Gutachten zum. Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich

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1 Gutachten zum Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich im Auftrag des Ministeriums für Wirtschaft und Europaangelegenheiten des Bundeslandes Brandenburg, Potsdam Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. L. Hofmann Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. B. R. Oswald Leibniz Universität Hannover Hannover, den 16. Dezember 2010

2 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 2 Inhaltsverzeichnis 1 Einleitung und Zielsetzung Grundsätzliches zur Netzstruktur, Netzplanung und Netzbetrieb Struktur und Aufgaben der Stromnetze Netzplanung und Netzbetrieb kV-Netze im Versorgungsgebiet der E.ON edis und envia Verteilnetz Stromkreislängen Sternpunkterdung Aufbau und Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln Aufbau von 110-kV-Freileitungen Aufbau von 110-Kabeln Parameter und Betriebsverhalten von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln Thermische Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln Verluste von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln Auswirkungen der Leitungsart auf das 110-kV-Netz Zulässige Leitungslängen bei Resonanz-Sternpunkterdung Leistungsflussverhältnisse Netzverluste und Blindleistungsverhältnisse Kurzschlussstromverhältnisse Ausfallverhalten Nutzungsdauer Instandhaltung: Wartung, Inspektion und Instandsetzung Leitungsschutz Umstellung von Resonanz-Sternpunkterdung auf niederohmige Sternpunkterdung Niederohmige Sternpunkterdung Maßnahmen zur Umstellung Niederfrequente elektromagnetische Felder Vorsorgewerte, Messpunkte und Randbedingungen gemäß 26. BImSchV Magnetische Felder Elektrische Felder Umwelterhebliche Wirkungen des Leitungsbaus Zusammenfassung... 50

3 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 3 10 Literatur- und Quellenverzeichnis Anhang Theoretische Grundlagen der Berechnung von magnetischen Feldern Theoretische Grundlagen der Berechnung von elektrischen Feldern Glossar... 57

4 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 4 1 Einleitung und Zielsetzung Durch die verstärkte und noch weiter zunehmende Leistungseinspeisung von Windenergieanlagen in die 110-kV-Netze macht sich ein Ausbau dieser Netze erforderlich. Bisher waren die 110-kV-Netze nahezu reine Freileitungsnetze. Der Kabelanteil liegt im Mittel bei 6 % und beschränkt sich fast ausschließlich auf den städtischen Bereich. Der Netzausbau mit Freileitungen ist durch die Bevölkerung in der letzten Zeit stark in die Kritik geraten und stößt nicht nur in der 110-kV-Spannungsebene auf Ablehnung. Die Bürgerinitiativen fordern stattdessen eine Erdverkabelung oder zumindest eine Teilverkabelung in sensiblen Trassenabschnitten. Freileitungen und Kabel haben konstruktionsbedingt unterschiedliche Betriebsparameter und weisen demzufolge auch unterschiedliches Betriebsverhalten auf. Das gilt generell für Freileitungen und Kabel in allen Spannungsebenen. Allerdings verschieben sich die Unterschiede mit wachsender Spannung mehr zu Ungunsten der Kabel. Die folgenden Ausführungen des Gutachtens beschränken sich weitgehend auf 110-kV- Freileitungen und -Kabel und sind nicht ohne Weiteres auf die 380-kV-Ebene übertragbar. Sie sollen zu einer sachlichen Diskussion um das für und wider von Freileitungen oder Kabeln beitragen, indem die unterschiedlichen Eigenschaften von Freileitungen und Kabeln erläutert und gegenübergestellt werden. Im Einzelnen besteht die Zielsetzung des Gutachtens in: dem Vergleich der technischen Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Erdkabeln der Beschreibung ihrer Auswirkungen auf das Netz, die Netzplanung und den Netzbetrieb der Bestimmung der Größenordnung und dem Vergleich der elektromagnetischen Felder von typischen Kabel- und Freileitungsanordnungen dem Aufzeigen der ökologischen Auswirkungen durch Bau und Betrieb der Leitungen Der Vergleich von Freileitungen und Kabeln ist nur sinnvoll, wenn beide Leitungsarten annähernd die gleiche Übertragungsfähigkeit aufweisen. 110-kV-Freileitungen werden grundsätzlich als Doppelleitung ausgeführt. Als Leiterseilquerschnitt wählt man 240 oder 265 mm 2, wobei aus Gründen der Verlustminimierung dem größeren Querschnitt der Vorzug gegeben werden sollte. Als Kabel werden heute in der Mittel- und Hochspannungsebene nur noch VPE-Kabel in Form von Einleiterkabeln eingesetzt. Jeweils drei solcher Einleiterkabel bilden ein Drehstromsystem. Als leistungsgleiches Äquivalent zur Doppel-Freileitung kommen zwei Kabelsysteme bestehend aus je drei 110-kV-VPE-Einleiterkabeln mit einem Kupfer- Leiterquerschnitt von 630 mm 2 oder einem Aluminium-Leiterquerschnitt von 1000 mm 2 in Frage. Die Charakterisierung der Eigenschaften von Freileitungen und Kabeln, ihrer Auswirkungen auf das Netz und der elektromagnetischen Felder erfolgt auf der Grundlage physikalischer Gesetze und ist deshalb objektiv. Um die in der Studie dargelegten Aussagen nachvollziehen zu können, ist es nicht vermeidbar, einige mathematische Beziehungen und Abhängigkeiten anzugeben und den einen oder anderen Fachbegriff zu verwenden. Die Fachbegriffe werden in einem Glossar im Anhang der Studie erklärt. Die Grundlagen zur Berechnung der elektrischen und magnetischen Felder sind ebenfalls angefügt.

5 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 5 2 Grundsätzliches zur Netzstruktur, Netzplanung und Netzbetrieb 2.1 Struktur und Aufgaben der Stromnetze Die Netze der elektrischen Energieversorgung sind hierarchisch in mehreren Spannungsebenen aufgebaut. Das ist dadurch bedingt, dass man mit einer bestimmten Spannung nur eine bestimmte Übertragungsentfernung technisch und wirtschaftlich erreichen kann. Die Spannungsebenen sind historisch entstanden. Man unterscheidet nach Spannungsebenen zwischen Höchstspannung (HöS, 380 kv und 220 kv), Hochspannung (HS, 110 kv), Mittelspannung (MS, 10 kv, 20 kv und 30 kv) und Niederspannung (NS, 230/400 V). Das Höchstspannungsnetz erstreckt sich über das gesamte Versorgungsgebiet und wird deshalb auch Übertragungsnetz genannt. Großkraftwerke speisen generell in das Höchstspannungsnetz ein. Die 220-kV-Spannungsebene ist nach dem Ausbau des 380-kV-Netzes eigentlich nicht mehr erforderlich und wird deshalb nicht weiter ausgebaut und wenn möglich zurückgebaut. Die 110-kV-Netze und Mittelspannungsnetze sind die sog. Verteilnetze. Ihnen kommt die Aufgabe zu, die Kraftwerksleistung zu den territorial verteilten Abnehmern weiterzuleiten. Aufgrund ihrer beschränkten Übertragungsfähigkeit (s. Abschnitt 3.2) sind die Verteilnetze in regional begrenzte Teilnetze unterteilt. Aus Gründen der Versorgungszuverlässigkeit sind das 380-kV- und die 110-kV-Netze vermascht und damit redundant aufgebaut. Die MS- und NS-Teilnetze haben aus Kostengründen einfachere Strukturen (Strahlen- oder offen betriebene Ringnetze), weil vom Ausfall einer Leitung nur ein verhältnismäßig kleiner Netzbezirk betroffen ist. 380/220 kv kvkkkvkv kkv 110 kv kv 10/20 kv kkkv Bild 2.1. Aufbau und hierachische Struktur des Stromnetzes

6 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 6 Bild 2.2 zeigt die Entwicklung der gesamten Stromkreislänge in der HS- und HöS-Ebene des deutschen Stromnetzes aufgeteilt nach Freileitungs- und Kabelanteil in den Jahren von 1970 bis Eine getrennte statistische Erfassung der Freileitung- und Kabelanteile ist dabei offensichtlich nur bis 1994 durchgeführt worden. Bild 2.2. Entwicklung der Stromkreislängen der öffentlichen Versorgung in Deutschland , Quelle: DVG Tabelle 2.1 enthält eine Übersicht der Stromkreislängen in den Spannungsebenen des deutschen Stromnetzes für das Jahr Die Datenbasis für diese Auswertung ist die Störungsund Verfügbarkeitsstatistik /3/, in der leider nicht die Daten aller Netzbetreiber erfasst werden. Die HöS-Ebene ist nahezu vollständig erfasst, während die HS-Ebene mit fast 70 % und die MS- und NS-Ebene zu mehr als dreiviertel erfasst wurden. Es ist ersichtlich, dass der Kabelanteil mit zunehmender Spannung drastisch zurückgeht. So sind in der HöS-Spannungsebene deutlich weniger als 1 % und in der HS-Spannungsebene nur ca. 6 % der Leitungen und zwar fast ausschließlich im städtischen Raum verkabelt. Zudem ist der Anteil der VPE-Kabel gegenüber dem der klassischen Öl- und Gasdruckkabel noch relativ gering. Der geringe Kabelanteil in der Hoch- und Höchstspannungsebene ist dadurch begründet, dass mit steigender Spannung zum einen die Anforderungen an das Kabel wachsen und zum anderen die Kosten gegenüber der Freileitung deutlich ansteigen. Es galt deshalb bisher für die Netzplanung der Grundsatz, das Kabel nur dort eingesetzt werden, wo aus raum- und sicherheitstechnischen Gründen Freileitungen nicht möglich sind.

7 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 7 Tabelle 2.1. Stromkreislängen in den Spannungsebenen des deutschen Stromnetzes, Stand 2008, /3/ Stromkreislängen (Werte gerundet) HöS-Ebene 1) HS-Ebene 2) MS-Ebene 3) NS-Ebene 4) Gesamt Freileitung Kabel in km in % in km in % 5) in km in % 5) gesamt ,0 k. A. 6) k. A. k. A. k. A. erfasst , , ,3 gesamt ,0 k. A. k. A. k. A. k. A. erfasst , , ,2 gesamt ,0 k. A. k. A. k. A. k. A. erfasst , , ,3 gesamt ,0 k. A. k. A. k. A. k. A. erfasst , , ,1 1) Höchstspannungs-Ebene: Netze mit Nennspannungen über 125 kv 2) Hochspannungs-Ebene: 72,5 kv bis 125 kv 3) Mittelspannungs-Ebene: 1 kv bis 72,5 kv 4) Niederspannungs-Ebene: Netze mit Nennspannungen bis 1 kv 5) Bezugsgröße ist die jeweils erfasste Stromkreislänge 6) k. A. = keine Angabe 2.2 Netzplanung und Netzbetrieb Oberster Grundsatz für die Planung der Netze, den Netzbau und Netzausbau sowie den Netzbetrieb ist das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz- EnWG i.d.f. vom ). Es verpflichtet die Energieversorgungsunternehmen zu einer möglichst sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas. Dabei kommt es darauf an, ein ausgewogenes Verhältnis zwischen diesen in sich widersprüchlichen Forderungen herzustellen, ohne dass einer der Aspekte überbetont oder unterbewertet wird (Bild 2.3). Versorgungszuverlässigkeit V U Umweltverträglichkeit W Wirtschaftlichkeit Bild 2.3. Kompromiss zwischen Versorgungszuverlässigkeit, Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit

8 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 8 Versorgungszuverlässigkeit (einschließlich Versorgungssicherheit und Servicequalität), Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit (einschließlich Effizienz) bilden demzufolge auch die Bewertungskriterien bei einem Leitungsbauvorhaben mit Freileitungen oder Kabeln (Bild 2.4). Versorgungszuverlässigkeit Wirtschaftlichkeit Umweltverträglichkeit Elektrische thermische mechanische Eigenschaften Verhalten im Normal- und im gestörten Betrieb Investitionskosten Betriebskosten (Verlustkosten Wartungskosten) Sonstige Kosten z. B. Reparaturkosten Natur und Landschaft Elektromagnetische Verträglichkeit Geräusche Bild 2.4. Detaillierte Bewertungskriterien für Leitungen Elektrische Netze zur öffentlichen Stromversorgung werden heute nach dem (n-1)-prinzip geplant und betrieben. Ein Netz erfüllt die Anforderungen dieses Kriteriums, wenn es den störungsbedingten Ausfall einer Komponente (Netzbetriebsmittel, Erzeugungseinheit) ohne unzulässige Einschränkungen seiner eigenen Übertragungs- oder Verteilungsfunktion übersteht. Es befindet sich dann in einem verletzbaren Zustand (s. Bild 2.5), d. h. die Versorgung aller Verbraucher ist noch sicher gestellt, allerdings würde ein Einfachausfall eines weiteren Betriebsmittels u. U. zu einem gestörten Netzbetrieb führen, der eine Versorgungsunterbrechung zur Folge hat. Ein sogenannter Mehrfachausfall (common-mode-ausfall) würde direkt zu einer Versorgungsunterbrechung führen. Dieser Störfall fällt allerdings nicht unter das (n-1)- Kriterium und wird im Allgemeinen nicht in der Netzplanung berücksichtigt. Im (n-1)-störfall dürfen die festgelegten technischen Grenzen des Netzes und seiner Betriebsmittel nicht verletzt werden, damit es zu keiner Störungsausweitung kommt (siehe auch TransmissionCode 2007 /1/). Mit anderen Worten: Ein Netz ist (n-1)-sicher geplant, wenn es bei Nichtverfügbarkeit eines beliebigen Netzbetriebsmittels seine Netzfunktion unter Inkaufnahme tolerierbarer Funktionseinschränkungen noch erfüllen kann, ohne dass es zu dauerhaften Überschreitung der zulässigen Belastung von Betriebsmitteln kommt, die Spannung im Netz die zulässigen Grenzen über- bzw. unterschreitet, es zu unzulässigen Versorgungsunterbrechungen kommt es zu einer Störungsausweitung (Folgeauslösungen) kommt.

9 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 9 Normal: (n-1) Kriterium erfüllt a b a b Verletzbar: (n-1) Kriterium nicht erfüllt, Versorgung aller Abnehmer noch sichergestellt a Gestört: Versorgungsunterbrechung, ggf. Netzauftrennung b a: Fehler, Abschaltungen b: Netzführungsmaßnahmen Bild 2.5. Zustandsdiagramm eines Netzes Im HöS- und HS-Netz wird unter der sehr allgemeinen Aussage unzulässige Einschränkungen seiner Übertragungsfunktion die Bildung von Inselnetzen oder der Schwarzfall von Teilnetzen oder des Gesamtnetzes verstanden. Im MS- und NS-Netz werden dagegen kurzzeitige Versorgungsunterbrechungen von einer begrenzten Anzahl von Netzanschlussnehmern als zumutbar angesehen, die z. B. in MS- Netzen bei Schaltmöglichkeiten nur vor Ort bis zu einer Stunde betragen können. Die Überprüfung dieser Kriterien wird im Rahmen der Netzplanung als auch in der Netzbetriebsführung durch eine sog. (n-1)-ausfallsimulation (Netzsicherheitsrechnung), bei denen unabhängige Einfachausfälle aller bzw. der wichtigsten Betriebsmittel simuliert werden, überprüft. Die Einhaltung des (n-1)-kriterium ist nur bei ausreichender Redundanz möglich. Leitungen im Hochspannungsnetz werden deshalb normalerweise immer als Doppelleitungen ausgeführt. Redundanz bedeutet zugleich, dass im Normalbetrieb nicht alle Leitungen und Transformatoren voll ausgelastet sein dürfen. Im Gegensatz hierzu erfolgt ein Netzanschluss von dezentralen Erzeugungsanlagen (z. B. eines Windparks) und ggf. die interne Verkabelung innerhalb eines Windparks nicht auf Basis des (n-1)-kriteriums. Hintergrund ist, dass der jeweilige Netzbetreiber dem Anschlussbegehrenden einen technisch und wirtschaftlich geeigneten Netzanschlusspunkt anbietet und der Anschlussbegehrende für die Durchführung alle technischen Maßnahmen von der Erzeugungsanlage bis zum Netzanschlusspunkt und auch für den anschließenden Betrieb dieser Anlagen verantwortlich ist. Diese Netzanschlussleitungen gehören somit auch nicht zum öffentlichen Stromversorgungsnetz und damit auch nicht in den Verantwortungsbereich des jeweiligen Netzbetreibers. Der Anschlussbegehrende wird deshalb in der Regel aus wirtschaftlichen Überlegungen auf eine (n-1)-sichere Auslegung seiner Anschlussleitung verzichten, da diese eine zusätzliche Leitungsverbindung zwischen Erzeugungsanlage und Netzanschlusspunkt erfordert und nimmt damit bei Ausfall dieser Anschlussleitung eine Einspeisebeschränkung in Kauf. Ein weiteres wichtiges und notwendiges Planungskriterium ist die Überprüfung der Kurzschlussstromverhältnisse für verschiedene Belastungs- und Einspeiseszenarien des Netzes gemäß der DIN EN Hiermit werden zum einen die Betriebsmittel und Anlagen hinsichtlich ihrer mechanischen und thermischen Kurzschlussfestigkeit ausgelegt. Zum anderen

10 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 10 wird die Einstellung der Schutzeinrichtungen überprüft, um sicherzustellen, dass die minimalen Kurzschlussströme größer als die maximalen Betriebsströme sind. Des Weiteren dient die Kurzschlussstromberechnung auch der Überprüfung der Erdungsbedingungen (s. Abschnitt 5.1), der Untersuchung der Beeinflussungsproblematik und der Beurteilung der Spannungsqualität und Netzrückwirkungen. Neben diesen Planungskriterien erlangt die Forderung nach einer ausreichenden Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung eine immer stärkere Bedeutung, insbesondere im Hinblick auf die Einführung der Anreiz- und Qualitätsregulierung in den Stromnetzen. Da die MS- Netzebene bis zur 110-kV-Netzebene im Wesentlichen die Versorgungszuverlässigkeit bestimmen, ist gerade für diese Netze die Berücksichtigung der Zuverlässigkeitseigenschaften der Betriebsmittel und Netzstrukturen von besonderer Bedeutung. Versorgungsunterbrechungen werden durch den Ausfall mehrerer Betriebsmittel (Leitungen oder Transformatoren) verursacht. Diese können sowohl deterministische Ursachen (geplante betriebsbedingte Abschaltungen für Wartungszwecke) als auch störungsbedingte Ursachen (z.b. atmosphärische Einwirkungen, Kurzschlüsse, etc.) haben. Die störungsbedingten Ursachen sind zufällig und lassen sich deshalb auch nur mit statistischen Kenngrößen beschreiben und bewerten. Bei der probabilistischen Zuverlässigkeitsanalyse werden durch eine rechnerische Simulation des determiniert-stochastischen Prozesses elektrische Energieversorgung Kenngrößen für die erwartende Versorgungszuverlässigkeit berechnet, die natürlich nur den Charakter von Prognosewerten haben und Wahrscheinlichkeitsgrößen sind. Das Ausfallverhalten der einzelnen Betriebsmittel wird dabei auf Basis von Werten aus der Vergangenheit beschrieben. Die FFN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik (vormals VDN- bzw. VDEW-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik) stellt hierfür die notwendige Datenbasis zur Verfügung, da sie die Anzahl und Dauer der zufallsbedingten Ausfälle von Betriebsmitteln in den unterschiedlichen Netzebenen für einen Großteil der deutschen Netze seit Jahren erfasst /2/, /3/, /4/ (s. auch Abschnitt 5.5). Das zufällige Ausfallverhalten eines Netzelementes, hier der Leitung einschließlich der Leistungsschalter, Trennschalter und Messwandler, wird durch die Ausfallrate λ (pro 100 km und Jahr) und die mittlere Aus-Dauer (MTTR) charakterisiert /16/. Die mittlere Aus-Dauer umfasst die Zeit vom Störungseintritt bis zum Zeitpunkt, in dem das Betriebsmittel wieder betriebsbereit zugeschaltet ist. Aus dem Kehrwert der mittleren Aus-Dauer ergibt sich die Instandsetzungsrate μ. Ausgehend von aus der Statistik bekannten Werten für λ (pro 100 km und Jahr) und μ, berechnet sich die Verfügbarkeit (Wahrscheinlichkeit dafür, dass sich die Leitung im Betrieb befindet) einer Einfachleitung mit der Länge l aus: V + l Die Nichtverfügbarkeit (Wahrscheinlichkeit dafür, dass sich die Leitung im Aus-Zustand befindet) ist das Komplement der Verfügbarkeit: Q1V l + l Anschaulicher ist die Zeitdauer der Nichtverfügbarkeit bezogen auf ein Jahr: (2.1) (2.2) 8760h Q Q (2.3) 1a Die zeitorientierte Bewertung der Verfügbarkeit nach den Gln. (2.1) bis (2.3) hat den generellen Nachteil, dass einzelne, für die Betriebssicherheit aber relevante Ereignisse darin unterge-

11 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 11 hen. So erfahren beispielsweise 100 Ereignisse mit einer Aus-Dauer von je einer Stunde die gleiche Bewertung wie ein Ereignis mit einer Aus-Dauer von 100 Stunden. Dieses eine Ereignis kann beispielsweise der Ausfall eines Kabelsystems sein. In diesem Fall interessiert den Netzbetreiber aber nicht der statistische Wert der Nichtverfügbarkeit, sondern das Einzelereignis und insbesondere die Frage, wie lange es dauert, bis die Leitung wieder betriebsbereit ist. Zuverlässigkeitsbewertungen sollten deshalb auch ereignisorientiert erfolgen, wobei insbesondere die Reparaturdauer ein wichtiges Kriterium darstellt. Neben diesen Zustandskenngrößen, die sich auf die störungsbedingten Ausfälle beziehen, sind äquivalente Kenngrößen für wartungsbedingte Ausfälle definiert. Man unterscheidet die Wartungsdauer und die Wartungsrate. Sie entsprechen der mittleren Zeitdauer, die für eine planmäßige Wartung benötigt wird, bzw. der mittleren Anzahl der pro Zeiteinheit an einem Betriebsmittel erforderlichen Wartungsarbeiten.

12 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich kV-Netze im Versorgungsgebiet der E.ON edis und envia Verteilnetz 3.1 Stromkreislängen Die in den 110-kV-Netzen der E.ON edis AG und envia Verteilnetz Gmbh vorhandenen Freileitungs- und Kabelsystemlängen gehen aus Tabelle 3.1 hervor. Der Verkabelungsgrad liegt in allen Netzgebieten unter 1 %. Der Einsatz von Kabeln erfolgte dabei bisher überwiegend im städtischen Bereich. Auf die technischen Ausführungen der Freileitungen und Kabel wird in Kapitel 4 näher eingegangen. Aufgrund einer weitgehenden Standardisierung kann man davon ausgehen, dass die Freileitungen im Netzbereich eines Netzbetreibers die gleichen Maste und Leiterseilquerschnitte und damit gleiche Leitungsbeläge aufweisen (siehe Abschnitt 4.3). Tabelle kV-Freileitungs- und Kabelsystemlängen der envia Verteilnetz und E.ON edis Unternehmen Teilnetz Freileitungssystemlänge in km Kabelsystemlänge in km bzw. Anteil in % Envia Verteilnetz Gmbh 1) Rot 1050 < 1 % Blau 190 < 1 % E.ON edis AG 1) nur Netzgebiet im Bundesland Brandenburg Nord 2372 < 0,1 % Ost 1119 < 0,1 % West 1809 < 0,1 % 3.2 Sternpunkterdung Die 110-kV-Freileitungsnetze in Ostdeutschland werden wie die meisten 110-kV-Netze in Deutschland gelöscht oder wie man auch sagt, mit Resonanz-Sternpunkterdung oder Erdschlusskompensation betrieben. Im Ausland wurde diese Art der Sternpunkterdung nur zögerlich oder überhaupt nicht eingeführt. Das liegt daran, dass es sich bei der Resonanz- Sternpunkterdung um eine Erfindung der AEG im Jahr 1919 durch den Ingenieur Petersen ( ) handelt. Die Alternative zur Resonanz-Sternpunkterdung ist die niederohmige Sternpunkterdung, auf die später noch eingegangen wird. Die Bezeichnung gelöscht rührt daher, dass bei dieser Betriebsart der am häufigsten vorkommenden Fehler in Freileitungsnetzen, der einpolige Erdschluss von selbst wieder verlöscht, sofern es sich um einen Lichtbogenfehler handelt. Ursachen für Erdschlüsse können Blitzschlag, Vogelflug, Fremdschichten auf Isolatoren oder in die Leitungstrasse gewachsenen Baumzweige u. a. sein. Zur Erläuterung des Löschvorganges dient das Bild 3.1. Auf der rechten Seite in Bild 3.1 sind die Erdkapazitäten und Erdableitungsleitwerte aller Leitungen in C E und G E zusammengefasst. Die anderen Leitungsparameter spielen beim Erdschluss keine Rolle und sind deshalb weggelassen. Auf der linken Seite sind die drei im Stern geschalteten Wicklungen und der Sternpunkt einer Seite eines Netztransformators stellvertretend für alle Transformatoren dargestellt. Im Sternpunkt ist eine Löschspule (auch als Petersenspule bezeichnet) stellvertretend für alle Löschspulen im Netz gegen Erde angeschlossen. L M ist die Induktivität der Spule. Der Leitwert G M steht für die Verluste der Spule. Der Erdschlussreststrom I R teilt sich an der Durchschlagstelle in den kapazitiven Erdschlussstrom

13 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 13 I CE durch die Leiter-Erde-Kapazitäten C E der beiden nicht betroffenen Leiter und den induktiven Strom I ME durch die Löschspule, sowie die beiden Verlustströme I GE und I GM auf. Je nach Einstellung der Löschspule kompensieren sich die induktiven und kapazitiven Teilströme teilweise oder ganz, so dass an der Erdschlussstelle nur noch ein Reststrom I R auftritt. Dieser setzt sich aus einem Blindanteil herrührend von der nicht vollständigen Kompensation der kapazitiven und induktiven Teilströme und einem Wirkanteil, herrührend von den Verlustströmen, zusammen (s. Bild 3.2). Transformatorwicklung zusammengefasste Leitungen SP Allerdings werden, wie das Bild 3.2 zeigt, bei Dauererdschluss die Leiter-Erde-Spannungen der beiden gesunden Leiter im gesamten Netz auf das Wurzel-3-fache angehoben, wodurch es an einer beliebigen Isolationsschwachstelle des Netzes zu einem weiteren Isolationsdurchschlag und damit zu einem Doppelerdkurzschluss mit hohen Strömen kommen kann. Der Doppelerdkurzschluss wird zwar vom Kurzschlussschutz der Leitungen erfasst und führt auch zur Leitungsabschaltung, jedoch ist dabei nicht immer gewährleistet, dass das Netz dann auch erdschlussfrei ist. Liegen die Durchschlagstellen nämlich auf verschiedenen Leitungen, so ist nach Abschaltung der ersten Leitung lediglich der Zustand vor dem Doppelerdkurzschluss wiederhergestellt womit auch wieder die Gefahr eines erneuten Doppelerdkurzschlusses besteht. Löschspulen F G M L M I R C E G E I LM I CE I GM I GE Bild 3.1. Stromverteilung bei der Resonanz-Sternpunkterdung Wenn der Reststrom eine bestimmte Größe (130 A im 110-kV-Netz, /13/) nicht überschreitet, verlöscht er im nächsten Nulldurchgang von selbst, vorausgesetzt es handelt sich um einen Lichtbogenfehler. Das betroffene Freileitungssystem ist dann wieder voll betriebstüchtig. Liegt der Erdschluss auf einer Kabelstrecke, so wird das Kabel an der Fehlerstelle zerstört und der Erdschluss bleibt bestehen. Der eigentliche Vorteil der Resonanz-Sternpunkterdung kommt deshalb bei Kabeln nicht zum Tragen. Es besteht lediglich die Möglichkeit, das Netz mit einem Dauererdschluss aufgrund des kleinen Reststromes noch solange weiter zu betreiben bis man das fehlerhafte Kabel geortet und abgeschaltet hat.

14 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 14 I CE U L3 I LM U ME I Rb I R I Rw U L2 I LM Bild 3.2. Ströme und Spannungen bei Erdschluss im Netz mit Resonanz-Sternpunkterdung Unter Beachtung der unterschiedlichen Phasenlage der einzelnen Teilströme ergibt sich für den sog. Reststrom an der Erdschlussstelle der Ausdruck: R CE Rw Rb I d v I I I (3.1) wobei d die sog. Dämpfung und v die sog. Verstimmung sind: d G G E M C E 3C (3.2) E I 1 v (3.3) LM ICE 3LMCE Der kapazitive Erdschlussstrom I CE berechnet sich unabhängig von der Art der Sternpunkterdung nach der Beziehung: I I ' l 3C ' l U (3.4) CE CE E n Er wächst mit zunehmender Leitungslänge l des Netzes. Die Tabelle 4.2 enthält die kilometrischen Werte für die 110-kV-Freileitung und -kabel. Bei richtiger Einstellung der Löschspule (v = 0) kompensieren sich die beiden Blindstromanteile, und es bleibt nur der durch die Leitwerte fließende Wirkreststrom I Rw und ein in den obigen Gleichungen nicht berücksichtigter Anteil von Oberschwingungsströmen übrig. Üblicherweise wird dieser Anteil durch einen Zuschlag von 5 % zum Wirkreststrom angenommen. Eine Besonderheit der Netze mit Resonanz-Sternpunkterdung besteht darin, dass bereits im Normalzustand eine Verlagerungsspannung am Sternpunkt (oder den Sternpunkten) auftritt. Ursache hierfür sind ungleiche Leiter-Erde-Kapazitäten, wie sie insbesondere bei unverdrillten Freileitungen auftreten. Die Verlagerungsspannung berechnet sich aus der Beziehung:

15 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 15 U ME d k U nn v mit dem Unsymmetriefaktor: (3.5) k 2 2 EL1 EL1 EL2 EL2 EL3 EL3 ( G j C ) a ( G j C ) a ( G j C ) C C C EL1 EL2 EL3 Die Abhängigkeit der Verlagerungsspannung im Normalbetrieb von der Verstimmung ist im Bild 3.3 zusammen mit der des Reststromes dargestellt. Das Maximum bei v = 0 beträgt: U k d U nn ME, max (3.6) 3 Wegen des geringen Werts der Dämpfung tragen bereits kleine Unsymmetriefaktoren zu erheblichen Verlagerungsspannungen bei. Zur Einhaltung der zulässigen Verlagerungsspannung von 6,4 kv im Normalbetrieb betreibt man die 110-kV-Netze bei noch genügendem Vorrat zur Löschgrenze überkompensiert mit einer Verstimmung von etwa 5 % bis 10 % (s. Bild 3.3). Überkompensation wird gewählt, damit das Netz beim Ausfall von Leitungen nicht in den Resonanzpunkt fällt. U ME I R I R (d = 0) v 1 v = 0 I Rw v > 1 v Bild 3.3. V-Kurve des Reststromes bei Erdschluss und Glockenkurve der Verlagerungsspannung im Normalbetrieb in Netzen mit Resonanz-Sternpunkterdung mit dem üblichen Arbeitspunkt bei v 1 Zur Einstellung der Verstimmung auf den gewünschten Arbeitspunkt (z. B. v = 10 %) wird die Induktivität einiger Löschspulen über den sog. Verstimmungsgradregler verändert. Bei der Tauchkernspule im Bild 3.4 erfolgt die Änderung der Induktivität durch Ein- oder Ausfahren des Eisenkernes. Der Verstimmungsgradregler nutzt die Abhängigkeit der Verlagerungsspannung von der Verstimmung. Hierfür ist eine ausgeprägte Glockenkurve, d. h. eine bestimmte Unsymmetrie erwünscht. Neben der selbsttätigen Verlöschung der Lichtbogenfehler hat die Resonanz- Sternpunkterdung den Vorteil, dass der kleine Reststrom bei Freileitungen an der Durchschlagstelle keinen Schaden anrichtet und die kleinen über Erde fließenden Teilströme keine oder nur unwesentliche Beeinflussungen und auch nur geringe Schritt- und Berührungsspannungen an den geerdeten Anlagen verursachen. Dadurch kann der Aufwand für den Netz-

16 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 16 schutz und die Erdung der Freileitungsmaste und sonstiger Anlagen klein bleiben. Der einzige Mehraufwand besteht in der Anschaffung und Aufstellung der Erdschlusslöschspulen. Die erforderliche Spulenleistung ergibt sich bei Überkompensation (v < 0) aus der Beziehung: Un Un QSpule IM (1 v ) ICE (3.7) 3 3 Das Bild 3.4 zeigt eine Erdschlusslöschspule in der Ausführung als Tauchkernspule. Zur Erzielung einer ausgewogenen Kompensations-Stromverteilung im Erdschlussfall und zur Vermeidung der Gefahr der Bildung von Teilnetzen mit freien Sternpunkten bei Ausfall von Betriebsmitteln sind die Erdschlusslöschspulen relativ gleichmäßig über das Netz zu verteilen. Bild ,7-Mvar-Tauchkern-Erdschlusslöschspule Überschreitet der Reststrom die Löschgrenze von 130 A im 110-kV-Netz, so müsste entweder eine Netztrennung in weitere Teilnetze vorgenommen werden, in denen dann jeweils wieder die Resonanz-Sternpunkterdung zur Anwendung kommen könnte, oder das Netz müsste auf eine niederohmige Sternpunkterdung (NOSPE) umgestellt werden. Beide Maßnahmen sind mit erheblichem Aufwand und Kosten verbunden. Gegen eine Netztrennung spricht das Erfordernis zusätzlicher (n-1)-sicherer Einspeisungen aus dem überlagerten 380-kV-Netz.

17 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 17 4 Aufbau und Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln 4.1 Aufbau von 110-kV-Freileitungen Eine Freileitung besteht aus den Masten mit ihren Fundamenten, den Leiterseilen, Erdseilen, den Isolatoren und Armaturen zum Verbinden, Tragen und Abspannen der Leiterseile sowie zum Lichtbogenschutz der Isolatoren. Man unterscheidet hinsichtlich der Funktion zwischen Tragmasten, Abspannmasten, Winkelmasten, Winkelabspannmasten, Verdrillungsmasten und Endmasten. Während Tragmaste lediglich das Seilgewicht aufnehmen, dienen Abspannmaste zur Aufnahme der Seilzugkräfte. Winkel- und Winkelabspannmaste sind erforderlich, wenn die Richtung der Leitung geändert werden muss. Sie sind deshalb kräftiger auszuführen als Tragmaste. Besonders stabile Endmaste sind erforderlich, wenn die Freileitung auf eine Kabelanlage übergeht oder in ein Umspannwerk eingeführt wird. Verdrillungsmaste sind spezielle Abspannmaste, an denen die Plätze der Leiterseile am Mast getauscht werden. Das Verdrillen wird nur bei längeren Leitungen durchgeführt, um die Leitung hinsichtlich ihrer elektrischen Parameter zu symmetrieren. Neben der mechanischen Beanspruchung der Maste durch das Seilgewicht und die Zugkräfte müssen die Maste die Belastungen durch Wind, Raureif und Eislasten aushalten. Die in Deutschland vorherrschende Mastkonstruktion für 110-kV-Freileitungen ist der Stahlgittermast aus Winkelprofilen (s. Bild 4.1 links). Gegenüber den ebenfalls anzutreffenden Stahlvollwandmasten (s. Bild 4.1 rechts) haben Stahlgittermaste den Vorteil, dass sie vor Ort am Boden aus vormontierten Einzelteilen mit Hilfe eines Autokranes aufeinandergesetzt oder gestockt werden können, so dass keine Transportprobleme bestehen. Die Stahlgittermaste werden gegen Verrottung feuerverzinkt und mit einem Schutzanstrich versehen, der üblicherweise alle Jahre erneuert werden muss. Bild kV-Freileitungsmaste in Stahlgitter- und Stahlvollwandbauweise

18 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 18 Nach der Bauform der Maste und der geometrischen Anordnung der Isolatoren am Mast ergeben sich verschiedene Mast- und Mastkopfbilder. Dabei spielt auch die Anzahl und Anordnung der Erdseile eine Rolle. Das Bild 4.2 zeigt schematisch die historisch entstandenen und heute zum Teil noch anzutreffenden Mastkopfbilder. Bild 4.2. Mastkopfbilder von 110-kV-Freileitungen (Doppelleitungen). Von links oben nach rechts unten: Tannenbaummast, umgekehrter Tannenbaummast, Tonnenmast, Mehrebenenmast, Donaumast, Einebenen oder Horizontalmast Die älteste Bauform ist der Tannenbaummast. Im deutschen 110-kV-Leitungsnetz überwiegen heute der Donaumast und der Horizontal- oder Einebenenmast. Horizontalmaste in der Ausführung als Einständer- oder Portalmaste (für Winkel- und Winkelabspannmaste) sind vorwiegend in Ostdeutschland anzutreffen. Sie wurden in der DDR nach standardisierten Abmessungen errichtet (s. Bild 4.3 links). Die wesentlichen Gründe hierfür waren die vergleichsweise niedrigen Errichtungskosten, die für das Verdrillen und Reparaturen günstige Anordnung der Leiterseile sowie die geringe Bauhöhe. Mit zwei Erdseilen ausgerüstet, sind die Horizontalmaste besonders gewittersicher. Die Höhe eines normalen Tragmastes beträgt rund 21 m. Nachteilig ist dagegen die breite Ausladung von rund 18 m, die zu einer großen Trassenbreite führt. Für zukünftige Leitungsbauprojekte sieht die envia Verteilnetz Horizontalmaste mit den Abmessungen in Bild 4.3 rechts vor. Die Entfernung zwischen zwei Masten ist die Spannweite. Das dazwischen liegende Feld wird als Spannfeld bezeichnet. Die durchschnittliche Spannweite im ebenen Gelände beträgt bei 110-kV-Freileitungen etwa 300 m. Größere Spannweiten erfordern höhere Masten entsprechender Stabilität. Die konkrete Spannfeldlänge ist in Abhängigkeit von den örtlichen Gegebenheiten festzulegen.

19 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 19 Bild 4.3. links: 110-kV-Horizontaltragmast nach DDR-Standard. Höhe 20,8 m, Breite der Traverse 17,8 m; rechts: 110-kV-Horizontalmast nach Angaben der envia Verteilnetz mit h = mm und H = mm Als Isolatoren werden ab der 110-kV-Spannungsebene aufwärts Hängeisolatoren in Form von Langstäben aus Porzellan oder neuerdings auch aus Kunststoff verwendet. Die Größe und Ausführung der Mastfundamente sind von der Funktion und der Höhe der Maste sowie von den Bodenverhältnissen abhängig. Sie werden je nach Bodenbeschaffenheit als Betonplattenfundament oder als Pfahlgründung vor Ort mit einem Minimum an Erdarbeiten ausgeführt. Als Leiterseile wurden früher ausschließlich Kupferseile verwendet. Die erste 110-kV- Drehstromfreileitung Europas von Riesa nach Lauchhammer mit einer Länge von 56 km war als Doppelleitung mit Leiterseilen aus Kupfer mit einem Querschnitt von 42 mm 2 ausgerüstet. Heute werden ausschließlich genormte Stahl-Aluminium-Verbundseile eingesetzt (Bild 4.4). Diese bestehen aus einem verseilten Kern mit sieben Stahldrähten, um den zwei Lagen Aluminiumdrähte mit entgegen gesetztem Schlag geschlungen sind. Der Stahlkern sorgt für die mechanische Festigkeit, während der Aluminiumquerschnitt für die Stromtragfähigkeit maßgebend ist. Bündelleiter (Leiter aus zwei bis vier parallelen Einzelleitern, wie sie in der Höchstspannungsebene eingesetzt werden) kommen bei 110-kV-Leitungen nur in Ausnahmenfällen und dann nur als Zweierbündel für besonders hoch belastete Leitungen vor. Die Leiterseile werden auf Spulen in Längen von etwa 3000 m angeliefert. Zum Anbringen der Seile werden an den Masten Seilrollen befestigt, durch die zunächst leichtere Vorseile und dann das Zugseil geführt werden. Mit einer Seilwinde wird dann das eigentliche Leiterseil von den Spulen auf die Maste gezogen, wobei die Spulen mit Bremsen versehen sind. Die einzelnen Seillieferlängen werden durch Backenstromklemmen miteinander verbunden. Nach dem Seilzug erfolgt noch das Einregulieren des Durchhanges. Die Erdseile haben hauptsächlich die Aufgabe die Leitung gegen direkte Blitzeinschläge in die Leiterseile zu schützen. Des Weiteren sollen sie im Fall eines Erdkurzschlusses oder Doppelerdkurzschlusses (s. Abschnitt 3.2) die Ströme über Erde reduzieren, um die Beeinflussung

20 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 20 von parallelen Leitern und die Schritt- und Berührungsspannung an den Masten zu begrenzen. Zur Einhaltung der zulässigen Schritt- und Berührungsspannung ist neben einer guten Leitfähigkeit der Erdseile ein genügend kleiner Masterdungwiderstand erforderlich. Die Maste werden deshalb je nach der Bodenleitfähigkeit über Stab- oder Ringerder geerdet. Bild 4.4. Aufbau eines Freileitungsverbundseiles Die Erdseile werden direkt oder isoliert auf den Masten angebracht. Bei isolierten Erdseilen wird die Verbindung zum Mast durch ein lösbares Band aus verzinktem Stahl oder Kupfer hergestellt. Durch Lösen des Bandes ist es möglich, den Masterdungswiderstand zu messen. 4.2 Aufbau von 110-Kabeln Für alle neuen Kabelanlagen in der Mittel-, Hoch und Höchstspannungsebene kommen heute nur noch VPE-Kabel mit vernetztem Polyethylen als Isolierstoff in Frage. Diese haben gegenüber den klassischen Bauarten (Gasaußen- und Gasinnendruck- und Niederdruckölkabel) folgende Vorteile: niedrigere Dielektrizitätszahl und damit kleinerer Kapazitätbelag und höhere Übertragungsleistung kleinerer dielektrischer Verlustfaktor tanδ und damit kleinere dielektrische Verluste (s. Abschnitt 4.5) hohe elektrische Festigkeit und damit geringere Isolierdicke geringeres Gewicht, geringerer Biegeradius umweltfreundlicher als Niederdruckölkabel, bei denen die Gefahr der Verseuchung des Grundwassers durch Leckagen besteht. Die ersten 110-kV-VPE-Kabel wurden in den 70er-Jahren eingesetzt. In den Folgejahren kam es vermehrt zu Frühausfällen, weil man zunächst nicht erkannt hatte, dass die VPE-Isolierung empfindlich gegen geringste Verunreinigungen und kleinste Hohlräume, sowie eindiffundiertes Wasser ist. Durch die Verwendung von reinstem VPE, die Verbesserung der Fertigung, insbesondere die Dreifachextrudierung der Isolierung und Leitschichten in einem Arbeitsgang und Maßnahmen gegen das Eindringen von Wasser sowie der Einführung der Teilentla-

21 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 21 dungsmessung am fertigen Kabel, wurden diese Herstellungs- und Materialprobleme überwunden und es gelang etwa ab 1980, Kabel mit einer erwarteten Nutzungsdauer von 40 Jahren herzustellen. Heute werden VPE-Kabel für Spannungen bis 500 kv gefertigt. Allerdings ist bis jetzt der Einsatz der VPE-Kabel in der Höchstspannung, nicht zuletzt wegen den gegenüber der Freileitung mehrfachen Kosten, auf wenige Kilometer beschränkt (s. Bild 2.2). Kunststoffkabel sind stets Einleiterkabel. Drei Einleiterkabel bilden ein Drehstromkabelsystem. Als Leitermaterial wird wahlweise Kupfer oder Aluminium eingesetzt. Für Querschnitte bis 1000 mm 2 werden mehrdrähtige Rundleiter verwendet (s. Bild 4.5). Für größere Querschnitte geht man zur Minderung des Skineffektes zu Segmentleitern über. Unmittelbar auf die Leiteroberfläche wird zur Glättung der Leiteroberfläche die sog. innere Leitschicht aus homogenem leitfähigem Material aufgebracht (s. Bild 4.6). Über dieser befindet sich die Isolation aus VPE und darüber die sog. äußere Leitschicht. Die beiden Leitschichten dienen zur Vermeidung von hohen Spitzen in der elektrischen Feldstärke und sorgen für eine günstige radiale Feldverteilung. Die Wanddicke der Isolierung beträgt bei 110-kV-Kabeln 18 mm. Auf der äußeren Leitschicht ist der Schirm aus Kupferdrähten in einer längswasserdichten Einbettung aufgebracht. Der Schirm ist mit leitfähigen Bändern umwickelt. Darüber befindet sich ein querwasserdichter Aluminium- oder Bleimantel, der von einem PE-Mantel, der das Kabel gegen äußere Beschädigungen schützt, umgeben ist. Bild 4.5. Werkstoffe und Ausführungsformen von Kabelleitern (Quelle: Pfisterer) Bild kV-VPE-Einleiterkabel. Außendurchmesser 82 mm, Gewicht 10 kg/m, Aufbau von innen nach außen: mehrdrähtiger Leiter, innere Leitschicht, VPE-Isolierung, äußere Leitschicht, leitfähige Polsterung, Schirm aus Kupfer, Querleitwendel aus Kupfer, Trennschicht, Stahlbandbewehrung, PE-Außenmantel (Quelle: Nexans)

22 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 22 Zu einer Kabelanlage gehören Muffen und Endverschlüsse, die man unter dem Sammelbegriff Garnituren zusammenfasst. Da die Kabellieferlängen auf einer Spule beschränkt sind, müssen längere Kabelstrecken durch Muffen verbunden werden. Bei 110-kV-Kabeln beträgt die Lieferlänge auf einer Spule (s. Bild 4.7) mit einem Durchmesser von 3,1 m etwa 1000 m. Die Muffen werden einfach in Sand eingebettet im Erdboden verlegt und nur in Spezialfällen in aus Beton gefertigte Gruben (sog. Muffenbauwerke) untergebracht. Endverschlüsse bilden an den Kabelenden den Übergang vom Isoliermedium VPE auf das Isoliermedium Luft. Zum Schutz der Kabel gegen Überspannungen werden parallel zu den Endverschlüssen noch Überspannungsableiter angeordnet. Bild 4.7. Legewagen mit Trommelantrieb (Quelle: Pfisterer) Die Legung von 110-kV-Kabeln mit kleinen Querschnitten kann bei entsprechenden Bodenverhältnissen durch Einpflügen erfolgen. Größere Querschnitte werden im offenen Graben verlegt. Das Bild 4.8 zeigt schematisch ein Grabenprofil für zwei Systeme. Die Legetiefe von ca. 1,35 m wählt man mit Rücksicht auf einen genügenden Schutz vor Eingriffen durch landwirtschaftliche Nutzgeräte. ca. 1,6 rückverfüllter Erdboden 1,35 0,5 ca. 1,5 thermisch stabilisiertes Bettungsmaterial Bild 4.8. Kabelgraben mit einem Kabelsystem und PVC-Leerrohren für ein zweites Kabelsystem. Maße in cm

23 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 23 Die Legung im Dreieck hat gegenüber der flachen Legung den Vorteil geringer Zusatzverluste und geringer magnetische Felder (s. Abschnitte 4.5 und 7.2). Die flache Legung (s. Bild 4.9) mit Abstand ist für hoch belastete Kabel zweckmäßig, weil sich die Kabel mit wachsendem Abstand gegenseitig weniger thermisch beeinflussen. Allerdings wird der Graben entsprechend breiter, so dass die Tiefbaukosten steigen. Manche Netzbetreiber bevorzugen die Legung der Kabel in PE-Rohren. Dadurch wird das Auswechseln einzelner Kabelabschnitte erleichtert und die Kabel werden zusätzlich geschützt. Nachteilig sind die zusätzlichen Kosten für die Rohre und eine gewisse Einbuße an Belastbarkeit durch den zusätzlichen Wärmewiderstand der Rohre. Die Querung von Wasserund Verkehrswegen erfolgt durch Bohrpressen oder bei extrem langen Unterquerungen durch das HDD-Bohrspülverfahren (Horizontal Direct Drilling). Bild 4.9. Flache Legung von zwei Systemen im Kabelgraben mit Rollenausbau (Quelle: Pfisterer) 4.3 Parameter und Betriebsverhalten von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln Die wesentlichen Betriebsparameter sowohl der Freileitung als auch des Kabels sind der ohmsche Widerstand R, die Induktivität L bzw. die Reaktanz X = ωl, die Kapazität C und der Ableitungsleitwert G. Sie sind Bestandteil der Leitungsersatzschaltung im Bild 4.10 mit der sich das Betriebsverhalten erklären lässt /11/. Der ohmsche Widerstand wird durch den Leiterquerschnitt und das Leitermaterial (Kupfer oder Aluminium) und in geringem Maße durch die Temperatur bestimmt. Die Leitfähigkeit von Kupfer ist etwa 1,6-fach höher als die von Aluminium, so dass ein Aluminiumleiter bei einem gleichen ohmschen Leitwert einen etwa 1,6-fachen Querschnitt und einen etwa 1,27- fachen Durchmesser als ein Kupferleiter aufweisen muss. Das Gewicht des leitwertgleichen Aluminiumleiters beträgt aber nur etwa die Hälfte des Kupferleiters, so dass die Entscheidung für ein Kupfer- oder Aluminiumkabel schließlich auch eine Kostenfrage ist, zumal der Aluminiumpreis z. Z. nur bei etwa einem Drittel des Kupferpreises liegt.

24 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 24 A R L B I A I λ I B U A G 2 C 2 C 2 G 2 U B Bild Pi-Ersatzschaltung von Freileitung und Kabel mit Betriebsparametern. Die Unterstreichung der Ströme und Spannungen verweist darauf, dass es sich um Wechselstromgrößen handelt. Die anderen Betriebsparameter (L, C und G) hängen von der Geometrie der Leitung und dem Isolierstoff ab. Aufgrund der stark unterschiedlichen Geometrie (ausgedehnt bzw. gedrungen) und des unterschiedlichen Isoliermediums (Luft bzw. VPE) weisen Freileitung und Kabel unterschiedliche Induktivitäten (Reaktanzen) und stark unterschiedliche Kapazitäten und Ableitungsleitwerte auf. Die Reaktanz der Kabel hängt von der Art der Legung der drei zu einem Drehstromsystem gehörenden Einleiterkabel (im Dreieck oder flach) ab, während die der Freileitung vom Mastkopfbild beeinflusst wird. Die Kapazität C der Freileitung setzen sich aus den Leiter-Erde-Kapazität C E und der dreifachen Leiter-Leiter-Kapazität zusammen. Beim Kabel spielt die Kapazität zwischen den einzelnen Kabelleitern wegen der Schirmung keine Rolle, so dass für Kabel C = C E gilt. Gleiches gilt für die Ableitungsbeläge von Freileitung und Kabeln. Auf die Bedeutung der Leiter-Erde-Kapazitäten und die Leiter-Erde- Ableitungsleitwerte wird in Abschnitt 3.2 näher eingegangen. Die Werte für die Betriebsparameter werden gewöhnlich pro km für ein Drehstromsystem angeben. Die längenbezogenen Parameter bezeichnet man als Beläge und kennzeichnet sie durch einen Strich am Symbol. So ist z. B. R die Bezeichnung für den Widerstandsbelag. Die Größenordnungen der Betriebparameter für die hier zu vergleichende 110-kV-Freileitung und die 110-kV-VPE-Kabel sind in der Tabelle 4.1 gegenübergestellt. Die ohmschen Widerstände sind für 20 C und für 40 C angegeben. Die temperaturabhängige Widerstanderhöhung beträgt für Aluminium und Kupfer näherungsweise 4 % bei einer Temperaturerhöhung von 10 K gegenüber 20 C. Tabelle 4.1. Betriebsparameter der vergleichbaren 110-kV-Freileitung und -Kabel Parameter Freileitung Al/St 265/35 1) VPE-Kabel (Kupferleiter) N2XS(FL)2Y1 RM/50 1) VPE-Kabel (Aluminiumleiter) NA2XS(FL)2Y RM/50 2) R ' 20 m/km 109,5 28,3 29,1 R ' 40 m/km 118,3 32,6 33,5 X ' /km 0,381 0,126 0,12 G ' ns/km C ' nf/km 9, C ' E nf/km 4, ) Horizontalmast 2) Legung im Dreieck, Schirm beidseitig geerdet

25 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 25 Aufgrund der unterschiedlichen Betriebsparameter weisen Freileitungen und Kabel auch unterschiedliches Betriebsverhalten auf. Der ohmsche Widerstand und die Reaktanz des Kabels und damit der gesamte Wechselstromwiderstand (die sog. Impedanz) sind kleiner als die der Freileitung, womit geringere stromabhängige Verluste (s. Abschnitt 4.5), ein geringerer Spannungsabfall längs des Kabels und ein geringerer induktiver Blindleistungsbedarf Q L (s. auch Abschnitt 5.3) verbunden sind. Durch die Kapazitäten und Ableitungsleitwerte fließen Ströme zur Erde (beim Kabel über den geerdeten Schirm) ab, die den Leiterquerschnitt beanspruchen und damit insbesondere beim Kabel wegen seiner relativ hohen Kapazität (etwa 20 bis 24-fach gegenüber der Freileitung) die übertragbare Leistung einschränken. Die mit den Kapazitäten verbundenen Ströme heißen folgerichtig kapazitive Ströme oder Leerlauf- oder Ladeströme und verursachen kapazitive Blindleistung Q C. Die mit den Ableitungsleitwerten verbundenen Ströme heißen Ableitungsströme. Sie entstehen durch die, wenn auch sehr geringe Restleitfähigkeit der Isolierung, für die der Ableitungsleitwert ein Maß ist. Sowohl der kapazitive Strom I C als auch der Ableitungsstrom I G fließen unabhängig von der Belastung in gleichbleibender Höhe, sobald die Leitung unter Spannung gesetzt wird. Sie hängen außer von C bzw. G von der Spannung ab und wachsen mit der Leitungslänge l: I I C G 1 C' lun (4.1) 3 1 G' lun (4.2) 3 Zwei wichtige Leitungskenngrößen sind der Wellenwiderstand Z W und die natürliche Leistung P nat. Der Wellenwiderstand ist, da für seine Berechnung der ohmsche Widerstands- und Ableitungsbelag vernachlässigt werden können, vom Verhältnis von Induktivität und Kapazität abhängig: Z W L' (4.3) C' Die natürliche Leistung, ist die Übertragungsleistung, bei der sich die induktive und kapazitive Blindleistung der Leitung gegenseitig aufheben. Sie berechnet sich näherungsweise zu: P nat 2 n U (4.4) Z W Die Belastung der Leitungen mit der natürlichen Leistung ist aus betrieblicher Sicht optimal, da Blindleistungsflüsse vom Netz zur Leitung oder umgekehrt und die damit verbundenen Verluste vermieden werden, und der Spannungsabfall längs der Leitung nahezu Null ist. Ein Blick auf die Tabelle 4.2 zeigt, dass die natürliche Leistung der Freileitung deutlich unter der dauend zulässigen Leistung S d liegt, während die Verhältnisse beim Kabel aufgrund des deutlich geringeren Wellenwiderstandes umgekehrt sind. Kabel können deshalb nur unterhalb der natürlichen Leistung betrieben werden. Freileitungen werden aus wirtschaftlichen Gründen (Ausnutzung des Leiterquerschnitts) auch oberhalb der natürlichen Leistung betrieben. Allerdings nehmen mit der Überschreitung der natürlichen Leistung der Spannungsabfall und die induktive Blindleistung zu, und zwar umso mehr je länger die Leitung ist. Der übernatürliche Betrieb ist deshalb auch nur bis zu einer bestimmten Leitungslänge möglich. Auf die zulässige Dauerleistung von Freileitungen und Kabeln wird im Abschnitt 4.4 noch näher eingegangen

26 Vergleich Erdkabel Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich 26 Tabelle 4.2. Betriebsgrößen der vergleichbaren 110-kV-Freileitung und -Kabel für die Parameter in Tabelle 4.1 (Werte gerundet) Parameter Freileitung Al/St 265/35 VPE-Kabel (Kupferleiter) N2XS(FL)2Y1 RM/50 VPE-Kabel (Aluminiumleiter) NA2XS(FL)2Y RM/50 I ' C in A/km 0,19 3,8 4,6 Q ' 2) C in kvar/km 35, I ' CE in A/km 0,28 11,4 13,8 Z W in /km P nat in MW S d in MVA ) 158 1) zul in C ) Legung im Dreieck, Schirm beidseitig geerdet, Belastungsgrad m = 0,7 2) Betrag Im folgenden Bild 4.11 sind die unterschiedlichen Blindleistungsverhältnisse für die Freileitung und die Kabel mit den Parametern nach Tabelle 4.1 in Abhängigkeit von der übertragenen Leistung gegenübergestellt. Kapazitive Blindleistung ist dabei mit einem negativen Vorzeichen versehen. Im Leerlauf beziehen sowohl Freileitung als auch Kabel kapazitive Blindleistung (Ladeleistung). Sie berechnet sich pro km Leitungslänge nach der Beziehung: Q ' C C' U (4.5) 2 n Mit wachsender Übertragungsleistung S wächst auch die induktive Blindleistung nach der Beziehung: 2 Q' L' S (4.6) U L 2 n Die gesamte von der Leitung pro km Leitungslänge aufgenommene oder abgegebene Blindleistung ist: Q' Q ' Q ' (4.7) L C Bei der natürlichen Leistung ist der Blindleistungshaushalt der Leitung ausgeglichen, also Q' 0. Für die Freileitung beträgt die natürliche Leistung 34 MW (s. auch Bild 4.11). Die natürliche Leistung der Kabel wird wegen S d < P Nat im zulässigen Übertragungsbereich nicht erreicht.