Technik im Vergleich

Freileitungen

Technische Eigenschaften

  • Stand der Technik: Freileitungen sind der eigentliche Standard im europäischen Verbundnetz und weisen eine gesamte Trassenlänge von etwa 110.000 km auf (380-kV-Bereich). Für 3000 MW Übertragungsleistung benötigt man 6 an Masten aufgehängte Stahl-Aluminium-Seile.
  • Netzstabilität: Die Anforderungen an den Netzbetrieb werden erfüllt.
  • Übertragungsverluste: Die Stromverluste einer Freileitung können dreimal so hoch sein wie bei einem erdverlegten System. Bei einem Dauerstrom von 2000 A beträgt der Verlust etwa 360 kW pro km (1 Stromkreis). Bei einer 60 km langen Freileitung können 260 Mio. kWh pro Jahr an Verlusten entstehen.
  • Nutzungsdauer: Die Nutzungsdauer liegt bei 80 Jahren, wenn die Seile zwischendurch einmal ausgetauscht werden.
  • Einsatzmöglichkeiten: Außerhalb der Städte werden Freileitungen überall an Land eingesetzt.
  • Bauzeit und Bautechnik: Die Aufstellung eines Gittermastes dauert in der Regel nicht länger als einen Tag, wenn das Fundament gesetzt ist. Die Gittermasten werden durchschnittlich in einem Abstand von 375 m aufgestellt. Die Seile werden in einer Länge von etwa 3000 m geliefert.
  • Zuverlässigkeit: Unproblematisch. Die meisten Störungen werden durch kurzzeitiges Abschalten ohne Beeinträchtigung der Versorgung beseitigt.
  • Verfügbarkeit: In großen Mengen lieferbar
  • Forschungsbedarf: Kein Forschungsbedarf erkennbar. Die Technik ist grundsätzlich ausgereift.

Auswirkungen auf die Umwelt und die Menschen

  • Elektromagnetische Wirkung: Der Schutz der Bevölkerung und insbesondere der Nachbarschaft vor elektromagnetischer Strahlung ist auf Grundlage des Bundesimmissionsschutzgesetzes in der zugehörigen 26. Verordnung geregelt. Die für diesen Bereich anzusetzenden Grenzwerte sind 100 µT (Mikro-Tesla) für das magnetische Feld und 5 kV/m für das elektrische Feld. In der Regel werden 40 m von der Trassenmitte Werte von 1µT und 1 kV/m nicht überschritten. Der zivilisatorische Hintergrund in Häusern liegt in der Größenordnung von 0,1 µT.
  • Flächenbelastung: Für eine Übertragung von 3000 MW werden 50 hohe Gittermaste mit einer Breite von 31 m eingesetzt. Mit Sicherheitsstreifen entsteht eine Trassenbreite von 70 m.
  • Ökologische Auswirkungen: Die mögliche Störung des Vogelflugs wird im Rahmen der Umweltverträglichkeitsprüfung naturschutzfachlich bewertet und kann dazu führen, dass ein anderer Trassenverlauf erforderlich wird.
  • Landschaftsbildbeeinträchtigung: Die visuelle Wirkung der Hochspannungsmasten wird sehr unterschiedlich beurteilt. Rechtliche Vorgaben gibt es hier im Bereich des Denkmal- und Naturschutzes.

Wirtschaftlichkeit

  • Investitionskosten: Für eine 3000 MW-Freileitung werden etwa 0,8 Mio. Euro pro km gerechnet.
  • Betriebskosten: Die Betriebskosten betragen ohne Einbezug der Leitungsverluste 3000 Euro pro Kilometer und Jahr. Die Kosten für die Stromverluste können maximal 153.000 Euro pro Kilometer und Jahr betragen (abhängig von der tatsächlichen Übertragungsleistung).
  • Kostensenkungspotenzial:Es sind keine produktionstechnischen Möglichkeiten zur weiteren Senkung der Kosten bekannt.

 

  • Höchstspannungs-Erdkabel

    Zur Technik der erdverlegbaren Systeme

    Die Staatskanzlei hat 2007 gemeinsam mit verschiedenen Vertretern der Ressorts, des Vorhabenträgers E.ON-Netz und Prof. Oswald von der Uni Hannover Gespräche mit Kabelherstellern (ABB, Nexans, Siemens) und dem Kabelverband Europacable geführt. Die Ergebnisse der Gespräche wurden in die nachfolgende Struktur eingearbeitet, um eine bessere Übersichtlichkeit und Vergleichbarkeit zu gewährleisten.

    VPE-Kabel

    Technische Eigenschaften

    Stand der Technik
    Die Kabel mit „vernetzter Polyethylen-Isolierung (VPE)“ sind eine Weiterentwicklung der seit fast 80 Jahren genutzten Öl- bzw. Ölpapierkabel. Im Juni 2000 wurde ein 5,4 km langes 400-kV-System in einem Tunnel mit einer Übertragungsleistung von 1100 MW in Berlin in Betrieb genommen. Kabelprojekte mit 400 kV finden sich außerdem z.B. in Madrid, London, Rotterdam, Wien und Mailand. Die Übertragungskapazität kann durch die Anzahl der Kabel beliebig erhöht werden. Für 3000 MW benötigt man 3 Systeme aus je 3 Einleiterkabeln (mit einem Querschnitt von 2500 Quadratmillimeter).

    Netzstabilität
    Erdkabel verhalten sich im Netz anders als die Freileitungen. Das muss durch eine besondere Technik ausgeglichen werden (Blindleistungskompensation und Anpassung der Impedanz). Die Einflüsse einer (Teil-) Verkabelung auf das Netz müssen im Vorfeld im Detail analysiert werden. Große leistungsstarke Netze sind u. U. alle 30 bis 40 km des Kabelsystems zu kompensieren.
    Sehr schwache Netze sind an den Kabelschaltungen alle 5 bis 10 km zu kompensieren.

    Übertragungsverluste
    Die Übertragungsstromverluste im Kabel sind um mindestens 50% geringer als bei der Freileitung, weil Kabel aus thermischen Gründen einen größeren Querschnitt aufweisen müssen.

    Nutzungsdauer
    Die Nutzungsdauer von Hochspannungs-Erdkabeln wird auf mindestens 40 Jahre geschätzt (Keine Langzeiterfahrung).

    Einsatzmöglichkeiten
    VPE-Kabel werden heute besonders in Ballungsgebieten eingesetzt. Grundsätzlich ist aber auch der Einsatz in ländlichen Regionen möglich. Auf Grund des örtlichen Widerstands wurden beispielsweise Teilverkabelungen in folgenden Gebieten durchgeführt:10% der 140 km langen Hochspannungsleitung zwischen Aarhus und Aalborg (Dänemark) wurden verkabelt und 2004 in Betrieb genommen.5,7 km der 75 km langen Hochspannungsleitung zwischen Middlesbrough und York (Großbritannien) wurden verkabelt und 2003 in Betrieb genommen. 8 km der 32 km langen Hochspannungsleitung zwischen Turbigo und Rho (Italien) wurden verkabelt und 2006 in Betrieb genommen.

    Bauzeit und Bautechnik
    Die Bauzeit hängt im Wesentlichen vom Untergrundmaterial und den erforderlichen Tiefbauarbeiten ab. Das Unterqueren von Straßen und von besonders geschützten Gebieten geschieht durch aufwändige Verfahren (Bohrung oder Dükerung).

    Zuverlässigkeit
    Einmal verlegt, sind Erdkabel grundsätzlich wartungsfrei. Nur externe Einflüsse könnten das Kabel beschädigen. Im günstigen Fall, bei dem der Netzbetreiber Ersatzkabel und Muffen vorrätig hat, muss von einer Reparaturzeit von einem Monat ausgegangen werden. Eine neuere Studie von Eurelectric zeigt, dass Kabel deutlich seltener als Freileitungen beschädigt werden - insbesondere, weil Erdkabel weniger für ungünstige Witterung anfällig sind.

    Verfügbarkeit
    In den Jahren 2004 und 2005 wurden weltweit 12 Systeme (400 kV) installiert. Die Verfügbarkeit hängt wesentlich von der Entwicklung der internationalen Nachfrage und den Produktionskapazitäten ab. Die Kabelhersteller haben in der Vergangenheit ihre Produktionskapazitäten im Höchstspannungsbereich reduziert. Derzeit übersteigt die weltweite Nachfrage die Herstellerkapazitäten.
    Da Kabelsysteme besonders auch im Offshore-Bereich verstärkt zum Einsatz kommen, ist hier mit anhaltenden Kapazitätsproblemen zu rechnen.

    Forschungsbedarf
    Kein Forschungsbedarf erkennbar. Die Technik ist grundsätzlich ausgereift.

    Auswirkungen auf die Umwelt und die Menschen

    Elektromagnetische Wirkung
    Ein elektrisches Feld entsteht nur zwischen Leiter und dem Schirm. Das magnetische Feld schwächt sich mit der Entfernung schneller ab als bei Freileitungen. Das Magnetfeld eines Erdkabels ist im Abstand von 1 Meter über dem Boden höher als
    direkt unter einer entsprechenden Freileitung. Jedoch fällt das Feld schnell zur Seite des Kabels hin ab, und schon 2 Meter von der Mittellinie des Kabels entfernt beträgt es weniger als 1 Mikrotesla. Das magnetische Feld unmittelbar über dem Kabel kann durch bauliche Maßnahmen abgeschirmt werden. Dies ist dann erforderlich, wenn sich z.B. ein Wohnhaus unmittelbar über dem Kabelschacht befindet. Die Abschirmung kann durch Verlegung „amagnetischer“ Stahlplatten erreicht werden.

    Flächenbelastung
    Für eine Übertragung von 3000 MW (= 9 Einleiterkabel) sind drei jeweils 1m breite Gräben im Abstand von 5 m erforderlich. Dadurch wird eine etwa 20 m breite Trasse notwendig sein. In der Bauzeit wird eine zusätzliche Fläche genutzt, um den Bodenaushub von 4,5 Kubikmeter pro Meter abzulagern und die schweren Kabel in Magerbeton einzubauen. Die Kabel sind maximal 900 m lang. Eine Kabeltrommel wiegt ca. 40 t, so dass ein ausreichend tragfähiger Untergrund (eventuell eine Baustraße) erforderlich ist, um die schweren Maschinen einsetzen zu können.

    Ökologische Auswirkungen
    Eine Bodenaustrocknung im Nahbereich ist durch die Wärmeabstrahlung möglich. Man schätzt, dass sich die Oberfläche direkt über dem Kabelgraben unter extremen Einsatzbedingungen um ca. 2 ºC erwärmen kann. Der Kabeleinbau erfordert erhebliche Eingriffe in den Naturhaushalt, da der Baustellenbereich bis zu 30 Meter breit sein muss. Die Kabel sind in speziellem Verlegmaterial zu verlegen und zusätzlich durch Abdeckungen zu schützen. Die Trasse ist dauerhaft zu unterhalten und von tiefwurzelndem Bewuchs freizuhalten. Bei hohem Grundwasserstand sind Spundwände zu setzen und der Baubereich zu entwässern. Nach Beendigung der Bauarbeiten ist im Trassenbereich der ursprüngliche ökologische Zustand nicht wieder herstellbar.

    Landschaftsbildbeeinträchtigung
    Erdkabel müssen jederzeit zugänglich bleiben. Der Verlegebereich muss frei bleiben von tief wurzelndem Bewuchs. Eine Erdkabel-Trasse ist also grundsätzlich noch wahrnehmbar und würde in einem Waldgebiet auch zu einer optischen Zerschneidung des Landschaftsbilds führen. In Feldern, Wiesen und offenen, weiten Landschaften hingegen wird der Verlauf der Kabeltrasse schon ein Jahr nach Beendigung der Arbeiten nicht mehr sichtbar sein.
     

    Wirtschaftlichkeit

    Investitionskosten
    Abhängig von der gewählten technischen Ausstattung sowie der Bodenbeschaffenheit, sind die Installationskosten um den Faktor 4 bis 10 höher als für die Errichtung einer vergleichbaren Freileitung. Die Verlegekosten machen etwa 40% der Gesamtkosten aus. Jüngste Studien zeigen, dass je nach Einzelfall die Kostenunterschiede über die Lebensdauer der Kabel bzw. Freileitungen hinweg bis auf einen Faktor des zwei – bis fünffachen fallen können.

    Betriebskosten
    Die Wartungskosten sind etwa um die Hälfte geringer als bei einer Freileitung und betragen etwa 1000 Euro pro Kilometer und Jahr. Die Stromverlustkosten können - abhängig von der tatsächlichen Übertragungsleistung – bis zu 68.000 Euro pro Kilometer und Jahr betragen und liegen damit erheblich niedriger als bei Freileitungen.

    Kostensenkungspotenzial bei der Kabelherstellung
    Gering, da die Kabelkosten durch den börsennotierten Rohstoffpreis und nicht durch die Fortschritte bei der Automatisierung der Herstellung entstehen.
     

 

 

Gleichstromtechnik

HVDC-Hintergrundinformation

Die Stromübertragung mit Gleichstromsystemen kann auf eine etwa 50-jährige Geschichte zurückblicken. Diese Technik wird häufig bei der Übertragung über große Entfernungen eingesetzt. Im Unterschied zu HVDC Light können mit der HVDC Classic sogar bis zu 6000 MW in einem System übertragen werden. Im bestehenden Drehstromnetz werden diese Systeme noch relativ selten eingesetzt. In Einzelfällen kann die Gleichstromtechnik aber auch im vermaschten Netz Vorteile bieten. Die Netzintegration ist aber relativ aufwendig, da flächenintensive Stromrichterstationen gebaut werden müssen.

Die nachfolgenden Präsentationen von Siemens und ABB wurden auf einer Veranstaltung von E.ON Netz am 25. März 2009 in Hannover vorgetragen. Die Veranstaltung wurde auf der Website http://www.eon-netzausbau.com dokumentiert. Mit freundlicher Genehmigung von E.ON-Netz können die Vorträge aber auch hier heruntergeladen werden. Die Dokumente liegen als pdf-File vor (d.h. es ist ein Adobe Reader für die Anzeige erforderlich) :

> Siemens-Präsentation zur HVDC-Technik [2.816 KB]

> ABB-Präsentation zur Gleichstromtechnik [3.025 KB]

HVDC Light

Technische Eigenschaften

Stand der Technik
Die Entwicklung der so genannten HVDC-Light-Technik begann bei ABB 1997 mit einer Leistung von 3 MW. Diese „selbstgeführte Hochspannungsgleichstromübertragung“ ist heute schon mit einer Übertragungsleistung von 1100 MW als 300-kV-Systeme lieferbar. Diese Technik kann neben der Netzanbindung für Offshore-Windparks auch als Alternative zur Freileitung eingesetzt werden. In Australien wurde ein 180 km langes HVDC-Light-System (150 kV / 220 MW) installiert. Das größte derzeit in Betrieb befindliche System hat eine Bemessungsleistung von 350 MW bei einer Gleichspannung von 150 kV. In Schweden (Southlink) befindet sich ein 320 kV-Projekt über eine Entfernung von 400 km in einer Prüfphase, um bis zu 1000 MW zu übertragen. Die Verlegung soll dabei zu 97% neben vorhandenen Straßen erfolgen. Die Kosten sollen zwischen 200 und 300 Mio. Euro liegen. Damit liegen die Kosten der HVDC Light Verbindung für dieses Projekt in derselben Größenordnung wie eine vergleichbare Freileitungs-Drehstrom-Übertragung. In Holland (Randstadt) ist ein 2200 MW-Projekt mit 2 Systemen über eine Entfernung von 65 km in der Diskussion. Die Kosten würden bei dieser kurzen Entfernung das 4-Fache einer Freileitungslösung betragen.

Netzstabilität
Die Anforderungen an den Netzbetrieb werden erfüllt. Das HVDC-Light-System basiert auf Leistungselektronik, produziert Blindleistung nach Wunsch und ist voll steuerbar. Die gleichzeitige Nutzung beider Regelungen kann darüber hinaus zur Erhöhung der Übertragungsfähigkeit paralleler Leitungen genutzt werden. Während eines Fehlers im Netz kann HVDC Light wirkungsvoll zur Spannungs- und Frequenzstützung eingesetzt werden. HGÜ-Leitungen werden in der Regel als Punkt-zu-Punkt-Verbindungen eingesetzt, wobei der Aufbau eines DC-Netzes mit mehreren Umrichterstationen mit der selbstgeführten HGÜ ebenfalls realisierbar ist.

Übertragungsverluste
Die Verluste einer HVDC-Light-Übertragung setzen sich aus den Verlusten des Gleichstromkabels und der Umrichterstationen zusammen. Die Verluste des Kabels sind grundsätzlich geringer als bei der Freileitung. Ein typischer Wert für ein 1.100-MW-HVDC-Light-System mit 200 km Übertragungsstrecke kann mit etwa 5 % angegeben werden.

Nutzungsdauer
Die Nutzungsdauer wird ähnlich wie bei der klassischen HGÜ auf 30 bis 40 Jahre geschätzt.

Einsatzmöglichkeiten
Der Einsatz von HVDC-Light-Systemen ist sinnvoll bei Anwendungen, bei denen kein stabiles Netz vorhanden ist, wie z.B. der Anschluss von Offshore-Windparks oder Ölplattformen. Innerhalb von Drehstromnetzen werden HVDC-Light-Lösungen bei der Überbrückung größerer Entfernungen (ab ca. 150 km) interessant.

Bauzeit und Bautechnik
Die Bauzeit hängt im Wesentlichen vom Untergrundmaterial und den erforderlichen Tiefbauarbeiten ab. Eine 330-MW-Übertragung in den USA mit 40 km Seekabel wurde z. B. in weniger als zwei Jahren realisiert, ebenso die 350-MW-Verbindung Estlink zwischen Finnland und Estland mit rund 70 km See- und 30 km Landkabel. Das Unterqueren von Straßen und von besonders geschützten Gebieten geschieht durch aufwendige Verfahren (Bohrung oder Dükerung).

Zuverlässigkeit
Die Ausfallhäufigkeiten von Erdkabeln und Freileitungen sind etwa identisch. Ein HVDC-Light-Landkabel kann innerhalb spätestens einer Woche repariert werden, wenn Teile des Kabels zu ersetzen sind. Sind Ersatzkabel und Ersatzmuffen vorrätig, so reduziert sich die Reparaturzeit auf maximal 4 Tage. Der Ersatz von Muffen kann innerhalb von einem Tag realisiert werden. VerfügbarkeitDie Verfügbarkeit hängt wesentlich von der Entwicklung der internationalen Nachfrage und den Produktionskapazitäten ab (Konkrete Angaben liegen hier bislang nicht vor).

Forschungsbedarf
Forschungsbedarf besteht hinsichtlich höherer Spannung für die VPE-Gleichstromkabel und höherer Leistung für die Stromrichtermodule. Die Weiterentwicklung dieser Technik sollte wissenschaftlich begleitet werden. Der optimale Standort einer HVDC-Light-Übertragung im vermaschten elektrischen Netz sollte in einer Netzstudie untersucht werden.
 

Auswirkungen auf die Umwelt und die Menschen

Elektromagnetische Wirkung
Gleichspannungskabel besitzen praktisch kein elektromagnetisches Feld. Im Gegensatz zu Freileitungen und auch zu Drehstromkabeln gibt es kein veränderliches magnetisches Feld, sondern lediglich ein statisches Feld, welches deutlich kleiner ist als das Erdmagnetfeld. Auch das magnetische Feld der Umrichterstationen weist gegenüber den gültigen Grenzwerten einen deutlich geringeren Wert auf.

Flächenbelastung
Für eine Übertragung von 3300 MW sind 3 HVDC-Light-Systeme mit jeweils 1100 MW erforderlich. Jedes System besteht aus zwei Kabeln mit einem Durchmesser von 12 cm. Bei der Verlegung dieser 6 Kabel ist eine Trasse von ca. 12 Meter Breite erforderlich. In der Bauzeit wird eine mindestens 30 Meter breite Trasse notwendig. Die Umrichterstationen für ein 1100 MW System können in einem Gebäude von 60 mal 30 Metern untergebracht werden, zusätzlich werden Freiluftanlagen mit einem ähnlichen Flächenbedarf benötigt.

Ökologische Auswirkungen
Eine Bodenaustrocknung im Nahbereich kann durch die Dimensionierung des Systems vermieden werden. Der Kabeleinbau bedeutet in der Regel einen nicht unerheblichen Eingriff in den Naturhaushalt, da der Baustellenbereich bis zu 30 Meter breit sein muss. Die Kabel sind in speziellem Verlegmaterial zu verlegen und zusätzlich durch Abdeckungen zu schützen. Die Trasse ist dauerhaft zu unterhalten und von tief wurzelndem Bewuchs freizuhalten. Bei hohem Grundwasserstand sind Spundwände zu setzen und der Baubereich zu entwässern. Der Kabeleinbau kann allerdings bei einfachen Bodenverhältnissen mit einem Platz sparenden Kabelpflug vorgenommen werden.

Landschaftsbildbeeinträchtigung
Erdkabel müssen jederzeit zugänglich bleiben. Der Verlegebereich muss frei bleiben von tief wurzelndem Bewuchs. Eine Erdkabel-Trasse ist also grundsätzlich noch wahrnehmbar und würde in einem Waldgebiet auch zu einer optischen Zerschneidung des Landschaftsbilds führen.

Wirtschaftlichkeit

Investitionskosten
Für ein 3000 MW Projekt werden etwa 4 Mio. Euro pro km gerechnet. ABB schätzt, dass das HVDC-Light-System gegenüber der Freileitung ab einer Länge von über 150 km wirtschaftlich sein könnte, wobei die Wirtschaftlichkeit vor allem stark von den projektspezifischen Kabelverlegungskosten abhängt.

Betriebskosten
Jährlicher Wartungsaufwand ergibt sich bei den Erdkabeln faktisch keiner, bei den Umrichterstationen in geringem Umfang. Die Wartungskosten sind dadurch etwa um die Hälfte geringer als bei einer Freileitung. Die Verlustkosten sind auf Grund der Stromrichterverluste bei kleinen Übertragungslängen minimal höher als bei der Drehstromkabeltechnik.

Kostensenkungspotenzial
Kostensenkungspotenziale für das Kabel selbst sind gering, da die Hauptkosten durch den börsennotierten Materialpreis und nicht durch die Fortschritte bei der Automatisierung der Herstellung entstehen. Ein erhebliches Potential besteht dagegen bei den Verfahren zur Kabelverlegung. Das Kostensenkungspotenzial für die Stromrichterstationen ist abhängig von den Forschungsergebnissen auf diesem Gebiet.

Quelle: http://www.netzausbau-niedersachsen.de

Niedersächsische Staatskanzlei
Planckstr.2 - 30169 Hannover

Vertretungsberechtigt:
Staatssekretär Dr. Lothar Hagebölling,
Chef der Staatskanzlei

 

 

Smart Grid: Operation am offenen Herzen

Eine HGÜ-Pilotanlage wäre sehr hilfreich

Neue 380-kV-Freileitungen zu bauen und auch HGÜ-Übertragungen als Stromautobahnen durch Deutschland zu ziehen – die Basistechniken dazu sind vorhanden. Die technischen Herausforderungen liegen auf einer anderen Ebene: die neue Techniken in das bestehende Netz zu integrieren, während es stabil weiter laufen soll.

 »Die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) muss in eine zentrale Rolle hineinwachsen«, erklärt Prof. Jochen Kreusel, Leiter des Geschäftsbereichs Marketing & Vertrieb Energietechnik von ABB und Mitglied des Präsidiums des VDE.  »Deshalb wäre eine Pilotanlage sehr hilfreich.«

In eine zentrale Rolle soll die HGÜ laut Kreusel deshalb hineinwachsen, weil sie einige Vorteile bietet: Die Verluste liegen weit niedriger als die von 380-kV-Drehstrom-Freileitungen und eine HGÜ-Freileitung nimmt weit weniger Platz in der Landschaft weg, die Freileitung lässt sich besser in die Natur integrieren.
Nun stellen weder die 380-kV-Freileitungen noch die HGÜs wirklich neuen Techniken dar. Selbst die hierzulande noch weniger bekannten HGÜs für den Stromtransport über weite Strecken haben die Marktführer ABB und Siemens in Afrika, China, Indien und Südamerika bereits gebaut. Worin liegt also die Herausforderung?
»Eine HGÜ in China zu bauen, ist etwas ganz anderes in Deutschland bzw. Europa«, antwortet Kreusel. »Es geht nicht in erster Linie um die HGÜ-Technik an sich, es geht darum, sie in das europäische Verbundnetz zu integrieren.«

Das komplexeste Verbundnetz der Welt

Dazu muss man wissen, dass das europäische Verbundnetz das größte und komplexeste der Welt ist. »Da kann man nicht einfach mal so eine 400-km-HGÜ reinpflanzen«, stimmt Prof. Christian Rehtanz vom Lehrstuhl für Energiesysteme und Energiewirtschaft der Technischen Universität Dortmund zu. Wie sich eine HGÜ in dieses komplexe Netz so einbauen lässt, dass sie dessen Stabilität nicht gefährdet, erforschen gegenwärtig Hersteller wie ABB und Siemens zusammen mit Versorgern, Netzbetreibern und Universitäten.  

Pilotanlagen dringend erforderlich

»Wir haben verschiedene technische Optionen, wir müssen sie aber auch ausprobieren können«, sagt Dr. Peter Menke von der Power Transmission Division von Siemens Energy. »Im Moment schauen wir nur auf die Äpfel, um fest zu stellen, welcher sauer ist. Wir müssen aber wohl oder über reinbeißen, um das zu prüfen – und ich fürchte, zumindest etwas säuerlich werden alle schmecken.« Denn jede Alternative hat ihre Vor- und Nachteile.
 

Zu den bisher noch nicht betrachteten technischen Optionen zählen unterirdisch verlegte HGÜ-Kabel. Auch hier gibt es schon Erfahrungen, denn in großen Offshore-Windparks bleibt nichts anderes übrig, als Kabel zu verlegen. ABB hat im Auftrag des Übertragungsnetzbetreibers transpower das 200 km lange HGÜ-Kabel BorWin 1(150 kV, 400 MW) verlegt, um die Windräder des Offshore-Windparks BARD Offshore 1 an das europäische Verbundnetz anzuschließen. Das Kabel verläuft über 125 km unter Wasser, 75 km sind unterirdisch bis nach Diele verlegt, von wo nun der Strom über die umstrittene, im Bau befindliche Leitung nach Wesel am Niederrhein weitergeführt werden soll.   

Die Befürworter der HGÜ-Kabel-Alternative führen ins Feld, dass die unter der Erde verlegten HGÜ-Leitungen die Landschaft nicht so verschandeln wie Freileitungen und auch die gesundheitlichen Auswirkungen (falls es sie gibt), weniger stark seien.
Allerdings warnt Menke, vor allzu viel Euphorie, denn erstens kann ein HGÜ-Kabel nicht mehr als 1,2 GW übertragen und zweitens stellt ein unterirdisch verlegtes HGÜ-Kabel eine technische Herausforderung dar. Außerdem handelt sich um ein großes Bauwerk, das durchaus Auswirkungen auf die Natur hat: Auch für ein Kabel müssen Schneisen durch den Wald gelegt werden. Ackerflächen, unter denen das Kabel verläuft, können nicht bearbeitet werden. Die Trasse muss für schweres Gerät zugänglich sein, und die Kosten liegen deutlich über denen von Freileitungen. 

750 kV als Alternative?

Eine weitere, kürzlich ins Spiel gebrachte Möglichkeit bestünde darin, bei der Drehstromübertragung zu bleiben, dafür aber auf 750 kV hochzugehen. Der Vorteil gegenüber HGÜ läge darin, dass sich der Anschluss an das existierende Netz einfacher gestaltet. Eine 6-GW-HGÜ-Leitung ans bestehende Netz anzuschließen, bedeutet nämlich einen nicht unerheblichen Aufwand. 6 GW, das entspricht immerhin dem Doppelten der europäischen Regelreserve. Zum Vergleich: Die Stromrichterstation Diele („nur“ 400 MW) ist 74 m lang, 38 m breit und 14 m hoch.

Erfahrungen sammeln – möglichst bald

»Um nicht in einer Sackgasse zu landen, müssen wir mindestens bis 2050 in die Zukunft schauen, eher noch darüber hinaus und wir brauchen Pilotprojekte, auch wenn sie zunächst einmal teuer sind«, erklärt Dr. Peter Menke. Und diese Pilotprojekte sollten ergebnisoffen sein, denn nur so können man Erfahrungen sammeln auf deren Grundlagen dann Entscheidungen getroffen werden, die die Weichen für die nächsten 40 bis 80 Jahre stellen.
Um überhaupt planen zu können, wäre es erforderlich, sich mit der Politik auf einen Rahmen zu einigen. »Und weil die Zeit drängt, müssen wir sehr schnell zu einem Konsens kommen«, so Menke.

Vor allem sei es laut Dr. Christoph Dörnemann, Leiter Asset-Planung von Amprion, zunächst erforderlich, zu erforschen, welche Voraussetzungen überhaupt erfüllt werden müssen, um in Europa ein Overlay-Netz zu bauen. In Pilotprojekten müsse geklärt werden, welche Technologien zum Einsatz kommen und wie sie sich mit den vorhandenen Techniken kombinieren lassen. Es müsse aber auch geklärt werden, welche Auswirkungen das auf das Genehmigungsrecht in Europa hat und was der Regulator überhaupt anerkennt. In einem Punkt sind sich alle einig: Die ersten Schritte müssen jetzt gemacht werden, der Handlungsdruck ist da.

Insgesamt ist das eine gute Nachricht für die Industrie: Das größte Verbundsystem der Welt funktionier recht gut, alle Beteiligten verfügen über viel Erfahrung und befinden sich deshalb in einer guten Ausgangsposition, um das Netz so ausbauen zu können, dass es den Anforderungen der Erneuerbaren Energien künftig erfüllt.

Fazit: Es ist zwar einiger Gehirnschmalz erforderlich, um das deutsche bzw. europäische Verbundnetz so fit zu machen, dass es die Einspeisung aus den fluktuierenden Quellen erneuerbarer Energien verkraftet, aber die Techniker sind sich sicher, die Probleme lösen zu können.
 

Netzausbau contra Genehmigungen und Naturschutz

Smart Grid: Stromautobahnen oder Blackout

Das europäische Verbundnetz hinkt dem Ausbau der Windkraft und Photovoltaik hinterher. Die Zeit drängt. Schon in den nächsten Jahren müssten Tausende Kilometer neue Stromtrassen gebaut werden, um die Energie von Windparks zu den Verbrauchern zu bringen. Doch endlose Genehmigungsverfahren behindern den Ausbau.

 
Prof. Christian Rehtanz: »Wir sind in der Netztechnik weltweit in einer Führungsposition, diesen Vorsprung dürfen wir nicht verlieren.«

Ein Kabel von einem Offshore-Windpark an Land zu legen, und die sauber erzeugte Energie ins Stromnetz einzuspeisen – gäbe es ein besseres Beispiel dafür, dass Deutschland dem Ziel, den größten Teil der Energie aus erneuerbaren Quellen zu erzeugen, in großen Schritten näher kommt? Umso mehr als es sich um ein Kabel für die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) handelt, das neuste was die Technik zu bieten hat: 125 km unter Wasser und 75 km unterirdisch bis nach Diele verläuft die High-Tech-Stromtrasse. Sie soll dafür sorgen, dass die saubere Energie bei den Verbrauchern ankommt.  

Diese Trasse erfüllt also alles, was sich Parteien und Interessenverbände quer durch alle Reihen wünschen: Das Verbundnetz für den Ausbau der erneuerbare Energien auf den neusten Stand zu bringen.

Doch genau dieses Kabel zeigt exemplarisch, welche Hürden der Ausbau des Netzes hierzulande noch zu nehmen hat. Die Zeit drängt.

Die größten Hürde stellt allerdings nicht die Technik dar, sondern die langwierigen Genehmigungsverfahren. Genau diese Erfahrungen durfte der Übertragungsnetzbetreiber Transpower machen, in dessem Auftrag ABB  das HGÜ-Kabel »BorWin 1« (150 kV, 400 MW) vom Offshore-Windparks BARD Offshore 1 nach Diele verlegt hat. Das Unternehmen fasst diese Erfahrungen in einem Satz zusammen: »Das Spannungsfeld zwischen Rechtzeitigkeit, Effizienz, Genehmigungen und Naturschutz ist nicht gelöst.«

Erschwerend kommt hinzu, dass die HGÜ-Leitung zwar in Diele ihren Endpunkt findet, nicht jedoch das Problem des Stromtransportes. Um den Strom nach Wesel am Niederrhein zu übertragen, soll die bestehende 220-kV-Leitung auf 380 kV aufgerüstet werden. Dagegen hagelt es aber Bürgerproteste. Verzögerungen sind die Folge. Andererseits wissen alle, dass wegen des starken Wachstums der erneuerbaren Energien neue Stromautobahnen unbedingt gebaut werden müssen. Erst kürzlich haben von Reinhard Bütikofer bis zum BITKOM Parteien und Verbände darauf hingewiesen, dass der Ausbau des Netzes – auch gegen Widerstände – schnell vorangetrieben werden muss.

»Der Netzausbau hinkt dramatisch hinterher«

Denn allein durch den Ausbau der Windenergie benötigt Deutschland rund 800 Kilometer neue Stromleitungen, zu diesem Ergebnis kam die dena-Netzstudie – im Jahr 2005! Seit dem ist leider nicht viel geschehen. Jetzt lässt die dena verlauten, dass von den 1000 km neuer Leitungen, die bis 2015 gebraucht würden, erst 90 km gebaut sind. »Der Netzausbau hinkt dramatisch hinterher«, erklärt denn auch Prof. Jochen Kreusel, Leiter des Geschäftsbereichs Marketing & Vertrieb Energietechnik von ABB und Mitglied des Präsidiums des VDE.   

Insbesondere in Hinblick auf HGÜs  fordert Dr. Peter Menke, zuständig für die Power Transmission Division von Siemens Energy: »Wir sollten nun die gesetzlichen Hürden überwinden, um zumindest kleinere HGÜs bauen zu können, technisch bekommen wir das in ein paar Jahren hin.«

Und Dr. Christoph Dörnemann, Leiter Asset-Planung von Amprion, ergänzt: »Weil das Wechselspiel der HGÜ mit dem existierenden Netz so kompliziert ist, wäre es jetzt sehr wichtig, Pilotanlagen zu bauen und die HGÜ hier vor Ort in Deutschland zu testen. Da könnten dann auch die Universitäten ihr Wissen mit einbringen.«

Damit macht er auf die Stärken der Industrie und auch der Universitäten hierzulande aufmerksam: Sie haben gegenüber anderen Weltregionen einen Vorsprung. »Wir sind in der Netztechnik weltweit in einer Führungsposition, diesen Vorsprung dürfen wir nicht verlieren«, sagt auch Prof. Christian Rehtanz. Die deutschen Hochschulen seien in diesem Bereich sehr gut positioniert. Auch die E-Energy-Projekte des Bundeswirtschaftsministeriums seien wichtige Schritte in die richtige Richtung. »Aber es wäre falsch, jetzt erst mal Luft zu holen und eine Pause einzulegen«, warnt Prof. Kreusel. »Wir brauchen dringend ein Pilotprojekt.«

Investitionen und Regulierungen

Das ganze kostet natürlich auch Geld, hohe Investitionen sind erforderlich. »In Deutschland brauchen wir rund 3000 km zusätzliche Leitungstrassen, seien es nun konventionelle 400-kV-Doppelleitungen oder HGÜs, das kostet zwischen 6 und 8 Mrd. Euro«, erklärt Prof. Christian Rehtanz vom Lehrstuhl für Energiesysteme und Energiewirtschaft der Technischen Universität Dortmund. Das ist zwar kein geringer Betrag, aber er wäre durchaus finanzierbar. Der Preis für 1 kWh aus Windrädern würde sich durch die zusätzlichen Netzkosten um rund 1 Cent erhöhen, sie fielen also insgesamt kaum ins Gewicht.

Allerdings fehlen derzeit Anreize für die Netzbetreiber, in den Ausbau zu investieren. Deshalb fordert Prof. Jochen Kreusel: »Der Regulierungsrahmen sollten aktiver weiter entwickelt werden, wir haben nicht mehr viel Zeit!«

Das sieht auch Prof. Rehtanz so. Der Regulator in Europa hat vor allem ein Ziel: die Kosten für das Netz zu reduzieren. »Jetzt müssen wir uns fragen: wie billig darf es denn noch werden, um uns nicht von neuen Entwicklungen abzuschneiden?«


Lehren aus dem Stromausfall von 2006

Nur Ausbau hilft gegen Blackouts

Der Stromausfall in Deutschland aus dem Jahr 2006 steckt den Verantwortlichen immer noch in den Knochen, denn er zeigt: Wenn das Netz nicht schnell aufgerüstet wird, könnten sich solche Blackouts jederzeit wiederholen – insbesondere, wenn der Anteil des Windstroms weite steigt.

Viele erinnern sich noch an den verheerenden Stromausfall an der Ostküste der USA. Es hatte nicht weniger als eineinhalb Wochen gedauert, bis alle Lichter wieder angingen. Doch auch  Europa blieb von Blackouts nicht verschont. 2003 war ganz Italien für eineinhalb Tage ohne Strom.

Allerdings hatten sich das die italienischen Energieversorger selber zu zu schreiben. Denn sie hatten in der Nacht – der Blackout geschah zur Nachtzeit bei schwacher Last! – die eigenen Kraftwerke abgeschaltet und den billigeren Strom aus den Kernkraftwerken jenseits der Alpen bezogen. Leider schlug just in dieser Nacht in den Alpen ein Blitz in eine der Übertragungsleitungen ein und sie schaltete ab. Die benachbarten Leitungen wurden überlastet, schalteten ebenfalls ab und so nahm die Kettenreaktion ihren Lauf. Das italienische Netz trennte sich vom Rest der Welt.
In diese Kategorie – selbstverschuldet bzw. außergewöhnliche Umstände – fallen fast alle Blackouts in Europa.

Doch es gibt eine beunruhigende Ausnahme und die zeigt, warum das europäische Verbundnetz dringend ausgebaut werden muss. 2006 sollte ein Schiff von der Werft, die es baute, durch die Ems ins offene Meer fahren. Dazu musste eine Hochspannungsleitung frei geschaltet werden. Alles war angemeldet und genehmigt, die Leitung fiel nicht zufällig und plötzlich aus, sondern wurde nach Plan getrennt. Die Mitarbeiter der zuständigen Leitstelle hatten zuvor geprüft, ob das Netz die Leitungsabschaltung verkraften würde. Weil sich das ganze nachts abspielte, konnte man davon ausgehen, dass sich in der Zeit zwischen der Berechnung und der Schaltung die Netzbelastung nicht dramatisch ändern werde.

Das Glück half kräftig mit

Die Zuständigen hatten allerdings die Rechnung ohne den Wind gemacht. Der aber wehte kräftig und plötzlich waren die verbliebenen Leitungen überlastet und schalteten sich ab. Die übliche Kettenreaktion setzte ein. Ergebnis: 10,5 Mio. Menschen saßen bis zu eineinhalb Stunden ohne Strom da.
Das war noch nicht alles. Das gesamte europäische Netz zerfiel in drei Teilnetze mit unterschiedlichen Frequenzen. Die Leitzentralen in den unvermutet entstandenen Teilnetzen konnten dies aber gar nicht sehen. Die Teilsysteme wurden relativ schnell wieder zusammen geschaltet – ohne überhaupt zu wissen, ob die Phasenwinkel stimmten. »Es hat dann glücklicherweise geklappt, aber es hätte auch ganz anders ausgehen können«, sagt Prof. Jochen Kreusel, Leiter des Geschäftsbereichs Marketing & Vertrieb Energietechnik von ABB und Mitglied des Präsidiums des VDE. »Immerhin war einer der drei selbständigen Netzteile ganz knapp davor, dunkel zu werden.«

Was die Sache noch schlimmer gemacht hatte: Die Windräder hatten sich – dazu sind sie ausgelegt, sie sollen sich ja vor Schaden schützen –  sofort abgeschaltet, als sie feststellten, dass etwas mit dem Netz nicht stimmt. Und später versuchten zahllose dezentrale Erzeugungseinheiten unkoordiniert, sich wieder zuzuschalten. Beides hat die Wiederherstellung des ungestörten Systemzustands stark erschwert.

Automatisierung dringend erforderlich

Für Prof. Kreusel zeigt das Beispiel: Das Netz ist für die heutigen Anforderungen einfach nicht ausgelegt. »Wir sind glimpflich davon gekommen, es hätte weit schlimmer ausgehen können. Das Schlimmste aber: Fehler wie dieser sind künftig prinzipbedingt wahrscheinlicher«, so Prof. Kreusel. Eine große Herausforderung ist, dass ein zunehmender Teil des Erzeugungssystems für die Leitstellen der Systembetreiber unbekannt ist. Dies geht auch aus dem Abschlussbericht der UCTE zu dem Vorfall hervor, in dem zu lesen ist, dass die »unerwartet hohe Zahl« an dezentralen Erzeugungseinheiten hätte die Störungsbehebung erschwert. Die Zahl war tatsächlich unbekannt, denn es gibt keine Informationspflicht über den Anschluss dieser Anlagen.
Für Kreusel zeigt der Stromausfall von 2006 vor allem, dass das Netz möglichst schnell so ausgestattet werden muss, dass nicht mehr die Verantwortlichen in einem Leitstand solche Dinge per Hand regeln, das müsse automatisiert werden. Außerdem muss für den Zugriff auf die dezentralen Erzeuger gesorgt werden, die Windräder müssen in die Betriebsführung integriert werden. Kreusel: »Ein ähnlicher Zwischenfall kann sonst in Europa jederzeit wieder auftauchen und dann geht alles vielleicht nicht mehr so glimpflich ab wie 2006.«

In: Energie & Technik, 5.10.2010

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