche Ströme erzeugt werden. 334 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="336"?> Abb. 6.18: Verlauf der magn. Flussdichte von Kabel und Freileitung in der 380-kV-Ebene bei maximaler Strombelastung in 1 m über dem Erdboden (Quelle: Bundesamt für Strahlenschutz) 6.2 Sternpunktbeschaltung Im ungestörten Betrieb und bei symmetrischen, dreipoligen Fehlern spielt die Art der Sternpunktbeschaltung praktisch keine Rolle. Sie hat aber große Bedeutung bei un‐ symmetrischen Fehlern, wie beispielsweise einem Erdschluss, 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 Aufmerksamkeit geschenkt. Er kann im Freileitungsnetz etwa durch eine mechanische Beschädigung, durch einen verschmutzten Isolator, durch Blitzschlag oder durch das „Hineinwachsen“ von Baumteilen in den Schutzbereich entstehen. Dadurch kann es zu einem Lichtbogen kommen. Bei Kabeln werden solche Fehler beispielsweise durch Baggerarbeiten oder thermische Überlastung und Zerstörung der Isolation verursacht. Bei Fehlern dieser Art ist je nach Spannungsebene, Netzausdehnung und Beschaltung des Netz-Sternpunkts eine sofortige Abschaltung oder aber ein Weiterbetrieb des Netzes für eine gewisse Zeit möglich. Unter bestimmten Bedingungen erlischt der Lichtbogen von selbst. 335 6.2 Sternpunktbeschaltung <?page no="337"?> Folgende Arten der Sternpunktbeschaltung sind in Deutschland üblich (Abb. 6.19): ■ 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 Sternpunkt betrieben, ■ Hochspannungsnetze (60-)110 kV: starr geerdet oder auch mit Erdschlusslöschspu‐ len ausgestattet, je nach Ausdehnung des Netzes, ■ Höchstspannungsnetze 220 und 380 kV: starr geerdet. L 1 L 2 L 3 1 2 3 Abb. 6.19: Möglichkeiten der Sternpunktbeschaltung mit 1: gelöscht, 2: starr geerdet, 3: freier Stern‐ punkt, ohne Erdverbindung Die Primärseite des speisenden Transformators ist in der obigen und den folgenden Darstellungen aus Vereinfachungsgründen nicht wiedergegeben. Zur weiteren Be‐ trachtung genügt ein stark vereinfachtes Modell des Netzes, das nur eine Einspeisung enthält und deren Leitungen zu einer einzigen Ersatzimpedanz zusammengefasst werden. Lastströme müssen nicht berücksichtigt werden, da sie klein sind im Verhältnis zu den Werten, die im Kurzschlussfall auftreten. 6.2.1 Starre Sternpunkterdung Im Fall der starren Sternpunkterdung führt ein einpoliger Fehler zu einem hohen Strom im betroffenen Leiter. Er muss vom Netzschutz erfasst und sofort abgeschaltet werden. In Freileitungsnetzen und solchen mit einem hohen Kabelanteil verschwindet der Fehler danach oft von allein, z. B., wenn die Fehlerursache verbrennt, und es kann nach einigen hundert Millisekunden wieder zugeschaltet werden. Die dazu nötige Einrichtung wird als Automatische Wiedereinschaltung (AWE) nach einer Kurzunterbrechung (KU) bezeichnet. Die Rückleitung des Fehlerstromes erfolgt über Erdungseinrichtungen, Erdseile, Kabelschirme und über das Erdreich. Alle genannten Impedanzen sind sehr klein und bewirken damit einen hohen Fehlerstrom, der als Erdkurzschlussstrom bezeichnet wird (Abb. 6.20). 336 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="338"?> Abb. 6.20: Erdkurzschluss bei starr geerdetem Sternpunkt 6.2.2 Isolierter Sternpunkt Im anderen Grenzfall, nämlich bei isoliertem Sternpunkt, erfolgt die Rückleitung des Fehlerstromes nicht über die Erde, sondern über die Erdkapazitäten aller gesunden Leiter des Netzes (Abb. 6.21). Bedingt durch deren hohe Impedanzen ist der Fehlerstrom in diesem Fall relativ klein und wird als Erdschlussstrom bezeichnet. Ein Vorteil dieser Sternpunktbehandlung liegt darin, dass das Netz noch so lange (ggf. Stunden) weiter betrieben werden kann, bis die Fehlerstelle gefunden und die Leitung freigeschaltet ist. In Deutschland wird diese Methode nur in speziellen Fällen wie beispielsweise zur Versorgung des Eigenbedarfs von Kraftwerken eingesetzt, denn sie garantiert eine hohe Versorgungszuverlässigkeit. Allerdings führt sie zu einem anderen Problem, welches sich mit dem Begriff der Verlagerungsspannung, wie in Abb. 6.22 dargestellt, erklären lässt. Abb. 6.21: Erdschluss bei isoliertem Sternpunkt 337 6.2 Sternpunktbeschaltung <?page no="339"?> 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 auf den Wert der Nennspannung U N steigen. Die Isolation aller Netzkomponenten wird daher mit dieser Spannung belastet, und es besteht die Gefahr der Fehlerausweitung. U 10 U U U 30 U 20 L1 L1 L3 L3 L2 L2 N Abb. 6.22: Lage des Sternpunkts bei einem Erdkurzschluss (linker Bildteil) und bei einem Erdschluss des Leiters L1 (rechter Bildteil) 6.2.3 Induktive Sternpunkterdung Schaltet man zwischen Netzsternpunkt und Erde eine Induktivität geeigneter Größe, so wird der kapazitive Erdschlussstrom durch den induktiven Spulenstrom kompensiert, und der Fehlerstrom erlischt. Das ist insbesondere bei Lichtbogenfehlern der Fall, wie sie häufig in Freileitungsnetzen nach Blitzeinschlägen auftreten. Die Induktivität wird daher auch als Erdschlusslöschspule oder nach Ihrem Erfinder Petersenspule bezeichnet (Abb. 6.23, rechter Bildteil). Der kompensierte Betrieb eines Netzes setzt dabei voraus, dass der Grenzstrom für die Selbstlöschung frei brennender Lichterbögen nicht überschritten wird, da Lichtbögen sonst nicht erlöschen. Abb. 6.23 zeigt im linken Bildteil die prinzipiellen Zusammenhänge für einen Erdschlussfall in einem Netz mit induktiver Sternpunkterdung. Der über die Erdschlussstelle in L3 fließende Strom setzt sich aus dem überwiegend kapazitiven Erdschlussstrom und dem Kompensationsstrom der Kompensationsspule zusammen. Der Erdschlussstrom wird von den Erdkapazitä‐ ten der gesunden Leiter L1 und L2 gespeist. Die Wirkkomponente des Erdschlussstroms wird von den ohmschen Widerständen verursacht. Im sogenannten Resonanzfall sind der induktive Kompensationsstrom und der kapazitive Erdschlussstrom betragsmäßig gleich und heben sich so gegenseitig auf. Über die Fehlerstelle fließt dann nur der ohmsche Reststrom, der sich aus den Wirkanteilen des Kompensationsstromes und des Erdschlussreststromes zusammensetzt. Der Reststrom kann nicht kompensiert werden. Daher muss sichergestellt sein, dass er abhängig von der Netzebene so niedrig 338 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="340"?> gehalten wird, dass ein Lichtbogen sicher erlischt. Bei Netzen mit Nennspannungen von 110-kV-Netzen liegt dieser bei 130 A [6.11]. Um unzulässige Verlagerungsspannungen des Sternpunkts gegenüber dem Erdpo‐ tenzial zu verhindern, werden gelöscht betriebene Netze gewöhnlich überkompensiert, d. h., die Induktivität der Löschspule wird etwas größer gewählt, als es der Resonanzbe‐ dingung entspricht. Bei Ausfall oder Abschaltung einer Leitung bewegt man sich dann vom Resonanzpunkt weg und liegt auf der sicheren Seite. Die Abschaltung einer Lei‐ tung führt zur Vergrößerung der Überkompensation, so dass bei unvorhergesehenen Ausfällen nicht die Gefahr besteht, in den Resonanzpunkt zu gelangen. Unter realen Betriebsbedingungen ergeben sich für Mittel- und Hochspannungsnetze, die gelöscht betrieben werden, vom Erdschlussreststrom abhängige Längenbegrenzungen. Durch den in Zukunft vermehrten Zubau von Kabelstrecken in diesen Spannungsebenen wird die Löschgrenze früher erreicht als bei reinen Freileitungsnetzen. Sollten die Stromkreislängen innerhalb einer Netzgruppe so groß werden, dass der zulässige Erdschlussstrom überschritten wird, muss diese in kleinere Gruppen aufgeteilt oder auf starre Sternpunkterdung umgestellt werden. In Höchstspannungsnetzen ist der ohmsche Anteil des Fehlerstromes meist so hoch, dass eine selbständige Löschung des Lichtbogens nicht mehr erfolgen kann. Netze mit gelöschtem Sternpunkt findet man daher meist in der Mittelspannungsebene und in Hochspannungsnetzen begrenzter Größe. Abb. 6.23: Erdschlusslöschung über eine Erdschlusslöschspule (Petersenspule) mit Ausführungsbei‐ spiel im rechten Bildteil (Quelle: W. Dünkel, VDE Kassel) Für die unterschiedlichen Möglichkeiten zur Sternpunktbeschaltung werden im deutschsprachigen Raum gelegentlich 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“). 339 6.2 Sternpunktbeschaltung <?page no="341"?> KNOSPE = Kurzzeitige niederohmige Sternpunkterdung (OSPE oder RESPE wird kurzzeitig zu NOSPE). 6.3 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 Drehstrom wesentlich komplizierter. Hier hängen der Wirkleistungsfluss haupt‐ sächlich von der Winkeldifferenz und der Blindleistungsfluss hauptsächlich 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 Rückwir‐ kungen 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, d. h., das Kabel zieht Leistung auf sich. Im Extremfall kann so das Kabel schon überlastet sein, während die parallel verlaufende Freileitung weit unterhalb ihrer Grenzen belastet ist. Dazu ein Beispiel aus der 110-kV-Ebene: Es wird die Parallelschaltung einer Freilei‐ tung (240/ 40 mm²) und eines VPE-Kabels (300 mm² Cu) betrachtet. Beide Systeme sollen jeweils 30 km lang sein und zusammen eine Leistung von 200 MVA (cos φ = 0,9) übertragen. Die Rechnung zeigt, dass das Kabel einen Anteil von 134 MVA und die Freileitung einen Anteil von 71 MVA bei gesamten Übertragungsverlusten von 5 MVA übernimmt. Das Kabel ist also rund doppelt so hoch belastet wie die Freileitung und wird schon über seiner thermischen Grenzleistung betrieben. Weiter ist zu beachten, dass jede Verstärkung des Netzes durch neue Leitungen und Transformatoren zu höheren Kurzschlussströmen führt, die vom Netzschutz erfasst und unterbrochen werden müssen. Bei Maßnahmen zum Netzausbau ist also stets zu prüfen, ob dadurch auch Leistungsschalter und eventuell Stromwandler ausgetauscht werden müssen. Natürlich wäre auch denkbar, die ansteigende Kurzschlussleistung durch Entmaschung des Netzes zu begrenzen, was aber wiederum zu einer Verringe‐ rung der Versorgungszuverlässigkeit führen könnte. 6.4 Zwischenverkabelung Von Zwischenverkabelung spricht man, wenn z. B. aus Gründen des Landschaftsschut‐ zes oder der Nähe zur Bebauung ein Teil einer Freileitungsstrecke durch ein Kabel zu ersetzen ist. Werden dagegen die letzten ein oder zwei Kilometer vor einer Umspannanlage verkabelt, so handelt es sich um eine Teilverkabelung. Eine Kabelstrecke im Zuge 340 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="342"?> einer Freileitung verteuert das Übertragungssystem in der Regel spürbar, da hierfür an ihren beiden Enden spezielle Vorrichtungen erforderlich sind. Im Bereich der Höchstspannung benötigt man Übergangsbauwerke, die rasch den Umfang einer kleinen Schaltanlage annehmen, mit eigenem Portal und möglicherweise auch Schalt- und Kompensationseinrichtungen. Freileitungen und Kabel weisen unterschiedliches Verhalten hinsichtlich ihrer Be‐ lastbarkeit und Verfügbarkeit aus. In der Regel wird daher ein Freileitungsstromkreis durch zwei parallele Kabel ersetzt. Im Reparaturfall könnte sonst die gesamte Übertra‐ gungsstrecke für mehrere Wochen ausfallen. Je nach Auslastung und Bedeutung der Strecke versieht man daher die Kabel mit Trennern und Leistungsschaltern, um im Störungsfall flexibel umschalten zu können. Bei der Verbindung zwischen Freileitung und Kabel spielt jedoch noch ein anderes Phänomen eine wichtige Rolle, da sich die Wellenwiderstände der beiden Medien beträchtlich voneinander unterscheiden. Direkte oder rückwärtige Blitzeinschläge, bei denen das Potenzial der Erdungseinrichtungen so weit angehoben wird, dass es zu einem Überschlag auf ein Leiterseil kommt, verursachen bei genügend hohen Spannungen Überschläge. Die auf das Leiterseil übertragene Überspannung breitet sich zunächst als Stoßwelle in beide Richtungen aus. Sie überträgt sich auf das Kabel und führt dort zu einer Überspannung, die die Kabelisolation zerstören kann. Aus diesem Grund muss das Kabel gegen Stoßspannungen sicher geschützt werden. Dazu sind die beiden folgenden Maßnahmen unabdingbar. ■ Es muss vermieden werden, dass in der Nähe der Kabelstrecke Blitzeinschläge in die Freileitung auftreten können, die gefährliche Überspannungen für das Kabel zur Folge hätten (Abb. 6.24). Hierzu ist ein erhöhter Blitzschutz an der Freileitung notwendig, der durch Auflegen von zwei zusätzlichen Erdseilen auf einer Länge von mindestens 1 km vor und hinter der Kabelstrecke realisiert wird. Hierdurch kann erreicht werden, dass Blitze oberhalb einer bestimmten Stromstärke das Leiterseil schon gar nicht erreichen. Gleichzeitig wird dadurch auch die Anzahl rückwärtige Überschläge gemindert. ■ Um trotz erhöhtem Blitzschutz einlaufende Überspannungen auf Werte zu begren‐ zen, die für das Kabel ungefährlich sind, müssen an den Übergangsstellen zwischen der Freileitung und dem Kabel Überspannungsableiter so eingebaut werden, dass sie die auftretenden Überspannungen auf ein für das Kabel ungefährliches Maß begrenzen. Dazu sollten Sie möglichst nah an der Freileitungsabspannung platziert werden. 341 6.4 Zwischenverkabelung <?page no="343"?> >1000 m >1000 m >1000 m >1000 m Abb. 6.24: Erhöhter Blitzschutz zur Dämpfung von Blitzstoßspannungen bei der Zwischenverkabelung einer 110-kV-Leitung [6.3] Durch Stoßspannungen verursacht entstehen sogenannte Wanderwellen, die an den Übergangsstellen Kabel/ Freileitung, vergleichbar mit Vorgängen in der Optik, gebro‐ chen und reflektiert werden. Allerdings kann dieser Effekt auch positive Auswirkungen haben, indem nämlich die Transformatoren in den Umspannanlagen durch kurze Kabelstrecken am Ende einer Freileitung gegen einlaufende Wanderwellen geschützt werden. 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 (Abb. 6.25). Freileitung Freileitung Freileitung Transformator (Z >>) Kabel Kabel Abb. 6.25: Wanderwellen schematisch dargestellt, oben: Zwischenverkabelung, unten: Teilverkabelung Mit u = Höhe der Überspannung, Z 1 = Wellenwiderstand der Leitung 1, Z 2 = Wellen‐ widerstand des Kabels sowie den Indices v für vorwärts und r für rückwärts folgt: u 2v = 2 Z 2 / (Z 1 + Z 2 ) u 1v = b u 1v mit b Brechungsfaktor u 1r = (Z 2 - Z 1 ) / (Z 1 + Z 2 ) u 1v = r u 1v mit r Reflexionsfaktor Hierbei gilt stets b - r = 1. 342 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="344"?> Beispiel: Z 1 = 250 Ω (Freileitung) und Z 2 = 50 Ω (Kabel): b = 0,33, r = -0,66 Die Spannungswelle läuft 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. Das Kabel ist also durch Blitzschläge in eine vor- oder nachgelagerte Freileitung indirekt hoch gefährdet und macht die zuvor beschriebenen Schutzvorkehrungen dringend erforderlich. Bei einer Teilverkabelung, in Abb. 6.25 unten, vor der Einführung in eine Station, er‐ folgt 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. 6.5 Integration von Gleichstromleitungen in ein bestehendes Drehstromnetz Historisch betrachtet haben sich die Drehstromnetze von regionalen zu nationalen und später sogar zu kontinentalen Verbünden hin entwickelt. Damit wuchsen die Übertragungsentfernungen und erforderten höhere Übertragungsspannungen. Die Deregulierung hat in den neunziger Jahren 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 für den großräumigen Transport von Windenergie schon diverse Netzbereiche an ihre Kapazitätsgrenzen gestoßen. Ist eine Leitung überlastet oder fällt sie störungsbe‐ dingt aus, so kann dies Auswirkungen auf ein größeres Netzgebiet haben, wobei als Folge benachbarte Leitungen ebenfalls überlastet werden. Abhilfe bringt hier nur die Erweiterung bestehender Netze durch Zubau leistungsfähiger Verbindungen. Führt man diese aber in Drehstromtechnik aus, so wirken sich Störungen in einem Teilnetz zwangsweise auch auf die Nachbarnetze aus, und es kann in der Folge zu einem Dominoeffekt mit weiteren Ausfällen kommen. Im Gegensatz dazu muss die Technik der Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) keine Rücksicht auf Frequenzschwankungen in Netzen nehmen. Damit wirken sich Störungen in einem Teilgebiet nicht auf einen größeren Bereich aus, und die Qualität der Energieversorgung steigt. 343 6.5 Integration von Gleichstromleitungen in ein bestehendes Drehstromnetz <?page no="345"?> Neben weiteren bekannten Vorteilen wie Materialersparnis an Leiter- und Isolati‐ onsmaterial sowie geringeren Trassenbreiten trägt die Integration von HGÜ-Leitungen nicht zu einer Erhöhung der Kurzschlussleistung bei, da diese keine Blindleistung übertragen können. Damit müssen im Zuge von Netzerweiterungen Leistungsschalter in den Anlagen nicht unbedingt ausgetauscht werden. Die verlustarme Übertragung von Leistungen über große Entfernungen ohne Stabi‐ litätsprobleme bietet also große Chancen für die Gleichstromtechnik. Je länger die Übertragungs‐ strecken werden, desto weniger fallen die Kosten für die Konverter-Stationen an den beiden Enden einer Gleichstromleitung ins Gewicht (Kap. 6.7.2). Es lassen sich heute Leistungen von mehr als 7.000 MW pro Anlage über tausende Kilometer hinweg übertragen, z. B. zur Nutzung der Wasserkräfte in China oder in Nord- und Südamerika. In den letzten 50 Jahren wurden so weltweit viele HGÜ-Anlagen erfolgreich in die bestehenden Drehstromnetze integriert. Allerdings wurden die Leitungen meistenteils als Freileitungen ausgeführt. In vielen Fällen ist diese Technik alternativlos. Beispielsweise bei der Anbindung weit entfernter Offshore-Windparks oder der Versorgung von Inseln. Die Gleichstrom-Übertragungstechnik trat in den 1970er Jahren mit der Entwicklung leistungsstarker Thyristoren ihren Siegeszug an. Die Kommutierungsvorgänge in den Ventilen werden bei dieser Technik vom jeweils angeschlossenen Drehstromnetz gesteuert. Man spricht deshalb von netzgeführten Stromrichterschaltungen mit der Bezeichnung LCC (engl. Line Commutated Converter). Bei dieser „klassischen“ Strom‐ richtertechnik müssen beide verbundenen Netze eine Kurzschlussleistung besitzen, die mindestens doppelt so hoch ist wie die zu übertragende Leistung [6.13]. Die Stromrichter benötigen ihrerseits Blindleistung aus dem Drehstromnetz, die aber auch durch lastabhängig schaltbare Kondensatoren bereitgestellt werden kann. Zur Unterdrückung der zwangsweise auftretenden Oberschwingungen sind aufwändige Filterschaltungen erforderlich. Seit den 1990er Jahren wird bei den Konvertern eine neue Technik verwendet, bei der bipolare Transistoren, sogenannte IGBTs (engl. Insulated Gate Bipolar Transistors) benutzt werden. Während man im deutschsprachigen Raum für diese Anlagen den Begriff „selbstgeführte Umrichter“ verwendet, lautet die englische Bezeichnung VSC (Voltage Source Converter). Im Gegensatz zu Thyristoren können IGBTs nicht nur gezündet, sondern auch wieder abgeschaltet werden. Damit lässt sich ein kompletter Vierquadrantenbetrieb realisieren, wie schon in Kapitel 5 angesprochen. Als wichtige Konsequenz ergibt sich daraus, dass in solchen Konvertern unabhängig von Höhe und Richtung des Wirkleistungsflusses auch Blindleistung erzeugt bzw. verbraucht werden kann. Dies ist besonders dann wichtig, wenn nach einem Fehler der so genannte Schwarzstart eines betroffenen Netzes nötig ist, im Fall, dass keine Eigenerzeugung zur Verfügung steht. 344 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="346"?> 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. 6.26: Prinzipschaltbild eines Multilevel-Umrichters und die durch Pulsmodulation zusammenge‐ setzte Sinuskurve auf der Wechselstromseite (Quelle: Siemens) Heute werden bei VSC-Konvertern meistens selbstgeführte Multilevel-Umrichter ver‐ wendet, wobei viele gleichartige Submodule unabhängig voneinander angesteuert werden (Abb. 6.26). Bei hoher Schaltfrequenz im Bereich einiger kHz erfolgt eine sehr gute Annäherung an die gewünschte Sinusform der Spannung, mit geringem oder überhaupt keinem Filteraufwand. Die Polarität bleibt auch bei einer Leistungs‐ umkehr gleich. Durch die sowohl einals auch ausschaltbaren Transistoren kann die Spannung auf der Wechselstromseite in Höhe und Phasenlage beliebig eingestellt werden. Übertragungsleistungen und -spannungen werden durch diese Bauweise leichter skalierbar. Allerdings müssen dafür nach jetzigem Stand der Technik etwas höhere Umrichterverluste als bei netzgeführten Anlagen in Kauf genommen werden. 1 Drehstromeinbzw. abgang 2 Kühlanlage 3 Transformator 4 Konverterhalle 5 Gleichstromeinbzw. abgang Abb. 6.27: Komponenten einer Konverterstation, linker Bildteil und Innenansicht einer Ventilhalle, rechter Bildteil (Quelle: Siemens) Mit fortschreitender Entwicklung auf dem Gebiet der Gleichstromschalter ist es in Zukunft auch möglich, anstelle der bisher üblichen Punkt-zu-Punkt-Verbindungen ein Multiterminal-System zu realisieren, bei dem drei und mehr Konverter über 345 6.5 Integration von Gleichstromleitungen in ein bestehendes Drehstromnetz <?page no="347"?> eine HGÜ-Leitung gekoppelt werden. Die Idee dabei ist, nach und nach ein vermasch‐ tes, häufig als Overlay-Netz bezeichnetes Gleichstromnetz aufzubauen, welches dem existierenden Drehstrom-Höchstspannungsnetz überlagert ist, um große Leistungen über zusätzliche Verbindungen sicher zu transportieren und den Energieaustausch noch wirtschaftlicher zu gestalten. Im Gegensatz zu Drehstrom, bei dem sich der Leistungsfluss im vermaschten Netz nur mit großem Aufwand steuern lässt, kann hier eine gezielte Übertragung zwischen zwei Anlagen erreicht werden. Die Konverterstationen beinhalten neben Transformatoren und Schaltanlagen für beide Spannungsarten die Inverter und je nach Bauart auch zusätzlich Oberwellenfilter. Zum Schutz gegen Witterungseinflüsse und auch wegen der Geräuschbildung sind die unter Hochspannung stehenden Leistungshalbleiter der Konverterstationen in so genannten Ventilhallen mit einem Flächenbedarf von ca. 75 m²/ MVA, mit Höhen bis zu 25 m untergebracht. Den Aufbau einer Konverterstation und die Innenansicht einer Ventilhalle zeigt Abb. 6.27. 6.6 Vergleich von Freileitungen und Kabeln während Bau und Betrieb Freileitungen und Kabel stehen in vielerlei Hinsicht in einer Wechselbeziehung mit der Umwelt, wobei bis heute Kabel im Bereich der Hoch- und Höchstspannung noch eine untergeordnete Rolle spielen. In der 110-kV-Netzebene Deutschlands liegt ihr Anteil bei etwa 8 % und in den Netzen 220/ 380 kV beträgt er sogar weniger als 1 %. Wie aber an anderer Stelle erläutert, sollen viele der für die Energiewende notwendigen Projekte als Kabel (in geringem Maße vielleicht auch als gasisolierte Leitungen) ausgeführt werden. Die Übertragungsarten erfordern während der Bauzeit unterschiedliche Eingriffe in den Naturhaushalt und weisen auch während des späteren Betriebes abweichende Eigenschaften auf. Deshalb sollen die wichtigsten Merkmale beider Übertragungsarten für diese Zeitabschnitte getrennt betrachtet werden. 6.6.1 Freileitungen während der Bauzeit Hier handelt es sich vorwiegend um punktförmige Eingriffe in Natur und Landschaft zur Errichtung von Masten in Abständen von etwa 250-500 m, die von der Spannungs‐ ebene und der Geländebeschaffenheit abhängen. Pro Maststandort wird temporär ein Arbeitsraum von etwa 40 x 40 m benötigt, während der fertige Mastfuß eine Fläche von rund 25 m² (110 kV) bis 50 m² (380 kV) belegt. Ähnlich große Arbeitsräume werden an Winkel- und Abspannmasten für die Seilzugarbeiten benötigt. Ggf. müssen während der Bauzeit provisorische Zuwegungen für die Baufahrzeuge und den Materialtrans‐ port eingerichtet werden. Um eine Bodenverdichtung zu verhindern, können dazu Baggermatten oder Aluminiumplatten verlegt werden. 346 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="348"?> 6.6.2 Erdkabel während der Bauzeit Hierbei handelt es sich um linienförmige Eingriffe in den Naturhaushalt zur Errichtung der Kabeltrasse. Sofern es die Topografie zulässt, wird eine Kabelverlegung in offener Tiefbauweise bevorzugt. Im Folgenden soll nur diese Bauweise näher betrachtet werden, da die anderen möglichen Varianten schon in Kap. 2 ausführlich diskutiert wurden. Als Grabenbreite wird hier der Wert an der Sohle betrachtet und mögliche Abböschun‐ gen während der Bauzeit werden nicht berücksichtigt. Somit ergeben sich Grabenbreiten von etwa 1 m (ein System 110 kV) bis rund 10 m (4 Systeme 380 kV) bei Grabentiefen zwischen 1,20 und 2 m, sofern keine anderen Infrastruktursysteme zu kreuzen sind. Das Kabelbett darf durch Wurzelwerk nicht beschädigt werden, daher ist ein beidseitiger Streifen von 2-5 m vorzusehen, welcher von tiefwurzelnden Pflanzen freizuhalten ist. Möglichst in der Nähe des Kabelgrabens müssen temporär ausreichend Lagerflächen für den Aushub vorhanden sein, eventuell sogar getrennt für die einzelnen Bodenschichten. Weiter ist eine durchgehende Baustraße erforderlich ebenso wie Zufahrtsmöglichkeiten für Schwertransporte zu den Muffenbauwerken zur Anlieferung der Kabeltrommeln. Die Zugänglichkeit zum Kabel muss für den Reparaturfall auch im späteren Betrieb gewährleistet sein. Die meist unterirdischen Muffenbauwerke sind ca. 10 m lang; ihre Breite hängt von der Anzahl der Kabelsysteme ab und liegt zwischen rund 3 und 10 m. Im Fall der unterirdischen Bauweise ist später nur noch die Abdeckung des Einstiegsschachts zu erkennen. Gelegentlich werden auch oberirdische Muffenbauwerke mit Abmessungen von etwa 3 m x 10 m errichtet, die zu Prüfungs- und Wartungszwecken leichter zugänglich sind. Etwas größer fallen die Kompensationseinrichtungen aus, die im Falle von Drehstromkabeln alle 20 bis 30 km anzuordnen sind. 6.6.3 Freileitungen im Betrieb Freileitungen sind der Witterung ausgesetzt. Mögliche Eis-, Schnee- und Windlasten beeinflussen die Mastform und die Mindestabstände der Seile untereinander und zum Erdboden. In Gebieten mit höheren zu erwartenden Eislasten werden die Leiter stets versetzt angeordnet, da es sonst beim Hochschnellen nach Eisabwurf zu Überschlägen oder Berührungen kommen könnte. Gegen Blitzeinschläge werden Freileitungen durch Erdseile geschützt, die in der Regel von Mastspitze zu Mastspitze verlaufen. Direkte oder rückwärtig Blitzeinschläge, die einen Lichtbogen zünden, werden je nach Netzschutzphilosophie durch Induktions‐ spulen oder Kurzunterbrechungen gelöscht. Erdseile führen keinen Betriebsstrom und können daher einen kleineren Querschnitt aufweisen, wodurch sie von Vögeln schlechter gesehen werden als zum Beispiel tiefer verlaufende Bündelleiter. Weitgehende Abhilfe schaffen hier kontrastreiche Marker an den Erdseilen (Kap. 3.8.3). Ähnliche Kennzeich‐ nungen findet man auch als so genannte Luftwarnkugeln, etwa in der Nähe von Flughäfen. Neben ihrer Sichtbarkeit entlang der gesamten Strecke erzeugen Freileitungen im Betrieb elektrische und magnetische Felder, deren Entstehung und Verlauf bereits 347 6.6 Vergleich von Freileitungen und Kabeln während Bau und Betrieb <?page no="349"?> beschrieben wurden. Bei ungestörtem Betrieb können die gesetzlich vorgegebenen Grenzwerte überall eingehalten werden. Bedingt durch die hohen Feldstärken in unmit‐ telbarer Leiternähe kann es zu schwachen Entladungserscheinungen in der Luft kommen, die mit einer Geräuschbildung verbunden sind. Sie treten bei Leiterseilen ab einem Effektivwert der Oberflächenrandstärke von etwa 21 kV/ cm auf. Die manchmal auch optisch schwach wahrnehmbaren Entladungen sind unter dem Namen Korona bekannt, bewirken stromunabhängige Zusatzverluste und machen sich auch als Funkstörungen bemerkbar. Sie treten vor allem bei feuchter Witterung auf und können durch den Einsatz von Bündelleitern oder Leitern mit hydrophilen Oberflächen, die zu einer Reduzierung der Randfeldstärke beitragen, abgeschwächt werden. Auch im Fall der Hochspannungs-Gleichstromübertragung mit Freileitungen gibt es Möglichkeiten zur optimalen Anordnung der Leiter. Da Koronaentladungen am positiven Pol lauter sind als am negativen, ist es sinnvoll, den ersteren bei vertikaler Anordnung oben zu führen. Allerdings ist hier im Gegensatz zu Drehstrom die Geräuschbildung bei schlechtem Wetter geringer als bei Trockenheit. Bezüglich der Gestaltung der Mastbilder von Hybridleitungen, also der Übertragung von AC- und DC-Systemen auf einem gemeinsamen Gestänge, gibt es bis jetzt noch keine prakti‐ schen Erfahrungen. Im Schadenfall wie Blitzschlag oder mechanische Beschädigung liegen die Repara‐ turdauern bei Freileitungen im Bereich von Stunden und selten bis wenigen Tagen. Dies wirkt sich günstig auf ihre Zuverlässigkeitskenngrößen aus. Der Wartungsaufwand beschränkt sich auf Korrosionsschutzmaßnahmen sowie auf das gelegentliche Aus‐ wechseln von Seilen und Isolatoren und gewährleistet Lebensdauern bis zu 80 Jahren und mehr. Freileitungstrassen können bis auf die unmittelbaren Maststandorte nahezu unein‐ geschränkt landwirtschaftlich genutzt werden. Innerhalb des Schutzstreifens sind Gehölze bis zu einer bestimmten Höhe zulässig. 6.6.4 Erdkabel im Betrieb Kabeltrassen sind in der Landschaft praktisch nicht zu erkennen und lassen eine fachgerechte landwirtschaftliche Nutzung des Bodens zu. Lediglich in Waldgebieten und bei Feldgehölzen muss die Trasse von tiefwurzelnden Baumbewuchs freigehalten werden. Sonst sind nur regelmäßige Kontroll- und Pflegearbeiten entlang von Trassen erforderlich. Bei der landwirtschaftlichen Nutzung im Bereich des Schutzstreifens wird allerdings nicht selten argumentiert, dass Beeinträchtigungen der Erträge durch veränderte Bo‐ denverhältnisse wie Wasserhaushalt, Bodenverdichtung, Erwärmung der Umgebung durch die Kabelverluste möglich sind. Um valide Aussagen dazu treffen zu können, müssen die betreffenden Kabelstrecken über mehrere Jahre hinweg beobachtet werden. Sie erzeugen wegen ihrer Schirme kein äußeres elektrisches Feld, sondern nur ein Magnetfeld, welches allerdings am Erdboden direkt über ihnen stärker sein kann als das 348 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="350"?> von vergleichbaren Freileitungen. In seitlicher Richtung nimmt es dafür aber schneller ab. Eine Geräuschbildung tritt nicht auf, da Koronaeffekte nur in der isolierenden Luft möglich sind. Durch die gegen Witterungseinflüsse geschützte Legung treten Schäden nur durch mechanische Einwirkungen auf. Allerdings sind die Reparaturarbeiten samt der anschließenden Funktionsprüfung sehr aufwändig und benötigen Tage bis Wochen. Dies wirkt sich negativ auf das Zuverlässigkeitsverhalten im Vergleich zu Freileitungen aus. Die modernen Kunststoffkabel selbst sind wartungsfrei. Bei ordnungsgemäßem Betrieb werden die zu erwartenden Lebensdauern mit rund 40 Jahren angegeben. Somit sind die Erneuerungszyklen im Vergleich zu Freileitungen deutlich kürzer. 6.7 Kostenvergleich Die Kosten von Freileitungen und Kabeln unterscheiden sich erheblich. Wesentliche Komponenten sind neben den Investitionskosten die Betriebs- und Instandhaltungs‐ kosten sowie die Kosten des Rückbaus am Ende ihrer Lebensdauer. Mit zunehmendem Anteil von Erdkabeln in den Hoch- und Höchstspannungsnetzen müssen bei den Instandhaltungskosten die statistisch notwendigen und mitunter langwierigen Repa‐ raturen berücksichtigt werden. 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 Legemöglichkeiten 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 Kabellegung sind die Unterschiede weitaus größer. Hier hängen die Baukos‐ ten im Wesentlichen von der Wahl des Kabelsystems und der jeweiligen Legetechnik ab, die vom preiswerten Einpflügen bis hin zur Legung in offener Bauweise bzw. dem grabenlosen Rohrvortrieb in Felsgestein reichen kann. Bei den Betriebskosten unterscheiden sich die beiden Betriebsmittel hauptsächlich durch ihre jeweiligen Übertragungsverluste. Diese liegen abhängig von der Betriebsweise bei Kabeln aufgrund der größeren Querschnitte und den damit verbundenen geringeren elektrischen Leitungswiderständen tendenziell geringer als bei Freileitungen. Berücksichtigt man all diese Unterschiede, so wird deutlich, dass pauschale Aussagen 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. 349 6.7 Kostenvergleich <?page no="351"?> Darüber hinaus unterliegen einige Kostenpositionen der Marktentwicklung. So hängen die Verlustkosten von den Stromerzeugungskosten und die Materialkosten für Stahl im Freileitungsbau und die Leitermetall- und Kunststoffpreise für Kabel von veränderlichen Marktpreisen ab. Abb. 6.25 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‐ teilung- 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‐ 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 die 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 (Kap. 5.1), 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. 6.28: Kostenstruktur bei Freileitungen und Kabeln in der Hoch- und Höchstspannungsebene 350 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="352"?> 6.7.1 Kostenvergleich in der Hochspannungsebene Auf neuen Trassen zu bauende Leitungsverbindungen in der Hochspannungsebene bis einschließlich 110 kV müssen 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 maximal einigen 10 km handelt, bei denen der Blindleistungshaushalt von Kabeln die Übertra‐ gungsleistung gar nicht oder 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 Leitungsstrecken in das beste‐ hende Netz aus Gründen der 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 Kap. 6.2.3 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 aussagekräf‐ tigen Gesamtkostenvergleich 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 [6.18]. Obschon die Gesamtkosten, wie eingangs erwähnt, von vielen Faktoren abhängen und deshalb einer großen Schwankungsbreite unterworfen sind, sollen im folgenden Anhaltswerte als Kalkulationsbasis genannt werden. So liegt der Mittelwert bei 110-kV-Leitungen bei rund 0,5 Mio. € pro Kilometer Doppelfreileitung und bei rund 1,5 Mio. € für etwa übertragungsgleiche zwei parallel gelegte Erdkabel‐ systeme (Tab. 6.4). Unter Berücksichtigung individueller Bedingungen von Leitungs‐ bauvorhaben 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. 6.4: Anhaltswerte der Gesamtkosten für Drehstrom-Freileitungen und -Kabel im 110-kV-Bereich (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.16, 6.18]) 351 6.7 Kostenvergleich <?page no="353"?> 6.7.2 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. Allgemein anerkannt sind die Kostenschätzungen im Netzentwicklungsplan Strom 2035, Stand 2021 [6.12]. 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 übertragungs‐ gleichen 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 [6.14]. Abb. 6.29 zeigt den Verkauf des Faktors der relativen Gesamtkosten von AC und DC-Kabeln gegenüber einer Freileitung bei einer Übertragungsleistung von 2.000 MW für unterschiedliche Leitungslängen. Dabei wird unterstellt, dass AC-Kabel vier Mal so viel kosten wie AC-Freileitungen. Tab. 6.5 enthält Anhaltswerte für Gesamtkosten verschiedener Leitungsbau-Kom‐ ponenten in der Höchstspannungsebene. Dabei handelt es sich zunächst um Kostenangaben aus Gutachten, die in den vergangenen Jahren zu verschiedenen Leitungsbauvorhaben erstellt wurden. Hier wird zwischen den niedrigsten Kosten, die unter günstigsten Trassenbedingungen entstanden und den höchsten, die unter erschwerten Bedingungen angefallen sind, unterschieden und der arithmetische Mittelwert angegeben. Für die Höchstspannungsleitungen und deren Komponenten, die im Netzentwick‐ lungsplan enthalten sind, enthält dieser lediglich sehr grobe Anhaltswerte, die als Kalkulationsbasis für die Ermittlung der gesamten Netzausbaukosten in dieser Netz‐ ebene dienten. 352 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="354"?> 0123456789 10 50 100 200 500 AC DC Leitungslänge km Faktor Freileitung: Kabel 1: X X Abb. 6.29: 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 [6.14]) Auch in dieser Spannungsebene werden die Kosten nicht nur durch die Art der Ausführung, sondern durch topographische und bodenspezifische Randbedingungen sehr stark beeinflusst. Deshalb können auch hier nur Anhaltswerte mit einer großen Streuung genannt werden. So können die Gesamtkosten von Kabeln unter besonders schwierigen Legebedin‐ gungen beim fünffachen des in der Tab. 6.5 genannten Mittelwertes liegen [6.18]. 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. 6.5: Anhaltswerte der Gesamtkosten für Freileitungen und Kabel im Höchstspannungsbereich für Drehstrom (AC)- und Gleichstromleitungen (DC) (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.18], 3) [6.12], 4) ACER ) Bei der Kalkulation der Gesamtkosten werden bei vergleichenden Betrachtungen alle Kosten, die vor und während der Errichtung einer Leitungsverbindung anfallen, in 353 6.7 Kostenvergleich <?page no="355"?> ihrer tatsächlichen Höhe angesetzt. Die im Zeitablauf anfallenden Kosten für Verluste und Instandhaltung, bis hin zum Rückbau der Anlage am Ende ihrer betriebsübli‐ chen Lebensdauer, werden in den meisten Fällen mit dem Zinssatz für langfristige Kapitalanlagen auf den Errichtungszeitpunkt der Anlage bargewertet, also abgezinst. Für Freileitungen werden dabei Nutzungsdauern von 80 Jahren und bei Kabeln, insbesondere bei den jüngeren VPE-Kabeln, bei denen es noch keine langfristigen Betriebserfahrungen gibt, von rund 40 Jahren angegeben. Obwohl die Lebensdauer von Freileitungen doppelt so hoch ist, liegt den meisten Kostenvergleichen die Betrachtung einer 40-jährigen Nutzungsdauer zugrunde. Bei wichtigen Leitungen, die als dauerhaft notwendig eingestuft werden, müsste der Betrachtungszeitraum 80 Jahre umfassen und das Ersetzen von Kabeln nach 40 Jahren ebenso einbeziehen, wie bei den Freileitungen die Erneuerung des Korrosionsschutzes und der Beseilung nach etwa der gleichen Betriebszeit. 6.8 Literatur 6.1 Oeding, D., Oswald, B. R., Elektrische Kraftwerke und Netze, 7. Auflage, Springer (2011) 6.2 N. 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N., Grundlagen Grenzwerte - Internationale Grenzwerte für HF/ NF, Aaronia AG, Strickscheid (2022) 356 6 Freileitungen und Kabel im Versorgungsnetz <?page no="358"?> 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick 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. Neben dem Ausbau des Übertragungsnetzes, dessen Vorhaben im Netzentwicklungs‐ plan [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 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 Automatisie‐ rung der Netze unabdingbar ist. Die, zumindest in den Verteilnetzen noch nicht weit verbreitete ergänzend zu der routinemäßigen oder zeitbasierten vorbeugenden Instandhaltung nötige vorausschauende Instandhaltung, die Predictive Maintenance, wird sich begleitend etablieren. Dabei handelt es sich um eine Instandhaltungsstrategie, die auf der Auswertung und Nutzung digital erfasster, historischer Betriebsmitteldaten basiert. Damit wird eine bedarfsgerechte Wartung ermöglicht, die sowohl die Instand‐ haltungskosten als auch die Ausfallzeiten reduziert. Die Systemumstellung auf eine fluktuierende, CO 2 -freie Stromerzeugung, die sich nicht wie bisher am Bedarf, sondern am schwankenden Dargebot orientiert, benötigt eine Vielzahl flexibler, vorrangig erdgasbetriebener Kraftwerke als Regelenergieliefer‐ anten (Kap. 1.6.3) und gleichzeitig möglichst große Speicherkapazitäten. Beide stehen derzeit im deutschen Stromversorgungssystem nicht im künftig notwendigen Umfang zur Verfügung und müssen möglichst rasch etabliert werden. Hieraus folgen für das Übertragungsnetz enorme Transportaufgaben vom Norden in den Süden Deutschlands und für die Verteilnetze neben dem Anschluss von regene‐ rativen Erzeugungsanlagen eine verstärkte Orientierung an flexiblen Back-up-Kraft‐ werken und an Großspeichern in der Fläche. Im Transformationsprozess treten anstelle von thermischen Kraftwerken, die als Grundlastkraftwerke, abgesehen von Revisi‐ onszeiten, bis zu 8.000 sogenannte Vollbenutzungsstunden besitzen, künftig volatile Erzeugungseinrichtungen, die, wie die Offshore-Windparks, auf maximal 4.500 Voll‐ benutzungsstunden kommen. Noch geringer liegen sie bei Photovoltaikanlagen mit rund 1.000 Vollbenutzungsstunden und der Windkraft an Land, die es in südlicheren Gefilden gerade mal auf 1.500 bis 2.000 Vollbenutzungsstunden bringen können. Die Vollbenutzungsstunden sind diejenige Zeitspanne, bei der ein Stromerzeuger bei schwankender Leistungsabgabe theoretisch die maximale Betriebsleistung über das <?page no="359"?> Jahr erbringen würde. Man erhält sie, indem die jährlich erzeugte Energie eines Strom‐ erzeugers durch seine Nennleistung geteilt wird. Dies macht deutlich, dass uns die vielbeschworene Brückentechnologie „Stromerzeugung mit Erdgas“ mit all ihren geo‐ politischen Risiken sehr lange erhalten bleibt, da für eine erfolgreiche Speicherung etwa in Form von kapazitätsstarken Pumpspeicherkraftwerken gegenüber dem Bestand ein rund tausendfach höheres Speichervolumen erforderlich wäre, um beispielsweise eine dreiwöchige Dunkelflaute ohne Versorgungsunterbrechung zu überstehen [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 zurückzuverstromen [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 Netzstruk‐ turen, 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 zwi‐ schen 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 konventionellen sowie kompakten Freileitungsneubau innovative Methoden, wie das Monitoring (Kap. 4.3.10), der Austausch von Leiterseilen gegen HTLS-Seile (Kap. 4.3.9 und 7.4.1) und die Lastflusssteuerung (Kap. 6.1.10) verstärkt eingesetzt. Für die Stromübertragung über weite Strecken wurde die verlustärmere Gleichstrom‐ technik wiederbelebt. Sie erlaubt es, unter Einsatz modernster Halbleitertechnologien mit Betriebsspannungen über 500 kV, hohe Leistungen über große Entfernungen 358 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="360"?> blindleistungsfrei zu übertragen (Kap. 5.5 und 6.1.12). Diese, derzeit von Punkt zu Punkt verlaufenden HGÜ-Kabelverbindungen, werden sich in naher Zukunft mit großer Wahrscheinlichkeit zu einem verzweigten sogenannten Overlay-Netz (Kap. 7.4.6) mit Einbindungen in das bestehende Drehstrom-Übertragungsnetz entwickeln. 7.2 Verteilnetze Größere Verteilnetzbetreiber müssen der Bundesnetzagentur über ihre Ausbauplanung berichten. Der 2021 neugeschaffene §14d EnWG verpflichtet Stromnetzbetreiber alle zwei Jahre dazu, umfangreiche Netzausbaupläne aufzustellen [7.7]. Hier ist von „Netz‐ ausbauplänen” die Rede, die zu erstellen sind, um die Energiewende zu fördern und den Netznutzern eine größtmögliche Transparenz über zu erwartende Netzerweiterungen oder Netzmodernisierungen aufzuzeigen. Darin sollen Informationen über geplante Netzanschlüsse von Netznutzern, Einspeisern wie Verbrauchern Eingang finden. Dabei sind Angaben zu Engpassregionen, die Einbindung neuer dezentraler Erzeugungsan‐ lagen, 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 Veröffentlichungspflicht betroffen sind alle Verteilnetzbetreiber mit mehr als 100.000 unmittelbar oder mittelbar angeschlossenen Kunden. Den Verteilnetzen kommt für die Versorgungssicherheit und für den regionalen Ausgleich von Erzeugung und Bedarf eine zentrale Bedeutung zu. Neben dem Ausbau der Leitungsnetze bedarf es insbesondere in dieser Netzebene einer informationstech‐ nischen Erweiterung des Energiesystems zum Smart Grid. Die heutige Situation in Verteilnetzen ist zum einen durch zahlreiche, teilweise steuerbare, dezentrale Erzeugungsanlagen und zum anderen durch das Fehlen durchgängiger Kommunikati‐ onstechnik geprägt. Eine vollständige Vernetzung der Systemkomponenten bietet eine Reihe neuer und wichtiger Funktionalitäten. Dafür wird in einigen Literaturstellen der Begriff des Flächenkraftwerkes benutzt [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 unabhängig von der Spannungsebene der Ersatzneubau mit der Aufnahme von wei‐ teren Stromkreisen und dem Verbleib in der bestehenden Trasse, ggf. auch auf Teilstrecken, in Frage. Gleichzeitig sind die Betreiber der Verteilnetze, ebenso wie in der Übertragungsnetzebene, zur Erhöhung von Übertragungsleistungen bemüht, bestehende Trassen durch Ertüchtigungen mittels Monitorings sowie durch den Ersatz vorhandener Leiterseile durch HTLS-Seile. Zur innerstädtischen Übertragung hoher 359 7.2 Verteilnetze <?page no="361"?> 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 Gasspeicher Stromspeicher CO 2 -Tank CO 2 Industrie- Prozesse Methanisierung Stromnetz Erdgasnetz Wasserstoffmobilität Verstromung Einspeicherung Elektromobilität Elektroheizung, Wärmepumpe Erdgasmobilität Erdgasheizung, Nah/ Fernwärme Elektrolyse H 2 -Tank Industrielle Anwendungen Wind Konventionelle Fotovoltaik Biogas Konditionierung BHKW Gaskraftwerke, GuD Ausspeicherung Methanolsynthese Liquid- Mobilität Rückverstromung Power-to-Gas-to-Power Strom Erdgas/ Greengas Wärme Methanol Biogas Andere Regenerative Abb. 7.1: Schematische Darstellung der Sektorenkopplung nach dem Wegfall der Einspeisungen aus fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken 2050 Die Sektorenkopplung, also die Integration der Sektoren Strom, Erdgas/ Greengas, Wärme, Industrie und Mobilität, bildet einen wichtigen Baustein für das Gelingen der Energiewende . Bei ihr geht es um die übergreifende Verbindung aller Erzeugungs- und Verbrauchssektoren hin zu einem intergierten Energiesystem auf der Basis rege‐ nerativer 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 durchgestrichen) durch regenerative und die Ansammlung aller Leitungsausbauten im Rahmen des künftigen Netzausbaus. Gleichzeitig unterstreicht sie aber die Bedeutung des Netzausbaus als Rückgrat der Energiewende. Ziel ist es, die regenerativen Stromerzeugungskapazitäten über die bestehende Netzlast hinaus 360 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="362"?> auszubauen, um dann mit dem 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-Li‐ quid 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 Hochtemperaturseile Damit bestehende Leitungen höhere Ströme und somit größere Leistung übertragen können, wurden in den vergangenen Jahren Hochtemperatur-Leiterseile entwickelt. Bei klassischen Aluminium-Stahl-Seilen ist die Betriebstemperatur im Allgemeinen auf 80 ℃ begrenzt. Um trotz höherer Temperatur die Durchhänge gegenüber den konven‐ tionellen Seilen nicht zu vergrößern, werden bei Hochtemperatur-Leiterseilen (HTLS, engl. High Temperature Low Sag) Materialien mit einer geringeren Wärmeausdehnung verwendet. Damit sind Betriebstemperaturen von 150-210 ℃ und im zeitlich befristeten Notbetrieb sogar 250 ℃ zulässig. 361 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau <?page no="363"?> Wegen der quadratischen Abhängigkeit von der Stromstärke werden hierbei relativ hohe Übertragungsverluste in Kauf genommen, wozu auch der erhöhte Leiterwider‐ stand bei diesen Temperaturen beiträgt. Neben HTLS-Seilen aus speziellen Aluminiumlegierungen kommen auch Seile zum Einsatz, die an Stelle eines metallischen Kerns einen hybriden Karbon- und Glasfi‐ berkompositkern besitzen. Kompositkerne weisen ein sehr günstiges Festigkeits-Ge‐ wichts-Verhältnis auf und besitzen gleichzeitig einen extrem kleinen Wärmeausdeh‐ nungskoeffizienten. Weitere Varianten von Hochtemperaturseilen wurden bereits in Kapitel 4.3.9 näher beschrieben. Die wichtigsten Arten sind in (Abb. 4.12) dargestellt. 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 weder eine Mastnoch eine Querschnittserhöhung zulassen. In Ländern, wie z. B. Japan, hat es sich eingebürgert, neue Leitungen mit Hochtem‐ peraturseilen zu bestücken, so dass für zukünftig steigende Übertragungsleistungen schon beim Bau Vorsorge getroffen wird. 7.4.2 Kompaktleitungen mit Verbundisolatoren Kompaktleitungen werden zukünftig überall dort stärker an Bedeutung gewinnen, wo einerseits die Einhaltung des vorhandenen Schutzstreifens oder andererseits die optische Beeinträchtigung der Landschaft von Bedeutung sind. Ihre Verbreitung geht Hand in Hand mit der positiven Entwicklung von Verbundisolatoren. Sie sind für die Kompaktbauweise mit den hierfür typischen Isoliertraversen unabdingbar. Schon heute können Kompaktleitungen, wie Abb. 7.2 zeigt, mit Verbundisolatoren bis 500 kV realisiert werden. Abb. 7.2: 500-kV-Kompaktleitung in Indonesien (Quelle: Pfisterer) 362 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="364"?> 7.4.3 GIL für AC und DC Mit gasisolierten Drehstrom-Leitungen können mit 550 kV Nennströme bis 5.000 A übertragen werden. Somit kann ein einziges GIL-System mit bis zu 3.700 MVA dieselbe elektrische Leistung wie mehrere parallele Kabelsysteme übertragen. Der Eingriff in die Umwelt kann in solchen Anwendungen durch eine geringere Trassenbreite deutlich minimiert werden. Aufgrund der geringeren elektrischen Kapazität im Vergleich zu Kabeln in dieser Spannungsebene kann auch auf langen Streckenabschnitten (> 70 km) auf eine Blindleistungskompensation verzichtet werden. Gasisolierte Leitungen stellen eine gut ausgereifte Alternative 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 übertragen werden müssen oder wenn besondere Umweltanforderungen bestehen. Für die zukünftige unterirdische Energieübertragung von großen Leistungen wird zurzeit eine gasisolierte Übertragungsleitung für hohe Gleichspannungen (DC-GIL) entwickelt. Diese basiert auf der seit Jahrzehnten 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. Durch derartige Lösungen könnte die Energiewende in Deutschland eine höhere Akzeptanz in der Bevölkerung erfahren. 7.4.4 Supraleiterkabel Metallische Werkstoffe verlieren in der Nähe des absoluten Nullpunkts bei 0-4 K ihren elektrischen Widerstand und werden supraleitend. Diese niedrigen Temperaturen 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 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. 7.3). Auch die mit flüssigem Stickstoff gekühlten Kabelkonstruktionen erfordern aufwändige Kühlkreisläufe, sie sind aber mit den heuteigen Techniken einfacher realisierbar. 363 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau <?page no="365"?> ≈ 92,5 K 92 K 91,5 K 60 80 100 120 140 Temperatur K Elektrischer Widerstand Siedepunkt N 2 (rd. 77 K) Abb. 7.3: Elektrischer Widerstand von YBaCuO bei Abkühlung Supraleiterkabel können in dicht besie‐ delten Gebieten mit akutem Platzmangel eine passende Lösung sein, da sie bei ge‐ ringeren Übertragungsspannungen hohe Ströme erlauben. So lassen sich in der Mittelspannungsebene Übertragungsleis‐ tungen realisieren, für die sonst Hochspan‐ nungskabel eingesetzt werden müssten. 2014 wurde das erste über einen Kilometer lange Supraleiterkabel im Stadtgebiet von Essen in Betrieb genommen [7.10]. Bei dem als AmpaCity bekannt gewordene Pilotprojekt fand ein 10-kV-Drehstrom‐ kabel mit konzentrisch geschichtetem Aufbau Verwendung, dass bei gleichem Durchmesser rund fünfmal so viel Strom zu transportieren vermag, wie ein ver‐ gleichbares konventionelles Kupferkabel (Abb. 7.4). Isolierung Isolierung Isolierung Kryostat Stickstoffvorlauf (N 2 ) Äußerer Schutzmantel Kupferschirm Leiter L1 Leiter L2 Leiter L3 Rücklaufleitung Stickstoffrücklauf (N 2 ) Abb. 7.4: Aufbau eines konzentrisch aufgebauten supraleitenden 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 Verbrei‐ 364 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="366"?> tung 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 Entwicklungsstadium befindlichen Gleichstrom-Kabeln wären diese in Abständen von etwa 20 km erforderlich. 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 großräu‐ migen 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. Andererseits bilden sich Gebiete, die sich weitgehend selbst mit erneuerbarer Energie samt Spei‐ cherung und Lastmanagement versorgen können. Diese beiden Modelle werden die politisch hoch gesteckten 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 (Kap. 6.5). Diese Technik wird als Multiterminal-System bezeichnet. Wie im konventionellen Drehstromnetz kann darin bei einer Störung der fehlerbehaftete Teil freigeschaltet und der verbleibende Teil weiter betrieben werden. Über zusätzliche Verbindungen kann das Multitermi‐ nal-System im nächsten Schritt weiter zu einem vermaschten Netz ausgebaut werden. Da dieses Netz sich zu einer Struktur ausdehnen wird, die über dem existierenden Drehstrom-Höchstspannungsnetz liegt und dieses entlastet, wird es als Overlay-Netz bezeichnet. Vor einiger Zeit 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 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 bisher noch kein Bedarf bestand. Gleichzeitig müssen auch hier die geopolitischen Risiken beachtet werden. 365 7.4 Technische Entwicklungen im Netzbau <?page no="367"?> 7.5 Literatur 7.1 Drees, T. et al., Netzentwicklungsplan Strom 2035, Version 2021, www.netzent‐ wicklungsplan.de abgerufen im Dezember 2021. 7.2 EnLAG, Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen (Energieleitungsausbauge‐ setz - EnLAG), Bundesamt der Justiz, Bonn (2009) 7.3 BBPlG, Gesetz über den Bundesbedarfsplan (Bundesbedarfsplangesetz - BBPlG), Bundesamt der Justiz, Bonn (2013) 7.4 Palic, M., Grundlagen Erneuerbare Energien, bdew akademie, Seminarunter‐ lage, Erfurt (2015) 7.5 N. N., Power-to-Gas, EnBW Informationsbroschüre, Karlsruhe (2015) 7.6 Sauer, D. 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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) Comparison of High Voltage Overhead Lines and Underground Cables, Report and Guidelines, CIGRE (1996) Technical Report on the Future Expansion and Undergrounding of the Electricity Transmission Grid, Elinfrastrukturudvalget (2008) Gemeinsame Studie: Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von Höchstspan‐ nungsfreileitungen, Entsoe - Europacable, Brüssel (2011) 366 7 Entwicklungstendenzen und Ausblick <?page no="368"?> 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 das Grußwort und für Informationen zu künftigen Entwicklungen im Leitungsbau: Lugschitz, Herbert, Austrian Power Grid AG, Vorsitzender des Studienkomitees B2 „Freileitungen“ der CIGRE Für zahlreiche Anregungen, Unterlagen, Hinweise und Bildfreigaben: Alter, Enrico, Omexom Hochspannung GmbH; Ansorge, Samuel, Dr. sc. ETH, CEO, Brugg Cables; Bauer, Sebastian, Prof. Dr., GeoHydroModelling Institute of Geosciences Christian- Albrechts-University Kiel; Brakelmann, Heinrich, Prof. Dr.-Ing., BCC Cables Consulting; Cosmai, Umberto, Dr., Covis; Durinke, Peter, Dr., Wolter Hoppenberg Rechtsanwälte Partnerschaft mbB; Eduard Steineer AG/ CH, EQOS Energie Deutschland GmbH; Knapp, Eduard, Geschäftsführung IFK GmbH; Knauer, Martin, TenneT TSO; Lamm, Matthias, Dr., Entwicklung und Engineering, Richard Bergner Elektroarmatu‐ ren GmbH & Co. KG; LEW Verteilnetz GmbH (LVN); Nitzke, Uwe, Bereichsleiter Engineering, Cteam Consulting & Anlagenbau GmbH; Peters, Marc, Dr.- Ing., Herrenknecht AG; Pfisterer Switzerland AG; Schmuck, Frank, Dr. Ing. habil., Schmuck HV Insulation Consulting; Seifen, Guido, Mitglied der Geschäftsführung, Omexom; Springer Verlag 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="369"?> Register 4R-Dämpfer 206 AAAC 146 AAC 146 abgespannte Maste 209 Ableitverluste 313 Abspannspiralen 198 Abstände 143 Äußere 144 Innere 143 Abstandhalter 208 Abstrahlung 158 ACCC-Seile 162 ACCR-Seile 162 ACSR 145 ACSS-Seile 160 AFE 50 Aldrey 146 alternating current 21 Aluminium 146 Aluminium-Magnesium-Silizium-Legierung 146 Aluminiumoxidporzellan 181 Aluminium-Stahl-Seile 145 AmpaCity 364 Anpassung 319 Anschlusslänge 175 Äolische Schwingungen 165 äquivalenter Durchmesser 139 Arbeiten unter Spannung (AuS) 246 Ausbauplanung 45 Ausblick 357 Ausbreitungsgeschwindigkeit 167 Ausbreitungskoeffizient 315 Ausfallrate 328 Aushub 225 Ausschwingwinkel 139 äußere Leitschicht 269 automatische Wiedereinschaltung 336 Avifauna 125 Banderder 217 Bauartbezeichnung 270 Baulager 227 BBPlG 102 beidseitige Erdung 325 Belastungsgrad 265 Betriebsbiegelast (MDCL) 189 Betriebsplanung 45 Bettungsmaterial 79 BFP 112 Bilanzkreis 49 Bipolare Gleichstrom-Kabelstrecke 75 Blindleistung 18 Blindleistungskompensation 278 Blindstrom 19 Blitzschutz 216 Bodenklassen 218 Bohrpfahlfundament 220 Bruchlast (CFL) 190 Brückentechnologie 358 Bündelleiter 159 Bundesbedarfsplan 103 Bundesbedarfsplangesetz 102 Bundesfachplanung 112 CO 2 -Ausstoß 357 CO 2 -freie Stromerzeugung 357 coating 178 Combi-Schutzring 203 Cross-Bonding 284 Dämpferplatzierung 206 Dauerzugspannung 153 DC-GIL 363 Deflektor 281 DESERTEC 365 <?page no="370"?> Diagnosemessungen 306 Dielektrizitätszahl 266 DIN IEC 60815 176 direct current 21 Distrubuted Temperature Sensing (DTS) 304 Donaumast 210 Donaumastbild 58 Donut 164 Drahtflug 126 Drahtpannung 151 Drehstrom-Kabeltrassen 72 Dreileiterkabel 266 Drohne für Inspektionen (UAV) 246 Durchhang 152 Durchhangsschablone 224 E-CR-Glas 184 Edison 21 EDS 154 Eigendämpfung 168 Einebenenmastbild 58 Eingriffsausgleich 127 Einleiterkabeln 266 Einpflügen 80 einseitige Erdung 325 Einspeisevorrang 52 Einzelfundament 219 Eisakkretion 136 Eislast 136f. Eislastkarte 137 Eislastzone 137 Elektrizitätsübertragung 17 Elektrodynamik 17 Elektrokution 125 Elektrolyseanlagen 361 Endverschluss 282 Endverschlüsse 282 Energieleitungsausbaugesetz 101 Energieverbrauch 47 Energy Balance Principle 167 EnLAG 101 Entschädigungen 128 Entschädigungspraxis 130 Entschädigungsregelung 129 ENTSO-E 107 Entwicklungstendenzen 357 EPE-Model 154 Epoxidharzmatrix 183 Erdkurzschlussstrom 336 Erdschlusslöschspule 338 Erdschlussstrom 337 Erdseile 160 Erdung 216 Erdung der Kabelschirmung 301 Erdungswiderstand 217 erneuerbare Energien 133 Europäischer Netzverbund 107 EVU-Last 265 Expansionsgefäß 287 Factory-Duplex-System 210 Feldabstandhalter 172 Feldsteuertrichter 281 Feldsteuerung 268 Felsanker 221 Ferranti-Effekt 319 Festigkeitsberechnung 214 Firefly 127 fossile Energieträger 357 Freileitungsentwicklung 25 Freileitungskreuzungen 92 Freileitungsmonitoring 322 Freileitungstrassen 55 Fremdschichtüberschlag 176 Frequenz 47 Frequenzabweichung 48 Frequenzentlastung 50 Frequenzhaltung 48 Frequenzstabilität 36 Fundamentkräfte 222 Fußstuhl 225 gain base 187 galloping 172 369 Register <?page no="371"?> Gap-Seile 162 Gasaußendruckkabel 274 Gasinnendruckkabel 273 Gasisolierte Leitungen (GIL) 277 gasisolierten Drehstrom-Leitungen 363 Gasisolierte Schaltanlagen (GIS) 277 Geländearten 168 Geschlossene Bauweisen 82 Gesteuerter Rohrvortrieb 84 Gewichtsspannweite 135 GFK-Stab 183 Scherfestigkeit 186 Glasdielektrikum 182 Glasfasern 183 Gleichstrom-Kabeltrassen 75 GPS Global Positioning System 223 Grabenbreite 293 Grabenprofil 77 Greenfieldplanung 44 Greengas 361 Grobkorridor 112 Grundsatzplanung 45 Guttapercha 29 Halboffene Bauweise 81 HDD-Verfahren 83 HGÜ-Kabel 32, 365 Hochspannungs-Gleichstromkabel 32 Höchstspannungsnetz 37 Hochtemperatur-Leiterseile 160, 361 Hochtemperatur-Supraleiter 363 Hochzug 207 Höhenbeschränkungen 70 Hohlraum 274 Horizontalspülbohrverfahren 83 HTLS 160 HTLS-Seile 64 Hybridleitung 250, 348 Hydrophobie 185 induktive Sternpunkterdung 338 Induktivitäten 20 Infrarotthermographie 244 Infrastrukturkanal 85 Innere Abstände 61 innere Leitschicht 269 Instandsetzungsrate 328 Insulated Gate Bipolar Transistor 344 Isolationskoordination 311 Isolatoren 173 Form 173 Funktion 174 Geometrie 175 Material 173 Profil 178 isolierter Sternpunkt 336 Joule-Verluste 156 Kabelentwicklung 28 Kabelgarnituren 281 Kabelgraben 292 Kabellegung 292 Kabeltrassen 72 Kapazitäten 20 Kappenisolatoren 181 Kármánschen Wirbeln 166 Keilabspannklemmen 196 Kettenlinie 152 klimatischen Lasten 135 Knaggen 221 Knickpunkt-Temperatur 155 Kompaktbauweise 60 Kompaktleitungen 134, 190, 215, 362 Kompensationseinrichtung 325 Komplexe Größe 315 Konduktivität 261 Konvektion 157 Konverter-Station 344 Konverter-Stationen 75 konzentrierte Elementen 316 Korona 158 Korrosion 179, 241 370 Register <?page no="372"?> Kreisfrequenz 315 Kreuzungen 91 Kriechweg 175 Gleichspannung 178 Kruesi-Tubes 28 Kunststoffkabel 275 Kurzunterbrechung 336 Ladestrom 321 Landschaftspflegerischer Begleitplan 127 Langstabisolatoren 180 Lastanpassung 50 Lastbaum 213 Lastfälle 213 Lastumlagerung 180 Lauffen am Neckar 133 Laufrollen 235f. Lebensdauer 330 Leerlauf 318 Legeanordnungen 74 Legetechniken 76 Legetiefe 292 Leistungsdifferenz 48 Leistungsgleichgewicht 46 Leistungssteigerung 65 Leitertragspiralen 196 Leitfähigkeitskoeffizient 294 Leitungsfahrwagen 239 Leitungsgleichungen 314 Leitungsmonitoring 65 Leitungsprovisorien 93 LE-Modell 154 Lichtwellenleiter 305 Lidar (Light Detection and Ranging 223 Line Commutated Converter 344 Line Commutated Converter (LCC) 279 Lochleibungsversagen 215 Löschgrenze 339 Low-Weight-Conductor 249 Lufteinschluss 268 LWL-Erdseile 160 Mantelrohr-Legerverfahren 81 Marker-Arten 127 Markov-Verfahren 328 Massekabel 272 Mast Festigkeitsberechnung 214 Mastaufteilung 223 Mastmontage 229 Hubschrauber 231 Kran 230 Stockbaum 229 Materialermüdung 169 MDCL-Prüfung 189 Mehrfachfreileitungen 60 Microtunneling 84 Milliken-Leiter 262 Mindestbiegebruchlast (SCL) 189 Minutenreserve 49 Mittelzugspannung 154 Mittlere Ausfalldauer 327 Mittlere Fehlerfreie Betriebsdauer 327 Monitoring 304 Montagelast 141 Motorisolator 134 Muffen 282 Muffenlegung 87 Muldentragklemmen 195 Multiterminal-System 365 (n-1)-Kriterium 42 NABEG 102 Nachtrassierung 95 Näherungen 91 natürliche Kühlung 297 natürliche Leistung 159, 319 NEP 105 Netzausbaubeschleunigungsgesetz 102 Netzausbaupläne 359 Netzbetrieb 45 Netzentwicklungsplans 105 netzgeführte Stromrichterschaltung 344 Netzplanung 41 371 Register <?page no="373"?> Netzschutz 336 Netzstrukturen 38, 40 Netzverbünde 36 Netzzustände 51 Nichtzugfeste Verbinder 199 Notfallsanierung 241 NOVA-Prinzip 118 Offene Bauweise 76 Ölkabel 273 Opferzinkhülse 179 OPGW 160 optimale Übertragungsspannung 134 Oskar von Miller 23 Overlay-Netz 308, 346, 359, 365 Papierisolierung 273 Parallelführungen 91 π-Ersatzschaltbild 317 Petersenspule 338 PFV 114 Phasenabstandhalter 192 Phasenwinkel 318 Pipe Express®-Verfahren 81 Planfeststellungsbeschluss 116 Planfeststellungsverfahren 101, 114 Planungsgrundsätze 41 Plattenfundament 220 Polarisation 264 Potenzialunterschied 312 Power-to-Gas 361 Power-to-Gas-to-Power 361 Power-to-Liquid 361 Predictive Maintenance 357 Pressabspannklemmen 196 Primärregelleistung 48 Primärregelung 49 Properzi-Verfahren 145 Proximity-Effekt 262 Pultrusionsverfahren 184 Pumpspeicherkraftwerke 358 Quarzporzellan 181 Radialfeldkabel 268 Rammpfahlfundament 220 Raumladungen 279 Raumordnerische Beurteilung 111 Raumordnung 109 Raumordnungsverfahren 101, 108 Real Time Monitoring 163 Redispatch-Maßnahmen 50 Regelleistung 48 Regelreserve 49 Regelzone 49 Regulage 239 Reguliertabelle 239 Reibkorrosion 169 Resonanzfall 338 Reststrom 338 Robotik 246 ROG 109 (RoV 109 ROV 108 rückwärtiger Überschlag 217 Schalenstromklemme 200 Schaltanlagen 39 Schirm 269 Schlagweite 175 Schlagwinkel 146 Schneise 68 Schraubenmontage 231 Drehmomentliste 232 Schutzarmaturbefestigung 204 Schutzarmaturen 201 Schutzbereiche 61 Schutzstreifen 66 Schwarzstart 344 Schwefelhexafluorid 277 Schwingungsrekorder 170 Seile 144 Aufbau 145 Auswahl 144 372 Register <?page no="374"?> Herstellung 147 Kriechen 150 Prüfung 148 Stromtragfähigkeit 156 Wärmeausdehnungskoeffizient 151 Zugprüfung 149 Seillängung 64 Seilschwingungen Zulässige Grenzwerte 170 Seiltanzen 172 Seilzug 232 Bauunterlagen 232 Hubschrauber 239 Mastverankerungen 234 Schutzgerüste 234 Sektorenkopplung 360 Sekundärregelleistung 49 Sekundärregelung 49 Setzrahmen 226 Sicherheitsabstände am Mast 212 Sicherheitsabstände am Mastkopf 212 Sicherheitsbereich 62 Sicherheitszone 62f. Siedlungsbereiche 71 Skin-Effekt 262 Smart Grid 359 Sonneneinstrahlung 157 spacer damper 172 spannungsabhängige Verluste 324 Spannungsebenen 39 Spannungsstufen 27, 33 Spannweitenbeiwert 138 SPE-Modell 155 spezifische Kriechweg 177 spezifischer Kriechweg 177 spezifischer Wärmewiderstand 295 Spiraltragklemmen 195 Spritzgussverfahren 185 Sprungtemperatur 363 SPS 176 Stabilitätsversagen 215 Stabkräfte 214 Stahl 146 Stahlbewehrung 272 starr geerdeter Sternpunkt 336 stationärer Wärmefluß 295 Staudruck 138 steckbare Anschlusssysteme 289 Sternpunktbeschaltung 335 Stockbridge-Dämpfer 205 Strategische Umweltprüfung 120 stromabhängige Verluste 324 Stromaustausch 44 Stromschlaufen 238 Strouhal-Frequenz 166 subspan oscillations 171 SUP 120 supraleitende Drehstromkabel 364 Supraleiterkabel 363 Systemdienstleistungen 52 Szenario B 2035 105 Teilentladungen 267 Teilentladungsmessung 306 Teilfeldschwingungen 171 Teilsicherheitsbeiwert 141 Teilverkabelung. 340 temporäre Gestänge 93 Tesla 21 T-Glied 314 thermische Bettung 294 Thermisches Ersatzschaltbild 296 Tiefenerder 217 Tonnenmastbild 59 Trafoprinzip 17f. Tragmaste 55 Tragwerke Windlast 140 Transformatoren 18 Trassenausnutzung 90 Trassenführung 67 Trassengestaltung 55 Trassierung 55 Tripelpunkt 281 373 Register <?page no="375"?> Tunnelbohrtechnik 84 TYNDP 107 Übergangsanlagen 88 Überspannung 341 Überspannungsableiter 286, 341 Übertragungsleistung 270 UCPTE 36 UCTE 36 Umspannanlagen 39 Umweltbericht 121 Umweltprüfung 120 Umweltverträglichkeit 120 Umweltverträglichkeitsprüfung 122 Unterfrequenz-Lastabwurf 51 Unterrippen 179 Upgrading 248 Uprating 247 UVP 120, 122 UVPG 120 UVP-Prozess 123 Verankerung der Eckstiele 221 Verbinderinspektion 244 Verbindungsarmaturen für Isolatorenketten 201 Verbundisolatoren 182 Aufbau 183 Bruchverhalten 187 Grenzwerte el. Feldstärke 203 Last-Zeit-Verhalten 186 mittlere Bruchlast 186 Nennlast 185 Prüflast 185 Schadensgrenzlast 185 SML 185 Typische Endarmaturen 184 Vorteile 182 Verbundleiter 134 Verbundnetze 36 Verfügbarkeit 327 Verfüllung 226 Verlängerungslaschen 196 verlustarme Leitung 316 Verlustfaktor 264 verlustlose Leitung 316 Verlustwinkel 264 Verschmutzungsgrad 176 Vierfachleitung 61 Vogelschutzhaube 126 Vogelschutzmarker 126 Volatilität 49 Vollaluminiumseile 146 Vollbenutzungsstunden 357 Voltage Source Converter (VSC) 279 Vorab-Leitung 192 vorausschauende Instandhaltung 357 vordringliche Höchstspannungsleitungen 101 Vorseil 236, 239 Wahrscheinlichkeit 328 Walddurchquerung 67 Waldüberspannung 69 Wanderwellen 342 Wandler 40 Wärmeleitfähigkeit 294 Warnkugeln 200 Wartung 241 normale 241 vorbeugende 241 Wasserstoff 361 water trees 307 Wechselschirme 179 Wechselstromleitung 314 Wellenimpedanz 167 Wellenwiderstand 159, 315 Widerstandsbeiwert 138 Winde/ Bremse 238 Windeingangsleistung 168 Windlast 137 Windlast an Stahlgittermaste 140 Windlast auf Isolatoren 139 Windlast auf Tragwerke 140 374 Register <?page no="376"?> Windlast Seil 138 Windspannweite 135 Windzone 138 Winkelabspannmaste 55 Wirbelverbinder 237 Wirkleistungstransport 326 wirtschaftliche Stromdichte 322 YBaCuO 364 (Z)TACIR-Seile 162 (Z)TACSR-Seile 161 Zebra-Marker 127 Zeigerdiagramm 318 Ziehstrumpf 237 Ziehteppich 237f. Zugfeste Verbinder 198 Zulassungsverfahren 99 Zustandsgleichung 153 Zuverlässigkeitsberechnung 327 Zwangskühlung 297 Zweischichtenmodell 294 Zwischenerkabelung 340 375 Register <?page no="377"?> Abbildungsverzeichnis Abb. 1.1: Das Trafoprinzip . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 Abb. 1.2: Das Hochspannungskabel als langgestreckter Kondensator . . . 19 Abb. 1.3: Kapazitäten und Induktivitäten im Wechselstromnetz . . . . . . . . 20 Abb. 1.4: Nikola Tesla (links) und Thomas Alva Edison (rechts) - zwei Protagonisten im Stromkrieg [1.1] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Abb. 1.5:  Oskar von Miller [1.3] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Abb. 1.6:  Internationale Frankfurter Elektrizitätsausstellung 1891 [1.4] . 23 Abb. 1.7: Abspannmast im Leitungszug der 380-kV-Leitung Rommerskirchen-Hoheneck [1.7] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Abb. 1.8: Entwicklung der Drehstrom-Spannungsstufen in Deutschland und der Welt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 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] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 Abb. 1.10:  Aufbau eines alten Gürtelkabels . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Abb. 1.11:  30-kV-Gürtelkabel im Jahr 1911 [1.15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 Abb. 1.12: Spannungsstufen in der Entwicklung von Kabeltechniken . . . . 33 Abb. 1.13: Deutsches Höchstspannungsnetz 2020, Übersichtskarte, 1.1.2020 (Quelle: Forum Netztechnik/ Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) - VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V., [1.18]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Abb. 1.14: Spannungsebenen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 Abb. 1.15: Netzstrukturen in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 Abb. 1.16: Beispielhafte Ausführung eines Trafo- und Abgangsfeldes in Schalt- und Umspannanlagen (Bild: VDE Kassel (WD), [1.16]) . 41 Abb. 1.17: Risikoabwägung beim Ausbau von Infrastruktureinrichtungen 42 Abb. 1.18: Das (n-1)-Kriterium in Mittelspannungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . 44 Abb. 1.19: Leistungsgleichgewicht zwischen Erzeugung und Bedarf . . . . . 46 Abb. 1.20: Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch . . . . . . . . . . 47 Abb. 1.21: Leistungs-Frequenz-Kennlinie im deutschen Höchstspannungsnetz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 Abb. 1.22: a) Verschiedene Regelleistungsarten zum Leistungsausgleich in Stromnetzen, b) Tatsächlicher Frequenzverlauf im UCTE-Netz [1.24] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 Abb. 1.23: Empfehlungen des Unterfrequenz-Lastabwurfes (Quelle: FNN) 51 Abb. 2.1: 110-kV-Leitungsausschnitt mit einem Winkelabspannmast im Vordergrund und Tragmasten im Hintergrund (Quelle: LVN) . . 56 <?page no="378"?> Abb. 2.2: Bestandteile und Komponenten von und an Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 Abb. 2.3: Grundformen für Doppelfreileitungen am Beispiel der 110-kV-Ebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Abb. 2.4: Einsatzbeispiel für ein 220-kV-Donaumastbild mit außenliegenden Erdseilen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 Abb. 2.5: Einebenenmastbild vor einem Feldgehölz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 Abb. 2.6: Ausführungsbeispiel mit einem 110-kV-Tonnenmast-Gestänge 59 Abb. 2.7: Kompakte 380-kV-Freileitung mit einer 110-kV-Leitung parallel geführt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 Abb. 2.8: Einebenen-Anordnung der Zweierbündel mit Tragseilen (Quelle: SPIE SAG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Abb. 2.9: Ausführungsbeispiel einer 380/ 110-kV‐Vierfachleitung, zunächst mit einem Stromkreis 380 kV und drei Stromkreisen 110 kV belegt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Abb. 2.10: Sicherheitszone von Hoch- und Höchstspannungs-Freileitungen, a) Längsschnitt, b) Querschnitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 Abb. 2.11: Schematische Darstellung des Schutzstreifens eines Spannfeldes in der Draufsicht . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 Abb. 2.12: Abmessungen von Waldschneisen, links bei gefestigten Waldrändern, rechts mit Berücksichtigung des Baumfalls . . . . 68 Abb. 2.13: Flächenbedarf bei Waldüberspannungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 Abb. 2.14: Leitungsführungen in Einebene im Einflugbereich eines Flugplatzes mit Tageskennzeichnung, links 220 kV, rechts 110 kV 70 Abb. 2.15: Baugebiet unter einer 110-kV-Doppelfreileitung . . . . . . . . . . . . . 71 Abb. 2.16: Übergang von zwei Freileitungssystemen auf vier Kabelsysteme bei einer Zwischenverkabelung [nach 2.12] . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 Abb. 2.17: Überleitung von drei Kabelsystemen auf ein Doppelfreileitungssystem, wobei ein Kabelsystem als Reserve genutzt wird [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 Abb. 2.18: Überleitung von zwei Kabelsystemen auf ein Doppelfreileitungssystem, wobei ein einzelnes Kabel als Reserve genutzt wird [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 Abb. 2.19: Mögliche Legeanordnungen bei Drehstrom-Hoch- und Höchstspannungskabeln [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 Abb. 2.20: Bipolare Gleichstrom-Kabelstrecke zwischen zwei Konverter-Stationen, optional mit einem metallischen Rückleiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 Abb. 2.21: Mögliche Legeanordnungen für HGÜ-Kabel mit und ohne metallischen Rückleiter [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 377 Abbildungsverzeichnis <?page no="379"?> Abb. 2.22: Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 110-kV-Drehstromkabelverlegung mit zwei Systemen und einem Reservekabel [nach 2.27] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 Abb. 2.23: Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV-Drehstromkabelverlegung mit vier Systemen [2.12] . . . 78 Abb. 2.24: Grabenprofil und Schutzstreifen für eine 380-kV-Drehstromkabelverlegung mit drei Systemen . . . . . . . . . 78 Abb. 2.25: Grabenprofil und Schutzstreifen für ein HGÜ-Kabel + 525 kV [nach 2.17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Abb. 2.26: Trasse für zwei Kabelsysteme 380 kV bei Verlegung im offenen Graben [2.13] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Abb. 2.27: Kabelpflug bei der Legung von Leerrohren für Kabel und Informationsleitungen [2.14] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 Abb. 2.28: Legung in halboffener Bauweise mit dem Pipe Express®-Verfahren [2.15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 Abb. 2.29: Konventionelle Rohrlegung in halboffener Bauweise mit Startgrube und Greifschlitz [2.16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 Abb. 2.30: Die drei Schritte beim Horizontalspülbohrverfahren [2.18] . . . 83 Abb. 2.31: Zweistufiger Rohrvortrieb nach dem E-Power Pipe®-Verfahren von Herrenknecht [2.35] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 Abb. 2.32: Gesteuerter Rohrvortrieb mit Schildmaschine, Startgrube und Pressstation [2.15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 Abb. 2.33: Infrastrukturkanal in offener Bauweise gelegt für zwei Drehstromkabel-Systeme 380 kV [nach 2.9] . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 Abb. 2.34: Kontinuierliche Fertigung eines Infrastrukturkanals, links, und Erstellung in Fertigteilbauweise, rechts [2.21] . . . . . . . . . . . . . . . 87 Abb. 2.35: Anordnung von 380-kV-Drehstromkabelmuffen in einem Infrastrukturkanal [2.22] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87 Abb. 2.36: Muffengrube für vier 380-kV-Drehstromsysteme, links [2.20] und einem klimatisierten Container über der Muffengrube für zwei HGÜ-Kabel, rechts [2.24] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88 Abb. 2.37: Prinzipielle Darstellung der Teilverkabelung einer 380-kV-Leitungsverbindung [2.26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 Abb. 2.38: Übergangsanlage von einer 380-kV-Doppelfreileitung auf vier Kabelsysteme ohne Kompensationseinrichtungen [2.25] . . . . . . 89 Abb. 2.39: 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] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 Abb. 2.40: Freileitungskreuzungen mit linienartigen Infrastruktureinrichtungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92 378 Abbildungsverzeichnis <?page no="380"?> Abb. 2.41: Schutzgerüst für die Kreuzung einer Autobahn (links) und einer elektrifizierten Bahnstrecke (rechts) mit einer Höchstspannungsfreileitung [2.33] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 Abb. 2.42: Provisorische Gestänge mit abgeankerten Portalmasten a) [2.32] und mit Auflastfundamenten b) [2.33] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 Abb. 2.43: Ausführungsbeispiele für provisorische Freileitungstrassen mit abgespannten Portalen (links) [2.34] und mit Auflastfundamenten (rechts) [2.31 und 2.31a] . . . . . . . . . . . . . . . 95 Abb. 3.1: Realisierungspfad von Leitungsbauvorhaben in den Spannungsebenen 110-380 kV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 99 Abb. 3.2: Schematische Darstellung des Prozessablaufs zum Bundesbedarfsplan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 Abb. 3.3: Prognose von Erzeugung und Bedarf in den Bundesländern nach dem Szenario B 2035 [3.21] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104 Abb. 3.4: Verlauf und Stand der Vorhaben aus dem EnLAG und dem BPlG nach dem 3. Quartal 2020 [3.18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 Abb. 3.5: Übersicht zur Notwendigkeit von Beurteilungs- und Zulassungsverfahren für Leitungen in Hoch- und Höchstspannungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107 Abb. 3.6: Ermittlung des Ausbaubedarfs in den europäischen Übertragungsnetzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108 Abb. 3.7: Schematische Darstellung des Ablaufs eines Raumordnungsverfahrens (nach [3.3, 3.5]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110 Abb. 3.8: Beispiel für die Ermittlung eines Grobkorridors [3.19] . . . . . . . 112 Abb. 3.9: Schematische Darstellung des Ablaufs der Bundesfachplanung 114 Abb. 3.10: Schematische Darstellung des Ablaufs eines Planfeststellungsverfahrens nach dem Energiewirtschaftsgesetz, wie es beispielsweise für EnLAG-Vorhaben angewandt wird . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117 Abb. 3.11: Das NOVA-Prinzip mit der Präzisierung 2021 [3.21] . . . . . . . . . . 118 Abb. 3.12: Arbeitsschritte zur Erstellung des Umweltberichts [nach 3.15] . 121 Abb. 3.13: Auszug aus Anlage 1 des Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetzes (UVPG) . . . . . . . . . . . . 123 Abb. 3.14: Schematische Darstellung des Ablaufs einer UVP . . . . . . . . . . . . 124 Abb. 3.15: Vogelschutzhauben bei einer 20-kV-Freileitung mit Stützisolatoren (links, Bild TE Connectivity) und Abstandsvorgaben für Abspannmaste aus der VDE-AR-N 4210-11 [3.25] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Abb. 3.16: 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] . . . . . . . . . . 127 379 Abbildungsverzeichnis <?page no="381"?> Abb. 3.17: Schema des Ablaufs von Entschädigungsregelungen [nach 3.17] 129 Abb. 3.18: Übersicht zur Entschädigungspraxis und zur Höhe der Entschädigungen in Deutschland [3.17] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 Abb. 4.1: Windspannweite (oben) und Gewichtspannweite (unten) (Quelle: GA-Omexom, Seminarunterlagen 2010) . . . . . . . . . . . . . 136 Abb. 4.2: Seilaufbau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 Abb. 4.3: Verschiedene Seilkonstruktionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145 Abb. 4.4: Verseilmaschine. Schema (oben), konstruktive Details (unten) . 147 Abb. 4.5: Spannungs-Dehnungs-Diagramm eines Leiterseils [4.5] . . . . . . 149 Abb. 4.6: Kriechkurven nach Gleichung (4.8) für ein 483-AL1/ 63-ST1A Cardinal Leiterseil [4.5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 Abb. 4.7: Der Durchhang . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 Abb. 4.8: Durchhangs-Temperatur-Kurve mit Knickpunkt (Transitionspunkt) [4.30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 156 Abb. 4.9: 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) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158 Abb. 4.10: Feldbilder und maximale Feldstärken E i von verschiedenen Bündelanordnungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 Abb. 4.11: Restfestigkeit von Aluminium in Abhängigkeit von der Temperatur und der Einwirkungsdauer . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 Abb. 4.12: Schematische Darstellung verschiedener Leiterseiltypen [4.43] 161 Abb. 4.13: Durchhang von Al/ St 400/ 70 (Drake) in verschiedenen Ausführungen bei 420 m Spannweite in Abhängigkeit von der Seiltemperatur [4.22] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 Abb. 4.14: Monitoring-Donut, befestigt am Leiterseil [4.45] . . . . . . . . . . . . . 164 Abb. 4.15: Kraftmessdosen (rot) für die Zugkraftüberwachung des Leiterseiles [4.45] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 164 Abb. 4.16: Schwingungsschäden an einer Tragklemme (Quelle: Pfisterer) . 165 Abb. 4.17: Kármánsche Wirbelstraße bei einem angeströmten Leiterseil . 165 Abb. 4.18: Typisches Frequenzspektrum bei windangeregten Seilschwingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166 Abb. 4.19: Berührungsstellen der Einzeldrähte (linke Bildhälfte) bei gegenseitiger Verschiebung durch Biegebeanspruchung . . . . . . 168 Abb. 4.20: Windeingangsleistung und Seileigendämpfung in Abhängigkeit des Verhältnisses Seilamplitude A zu Seildurchmesser D . . . . . . 168 Abb. 4.21: Unterschiedliche Geländeverhältnisse bei windangeregten Seilschwingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 Abb. 4.22: Drahtbruch (links) führt zu Leiterbruch (rechts) (Quelle: L. Cloutier) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 170 Abb. 4.23: VIBREC TM Schwingungsrecorder im Einsatz (Quelle: Pfisterer) 170 380 Abbildungsverzeichnis <?page no="382"?> Abb. 4.24: Bemessungsgrößen für Seilschwingungen [4.57] . . . . . . . . . . . . . 171 Abb. 4.25: Schematische Darstellung einer Teilfeldschwingung eines Zweier- (a) und eines Viererbündels (b) [4.57] . . . . . . . . . . . . . . . 172 Abb. 4.26: Asymmetrischer Eisansatz auf einem Leiterseil begünstigt Seiltanzen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172 Abb. 4.27: Historische Entwicklung von Freileitungsisolatoren (Quelle: Pfisterer Lapp) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 Abb. 4.28: Hängeisolator aus Glaskappen (linker Bildteil), Langstabisolatoren als Abspannkette (rechter Bildteil) (Quelle: U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 Abb. 4.29: Stützisolatoren (linker Bildteil) und Isoliertraverse (rechter Bildteil) (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175 Abb. 4.30: Geometrie-Parameter eines Isolators . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 Abb. 4.31: Fremdschichtüberschlag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176 Abb. 4.32: Profile für verschiedene Isolatorentypen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178 Abb. 4.33: Porzellan Langstabisolator (Quelle: Pfisterer Lapp) . . . . . . . . . . . 180 Abb. 4.34: Kappenisolator aus Glas (Quelle: MacLean Power Systems) . . . 181 Abb. 4.35: Aufbau eines Verbundisolators . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183 Abb. 4.36: Endarmaturen von Verbundisolatoren . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184 Abb. 4.37: Hydrophobe Oberfläche von Silikon (links) vs. hydrophile Oberfläche von Porzellan und Glas (rechts) (Quelle: Pfisterer) . 185 Abb. 4.38: Last-Zeit-Kurve für Verbundisolatoren nach [4.84] . . . . . . . . . . . 186 Abb. 4.39: Bruchverhalten von Langstabverbundisolatoren bei der Zugprüfung, oben: korrekt, Mitte: zu wenig, unten: zu viel verpresst [4.81] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 Abb. 4.40: 230 kV Verbundstützisolator im Einsatz; unten das dazugehörige statische System (Quelle: INMR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 Abb. 4.41: Typische Fuß- und Kopfarmaturen von Verbundstützisolatoren (Quelle: MacLean Power Systems) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 188 Abb. 4.42: Last-Weg-Diagramm zur Bestimmung von MDCL und CFL bei einem 38-mm-Verbundstützisolator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 189 Abb. 4.43: Die weltweit erste 380-kV-Kompaktleitung mit Verbundisolatoren (Quelle: INMR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 Abb. 4.44: Swissgrid 380-/ 220-kV-Leitung Amsteg - Mettlen und SBB 132-kV Amsteg - Steinen im Urner Talboden (Quelle: Bouygues E&S EnerTrans AG) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 191 Abb. 4.45: Leitungskompaktierung in der Mittelspannung (Quelle: CKW, jetzt Axpo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 Abb. 4.46: 380-kV-Phasenabstandshalter in der Vorab-Leitung in den Glarner Alpen der Schweiz (Quelle: NOK, jetzt Axpo) . . . . . . . . 192 Abb. 4.47: Aufbau einer 110-kV-Doppelabspannkette mit 2er-Bündel; die Lage der eingebauten Kette ist horizontal (Quelle: Pfisterer Lapp) 194 381 Abbildungsverzeichnis <?page no="383"?> Abb. 4.48: Tragklemmenvarianten (Quelle: U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . 196 Abb. 4.49: Pressabspannklemme (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 Abb. 4.50: Verlängerungslaschen und Verschiebedreieck bei einer 110-kV-Abspannlette mit Porzellan-Langstabisolatoren (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 Abb. 4.51: Keilabspannklemme a), mit Stromschlaufen b) (Quelle: Pfisterer) 198 Abb. 4.52: Spiralförmiger Abschluss mit verstellbaren Verlängerungsgliedern an der Suez-Kreuzung (Quelle: RIBE) . . 198 Abb. 4.53: Verbinungs- oder Schalenstromklemme, a (engl. parallel groove clamp), b beschädigt wegen schlechter Montage (Quelle: RIBE) 200 Abb. 4.54: Reparaturverbinder vor (unten) und nach (oben) der Verpressung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 Abb. 4.55: Warnkugel, die Einbuchtungen auf der Oberseite dienen zur leichteren Handhabung bei der Montage (Quelle: Pfisterer) . . . 200 Abb. 4.56: Verbindungsarmaturen für Isolatorenketten (SAB: Schutzarmaturbefestigung) (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 Abb. 4.57: Bewegung des Lichtbogens mit der Stromstärke I entlang der Schutzarmatur bis zur Endbrennstelle E (Quelle: RIBE) . . . . . . . 202 Abb. 4.58: Kombischutzring (C-Ring) für 380-kV-Ketten (Quelle: Pfisterer) 203 Abb. 4.59: Bevorzugte Schutzarmaturbefestigung an einer Doppelöse mit SAB (Abb. 4.56) bei Verbundisolatoren (Quelle: Pfisterer) . . . . . 204 Abb. 4.60: Stockbridge-Dämpfer (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205 Abb. 4.61: Dämpfungsenergie eines Stockbridge-Dämpfers vor (blau) und nach (rot) der Ermüdungsprüfung (Quelle: RIBE) . . . . . . . . . . . . 205 Abb. 4.62: Eigenschwingungen eines 4R-Stockbridgedämpfers . . . . . . . . . . 206 Abb. 4.63: Empfehlungen für die Platzierung von Stockbridge-Dämpfern; Schwingungsfigur bei schwachem (a) und starkem Wind (b) . . 207 Abb. 4.64: Stockbridge-Dämpfer im Einsatz; das Gewicht an der Kette (engl.: counterweight) dient der Unterdrückung des Hochzugs bei starkem Höhenunterschied zweier benachbarter Maste . . . . . . . 207 Abb. 4.65: Explosionszeichnung eines dämpfenden 4er-Bündel-Feldabstandhalters, linker Bildteil, und Zusammenschlagen der Teilleiter eines 4er-Bündels beim Kurzschlussversuch belastet stark den dämpfenden Feldabstandhalter, rechter Bildteil (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . . 208 Abb. 4.66: Beispiel für abgespannte Maste; diese werden vermehrt in Skandinavien und in Übersee eingesetzt (Quelle: U. Cosmai) . . 209 Abb. 4.67: Bezeichnung der Bestandteile eines Stahlgittermastes (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Abb. 4.68: Mastarten in einem Leitungsabschnitt (Quelle: Y. Voyatzakis) . 211 Abb. 4.69: Elektrische Sicherheitsabstände am Mastkopf . . . . . . . . . . . . . . . 212 Abb. 4.70: Lastbäume für verschiedene Lastfälle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213 382 Abbildungsverzeichnis <?page no="384"?> Abb. 4.71: Stabilitätsversagen der Diagonalen eines Stahlgittermastes unter Druckspannung (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 Abb. 4.72: Lochleibungsversagen aufgrund zu großer Zugbeanspruchung im Bereich der Schraube; die Schraube selbst ist noch intakt (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215 Abb. 4.73: Optische Beeinträchtigung der Umgebung durch eine konventionelle und eine Kompaktleitung bei gleicher Übertragungsleistung (VAE), linker Bildteil, und Wintrack-Leitung (Holland) mit je zwei 380-kV- und 132kV-Stromkreisen; die gegenseitige Anordnung wurde gewählt, um das magnetische Feld am Boden massiv zu reduzieren, rechter Bildteil (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . . . . . . . . 216 Abb. 4.74: Erdseil mit Schutzbereich bei einem Donaumast [4.5] . . . . . . . . . 216 Abb. 4.75: Mast mit Banderdern [4.5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218 Abb. 4.76: Stufenfundament mit Bemaßungsbeispiel [4.5] . . . . . . . . . . . . . . 219 Abb. 4.77: Verschiedene Ausführungen von bewehrten Einzelfundamenten [4.5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 Abb. 4.78: Bohrpfahlfundament (Quellen: [4.5], Omexom) . . . . . . . . . . . . . . 220 Abb. 4.79: Rammpfahlfundament (Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 Abb. 4.80: Fundamentplatte (oben), nach der Fertigstellung (unten; Quelle: Omexom) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 Abb. 4.81: Felsanker (rock anchor), [4.123] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221 Abb. 4.82: Verankerung der Eckstiele mit Knaggen im Betonfundament [4.5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221 Abb. 4.83: Vor-Ort-Prüfung eines Felsankerfundaments (Quelle: [4.123]) . 222 Abb. 4.84: Vorbereitungsarbeiten auf der Baustelle a) und provisorische Baustraßen b) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224 Abb. 4.85: Aushub der Fundamentgrube . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225 Abb. 4.86: Einbau Fußstuhl . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226 Abb. 4.87: Verfüllte Baugrube . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227 Abb. 4.88: Baulager für eine Großbaustelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 Abb. 4.89: Anfuhr und Lagerung der Mastteile am Standort . . . . . . . . . . . . 229 Abb. 4.90: Montage mit dem Innenstockbaum, oben schematisch . . . . . . . 230 Abb. 4.91: Wandweise Mastmontage mit dem Kran . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 Abb. 4.92: Mastmontage mit dem Helikopter (Quelle: Eduard Steiner AG/ CH) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 Abb. 4.93: Seilzug in einem Abspannabschnitt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 Abb. 4.94: Trommelplatz aus der Luft . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 Abb. 4.95: Platzierung der Montageanker . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235 Abb. 4.96: 380-kV-Donaumast mit aufgehängten Laufrollen . . . . . . . . . . . . 236 383 Abbildungsverzeichnis <?page no="385"?> Abb. 4.97: Laufrollen, auch Laufräder oder Seilrollen genannt, für Einfach- und Bündelleiter; diese sind für empfindliche Seile, wie beispielsweise Hochtemperaturseile, mit Gummi beschichtet (mittlere Rolle) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 236 Abb. 4.98: Ziehstrumpf und Wirbelverbinder (unten) für einen drallfreien Seilzug . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237 Abb. 4.99: Bündelzug mit Ziehteppich . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 238 Abb. 4.100: Winde/ Bremse mit einer Zug-/ Bremskraft von 400 kN . . . . . . . 238 Abb. 4.101: Montage der Stromschlaufen bei einem im 380-kV-Viererbündel 238 Abb. 4.102: Montage von Abstandshaltern an einem horizontalen Zweierbündel mit Hilfe eines Leitungsfahrwagens . . . . . . . . . . 240 Abb. 4.103: Beschädigte Stockbridge-Dämpfer an den unteren Leiterseilen (Quelle: U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242 Abb. 4.104: Beschädigte Warnkugel durch windangeregte Schwingungen (Quelle U. Cosmai) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 242 Abb. 4.105: Von windangeregten Schwingungen abgenutzte U-Bügel (Quelle D. Havard) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243 Abb. 4.106: LineVue TM im Einsatz [4.137] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243 Abb. 4.107: Verbinderinspektion vom Boden aus mit der IR-Kamera [4.138] 244 Abb. 4.108: Drohne mit Propellerseitenschutz und Kamera für visuelle Inspektionen von Freileitungen (Quelle: [4.146]) . . . . . . . . . . . . . 247 Abb. 4.109: Umwandlung einer 245-kV-Wechselstromleitung in eine 420-kV-Wechselstromleitung, links das neu entwickelte LWC Leiterseil, rechts die umgerüstete Leitung [4.148] . . . . . . . . . . . . 249 Abb. 4.110: Konzept der Hybridleitung (Quelle: Amprion) . . . . . . . . . . . . . . . 250 Abb. 4.111: Hybridleitung in natura: links AC, rechts DC; Traverse I innen: metallic return, Traverse I außen: +-Pol, Traverse II außen: −-Pol); rechts unten DC-Kette, gut an den seitlichen Feldsteuereinheiten zu erkennen (Quelle: Amprion) . . . . . . . . . . 251 Abb. 5.1: Energiekabel mit Milliken-Leiter und Kupferdrahtschirm . . . . . 262 Abb. 5.2: Durch Wechselstrom verursachter Skin-Effekt in einem elektrischen Leiter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263 Abb. 5.3: Durch Wechselstrom verursachter Proximity-Effekt bei parallel gelegten Leitern mit gleichsinnigem Stromfluss . . . . . . . . . . . . . 263 Abb. 5.4: Verlustwinkel bei einem Dielektrikum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 264 Abb. 5.5: EVU-Last und zugehöriger Belastungsgrad . . . . . . . . . . . . . . . . . 265 Abb. 5.6: Kapazitäten Leiter-Erde (C E ), Leiter-Leiter (C L ) sowie Betriebskapazitäten (C B ) beim Einleiter- und beim Dreileiterkabel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 266 Abb. 5.7: Elektrische Feldverteilung bei Lufteinschluss in einem Dielektrikum . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 267 Abb. 5.8: Prinzipieller Aufbau eines Einleiterkabels . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268 384 Abbildungsverzeichnis <?page no="386"?> Abb. 5.9: Verteilung des elektrischen Feldes mit (linker Bildteil) und ohne innere Leitschicht (rechter Bildteil) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 269 Abb. 5.10: 20-kV-Kabel mit VPE-Isolation der Bauart NA2XS2Y (Quelle: Waskönig+Walter) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 272 Abb. 5.11: Niederdruck-Ölkabel für 110 kV der Bauart NÖKUDEY . . . . . . . 273 Abb. 5.12: 110-kV-Gasinnendruckkabel der Bauart NIVFST2Y (Quelle: Nexans) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274 Abb. 5.13: 110-kV-Gasaussendruckkabel der Bauart NPKDVFST2Y (Quelle: Nexans) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 275 Abb. 5.14: 380-kV-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation als Schichtenmantelkabel N2XS(FL)2Y, linker Bildausschnitt und als Wellenmantelkabel N2XKLD2Y, rechter Bildausschnitt (Quellen: Nexans, 50Hertz) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 276 Abb. 5.15: Rohrleitungssystem GIL für Höchstspannung [5.5] . . . . . . . . . . . 277 Abb. 5.16: Umkehr der Leistungsrichtung bei LCC-Übertragungseinrichtungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280 Abb. 5.17: Umkehr der Leistungsrichtung bei VSC-Übertragungseinrichtungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 280 Abb. 5.18: HGÜ-Kunststoffkabel mit VPE-Isolation für 380 und 525 kV (Quelle: nkt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 281 Abb. 5.19: Verlauf des Potenzials und der elektrischen Feldlinien ohne (linker Bildteil) und mit Feldsteuerung (rechter Bildteil) an der Absetzstelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282 Abb. 5.20: Schnitt durch eine Höchstspannungs-Verbindungsmuffe (Quelle: Südkabel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283 Abb. 5.21: Aufbau eines Muffenkörpers mit der berechneten Verteilung des elektrischen Feldes im Inneren, rot: hohes elektrisches Feld, blau: geringes elektrisches Feld (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . 283 Abb. 5.22: Induktionsvorgang in Schirm und Erdreich bei Wechselstrom . 284 Abb. 5.23: Prinzip des Cross-Bonding von Kabelschirmen für drei gleich lange Teilabschnitte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 284 Abb. 5.24: Muffenbauwerk für ein Höchstspannungskabel (Quelle: Südkabel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285 Abb. 5.25: Aufbau eines trockenen Innenraum-Endverschlusses (Quelle: Splicetec) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 285 Abb. 5.26: Beispiel eines Freiluftendverschlusses mit Verbundisolator (links) und schematischer Aufbau eines Freiluftendverschluss (rechts) (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 286 Abb. 5.27: Berechnete Verteilung des elektrischen Feldes in einem Freiluftendverschluss, rot: hohes elektrisches Feld, blau: geringes elektrisches Feld (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . 287 385 Abbildungsverzeichnis <?page no="387"?> Abb. 5.28: Traditioneller mit einer Isolierflüssigkeit gefüllter GIS-Endverschluss, linker Bildteil und trockener, steckbarer GIS-Endverschluss, rechter Bildteil (Quelle: Brugg Cables) . . . . 288 Abb. 5.29: Schnitt durch ein steckbares Anschlusssystem (Quelle: Pfisterer) 291 Abb. 5.30: Hochspannungstransformator mit steckbarem Kabelanschluss (Quelle: Pfisterer) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 291 Abb. 5.31: Prinzipielle Anordnung der Legearten im Dreieck und in einer Ebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 292 Abb. 5.32: Kabelgraben für ein Drehstromsystem und ungefähre Abmessungen, je nach Spannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 293 Abb. 5.33: Einbringen von thermisch stabilisiertem Bettungsmaterial (Flüssigboden) mit Auflasten zur Verhinderung des Auftriebs der Schutzrohre (Quelle: Flüssigboden Rheinland OHG, Köln) . . . . 294 Abb. 5.34: Wärmeleitung im Stab . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 295 Abb. 5.35: Thermisches Ersatzschaltbild für ein Erdkabel im stationären Betrieb . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 296 Abb. 5.36: Bestimmung der Kabelumgebungstemperaturen bei der Nutzung eines numerischen Prozessmodells unter der Annahme eines kontinuierlichen Wärmeeintrags von 90 W/ m [5.8] . . . . . 297 Abb. 5.37: Höchstspannungskabel im Tunnel mit Kabelmuffe im Vordergrund (Quelle: Südkabel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 299 Abb. 5.38: Verlauf der im Kabelschirm induzierten Spannung bei einseitiger Erdung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 301 Abb. 5.39: Erdungskasten für einen Leiter mit installiertem Überspannungsableiter (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . 302 Abb. 5.40: Schematische Darstellung der induzierten Spannung in einem Kabelsystem mit Cross-Bonding (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . 303 Abb. 5.41: Schematische Darstellung der induzierten Spannung bei einem Kabelsystem, bei dem Cross-Bonding mit dem Konzept der einseitigen Erdung kombiniert wurde. (Quelle: Brugg Cables) . 303 Abb. 5.42: Cross-Bonding-Kasten (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . 304 Abb. 5.43: Hochspannungskabel mit integrierten Stahlröhrchen mit Lichtwellenleitern in der Kabelschirmung (Quelle: Brugg Cables) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 305 Abb. 5.44: Prinzipielle Darstellung der Temperaturmessung mittels Lichtwellenleitern in Hochspannungskabeln . . . . . . . . . . . . . . . 305 Abb. 6.1: Isolationsabstände von Freileitungen und Kabeln in der Mittel,- Hoch- und Höchstspannungsebene im Europäischen Verbundnetz (Quellen: [6.3, 6.4], nkt) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 311 Abb. 6.2: Übertragungsverluste Freileitungen und Kabeln in der 110-kV-Ebene in Abhängigkeit vom Leiterstrom (Quelle: [6.3]) 314 386 Abbildungsverzeichnis <?page no="388"?> Abb. 6.3: Allgemein gültiges Ersatzschaltbild eines infinitesimal kurzen Stücks einer Wechselstromleitung als T-Glied . . . . . . . . . . . . . . . 314 Abb. 6.4 : Vom allgemein gültigen Modell der Wechselstromleitung zum vereinfachten Modell der verlustlosen Drehstromleitung . . . . . 315 Abb. 6.5: Elektrisch kurze Wechselstromleitung mit konzentrierten Elementen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 316 Abb. 6.6: Vierleitermodell einer symmetrisch aufgebauten, verlustlosen Drehstromleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 317 Abb. 6.7: Einphasige Darstellung einer verlustlosen Drehstromleitung . . 317 Abb. 6.8: Schaltung zur Darstellung unterschiedlicher Betriebsfälle einer Drehstromleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 318 Abb. 6.9: Strom- und Spannungszeigerdiagramm für eine leerlaufende, verlustlose Leitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 319 Abb. 6.10: Strom- und Spannungszeigerdiagramm einer verlustlosen Leitung bei rein ohmscher Last . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320 Abb. 6.11: Strom- und Spannungszeigerdiagramm für eine verlustlose Leitung bei Anpassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 320 Abb. 6.12: Einfluss von Temperatur und Wind auf das Übertragungsverhalten einer Freileitung (Quelle: TenneT) . . . . 323 Abb. 6.13: Blindleistungbedarf Q für einen Kilometer Länge einer 380-kV-Freileitung, Erdkabel und GIL in Abhängigkeit der Übertragungsleistung S. Bei induktiver Blindleistung ist Q > 0, bei kapazitiver Blindleistung ist Q < 0 (Quelle: [6.8]) . . . . . . . . . 326 Abb. 6.14: Maximal übertragbare Wirkleistung eines 380-kV-Kabels als Funktion der Länge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 327 Abb. 6.15: Zustandsdiagramm für eine einzige Komponente . . . . . . . . . . . . 328 Abb. 6.16: Zustandsdiagramm für zwei Komponenten . . . . . . . . . . . . . . . . . 329 Abb. 6.17: Elektrische und magnetische Felder im Nahbereich eines stromdurchflossenen Leiters . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 330 Abb. 6.18: Verlauf der magn. Flussdichte von Kabel und Freileitung in der 380-kV-Ebene bei maximaler Strombelastung in 1 m über dem Erdboden (Quelle: Bundesamt für Strahlenschutz) . . . . . . . . . . . 335 Abb. 6.19: Möglichkeiten der Sternpunktbeschaltung mit 1: gelöscht, 2: starr geerdet, 3: freier Sternpunkt, ohne Erdverbindung . . . . . . 336 Abb. 6.20: Erdkurzschluss bei starr geerdetem Sternpunkt . . . . . . . . . . . . . . 337 Abb. 6.21: Erdschluss bei isoliertem Sternpunkt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 337 Abb. 6.22: Lage des Sternpunkts bei einem Erdkurzschluss (linker Bildteil) und bei einem Erdschluss des Leiters L1 (rechter Bildteil) . . . . . 338 Abb. 6.23: Erdschlusslöschung über eine Erdschlusslöschspule (Petersenspule) mit Ausführungsbeispiel im rechten Bildteil (Quelle: W. Dünkel, VDE Kassel) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 339 387 Abbildungsverzeichnis <?page no="389"?> Abb. 6.24: Erhöhter Blitzschutz zur Dämpfung von Blitzstoßspannungen bei der Zwischenverkabelung einer 110-kV-Leitung [6.3] . . . . . 342 Abb. 6.25: Wanderwellen schematisch dargestellt, oben: Zwischenverkabelung, unten: Teilverkabelung . . . . . . . . . . . . . . 342 Abb. 6.26: Prinzipschaltbild eines Multilevel-Umrichters und die durch Pulsmodulation zusammengesetzte Sinuskurve auf der Wechselstromseite (Quelle: Siemens) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 345 Abb. 6.27: Komponenten einer Konverterstation, linker Bildteil und Innenansicht einer Ventilhalle, rechter Bildteil (Quelle: Siemens) 345 Abb. 6.28: Kostenstruktur bei Freileitungen und Kabeln in der Hoch- und Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 350 Abb. 6.29: 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 [6.14]) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353 Abb. 7.1: Schematische Darstellung der Sektorenkopplung nach dem Wegfall der Einspeisungen aus fossil und nuklear betriebenen Kraftwerken 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 360 Abb. 7.2: 500-kV-Kompaktleitung in Indonesien (Quelle: Pfisterer) . . . . . 362 Abb. 7.3: Elektrischer Widerstand von YBaCuO bei Abkühlung . . . . . . . . 364 Abb. 7.4: Aufbau eines konzentrisch aufgebauten supraleitenden Drehstromkabels [7.11] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 364 388 Abbildungsverzeichnis <?page no="390"?> Tabellenverzeichnis Tab. 2.1: Kleinste zulässige Abstände bei Freileitungen in der Hoch- und Höchstspannungsebene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Tab. 2.2: Bestimmung der durchschnittlichen Höhen der Aufhängebzw. Abspannpunkte der unteren Seile an 110-, 220- und 380-kV-Freileitungsmasten . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 Tab. 4.1: Teilsicherheitsbeiwerte und Kombinationsbeiwerte nach [4.9] . . . . 142 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 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 Tab. 4.3: Seilprüfungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148 Tab. 4.4: Bemessungsspannungen für gängige Leiterseile [4.5] . . . . . . . . . . . 155 Tab. 4.5: Geländekategorien [4.51] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169 Tab. 4.6: Korrespondenztabelle von SCD- und USCD- Werten für Wechselstrom . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177 Tab. 4.7: Material-Teilsicherheitsbeiwerte für verschiedene Isolatorentypen 180 Tab. 4.8: Material-Teilsicherheitsbeiwerte γ Μ [4.6, Abs. 11.6/ DE.1] . . . . . . . . 204 Tab. 4.9: Sicherheitsabstände am Mast . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 Tab. 4.10: Fundamentkräfte [4.126] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222 Tab. 4.11: Drehmomentliste . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232 Tab. 4.12: Optionen für die Erhöhung der Übertragungskapazität einer Freileitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247 Tab. 4.13: Optionen für die Ertüchtigung von Freileitungen . . . . . . . . . . . . . . . 249 Tab. 5.1: Wichtige Bauartkurzzeichen für Kabel in der Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsebene mit Bezeichnungsbeispielen . . . . . . . . . . . . 271 Tab. 6.1: Überschlägige elektrische Kennwerte von Freileitungen und Kabeln für verschiedene Spannungsebenen je Drehstromsystem (AC) bzw. je Einzelkabel (DC) (Quellen: [6.3, 6.5, 6.6, 6.7], nkt) . . . . . . . . . . . . 313 Tab. 6.2: Typische elektrische und magnetische Feldwerte unter Freileitungen in 1 m über der Erdoberfläche . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332 Tab. 6.3: Grenzwerte für elektrische und Magnetische Feldstärken gemäß (BImSchV) in Daueraufenthaltsbereichen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 332 Tab. 6.4: Anhaltswerte der Gesamtkosten für Drehstrom-Freileitungen und -Kabel im 110-kV-Bereich (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.16, 6.18]) . . . 351 Tab. 6.5: Anhaltswerte der Gesamtkosten für Freileitungen und Kabel im Höchstspannungsbereich für Drehstrom (AC)- und Gleichstromleitungen (DC) (Quellen: 1) Netze BW, 2) [6.18], 3) [6.12], 4) ACER ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 353 <?page no="392"?> Bild LTB Jahren! 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Professor an der HS-Karlsruhe. Lehrbeauftragter für Netztechnik und regenerative Energieversorgung an verschiedenen Bildungs- und Ausbildungseinrichtungen.