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