Wissenschaftliches Gutachten zur Erdkabellösung Quickborn

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Prof. Dr.-Ing. habil. H. BRAKELMANN
Prof. Dr. L. JARASS, M.S. (Stanford University, USA)
Wissenschaftliches Gutachten zu
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Erdkabellösung Quickborn
Wiesbaden, 25. April 2012
380-kV-Teilverkabelung in einem sensiblen Siedlungsbereich:
technische und wirtschaftliche Möglichkeiten
Zentrale Ergebnisse:
• Die geplante 380-kV-Freileitung hat laut TenneT im Süden Quickborns nur 50 m bis 80 m
Abstand zur dortigen Wohnbebauung.
• In 100 m Abstand ist ein Schulzentrum mit 1.000 Schülern, der Sportplatz des Schulzentrums
soll von der Freileitung sogar überspannt werden.
• Laut gesetzlicher Vorgaben ist eine Verkabelung bereits bei einem Abstand von weniger als
400 m angezeigt.
• Eine Erdkabellösung im Bereich Quickborn ist technisch möglich und Stand der Technik; sie
führt allerdings zu ca. 13 Mio. € Mehrkosten bei einer Verkabelungslänge von 1,8 km.
• Bezogen auf die gesamte Trassenlänge der geplanten 380-kV-Freileitung von 28 km erhöhen
sich dadurch die Gesamtkosten um rund 20%.
• Zum Vergleich: Bei einer umweltfreundlicheren Verschiebung der Freileitungstrasse im Be-
reich Quickborn resultieren laut TenneT nur zusätzliche Investitionskosten von maximal
1,0 Mio. €.
c/o ATW - Forschung, Dudenstr. 33, D - 65193 Wiesbaden
T. 0611 / 188540-7, Fax -8, Email: mail@ATW-Forschung.de, http://www.ATW-Forschung.de
GF Dipl. Volkswirt A. Jarass, HR B 6748 Wiesbaden

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Brakelmann/Jarass Erdkabellösung Quickborn
Übersicht
Kurzfassung ................................................................................................................................... 3
Gliederung ...................................................................................................................................... 6
1 Geplante 380-kV-Leitung im Bereich Quickborn ............................................................... 10
2 Grundlagen einer Erdkabellösung ........................................................................................ 19
3 Technische Umsetzung einer Erdkabellösung Quickborn ................................................. 38
4 Kosten einer Erdkabellösung Quickborn ............................................................................. 71
Quellen .......................................................................................................................................... 79
Zu den Gutachtern ...................................................................................................................... 86
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Brakelmann/Jarass Erdkabellösung Quickborn
Kurzfassung
(1) Erhebliche Beeinträchtigung der Stadt Quickborn
Die vom Übertragungsnetzbetreiber TenneT geplante 380-kV-Leitung verläuft nach Angaben
der Stadt Quickborn auf einem etwa 1,5 km langen Abschnitt direkt entlang des südlichen
Siedlungsrands von Quickborn: Kap. 1.1, Abb. 1.2
• Der minimale Abstand zur dortigen Wohnbebauung beträgt nur 30 m.
• In 100 m Abstand befinden sich auch die Gebäude eines Schulzentrums mit 1.000 Schülern,
der Sportplatz des Schulzentrums soll von der Freileitung sogar überspannt werden.
Nach Angaben von TenneT liegen die Häuser „über eine Länge von ca. 600 m am südlichen
Ortsrand von Quickborn ... in einer Entfernung von ca. 50 m bis 80 m zum äußeren Leiterseil“.
Kap. 1.3.2
Laut gesetzlicher Vorgaben ist eine Verkabelung bei vier Pilotvorhaben bereits bei einem Abstand
von weniger als 400 m zu Wohngebäuden im Innenbereich (und 200 m im Außenbereich)
angezeigt und auf Verlangen der für die Genehmigung zuständigen Behörde zwingend durchzuführen.
Auch wenn die im Bereich Quickborn geplante Leitung nicht explizit als Pilotvorhaben
im Gesetz aufgeführt ist, so erscheint sie bei den von TenneT für den Bereich Quickborn
angegebenen Abständen von nur 50 m bis 80 m mindestens so dringlich wie bei den Pilotvorhaben.
Kap. 2.1.1(3)
(2) TenneT lehnt sowohl eine Erdkabellösung wie auch Alternativtrassen ab
Die Stadt Quickborn hat im laufenden Planfeststellungsverfahren gefordert, im siedlungsnahen
Bereich im Sinne eines vorbeugenden Immissionsschutzes eine Erdverkabelung vorzunehmen.
Kap. 1.1
Eine mögliche Teilverkabelung am südlichen Ortsrand von Quickborn könnte vom geplanten
Mast 16 bis Mast 21 verlaufen mit einer Länge von 1,8 km. Kap. 1.2.1(2)
TenneT lehnt eine Erdverkabelung aus Kostengründen ab. Kap. 1.2.3
TenneT hat zwei Alternativtrassen untersucht, die auch nach Angaben von TenneT den südlichen
Ortsrand von Quickborn deutlich weniger stark belasten würden. Beide Alternativtrassen
wurden von TenneT verworfen, da sie zum einen von der bestehenden 220-kV-Freileitungstrasse
abweichen und zudem zusätzliche Investitionskosten von bis zu 1 Mio. € verursachen
würden. Kap. 1.2.1(3), Kap. 1.3.2
(3) Elektrische und magnetische Felder
Die geplante Freileitung schöpft nach Angaben von TenneT die Grenzwerte für die elektrische
Feldstärke zur Hälfte aus. Kap. 2.3.1
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Hingegen hat ein unterirdisch verlegtes Kabel oberhalb der Erdoberfläche praktisch kein
elektrisches Feld. Kap. 3.1.2(2)
Der Grenzwert für die magnetische Induktion (´Magnetfeld´) direkt oberhalb des Erdkabels von
100 μT wird durch Erdkabel auch bei Störfällen eingehalten, im Normalbetrieb mit 10 μT bis
30 μT je nach technischer Ausführung sogar deutlich unterschritten. Im Gegensatz zur Freileitung
werden 10 μT typischerweise schon bei rund 3 m neben der Kabeltrasse eingehalten,
1 μT schon bei rund 5 m bis 15 m. Kap. 3.2.3(1), Kap. 3.3.3, Kap. 3.4.4
(4) Zuverlässigkeit von Erdkabeln
Die Ausfallrate der 1,8 km langen Kabeltrasse beträgt 0,0125 Ausfälle pro Jahr. Damit dauert
es im statistischen Mittel 80 Jahre bis zum ersten Kabelfehler. Durch Reserveadern kann die
Zuverlässigkeit von Freileitungen erreicht werden. Kap. 2.4.2
(5) Erforderliche Übertragungsleistung
Die maximale Übertragungsleistung der geplanten 380-kV-Freileitung beträgt laut TenneT
2*2.633 MVA (2x4.000 A). Die gesicherte Leistung bei Ausfall eines Systems ((n-1)-Störfall)
beträgt also 2.633 MVA (4.000 A). Kap. 2.5
Die Auslegung der einzelnen Erdkabelvarianten wurde jeweils so vorgenommen, dass eine
gleich hohe gesicherte Leistung erreicht wird. Kap. 3.2.2, Kap. 3.3.2, Kap. 3.4.3
(6) Unterschiedliche Bauweisen möglich
Bei Verlegung der Erdkabel im Erdboden wird zur Sicherstellung von kurzen Reparaturdauern
und eines günstigen Bauablaufes eine Kabelverlegung in Leerrohren empfohlen.
Kap. 3.2, Kap. 3.2.1(1)
Durch Erdkabel in Phase-Splitting-Anordnungen kann die Trassenbreite und das Magnetfeld
weiter verringert werden. Kap. 3.3
Für die hier relevante Quickborn-Trasse wird wegen seiner vielfältigen Vorteile das innovative
Kabel- und Installationssystem ´PowerTube´ mit begehbarem Leitungsgang empfohlen.
(7) Investitionskosten
Kap. 3.4.1(1)
Je nach Bauweise betragen die gesamten Investitionskosten für die 1,8 km lange Verkabelungsstrecke
knapp 17 Mio. € bis gut 22 Mio. €, für die Freileitung rund 2,5 Mio. €. Kap. 4.1.2
Die Investitionskosten des 1,8 km langen Erdkabelabschnitts liegen damit rund 14 Mio. € bis
20 Mio. € über den Investitionskosten der Freileitung. Sie betragen damit das 6,5- bis 8,5fache
der Freileitung. Kap. 4.1.3(1)
Zum Vergleich: Für die von TenneT untersuchten Trassenvarianten im Bereich Quickborn
resultieren nach Angaben von TenneT erheblich geringere Mehrkosten von nur maximal
1,0 Mio. €. Kap. 4.1.3(2)
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(8) Gesamtkosten
Die Gesamtkosten ergeben sich aus Investitions-, Wartungs- und Verlustkosten. Je nach
Bauweise betragen die Gesamtkosten für die 1,8 km lange Verkabelungsstrecke 17 Mio. € bis
23 Mio. €, für die Freileitung rund 4 Mio. €. Kap. 4.2.2
Je nach Bauweise liegen die Gesamtkosten des 1,8 km langen Erdkabelabschnitts rund
13 Mio. € bis 19 Mio. € über den Gesamtkosten einer 1,8 km langen Freileitung von knapp
4 Mio. €. Sie betragen damit das 4,5- bis 5,5-fache der Freileitung. Kap. 4.2.3
Bezogen auf die gesamte Trassenlänge von rund 28 km ergeben sich damit Mehrkosten von
rund 20%. Kap. 4.2.3
Die genannten einzelwirtschaftlichen Mehrkosten einer Teilverkabelung sollten jedoch immer
in Bezug gesetzt werden zu der dadurch bewirkten Verminderung der sozialen Kosten und der
gleichzeitig bewirkten Erhöhung der einzel- und gesamtwirtschaftlichen Erträge. Kap. 2.3.3
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Brakelmann/Jarass Erdkabellösung Quickborn
Gliederung
Kurzfassung ................................................................................................................................... 3
Gliederung ...................................................................................................................................... 6
1 Geplante 380-kV-Leitung im Bereich Quickborn ............................................................... 10
1.1 Problemstellung und Untersuchungsbereich des wissenschaftlichen
Gutachtens .................................................................................................................... 10
1.2 Beschreibung des Leitungsvorhabens .......................................................................... 12
1.2.1 Lage der geplanten 380-kV-Freileitung und von Alternativen 12
(1) Lage der geplanten 380-kV-Freileitung 12
(2) Lage einer möglichen Teilverkabelung 13
(3) Lage der von TenneT im Bereich Quickborn untersuchten Freileitungsvarianten 14
1.2.2 Technische Ausführung der geplanten 380-kV-Leitung 14
1.2.3 TenneT lehnt eine Erdkabellösung ab 15
1.2.4 Fehlende Beantragung von Erdkabellösungen führt zur Blockade 16
1.3 Massive Beeinflussung durch die Leitung im Bereich Quickborn .............................. 16
1.3.1 Elektrische und magnetische Felder im Bereich Quickborn 16
1.3.2 Erhebliche Beeinträchtigung der Siedlungsstruktur am Südrand von Quickborn 17
2 Grundlagen einer Erdkabellösung ........................................................................................ 19
2.1 Rechtliche Vorgaben für den Netzumbau .................................................................... 19
2.1.1 Energieleitungsausbaugesetz 20
(1) Energieleitungsausbaugesetz vom 21.08.2009 20
(2) TenneT hat 380-kV-Teilverkabelungen auch außerhalb der EnLAG-Pilotvorhaben
beantragt 20
(3) EnLAG-Novelle vom 07.03.2011 mit erweiterten Möglichkeiten für
Verkabelungsvorgaben 22
(4) TenneT will EnLAG-Vorgaben bei 380-kV-Leitung Ganderkesee-St.Hülfe nicht
erfüllen 22
2.1.2 Neu: Netzausbaubeschleunigungsgesetz vom 28.07.2011 23
(1) Netzentwicklungsplan wird die im Bereich Quickborn geplante 380-kV-Leitung
enthalten 23
(2) Bundesfachplanung gilt nicht für die im Bereich Quickborn geplante 380-kV-
Leitung 23
(3) Entschädigung für Quickborn? 23
2.2 Übertragungsleistung und Versorgungssicherheit ....................................................... 24
2.2.1 Stromübertragung 24
2.2.2 Versorgungssicherheit: das (n-1)-Kriterium 26
2.3 Einsatzmöglichkeiten von Höchstspannungs-Erdkabeln ............................................. 27
2.3.1 Technischer Stand von Höchstspannungs-Erdkabeln 27
2.3.2 Hohe Umweltverträglichkeit von Erdkabeln 28
2.3.3 Verkabelung erleichtert und beschleunigt den Leitungsneubau 29
2.4 Versorgungssicherheit von Erdkabeln ......................................................................... 30
2.4.1 Ausfallraten und Dauer eines Ausfalls 30
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(1) Ausfallraten von Erdkabel und Freileitung laut CIGRE 30
(2) Erhöhung der Zuverlässigkeit von Erdkabeln durch Mitführung von Reserveadern 31
(3) Ausfallraten und durchschnittliche Dauer eines Ausfalls von Erdkabel und
Freileitung 33
2.4.2 Durchschnittliche Ausfalldauer eines Stromkreises (´verletzliche Phase´) bei Erdkabel
und Freileitung 34
2.5 Erforderliche Übertragungsleistung ............................................................................. 34
2.5.1 Sichere Beherrschung von Störfällen erforderlich 35
(1) Normalbetrieb: keine Netzstörung 35
(2) Fehler auf der Trasse 35
(3) Sonstige Netzstörung außerhalb der Trasse 36
2.5.2 Ergebnis 37
3 Technische Umsetzung einer Erdkabellösung Quickborn ................................................. 38
3.1 Auslegung der Kabelsysteme ....................................................................................... 38
3.1.1 Bestimmungsgrößen für die nominale Übertragungsleistung der Erdkabel 38
(1) Erdkabel können überlastet werden 39
(2) Belastungsgrad der Erdkabel 39
(3) Leitungsmonitoring 40
(4) Bodeneigenschaften 40
3.1.2 Magnetische und elektrische Felder von Erdkabeln 41
(1) Magnetfeld 41
(2) Bei Erdkabel kein elektrisches Feld oberhalb der Erdoberfläche 42
3.1.3 Verlegelängen und Muffen 42
3.2 Kabelsysteme im Erdboden ......................................................................................... 42
3.2.1 Verlegung der Erdkabel 43
(1) Vor- und Nachteile der Legung der Kabel in Rohren 43
(2) Verlegung in Einebenenanordnung 44
3.2.2 Übertragungsleistungen der Erdkabel 46
(1) Nominale Übertragungsleistung der Erdkabel ohne Ausfall von Erdkabelsystemen 46
(2) Nominale Übertragungsleistung der Erdkabel bei Ausfall von Erdkabelsystemen 47
(3) Erhöhung der Übertragungsleistung durch geeignete Zusammenschaltung der
Kabelsysteme 49
3.2.3 Magnetfelder der Kabelsysteme bei Verlegung im Erdboden 49
(1) Verteilung der magnetischen Induktion an der Erdoberfläche 49
(2) Reduzierung des Magnetfeldes durch Schirmung 50
3.3 Erdkabel in Phase-Splitting-Anordnungen .................................................................. 51
3.3.1 Verlegung der Erdkabel in Phase-Splitting-Anordnungen 51
3.3.2 Übertragungsleistungen von Phase-Splitting- Kabelanordnungen 54
3.3.3 Magnetfelder von Erdkabeln in Phase-Splitting-Anordnungen 57
3.4 Kabel in begehbaren Leitungsgängen .......................................................................... 58
3.4.1 Verlegung von Kabeln in begehbaren Leitungsgängen 58
(1) Herkömmliche Kabelverlegung im begehbaren Leitungsgang (Tunnel) 58
(2) Kabel- und Installationssystem PowerTube 59
3.4.2 Bauliche Ausführung von begehbaren Leitungsgängen 60
(1) Offene Bauweise (Infrastrukturkanal) 61
(2) Halboffene Bauweise (Bohrverfahren) 61
(3) Geschlossene Bauweise (Rohrvortrieb) 63
3.4.3 Übertragungsleistungen bei Verlegung der Kabel im Leitungsgang 64
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3.4.4 Magnetfelder der Kabelsysteme bei Verlegung im begehbaren Leitungsgang 65
3.5 Übergangsfelder ........................................................................................................... 67
3.5.1 Schema eines Übergangsfeldes für vier Kabelsysteme 67
3.5.2 Kabellegung im Bereich des Übergangsfeldes 67
3.5.3 Kosten für die Übergangsanlagen 69
3.5.4 Überspannungsschutz bei Kabeln 69
4 Kosten einer Erdkabellösung Quickborn ............................................................................. 71
4.1 Investitionskosten einer Erdkabellösung ..................................................................... 71
4.1.1 Längenbezogene Investitionskosten für die unterschiedlichen Kabelvarianten 71
4.1.2 Gesamte Investitionskosten für unterschiedliche Kabelvarianten 72
4.1.3 Vergleich der Investitionskosten von Freileitung und Erdkabelvarianten 74
(1) Erhebliche Mehrkosten bei Erdverkabelung 74
(2) Geringe Mehrkosten bei Verschiebung der Freileitungstrasse 75
4.2 Gesamtkosten einer Erdkabellösung ............................................................................ 75
4.2.1 Verlust- und Wartungskosten von Freileitungen und Erdkabeln 75
4.2.2 Gesamtkosten für die unterschiedlichen Kabelvarianten 77
4.2.3 Vergleich der Gesamtkosten von Freileitung und Erdkabelvarianten 77
Quellen .......................................................................................................................................... 79
Zu den Gutachtern ...................................................................................................................... 86
Prof. Dr.-Ing. habil. Heinrich BRAKELMANN ................................................................. 86
Prof. Dr. Lorenz JARASS, M.S. (Stanford University, USA) ............................................ 87
ATW-Forschung GmbH, Wiesbaden .................................................................................. 87
Liste der Abbildungen
Abb. 1.1 : Übersicht über die im Bereich Quickborn geplante 380-kV-Leitung 12
Abb. 1.2 : Ausschnittvergrößerung der im Bereich Quickborn geplanten 380-kV-Leitung 13
Abb. 1.3 : Lage der Masten 15 bis 22 der geplanten 380-kV-Leitung im Bereich Quickborn 13
Abb. 1.4 : Luftbild der geplanten 380-kV-Leitung im Bereich Quickborn von Mast 16 bis Mast 21 14
Abb. 2.1 : Netzausbauprojekte gemäß Energieleitungsausbaugesetz 20
Abb. 2.2 : Übersichtsplan Wilhelmshaven-Conneforde 21
Abb. 2.3 : Deutsches Höchstspannungsnetz 2012 25
Abb. 2.4 : Deutsches Höchstspannungsnetz 2012, Ausschnitt Quickborn 26
Abb. 2.5 : Erhöhung der Zuverlässigkeit von Erdkabeln durch Reserveadern 32
Abb. 3.1 : Prinzipieller Aufbau eines 380-kV-VPE-Einleiterkabels 38
Abb. 3.2 : Kabeltransport mit Spezialspulen 42
Abb. 3.3 : Kabelsysteme mit PE-Rohren 45
Abb. 3.4 : Nominale Übertragungsleistung von zwei Kabel-Doppelsystemen für unterschiedliche
Bodenparameter (PE-Rohre) 47
Abb. 3.5 : Nominale Übertragungsleistung der verbleibenden Erdkabelsysteme bei Ausfall von
Erdkabelsystemen für unterschiedliche Bodenparameter 48
Abb. 3.6 : Horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage an der Erdoberfläche 50
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Abb. 3.7 : Kabelsysteme wie Abb. 3.3, aber auf 1,30 m verringerte Legetiefe sowie acht
Kompensationsleiter oberhalb der Kabelanlage 51
Abb. 3.8 : Schema des Phase-Splittings: Mantelrohr mit zwei Kabelsystemen in PE-Rohren und einem
Kühlrohr 52
Abb. 3.9 : Zwei Leitungskanäle jeweils mit Kabel-Doppelsystem und zwei Kühlrohren 53
Abb. 3.10 : Anordnung wie in Abb. 3.8, aber im offenen Kabelgraben mit jeweils vier außenliegenden
Kühlrohren 54
Abb. 3.11 : Nominale Übertragungsleistung bei Phase-Splitting-Kabelanordnungen für unterschiedliche
Boden- und Kühlungsparameter 55
Abb. 3.12 : Nominale Übertragungsleistung bei Phase-Splitting-Kabelanordnungen bei Ausfall eines
Stromkreises für unterschiedliche Boden- und Kühlungsparameter 56
Abb. 3.13 : Horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage an der Erdoberfläche bei
Phase-Splitting-Kabelanordnungen 57
Abb. 3.14 : Zwei begehbare Leitungsgänge mit jeweils zwei Kabelsystemen 59
Abb. 3.15 : PowerTube-Leitungsgang mit vier gekapselt verlegten Einleiterkabelsystemen mit
Reserveadern 59
Abb. 3.16 : Verlegung eines Leitungsganges in offener Bauweise 61
Abb. 3.17 : Verlegung eines Leitungsganges in halboffener Bauweise (halboffener Rohrvortrieb) 62
Abb. 3.18 : Verlegung eines Leitungsganges in geschlossener Bauweise (gesteuerter Rohrvortrieb) 64
Abb. 3.19 : Übertragungsleistung eines Kabel-Doppelsystems im Leitungsgang als Funktion der
Strömungsgeschwindigkeit der Luft 65
Abb. 3.20 : Horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage an der Erdoberfläche
oberhalb zweier begehbarer Leitungsgänge 66
Abb. 3.21 : Schema eines Übergangsfeldes für vier Kabelsysteme 67
Abb. 3.22 : Kabellegung im Bereich des Übergangsfeldes 68
Abb. 3.23 : Anordnung der beiden Übergangsfelder zur Kompensation der unterschiedlichen Kabellängen 68
Liste der Tabellen
Tab. 2.1 : Ausfallraten von VPE-isolierten Hoch- und Höchstspannungskabeln 31
Tab. 2.2 : Ausfallraten und durchschnittliche Dauer eines Ausfalls von Erdkabel und Freileitung 33
Tab. 2.3 : Durchschnittliche Ausfalldauer eines Stromkreises (´verletzliche Phase´) bei Erdkabel und
Freileitung 34
Tab. 2.4 : Erforderliche Übertragungsleistung von zwei Kabel-Doppelsystemen 37
Tab. 3.1 : Vor- und Nachteile der Legung der Kabel in Rohren 44
Tab. 4.1 : Verwendete Kostensätze 71
Tab. 4.2 : Längenbezogene Investitionskosten für unterschiedliche Kabelvarianten 72
Tab. 4.3 : Investitionskosten für unterschiedliche Kabelvarianten bei 4 Kabelsystemen 73
Tab. 4.4 : Gesamtkosten von Kabelvarianten und Freileitung 77
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Brakelmann/Jarass Erdkabellösung Quickborn
1 Geplante 380-kV-Leitung im Bereich Quickborn
1.1 Problemstellung und Untersuchungsbereich des wissenschaftlichen
Gutachtens
Der Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO plant eine 380-kV-Freileitung, durch welche die
im nördlichen Hamburger Umland gelegene Stadt Quickborn unmittelbar betroffen ist:
• Vorgesehen ist der „Ersatzneubau“ einer bestehenden 220-kV-Leitung in gleicher Trasse
als 380-kV-Freileitung.
• Bei dem Projekt handelt es sich um einen im Energieleitungsausbaugesetz als „vordringlicher
Bedarf“ definierten Leitungsausbau [EnLAG, Nr. 1 der Anlage: DK-Hamburg/Nord-Dollern].
• Die geplante Leitung verläuft nach Angaben der Stadt Quickborn auf einem etwa 1,5 km
langen Abschnitt direkt entlang des südlichen Siedlungsrands von Quickborn mit einem
Abstand zur dortigen Wohnbebauung von im Minimum 30 m.
• Hier befinden sich in 100 m Abstand auch die Gebäude eines Schulzentrums mit 1.000
Schülern, der Sportplatz des Schulzentrums soll von der Freileitung sogar überspannt werden.
• Die Stadt Quickborn hat im Verfahren gefordert, im siedlungsnahen Bereich im Sinne eines
vorbeugenden Immissionsschutzes eine Erdverkabelung vorzunehmen.
• Im laufenden Planfeststellungsverfahren wurde seitens TenneT unter Hinweis auf den
Stand der Technik sowie die Wirtschaftlichkeit eine Erdverkabelung abgelehnt (vgl. das spätere
Kap. 1.2.3). Die Stadt Quickborn befürchtet deshalb, dass die Planfeststellung auf der
Bestandtrasse als reine Freileitung erfolgen wird.
Die geplante Leitung durchschneidet wertvolle Natur und Landschaft und könnte Tourismus
und Wirtschaft beeinträchtigen. Dadurch entstehen beträchtliche soziale Kosten, die zwar
nicht sofort in Euro und Cent im Haushalt der Stadt Quickborn anfallen, aber deren Entwicklungspotenzial
und Lebensqualität beträchtlich beschädigen können. Würden keine beträchtlichen
sozialen Kosten durch die geplante Leitung erwartet, würden sich weder die Stadt
Quickborn noch seine Bürgerinnen und Bürger mit dieser Leitungsplanung beschäftigen.
Bereits kurzfristig können diese sozialen Kosten zu einer wesentlichen Entwertung der betroffenen
Grundstücke führen, langfristig zu einer generellen Abwertung des Raums Quickborn.
Deshalb ist es von besonderer Bedeutung, dass nicht nur die Notwendigkeit der geplanten
Leitung vom Vorhabenträger gemäß dem Stand der Technik begründet wird, sondern auch
technische Alternativen zu der geplanten Freileitungsausführung vom Vorhabenträger erhoben
und bewertet werden.
Derzeit liegen vom Vorhabenträger nur sehr allgemein gehaltene Ausführungen zu einer möglichen
Erdverkabelung im Raum Quickborn vor: Nur wenige Angaben werden hierzu ge-
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Brakelmann/Jarass Erdkabellösung Quickborn
macht und anschließend wird die Möglichkeit einer Teilverkabelung im Raum Quickborn
grundsätzlich verworfen (vgl. das spätere Kap. 1.2.3).
Die Stadt Quickborn hat hierzu mittlerweile erhebliche Bedenken angemeldet und fordert
zumindest an ihrem südlichen Stadtrand im Bereich der geplanten Masten 16 bis 21 (vgl. Abb.
1.3) eine Verkabelung. Sie kann hierfür offensichtlich gute Gründe vortragen [TenneT 2009, An-
lage 1, S. 38ff.].
Für das laufende Planfeststellungsverfahren sowie für ein möglicherweise erforderliches Klageverfahren
ist es nun nach Meinung der Stadt Quickborn sehr hilfreich und erforderlich,
durch ein fundiertes wissenschaftliches Gutachten überprüfen zu lassen:
• Entspricht die Argumentation des Vorhabenträgers TenneT zu einer Erdverkabelung im
Bereich Quickborn dem aktuellen Stand der Technik?
• Ist eine Erdkabellösung im Bereich Quickborn grundsätzlich technisch realisierbar?
• Wie kann eine Erdkabellösung technisch umgesetzt werden, und mit welchen Mehrkosten
ist dabei zu rechnen?
Das wissenschaftliche Gutachten geht von den vorhandenen Unterlagen aus, hinterfragt die
dortigen Ausführungen bezüglich Verkabelungsmöglichkeiten kritisch und klärt ab, inwiefern
sie dem aktuellen technischen Stand entsprechen.
Anschließend werden die Möglichkeiten einer Verkabelung untersucht. Dabei gehen die Gutachter
davon aus, dass sich der Trassenverlauf an dem für die geplante 380-kV-Freileitung
vorgesehenen Trassenverlauf orientiert (vgl. Abb. 1.2).
In einem nächsten Schritt werden die resultierenden einzelwirtschaftlichen Kosten einer Teilverkabelung
und die resultierenden Mehrkosten gegenüber der geplanten Freileitungsausführung
abgeschätzt.
Im Rahmen des Gutachtens wird zudem die elektromagnetische Belastung einer Erdkabelverlegung
gegenüber der von TenneT beantragten Donaumast-Freileitung untersucht.
Insgesamt werden also, wie von der Stadt Quickborn gewünscht, die technische Realisierbarkeit
sowie die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen einer Teil-Erdverkabelung durch eine
fundierte gutachterliche Untersuchung überprüft.
In diesem Gutachten wurden gemäß Auftrag NICHT untersucht:
• Notwendigkeit von Höhe und Art der Übertragungsleistung im Bereich Quickborn,
• Alternativen zur Erhöhung der Übertragungsleistung wie Optimierung und Netzverstärkung
bestehender Leitungen.
Das wissenschaftliche Gutachten ist so aufbereitet, dass es direkt für eine Stellungnahme der
Stadt Quickborn zum Planfeststellungsverfahren sowie für möglicherweise erforderliche weitere
Verfahrensschritte verwendet werden kann.
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Brakelmmann/Jarass
Abb. 1. 1 gibt eine ÜÜbersicht
über ü die im BBereich
Qu uickborn gep plante 380-kkV-Freileitu
ung.
Abb. 11.1
: Übersiccht
über die e im Bereich Quickborn geplante 38 80-kV-Leitunng
Quelle: [ TenneT 2009, S. 7].
Die gessamte
Längge
des Planfeststellunggsabschnitts
des Neuba aus vom UUmspannwer
rk Hamburg/Noord
bis Mast
80 (32N/20 07) ist rund 228
km lang [TenneT 2009,
S. 27/28, TTab.
2].
Im gleicchen
Bereicch
besteht dort d eine 220-kV-Leit
tung, die im m Zuge des Neubaus abgebaut a
werden soll. Diese 220-kV-Le eitung ist alllerdings
seh hr viel niedr riger und deeshalb
optis sch deutlich
wenniger
belasttend
als die geplante 3880-kV-Leitu
ung.
25.04.12, 199:00
1.2 Be eschreibunng
des Le eitungsvor rhabens
1.2.1 LLage
der ge eplanten 3880-kV-Frei
ileitung und d von Alterrnativen
(1) La age der gepplanten
380 0-kV-Freile eitung
E:\2012\Energie\Quickkborn\Gutachten
Quickborn, v1.39.docx
Erdka kabellösung Quickborn Q
Abb. 1. .2 zeigt einne
Ausschnittvergrößerrung
der im m Bereich Quickborn Q geplanten 380-kV-
Leitungg.
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Brakelmmann/Jarass
Abb. 11.2
: Ausschhnittvergröß
ßerung der imm
Bereich Quickborn Q geplanten g 3880-kV-Leitu
ung
Quelle: [ TenneT 2009, S. 7].
Abb. 11.3
: Lage der
Masten 15 1 bis 22 derr
geplanten 380-kV-Leit
3 tung im Berreich
Quickb born
Hinweiss:
Originalkarrte
steht auf de em Kopf: rechtts
oben ist Süd den, links unten n ist Norden.
Quelle: [ TenneT 2009, A 2.1 Übersichtsplan,
HND_Übersiichtsplan-01_F].
„Am MMast
16 knickkt
der Trass senverlauf uum
ca. 28° in i westliche e Richtung uund
verläuft ft entlang
des süddlichen
Sieddlungsrande
es von Quiickborn
dur rch die "Pe eperkämpe" bis zum Mast M 21.
Zwischeen
den Massten
16 und d 17 wird diie
Ulzburge er Landstraß ße, im Feldd
zwischen Mast 19
und 20 die Eisenbaahnstrecke
Al A der AKNN
Eisenbahn n AG sowie e im Feld 220
nach 21 die d Bundesstraßße
(B) 4 gekkreuzt.“
[Ten nneT 2009, S. 25].
25.04.12, 199:00
(2) Lage L einer mmöglichen
Teilverkab T elung
E:\2012\Energie\Quickkborn\Gutachten
Quickborn, v1.39.docx
Erdka kabellösung Quickborn Q
Abb. 1. .3 zeigt diee
Lage der Masten 155
bis 22 de er geplanten n 380-kV-LLeitung
im Bereich
Quickboorn.
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Brakelmmann/Jarass
Eine möögliche
Teillverkabelun
ng am südlicchen
Ortsra and von Quickborn
könnnte
vom geplanten
Mast 166
bis Mast 221
verlaufen n mit einer LLänge
von 1,8 km [TenneT
2009, Annlage
8.1 HND D_PP05_F
und 8.1 HHND_PP06_FF].
In den späteren s Kaapiteln
wird d eine 1,8 km k lange TTeilverkabel
lung zu-
grunde gelegt, insbbesondere
in n Kap. 4 fürr
eine Koste enabschätzu ung.
Es ist eeiner
Detaillplanung
vo orbehalten, die genaue
Lage und d Länge dees
Verkabel lungsab
schnitts zu bestimmmen.
Nach Detailplanu D ung und der Festlegung g der Übergaangsanlagen
n könnte
ggf. ein n etwas kürzzerer
Verkab belungsabscchnitt
result tieren.
(3) LLage
der vonn
TenneT im i Bereichh
Quickborn n untersuchten
Freileeitungsvarianten
Abb. 1.44
zeigt ein LLuftbild
der r geplanten 380-kV-Le eitung im Bereich
Quicckborn
von Mast 16
(ganz recchts)
bis Masst
21 (ganz links).
Die beiden
nach uunten
abknic ckenden Linnien
zeigen n von TenneT
untersucchte
Trasse envarian-
ten:
• Trasssenvariante
V2.1, Meh hrkosten 1 MMio.
€ [TenneT
2009, S. 39 9ff.] und
• Trasssenvariante
V2.2, Meh hrkosten 0,66
Mio. € [Ten nneT 2009, S. 44ff.].
Diese TTrassenvariaanten
würde en auch nacch
Angaben n von Tenne eT den südllichen
Ortsr rand von
Quickboorn
deutlichh
weniger stark belastten.
Sie wü ürden allerd dings den dderzeitigen
220-kV-
Leitunggskorridor
vverlassen,
zudem z zusäätzliche
Inv vestitionskosten
verurssachen
und wurden
deshalb von TenneeT
verworfen.
Abb. 11.4
: Luftbilld
der geplan nten 380-kVV-Leitung
im m Bereich Quickborn Q
von Maast
16 bis Mast M 21
Quelle: [ Quickborn 2012] ].
„Die Frreileitung
bbesteht
aus zwei Stroomkreisen
mit m je eine er Nennspan annung von n jeweils
380.0000
Volt (380 kV). Jeder Stromkreis besteht aus s drei Bünd delleitern (AAußenleiter
L1,
L2 und
L3), die horizontal ausgerichtet
und an dden
Querträ ägern (Trave ersen) der MMaste
mit Abspann- A
bzw. Trragketten
beefestigt
sind d. Als Leiteermaterial
werden w je Bü ündel vier LLeiterseile
(LS) ( vom
Typ 5655-AL1//72
ST1A (Al/St t 564/72, "Finnch")
verwen ndet. Für di ie Trassieruung
wird ein ne maxi-
male Seeiltemperatuur
von 80° °C berücksiichtigt.
Hie eraus ergibt t sich ein mmaximal
zu ulässiger
25.04.12, 199:00
1.2.22
Technische
Ausfühhrung
der geplanten g 380-kV-Lei 3 itung
E:\2012\Energie\Quickkborn\Gutachten
Quickborn, v1.39.docx
Erdka kabellösung Quickborn Q
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Brakelmann/Jarass Erdkabellösung Quickborn
Dauerstrom von etwa 1.050 A je Leiterseil. Der maximale Betriebsstrom wird durch die
Transformatoren im UW Hamburg/Nord auf ca. 1.000 A je Leiterseil begrenzt. Zur Isolation
gegenüber dem geerdeten Mastgestänge werden Isolatorketten eingesetzt. Sie bestehen aus
zwei parallel in Leitungsrichtung angeordneten Isolatoren, die wahlweise aus Porzellan, Glas
oder Kunststoff bestehen. Die Isolation zwischen den Leiterseilen gegenüber Erde und zu Objekten
wird durch Luftstrecken, die entsprechend den Vorschriften dimensioniert sind, sichergestellt.
Auf der Spitze des Mastgestänges wird grundsätzlich ein Erdseil (ES) des Typs 264-AL1/34-
ST1A (Al/St 265/35) oder ein äquivalentes Erdseil-Luftkabel mitgeführt. Sie dienen dem Blitzschutz
der Leitung. Das Erdseil-Luftkabel ist mit Lichtwellenleitern ausgerüstet und dient zur
innerbetrieblichen Informationsübertragung und zum Steuern und Überwachen von elektrischen
Betriebsmitteln (z. B. Schaltgeräten).“ [TenneT 2009, S. 30].
Die Leitung hat also eine maximale thermische Übertragungsleistung von 2.764 MVA (= 4 *
1.050 A * 380 kV * √3), limitiert durch das Umspannwerk Hamburg/Nord auf 2.633 MVA (= 4 *
1.000 A * 380 kV * √3).
1.2.3 TenneT lehnt eine Erdkabellösung ab
Der Vorhabenträger TenneT lehnt eine Erdkabellösung ab und führt hierzu im Erläuterungsbericht
zum geplanten Vorhaben unter dem Stichwort ´380-kV-Kabel statt 380-kV-
Freileitung´ aus [TenneT 2009, Kap 1.3.2.1.3, S. 22]:
„Nach dem Willen des Gesetzgebers soll die Energieversorgung nicht nur umweltverträglich,
sondern auch preisgünstig gewährleistet werden [§ 1 EnWG]. Mögliche Vorteile der Erdverkabelung
gegenüber der Freileitung reichen nicht aus, die Mehrkosten einer Kabellösung, um
einen Faktor von ca. 6,7 bis ca. 8,3 (bei Betrachtung der Errichtungskosten) bzw. einen Faktor von
ca. 3,7 bis ca. 4,5 für die Gesamtkosten über 40 Jahre, zu rechtfertigen. ... Als Ergebnis eines
Vergleichs von Freileitung und Erdkabel (siehe Materialband M2, ForWind 2005 und ergänzende Studie
vom 12.12.2008) ist festzustellen, dass die Ausführung der 380-kV-Leitung Hamburg/Nord-
Dollern als Freileitung dem aktuellen Stand der Technik entspricht und bei Abwägung aller
relevanten Aspekte einer Erdkabelverbindung vorzuziehen ist.“ [TenneT 2009, Kap 1.3.2.1.3, S.
22].
„Dieselbe Interessenlage besteht hinsichtlich anderer, von der Freileitung nachteilig betroffener
Interessen, insbesondere auch hinsichtlich des Interesses an Schutz von Natur und Landschaft.
Insoweit ist allerdings abwägend zu berücksichtigen, dass theoretisch auch die Möglichkeit
eines erdverlegten Kabels in Betracht kommt, um den Vorhabenszweck zu erfüllen.
Für ein solches Erdkabel spricht insbesondere der Umstand, dass durch die Freileitung hervorgerufene
Beeinträchtigungen der Schutzgüter Avifauna und Landschaftsbild bei Verlegung
eines Erdkabels jedenfalls deutlich geringer – und was Zugvögel angeht – gar nicht entstehen.
... Zum anderen würden die Investitionskosten ca. das Vierfache und die Betriebskosten des
Erdkabels mehr als das Doppelte betragen, als die Investitions- und Betriebskosten einer Freileitung,
was unter dem Gesichtspunkt der Preisgünstigkeit der Energieversorgung nach § 1
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Abs. 1 EnWG nicht vertretbar wäre. Dies gilt auch unabhängig davon, ob die Mehrkosten für
ein Erdkabel von der Antragstellerin oder über die Netzentgelte von der Allgemeinheit bzw.
den Stromverbrauchern zu tragen sind. Denn ebenso wie die Antragstellerin und jeder einzelne
Stromverbraucher ein (betriebs-)wirtschaftliches Interesse an einer preisgünstigen Stromversorgung
hat, besteht auch ein volkswirtschaftliches Interesse der Allgemeinheit daran, die
Energiekosten in Deutschland möglichst gering zu halten.
Die Gesamtabwägung führt also dazu, dass dem Vorhaben in seiner konkreten in den Antragsunterlagen
dokumentierten Ausgestaltung der Vorrang gegenüber anderen, betroffenen
öffentlichen und privaten Belangen einzuräumen ist.“ [TenneT 2009, S. 82].
1.2.4 Fehlende Beantragung von Erdkabellösungen führt zur Blockade
Die zuständigen Genehmigungsbehörden stehen vor einem Dilemma: Die Vorhabenträger
lassen im Regelfall Erdkabeleinsatz bei ihren Anträgen unberücksichtigt, u.a. auch deshalb,
weil eine Umlegung der kabelbedingten Mehrkosten nicht gesichert ist. Die Bundesnetzagentur
hat zwar nach Angaben von 50Hertz bereits 2007 auf eine Anfrage des Landes Niedersachsen
mitgeteilt: Die Mehrkosten würden von der Bundesnetzagentur akzeptiert, wenn nur
durch eine Teilverkabelung eine angemessene Umsetzung der Erhöhung der Transportkapazität
erreicht werden könnte.
Die geltende Rechtslage erlaubt es den Genehmigungsbehörden nicht, die Vorhabenträger
gegen deren Willen zur Untersuchung weiterer Alternativen zu veranlassen. Nur bei den vier
EnLAG-Pilotprojekten kann seit Anfang 2011 der Vorhabenträger von der Genehmigungsbehörde
zu Teilverkabelungen veranlasst werden [EnLAG Novelle 2011a].
Dies führt zu einem lästigen und zeitaufwändigen Hin und Her und häufig letztlich zur Genehmigung
einer suboptimalen Freileitungslösung, die deshalb anschließend von den Betroffenen
mit guten Argumenten beklagt wird. Hier besteht erheblicher rechtlicher Klärungsbedarf.
Das Land Niedersachsen schlägt hierzu in einem Antrag des Bundesrats vom 13.04.2011 eine
Stärkung der Genehmigungsbehörden beim Netzausbau vor [Niedersachsen 2011b, S. 4]: Im
Höchstspannungsnetz sind zukünftig Teilverkabelungen zur Vermeidung von Wohnbereichsannäherungen
auf allen Ausbaustrecken zuzulassen. Den Ländern muss, wie bei den
Pilotstrecken des EnLAG, generell das Recht eingeräumt werden, Teilverkabelungen in den
Genehmigungsverfahren anzuordnen.
1.3 Massive Beeinflussung durch die Leitung im Bereich Quickborn
1.3.1 Elektrische und magnetische Felder im Bereich Quickborn
TenneT gibt keine Belastungswerte für die einzelnen Leitungsabschnitte an, sondern nur
Schätzungen für die maximalen Belastungen [TenneT 2009, S. 75] der gesamten ca. 28 km lan-
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gen geplanten Leitung des Planfeststellungsverfahrens (vgl. Abb. 1.1). Die maximalen Lärmbelastungen
treten danach mit 39,7 dB(A) zwischen Mast 42 und 43 in 1 m Höhe auf, maximal
zulässig sind 40 dB(A) in allgemeinen Wohngebieten.
Die maximalen Feldbelastungen treten demnach am südöstlichen Ortsrand von Quickborn
zwischen Mast 15 und 16 (vgl. Abb. 1.3) auf:
• Elektrische Feldstärke 1,9 kV/m in 1 m Höhe (über EOK - Erdoberkante), 2,5 kV/m in 4 m Höhe,
maximal zulässig sind 5 kV/m.
• Magnetische Flussdichte 16,4 μT in 1 m Höhe, 26,7 μT in 4 m Höhe, maximal zulässig
sind 100 μT.
Die vorgegebenen Richt- und Grenzwerte werden nach Angaben von TenneT sowohl direkt
unterhalb der Leitungen als auch an nächstgelegenen Wohngebäuden eingehalten.
Wegen der offenen Fragen zur Einwirkung von Magnetfeldern auf den Menschen sind in anderen
Ländern teilweise sehr niedrige Grenzwerte festgelegt; so gilt z.B. in der Schweiz für
die magnetische Flussdichte ein maximal zulässiger Wert von nur 1 μT im Einwirkungsbereich
von Wohngebäuden.
Zudem sind generell technische Lösungen vorteilhaft, bei denen das Magnetfeld mit der Entfernung
rasch abnimmt. So sind die elektromagnetischen Felder über Erdkabeln schon in geringen
seitlichen Abständen von wenigen Metern, wo auch erst Daueraufenthaltsbereiche von
Menschen wie Häuser, Spielplätze etc. zu erwarten sind, auf extrem niedrige Werte abgefallen
(vgl. die späteren Kap. 3.2.3, 3.3.3 und 3.4.4).
1.3.2 Erhebliche Beeinträchtigung der Siedlungsstruktur am Südrand von Quickborn
Auch TenneT kommt zum Ergebnis, dass die vorgeschlagene Trasse (´Variante V1´) erhebliche
Beeinträchtigungen der Siedlungsstruktur am Südrand von Quickborn verursacht [TenneT 2009,
S. 46-48], während die untersuchten Alternativen V2.1 und V2.2 (vgl. Abb. 1.4) diese Beeinträchtigungen
nur sehr viel weniger aufweisen:
• Von der geplanten Leitung werden in dem betrachteten Abschnitt drei Wohngebäude überspannt
(die nach Angaben von TenneT teils nachträglich unterhalb der 1961 errichteten 220-kV-Freileitung
gebaut wurden). Von der Variante V2.2 werden keine Gebäude überspannt.
• Von der geplanten Leitung werden bestehende Siedlungsflächen auf einer Länge von 185
m gequert, davon sind gemäß Flächennutzungsplan rund 80 m als Wohnbaufläche ausgewiesen.
Variante V2.2 hingegen überquert keine Siedlungsflächen.
• Die geplante Leitung quert am südlichen Siedlungsrand von Quickborn eine geplante
Spielplatzfläche mit 120 m. Variante V2.2 hingegen quert keine Einrichtungen wie Kindergärten,
Schulen etc., für die eine besondere Vorsorge gilt.
• Die vorgeschlagene Trasse „verläuft über eine Länge von ca. 600 m am südlichen Ortsrand
von Quickborn entlang. Die Häuser sind hier in einer Entfernung von ca. 50 m bis 80 m
zum äußeren Leiterseil.“ [TenneT 2009, S. 46]. Zu den Abständen bei Variante V2.2 macht
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TenneT keine Angaben, sie sind aber nach Augenschein sehr viel größer als bei der geplanten
Leitung.
Auch wenn TenneT die Belastungen hinsichtlich Erholung, Forst- und Landwirtschaft bei den
Alternativen V2.1 und V2.2 etwas höher einschätzt, belasten beide auch nach Angaben von
TenneT den südlichen Ortsrand von Quickborn sehr viel weniger stark. Allerdings würden
diese beiden Alternativen vom Grundsatz eines Beibehaltens der bestehenden 220-kV-
Freileitungstrasse abweichen und zudem laut TenneT zusätzliche Investitionskosten von 1
Mio. € bzw. 0,6 Mio. € verursachen. Deshalb wurden die beiden Alternativen letztlich von
TenneT verworfen.
Laut der gesetzlichen Vorgaben [§ 2(2)1 EnLAG] ist eine Verkabelung bei vier Pilotvorhaben
bereits bei einem Abstand von weniger als 400 m zu Wohngebäuden angezeigt und ist auf
Verlangen der für die Genehmigung zuständigen Behörde zwingend durchzuführen. Wenn
aber eine Verkabelung bei den Pilotvorhaben schon bei einem Abstand von weniger als 400 m
angezeigt ist, so erscheint sie bei den von TenneT für den Bereich Quickborn angegebenen
Abständen von nur 50 m bis 80 m ebenso dringlich, auch wenn die im Bereich Quickborn
geplante Leitung nicht explizit als Pilotvorhaben im Gesetz aufgeführt ist.
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2 Grundlagen einer Erdkabellösung
Seit Jahren wird kontrovers diskutiert, ob ein Neubau von Leitungen zu einem erheblichen
Anteil mit Erdkabeln statt Freileitungen ausgeführt werden kann und soll. Bis auf wenige –
innerstädtische – Ausnahmen war es in Deutschland in der Vergangenheit üblich, im Hochund
Höchstspannungsnetz den Netzausbau in Form von Freileitungen auszuführen. Erdkabel
seien im Vergleich viel zu teuer und ggf. auch technisch nicht gleichwertig zu realisieren – so
hieß und heißt es v.a. auf der Seite der Netzbetreiber.
Erfahrungen bei verschiedenen Projekten in Deutschland belegen, dass die Realisierung der
Infrastrukturverbesserung in Gestalt von Freileitungsbauten im Hoch- und Höchstspannungsnetz
auf erhebliche Widerstände stößt: bei den Naturschutzverbänden ebenso wie generell in
der Bevölkerung. Diese Widerstände führen zu erheblichen Verzögerungen. Dabei richtet sich
der Widerstand in aller Regel nicht gegen Leitungen als solche, sondern gegen Freileitungen.
Mit Hilfe von Teilverkabelungslösungen in sensiblen Bereichen und bei Siedlungsannäherungen
lässt sich eine Beschleunigungswirkung erreichen, da so die notwendige Akzeptanz in der
Bevölkerung verbessert werden kann [Niedersachsen 2011a, S. 6/7; Leprich 2011; Schwarzenholz 2012].
Die westdeutschen Übertragungsnetzbetreiber planen eine ganze Reihe von 380-kV-
Teilverkabelungen, im In- und Ausland gibt es bereits Referenzprojekte. Es ist also unstrittig,
dass eine Vollverkabelung wie auch eine Teilverkabelung nicht nur von 110-kV-Leitungen,
sondern auch von 380-kV-Leitungen technisch möglich ist.
Es gibt allerdings unterschiedliche Meinungen insbesondere zu folgenden Aspekten:
• Versorgungssicherheit,
• Umweltverträglichkeit,
• Wirtschaftlichkeit.
Im Folgenden sollen hierzu vergleichende Bewertungen durchgeführt werden.
2.1 Rechtliche Vorgaben für den Netzumbau
Planfeststellung und Plangenehmigung für Energieleitungen (Strom und Gas) sind bundesrechtlich
im Energiewirtschaftsgesetz [EnWG] geregelt. Die Grobplanung erfolgt durch das Raumordnungsverfahren.
Dessen Ergebnisse fließen in das Planfeststellungsverfahren ein. Die Beurteilung
der Erforderlichkeit und Planung eines Leitungsausbaus wird primär durch den jeweiligen
Übertragungsnetzbetreiber vorgenommen [SRU 2011, S. 501]. Seit August 2011 unterliegen
Übertragungsleitungen von besonderer Bedeutung einem anderen Schema [NABEG].
Die Genehmigung von Stromleitungstrassen erfolgt im Rahmen eines Planfeststellungsverfahrens
[Niedersachsen 2011a, S. 8; SRU 2011, S. 504ff.]. Für Freileitungen ergibt sich dies aus § 43
EnWG, für nach dem Energieleitungsausbaugesetz [EnLAG] mögliche Erdkabelabschnitte aus
§ 2 Abs. 3 EnLAG.
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2.1.1 Energieleitungsausbaugesetz
(1) Energieleitungsausbaugesetz vom 21.08.2009
Im Energieleitungsausbaugesetz wurden die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der
vordringliche Bedarf von 24 Netzausbauprojekten gesetzlich festgelegt [EnLAG], vgl. Abb.
2.1. Die im Raum Quickborn geplante 380-kV-Leitung ist Teil dieser 24 Netzausbauprojekte
(Nr. 1. in Abb. 2.1).
Abb. 2.1 : Netzausbauprojekte gemäß Energieleitungsausbaugesetz
Quelle: [Bundesnetzagentur 2010a, S. 23]. Zum Stand der einzelnen Projekte siehe [Bundesnetzagentur 2010b, S. 179ff.].
Das Energieleitungsausbaugesetz erlaubt Mehrkosten einer 380-kV-Verkabelung auf einem
technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitt für vier geplante 380-kV-Leitungen („Pilotvorhaben“)
[§ 2(1) EnLAG] bundesweit umzulegen, soweit Mindestabstände von 400 m zu
Wohngebieten im Innenbereich und 200 m im Außenbereich unterschritten werden.
Die im Raum Quickborn geplante 380-kV-Leitung ist NICHT Teil dieser vier 380-kV-
Leitungen. Damit müssen Mehrkosten für eine Teilverkabelung von den im Versorgungsgebiet
der TenneT gelegenen Verbrauchern getragen werden, ohne die Möglichkeit einer bundesweiten
Umlegung.
(2) TenneT hat 380-kV-Teilverkabelungen auch außerhalb
der EnLAG-Pilotvorhaben beantragt
TenneT hat 380-kV-Teilverkabelungen auch außerhalb der EnLAG-Pilotvorhaben beantragt.
Das Planfeststellungsverfahren für die 380-kV-Leitung Wilhelmshaven-Conneforde wurde
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am 27. Februar 2009 eingeleitet [Niedersachsen 2012a]. Die hier geplante Leitungsverbindung,
vgl. Abb. 2.2, war die erste, die sowohl als Freileitung als auch mit Erdkabel ausgeführt werden
sollte und bei der die Maßgaben zu Hoch- und Höchstspannungsleitungen der Verordnung
über das Landes-Raumordnungsprogramm Niedersachsen in der Fassung vom 8. Mai
2008 Anwendung finden sollten. Antragstellerin für die Baumaßnahme war die E.ON Netz
GmbH. Das Verfahren wurde von Transpower (TenneT) fortgeführt.
Abb. 2.2 : Übersichtsplan Wilhelmshaven-Conneforde
Quelle: [Niedersachsen 2012a].
Die Planunterlagen lagen in der Zeit vom 10. März 2009 bis einschließlich 9. April 2009 in
den Städten Wilhelmshaven, Schortens und Varel sowie in den Gemeinden Sande, Bockhorn,
Zetel und Wiefelstede zur allgemeinen Einsichtnahme öffentlich aus.
Das Verfahren ruht derzeit auf Antrag des Vorhabenträgers TenneT.
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(3) EnLAG-Novelle vom 07.03.2011 mit erweiterten Möglichkeiten
für Verkabelungsvorgaben
Bisher war es in das Belieben der Übertragungsnetzbetreiber gestellt, eine Teilverkabelung
bei den vier Pilotvorhaben zu beantragen. Durch die Novellierung [EnLAG Novelle 2011a] sind
nun auf Verlangen der für die Zulassung des Vorhabens zuständigen Behörde die vier Pilotvorhaben
teilzuverkabeln [§ 2(2) EnLAG]. Zum 01.10.2012 soll ein Monitoringbericht zum
Energieleitungsausbaugesetz vorgelegt werden.
Laut gesetzlicher Vorgaben ist eine Verkabelung bei vier Pilotvorhaben also bereits bei einem
Abstand von weniger als 400 m zu Wohngebäuden im Innenbereich (und 200 m im Außenbereich)
angezeigt und auf Verlangen der für die Genehmigung zuständigen Behörde zwingend durchzuführen.
Auch wenn die im Bereich Quickborn geplante Leitung nicht explizit als Pilotvorhaben
im Gesetz aufgeführt ist, so erscheint sie bei den von TenneT angegebenen Abständen
von nur 50 m bis 80 m mindestens so dringlich wie bei den Pilotvorhaben.
(4) TenneT will EnLAG-Vorgaben bei 380-kV-Leitung Ganderkesee-St.Hülfe
nicht erfüllen
Für die geplante 380-V-Leitung Ganderkesee-St.Hülfe hatte der frühere Netzbetreiber E.ON-
Netz die Planung auf der Grundlage des niedersächsischen Erdkabelgesetzes und des Landesraumordnungsprogramms
überarbeitet und für die 56 km lange Trasse 7 Erdverkabelungs-
Abschnitte vorgesehen (Teilverkabelungsgrad 56%). Am 21.08.2008 wurde die Vereinbarkeit der
neuen Planungen mit der landesplanerischen Feststellung von der Regierungsvertretung
Oldenburg bestätigt.
Der neue Übertragungsnetzbetreiber TenneT hat nach Erlass des EnLAG die Planungen überarbeitet
und Antragsunterlagen mit nur zwei Erdkabelabschnitten mit einer Länge von 3 km
und 3,6 km Länge erarbeitet. Die Planfeststellungsbehörde des Landes Niedersachsen macht
die Eröffnung des Verfahrens in Übereinstimmung mit den EnLAG-Vorgaben davon abhängig,
dass TenneT explizit sieben Erdkabelabschnitte mit einer Gesamtlänge von ca. 28 km
beantragt [Niedersachsen 2012b].
TenneT wendet sich nun gegen diese Vorgaben der Planfeststellungsbehörde des Landes Niedersachsen,
die nach Meinung von TenneT zum Teil durch Einzelgebäude ausgelöst sind
[TenneT 2011]. Entgegen der Position der Behörde ist TenneT der Überzeugung, vollständige
Unterlagen eingereicht zu haben.
Weil TenneT nicht alle Anforderungen der zuständigen Landesbehörde an die Qualität der
Antragsunterlagen erfüllen will (insbesondere zu Teilverkabelungen), hat TenneT Klage beim
Bundesverwaltungsgericht eingereicht. Das Urteil des Gerichts muss abgewartet werden.
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2.1.2 Neu: Netzausbaubeschleunigungsgesetz vom 28.07.2011
Gemäß der Anfang August 2011 in Kraft getretenen Gesetze [EnWGÄndG, NetzausbauG] wurde
Anfang Dezember 2011 ein Szenariorahmen [§ 12a EnWG] von der Bundesnetzagentur genehmigt
[Bundesnetzagentur 2011e].
(1) Netzentwicklungsplan wird die im Bereich Quickborn
geplante 380-kV-Leitung enthalten
Die Übertragungsnetzbetreiber werden bis spätestens am 03. Juni 2012 einen Netzentwicklungsplan
veröffentlichen [§ 12b EnWG]. Anschließend muss die Bundesnetzagentur den Netzentwicklungsplan
prüfen und, ggf. nach Änderungen, bestätigen [§ 12c EnWG]. Die Bundesnetzagentur
legt diesen Netzentwicklungsplan dann als Entwurf für einen Bundesbedarfsplan
der Bundesregierung vor und kennzeichnet Stromleitungen mit überregionaler oder europäischer
Bedeutung. „Mit Erlass des Bundesbedarfsplans durch die Bundesregierung wird für die
darin enthaltenen Vorhaben die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche
Bedarf festgestellt.“ [§ 12e EnWG].
Dabei wird sowohl die wirtschaftliche Zumutbarkeit des Netzausbaus wie auch Optimierung
und Verstärkung des bestehenden Übertragungsnetzes berücksichtigt werden [Jarass 2010; Bundesnetzagentur
2012a].
Es ist zu erwarten, dass die im Bereich Quickborn geplante 380-kV-Leitung Teil dieses
Bundesbedarfsplans sein wird.
(2) Bundesfachplanung gilt nicht für die im Bereich Quickborn geplante 380-kV-Leitung
Die vorgesehene Bundesfachplanung-Raumordnung [§ 5(1) NABEG] und Bundesfachplanung-
Planfeststellung [§ 2(2) NABEG] gelten nicht für Vorhaben, die im Energieleitungsausbaugesetz
aufgeführt sind [§ 2(4) NABEG], und nur für ausgewählte Höchstspannungsleitungen mit überregionaler
oder europäischer Bedeutung [§ 2(1) NABEG].
Die beiden Bundesfachplanungen gelten also NICHT für die im Bereich Quickborn geplante
380-kV-Leitung, weil diese Teil der im Energieleitungsausbaugesetz genannten 24
Netzausbauprojekte ist.
(3) Entschädigung für Quickborn?
„Die vorhandenen Akzeptanzprobleme stehen auch im Zusammenhang mit dem Eindruck der
betroffenen Menschen, dass sie Wertverluste ihrer Grundstücke und eine Beeinträchtigung
ihrer Lebensqualität hinnehmen müssen, ohne dass es dafür einen ortsbezogenen Ausgleich
gibt.“ [Niedersachsen 2011a, S. 26-28].
Kommunen, die von Höchstspannungsfreileitungen auf neuen Trassen betroffen werden, können
ab 2012 eine einmalige Ausgleichszahlung erhalten in Höhe von 40.000 € pro km [§ 5(4)
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StromNEV]. Dies entspricht rund 4% der Investitionskosten einer Höchstspannungsfreileitung
und beträgt etwa so viel wie die Bundesnetzagentur für durchgeführte Raumordnungs- oder
Planfeststellungsverfahren pro km Leitungslänge bekommt [§ 30 NABEG].
Für die neue 380-kV-Leitung im Bereich Quickborn gilt diese neue Entschädigung von
40.000 € pro km wohl nur, falls die Leitung z.B. auf einer der Alternativtrassen errichtet wird
(vgl. die frühere Abb. 1.4). Zudem wäre zu klären, ob auch Zahlungen noch geleistet werden, falls
eine Leitung (wie bei Quickborn) bereits im Planfeststellungsverfahren befindlich ist und zudem
eine von 24 Netzausbauprojekten des Energieleitungsausbaugesetzes [EnLAG] ist.
Übrigens: Landwirte bekommen für die Überspannung ihrer Flächen und für die Maststandorte
ca. 20% des Bodenwerts bei einer angenommenen Spannbreite von 70 m, typischerweise
also 40.000 € bis 80.000 € pro km.
2.2 Übertragungsleistung und Versorgungssicherheit
2.2.1 Stromübertragung
Das technische Grundprinzip der elektrischen Energieversorgung in entwickelten Ländern ist
die Vernetzung: Alle Stromerzeuger sind mit allen Stromverbrauchern über die verschiedenen
Spannungsebenen des Leitungsnetzes instantan (d.h. mit maximalen Zeitverzögerungen im Millisekundenbereich)
verbunden. Dieses Verbundnetz ist in Deutschland in vier so genannte Regelzonen
untergliedert (EnBW, TenneT, Amprion, 50Hertz), entsprechend den vier großen überregionalen
Stromanbietern und früheren Übertragungsnetzbetreibern EnBW, E.ON, RWE, Vattenfall.
Die Regelzonen sind untereinander und mit den benachbarten ausländischen Netzen über
Kuppelstellen verbunden. Eine Vereinigung zu einer einheitlichen deutschen Regelzone wird
seit etwa 2007 ernstlich erwogen und wird vermutlich in naher Zukunft trotz einiger Widerstände
vollzogen; dies hätte für eine optimierte Integration der Windenergie eine Reihe von
Vorteilen [Jarass/Obermair/Voigt 2009, Abschn. 12.1].
Den verschiedenen technischen Aufgaben dienen die verschiedenen Spannungsebenen des
Netzes:
• Höchstspannungsnetz (vgl. Abb. 2.3), meist 380-kV-Drehstrom-Freileitungen (HVAC), zur
Fernübertragung großer Leistungen (bis zu gut 2 GW thermische Grenzleistung pro Stromkreis)
über Entfernungen von Hunderten von Kilometern sowie zum Anschluss von Großkraftwerken;
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ, HVDC) bei Nord-Süd-Teilstrecken,
Teilverkabelung bei Lückenschlüssen von Drehstromleitungen (HVAC).
• Hochspannungsnetz, meist 110-kV-Drehstrom-Freileitungen, aber immer häufiger auch
in Erdkabelausführung, zur Anbindung des Höchstspannungsnetzes an die Verbrauchszentren
und zur Einspeisung von mittelgroßen Kraftwerken. Diese Spannungsebene ist
wichtig für den Anschluss von Wind- und ggf. Biomasseanlagen. Ausführung seit August
2011 im Regelfall als Erdkabel [§ 43h EnWG].
• Mittelspannungsnetz, im Bereich von 10 kV bis 30 kV zur Verteilung in der Fläche, v.a.
in Verdichtungsräumen üblicherweise als Erdkabel ausgeführt. Diese Spannungsebene ist
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wichtig für den Anschluss von Biomasse- und Solaranlagen. Ausführung immer als Erdkabel.
Abb. 2.3 : Deutsches Höchstspannungsnetz 2012
Quelle: [VDE 2012].
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• Niedderspannunngsnetz,
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2007], 2 zeigenn
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2.2.2 Ve ersorgungssicherheit:
das (n-1)-K Kriterium
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Durch die grundsätzlich geforderte ´(n-1)-Sicherheit´ beim Netzbau und das technische Regelwerk
verschiedener einzuhaltender DIN-Normen ist das deutsche Stromnetz im Vergleich
zu anderen Ländern relativ sicher ausgelegt.
Bei der Übertragung von elektrischer Energie aus Wind kann man die Entsorgungssicherheit
im öffentlichen Netz sehr viel kleiner halten als die Versorgungssicherheit der Stromverbraucher,
weil man die Einspeisung der Windenergieanlagen im Netzstörfall kurzfristig zurückregeln
kann im Gegensatz zur Nachfrage der Stromverbraucher.
2.3 Einsatzmöglichkeiten von Höchstspannungs-Erdkabeln
Die großen technischen und wirtschaftlichen Möglichkeiten der Verkabelung von Hoch- und
Höchstspannungsleitungen wurden in einem gemeinsamen Papier der europäischen Übertragungsnetzbetreiber
ENTSO und der europäischen Kabelanbieter EUROPACABLE dargestellt
[ENTSO-E/Europacable 2011]. Hierzu wurden in einer Reihe von Fragen Einvernehmen zwischen
den Netzbetreibern und den vom Leitungsbau Betroffenen erzielt [DUH 2010b]. Zum Stand der
Einsatzmöglichkeiten von Höchstspannungs-Erdkabeln siehe u.a. [ENTSO-E/Europacable 2011;
Brakelmann/Erlich 2010; Oswald/Hofmann, 2010; Jarass/Obermair/Voigt 2009, S. 75-81; Westermann 2010]
und die dort zitierte Literatur.
Für den Neubau von 380-kV-Leitungen gibt es seit 2009 Vorgaben zur Teilverkabelung [§ 2
EnLAG, § 12e(3) EnWG].
2.3.1 Technischer Stand von Höchstspannungs-Erdkabeln
Für eine Teilverkabelung von 380-kV-Drehstromleitungen gibt es umweltfreundliche 380kV-VPE-Kabel
mit einer maximalen Übertragungskapazität von rund 1.500 MW pro System
[ENTSO-E/Europacable 2011, S. 25].
Als Alternative zu aufwändigeren Lösungen wird der Einsatz eines 16,7-Hz-Overlay-Netzes
in Europa vorgeschlagen [Brakelmann/Erlich 2010, S. 8; Erlich 2010]. Die Anlagenlieferanten greifen
diese Ideen aber nicht auf, weil sie die „in der Praxis bewährte Umrichter- und Kabeltechnik
(HVDC light/plus)“ nun großtechnisch einsetzen wollen [Brakelmann/Erlich 2010, S. 9/10].
Mittlerweile werden immer stärker Notwendigkeit und Chancen von Erdkabeln beim Netzausbau
gesehen. Bei 110-kV-Hochspannungsleitungen werden Erdkabel seit vielen Jahren in
städtischen Gebieten eingesetzt, mittlerweile auch immer häufiger in ländlichen Gebieten. Ein
Neubau ist auf 110-kV-Niveau häufig als Erdkabel kostengünstig ausführbar und seit 2011 für
den Regelfall auch gesetzlich vorgeschrieben [§ 43h EnWG]; dadurch werden zukünftig lange
Gerichtsverfahren mit den Anliegern von 110-kV-Freileitungstrassen vermieden. Bei sehr
hohem Kabelanteil in einem Netz ist allerdings ggf. eine durchgängige, aufwändige Systemumstellung
zu ´starrer Sternpunkterdung´ durchzuführen. Hierfür fallen erhebliche einmalige
Aufwendungen an.
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Für zukünftige 380-kV-Höchstspannungsleitungen, z.B. die im Energieleitungsausbaugesetz
vorgesehenen längeren Höchstspannungsleitungen Diele-Niederrhein, Wahle-Mecklar oder
Erfurt-Redwitz, scheidet im Regelfall eine reine Freileitungsvariante aus; auch das Energieleitungsausbaugesetz
sieht dort zumindest eine Teilverkabelung vor.
Für die Optimierung einer Erdkabellösung sollte berücksichtigt werden:
• Erdkabel haben eine weit reichende Überlastkapazität für Stunden bis wenige Tage, abhängig
von der Überlast auch viele Tage oder gar einige Wochen, was bei der Übertragung
der stark fluktuierenden Windenergie von besonderem Vorteil ist und die Versorgungssicherheit
erhöht [Jarass/Obermair/Voigt 2009, Kap. 4.3.2; Oswald 2005, S. 51];
• die Annahme einer Dauerlast ist unrealistisch [Oswald/Hofmann 2010] und erhöht die Kosten
einer Verkabelung unnötig;
• es gibt Möglichkeiten zur weiteren Verringerung der Kosten für Erdkabel, insbesondere
durch kostenoptimierte Auslegung (z.B. Aluminium- statt Kupferleiter) und Verlegung in hochwärmeleitfähigem
Spezialbeton oder im Tunnel [Brakelmann 2009, S. 36; Brakelmann/Stein et al.
2011d].
2.3.2 Hohe Umweltverträglichkeit von Erdkabeln
Das Umweltbundesamt kommt beim Vergleich der Umweltbeeinflussung durch Freileitungen
und durch Erdkabel zu folgendem eindeutigen Fazit [UBA 2010, aber auch BMU Netzausbau 2006]:
Erdkabel sind in sämtlichen Bereichen hinsichtlich der Umweltauswirkungen, wie Vogelschlag,
Landschaftsbild, Magnetfelder, elektrische Felder, Eingriffe in Gehölze, günstiger als
Freileitungen.
Bei Teilverkabelungen in besonders betroffenen Gebieten, wie Biosphärenreservat und Ortsdurchschneidungen,
erscheint eine Umsetzung von geplanten Leitungsverbindungen mit Kabeln
sehr viel leichter und v.a. sehr viel schneller umsetzbar. Dies verringert auch die Kosten
der Kabellösung relativ zu einer reinen Freileitungslösung deutlich [Leprich 2011; Leprich 2012].
380-kV-Erdkabel können sehr umweltverträglich installiert werden [Brakelmann 2010a; Brakelmann
2009, S. 25]. Jedoch kann eine mögliche Bodenaustrocknung in unmittelbarer Kabelnähe
bei einer Verkabelung in trockenem Umfeld eine große Rolle spielen. Aber selbst bei Dauer-
Nennlast, also bei einer dauerhaften Leitertemperatur von 90°C, überschreitet die Erwärmung
der Erdoberfläche direkt oberhalb der Kabel unter normalen Umständen eine Größe von 1…2
K nicht, und in seitlichem Abstand von maximal 3 m zu den Kabeln ist praktisch keine Bodenerwärmung
mehr gegeben (< 1°C). [Brakelmann 2009, S. 23/24].
Freileitungen sind gegenüber Erdkabeln also in zweifacher Hinsicht höhere externe Kosten
zuzuschreiben:
• Durch Landschaftsbeeinträchtigungen, die v.a. in Küstenlandschaften, Erholungsgebieten
und wenig industrialisierten Regionen stark ins Gewicht fallen und erheblichen Widerstand
in der Bevölkerung hervorrufen; dies wiederum führt zu
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• langwierigen und kostenträchtigen Genehmigungsverfahren, die überdies die durch die
Leitung angestrebte Einspeisung von Windenergie und den damit erzielbaren volkswirtschaftlichen
Nutzen um Jahre blockieren [Jarass/Obermair 2005a, S. 49-51].
Untersuchungen zur Quantifizierung von Landschafts- und Umweltbelastungen von Freileitungen
haben soziale Kosten von 0,1 Mio. €/km bis 0,3 Mio. €/km Freileitung je nach Bauausführung
und Art der durchschnittenen Landschaft ergeben, dagegen vernachlässigbare soziale
Kosten für VPE-Erdkabel, sofern sie nicht durch Naturschutz- oder Feuchtgebiete verlegt
werden [Jarass/Nießlein/Obermair 1989, S. 67; Apfelstedt 1996; zu den Zahlenwerten Jarass/Obermair 2005c,
S. 48/49].
Hinzu kommen weitere Vorteile der Erdkabel: Zwar ist die biologische Wirkung von Magnetfeldern,
insbesondere auf den Menschen, ein Feld komplexer wissenschaftlicher Fragen mit
sehr kontroversen Antworten. Gerade deshalb ist es vernünftig, niedrige Grenzwerte festzulegen
und generell technische Lösungen zu wählen, bei denen das Magnetfeld gering ist bzw.
mit der Entfernung rasch abnimmt (´prudent avoidance´). Die elektromagnetischen Felder über
Erdkabeln sind – im Gegensatz zu Freileitungen – schon in geringen seitlichen Abständen auf
sehr niedrige Werte abgefallen (vgl. Kap. 3.2.3(1), Kap. 3.3.3, Kap. 3.4.4). Damit sind Daueraufenthaltsbereiche
von Menschen wie Häuser, Spielplätze etc. unbelastet.
Aus den genannten Gründen erhöht sich der Druck der öffentlichen Meinung zur generellen
Ausführung von Hochspannungsleitungen durch Erdkabel, v.a. auf Strecken erhöhter Umweltsensibilität.
So empfahl z.B. die EU-Kommission schon im Dezember 2003 [EU 2003], an
sensiblen Stellen den Leitungsbau wegen der naturschutzrechtlichen Widerstände gegen Freileitungen
durch Einsatz von Erdkabeln zu beschleunigen. Zudem betonte sie für den Fall einer
generellen Politik der Verkabelung die positiven Wirkungen für „… the likely beneficiaries:
utilities, their customers, local residents and the wider community“.
2.3.3 Verkabelung erleichtert und beschleunigt den Leitungsneubau
„Wir haben nach Fukushima einen so starken Druck auf den Netzbedarf, Erdverkabelung sollte
akzeptiert werden“, so Stefan Kohler, Geschäftsführer der Dena [PlusMinus 2011].
Bei nachgewiesener Erforderlichkeit der Leitung sprechen sich Kommunen, Bürgerinitiativen
und direkt Betroffene für eine durchgehende Erdverlegung aus, die dann durch die hohe Akzeptanz
schnell umsetzbar ist. Einige Beispiele:
• Erfahrungen, die in Niedersachsen bei der Verlegung eines 75 km langen HGÜ-Erdkabels
zur Anbindung der Offshore-Windparks als Fortsetzung an Land bis zum Umspannwerk in
Diele (bei Emden) gemacht werden konnten, sprechen dafür, dass bei Erdverkabelung eine
hohe Akzeptanz, auch bei den Landwirten, erzielt werden kann [Niedersachsen 2011a, S.
21/22].
• In der Schweiz bestand der zuständige Übertragungsnetzbetreiber darauf, die seit rund
2000 geplante 380-kV-Höchstspannungsleitung Beznau-Birr als Freileitung durchzusetzen.
Die Gemeinde Riniken hatte dieser Planung zugestimmt mit der Maßgabe, dass ein besonders
belasteter Abschnitt von rund 1 km verkabelt werden sollte. Der Übertragungsnetzbe-
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treiber lehnte diesen Kompromiss ab, offensichtlich und auch nach eigener Aussage, um
einen Präzedenzfall für eine Verkabelung bei einer Höchstspannungsleitung zu vermeiden.
Dies verzögerte den Leitungsbau um über 10 Jahre. Das Schweizer Bundesgericht hat in
2011 nun abschließend entschieden, dass die Leitung als Erdkabel im beklagten Abschnitt
verlegt werden muss [Verkabelung Riniken 2011].
Durch eine Teilverkabelung werden die Umweltbelastungen und damit die sozialen Kosten
des Leitungsbaus deutlich verringert [Jarass/Obermair 2005b; Jarass/Obermair 2005c]. Zudem werden
dadurch der Leitungsbau und die so ermöglichte Einspeisung erneuerbarer Energien deutlich
beschleunigt, was den einzelwirtschaftlichen Ertrag verbessert [Leprich 2011; Leprich 2012]. Die
einzelwirtschaftlichen Mehrkosten einer Teilverkabelung (vgl. das spätere Kap. 4.2.3) sollten deshalb
immer in Bezug gesetzt werden zu
• der dadurch bewirkten Verminderung der sozialen Kosten und
• der gleichzeitig bewirkten Erhöhung der einzel- und gesamtwirtschaftlichen Erträge.
2.4 Versorgungssicherheit von Erdkabeln
2.4.1 Ausfallraten und Dauer eines Ausfalls
Die Nichtverfügbarkeit einer Übertragungsanlage wird über ihre Ausfallrate und Ausfalldauer
sowie über ihre Wartungsrate und Wartungsdauer bestimmt. Bei den entsprechenden statistischen
Kennzahlen unterscheiden sich Kabel und Freileitungen erheblich:
• Durch ihre exponierte Lage treten bei Freileitungen häufiger Störungen auf als bei Kabeln.
Solche Störungen, z.B. Lichtbogenfehler infolge von Blitzeinschlägen in die Leitung, verursachen
in den meisten Fällen allerdings keine bleibenden Fehler, sondern können durch
eine Kurzunterbrechung und Wiedereinschaltung unmittelbar behoben werden.
• Störungen an Kabeln sind seltener, resultieren dann aber meist in bleibenden Schäden.
Während des Betriebs sind Fehler durch mechanische Einwirkung, durch Alterung oder
Korrosion, durch Überspannungen oder durch thermische Überbeanspruchung möglich.
Bei den heute auf hohem Qualitätsniveau gefertigten VPE-Kabeln und bei dem üblichen
Überspannungsschutz sind es allerdings meist äußere Einwirkungen bei Bauarbeiten, die
zum Versagen eines Kabels führen.
• Während davon auszugehen ist, dass ein Freileitungsschaden schnell gefunden und innerhalb
weniger Stunden, zumindest aber meist im Laufe eines Tages behoben ist, wird die
Behebung eines Kabelschadens z.B. in der 380-kV-Ebene im allgemeinen mit mindestens
1…2 Wochen (für Fehlersuche, Erdarbeiten, Montage, Spannungsprüfung), im statistischen Mittel
nach bisher vorliegenden Erfahrungen [CIGRE 2009] mit rund 600 h anzusetzen sein.
(1) Ausfallraten von Erdkabel und Freileitung laut CIGRE
Von der CIGRE-Working Group B1-10 wurde ein Bericht zur Ausfallstatistik von Hoch- und
Höchstspannungskabeln veröffentlicht [CIGRE 2009], dessen Ergebnisse im Hinblick auf VPE-
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isolierte Hoch- und Höchstspannungskabel in der nachstehenden Tab. 2.1 zusammengefasst
sind.
Tab. 2.1 : Ausfallraten von VPE-isolierten Hoch- und Höchstspannungskabeln
Angaben zu den Kabeln in Fehlern pro 100 System-km und Jahr;
Angaben zu den Garnituren in Fehlern je 100 Stück und Jahr.
A. Failure Rate - Internal Origin Failures
Cable
Joint
Termination
Failure rate
[fail./yr 100cct.km]
Failure rate
[fail./yr 100 comp.]
Failure rate
[fail./yr 100 comp.]
Failure rates on the different types of AC cable systems.
Conclusion from CIGRE-WG B1-10:
• The internal failure rates reflect the inherent performance of the cable system.
• PILC cables have reached their end of life with a high level of internal failures.
• It is not possible to compare failure rates of cable and accessories due to different scaling factors.
• Internal failure rates are greater at the higher voltage levels.
• It should be noted that the average age of SCOF, HPOF and GC cable systems is significantly greater than
extruded cable systems.
• Failure rates of SCOF include oil leaks reported as a failure.
• Internal failure rates of SCOF and XLPE cable are in line with previous data.
• Further details regarding failure rates for different XPLE designs is given later.
• Internal failure rates of accessories, particularly on XLPE cable, are of greater concern. Focus on quality
control during jointing operations must be maintained.
Quelle: [CIGRE 2009].
XLPE CABLES (AC) SCOF CABLES (AC)
60-219kV 220-500kV ALL VOLTAGES 60-219kV 220-500kV ALL VOLTAGES
0.027 0.067 0.030 0.014 0.107 0.041
0.005 0.026 0.005 0.002 0.010 0.004
0.006 0.032 0.007 0.005 0.015 0.009
B. Failure Rate - External Origin Failures
60-219kV 220-500kV ALL VOLTAGES 60-219kV 220-500kV ALL VOLTAGES
Cable
Failure rate
[fail./yr 100cct.km]
0.057 0.067 0.058 0.095 0.141
0.108
Joint
Failure rate
[fail./yr 100 comp.]
0.002 0.022 0.003
0.002 0.004 0.002
Termination
Failure rate
[fail./yr 100 comp.]
0.005 0.018 0.006 0.009 0.013 0.010
C. Failure Rate - All Failures
60-219kV 220-500kV ALL VOLTAGES 60-219kV 220-500kV ALL VOLTAGES
Cable
Failure rate
[fail./yr 100cct.km]
0.085 0.133 0.088
0.109 0.248 0.149
Joint
Failure rate
[fail./yr 100 comp.]
0.007 0.048 0.008 0.004 0.014 0.006
Termination
Failure rate
[fail./yr 100 comp.]
0.011 0.050 0.013 0.014 0.028
0.019
(2) Erhöhung der Zuverlässigkeit von Erdkabeln durch Mitführung von Reserveadern
Zur Erhöhung der Verfügbarkeit von 380-kV-Kabelanlagen wird vorgeschlagen, eine oder
zwei Reserveadern mitzuführen [Brakelmann/Waschk 2011; Brakelmann/Stein et al. 2011d]. Abb. 2.5
zeigt ein Schema zur schnellen Umschaltung mit Trennern im Übergangsfeld am Beispiel
eines Freileitungssystems und eines Kabel-Doppelsystems mit zwei Reserveadern.
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Abb. 2.5 : Erhöhung der Zuverlässigkeit von Erdkabeln durch Reserveadern
Kabelsystem 1
Reserve-Ader
Kabelsystem 2
Trenner
Übergangsfeld
Freileitung
Leistungsschalter
Wichtige Parameter für die Zuverlässigkeit sind hierbei neben der Ausfallhäufigkeit je
100 System-Kilometer und Jahr und mittlerer Reparaturdauer die Umschaltdauer, die für händische
Umschaltung zu 6 h, ansonsten alternativ zu 6 Minuten gewählt wurde (vgl. die spätere
Tab. 2.2, Z. 2).
Wie erläutert, sind Freileitungs-Einzelsysteme wegen ihrer sehr viel niedrigeren Reparaturdauer
deutlich zuverlässiger als Erdkabel-Einzelsysteme, und auch bei Doppelsystemen sind
Freileitungen etwas zuverlässiger.
Dies ändert sich allerdings spürbar, wenn die Kabelanlage mit einer oder zwei Reserveadern
ausgestattet wird und zugleich für günstige Umschaltmöglichkeiten in den Übergangsfeldern
gesorgt wird. So erreicht die durchschnittliche Dauer der verletzlichen Phase bei zwei Reserveadern
schon für eine Umschaltzeit von 6 h dieselbe Größe wie beim Freileitungs-
Doppelsystem mit dem Unterschied, dass bei der Kabelanlage bis zum Erreichen dieser Phase
drei Fehler aufgetreten sein müssen. Wenn Folgefehler an anderen Kabeladern beim Ausfall
einer Kabelader ausgeschlossen sind, so wird durch zwei Reserveadern letztlich (n-3)-
Redundanz hergestellt.
Durch Verkürzung der Umschaltzeit im Fehlerfall auf 6 h gelingt es, die durchschnittliche
Ausfalldauer eines Stromkreises (´verletzliche Phase´) bei der Kabelanlage etwa so hoch wie bei
Freileitungen zu halten (vgl. die spätere Tab. 2.3, Z. 2.2a), bei einer Umschaltzeit von 6 min sogar
um einen Faktor von rund 50 geringer zu halten als beim Freileitungs-Doppelsystem (vgl. die
spätere Tab. 2.3, Z. 2.2b).
Bei PowerTube-Installationen [Brakelmann/Waschk 2011; Brakelmann/Stein et al. 2011d] sind wegen
der dort beidseitigen Erdung der die Kabel kapselnden Aluminiumrohre die Kabeladern weitestgehend
elektromagnetisch voneinander entkoppelt (Koaxialbetrieb), so dass die Reserveadern
beliebig angeordnet werden können, ohne dass im Fall einer Umschaltung Probleme
unterschiedlicher Längsspannungen, Stromaufteilungen, Schirmströme etc. auftreten.
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(3) Ausfallraten und durchschnittliche Dauer eines Ausfalls
von Erdkabel und Freileitung
Die in Tab. 2.1 angegebenen Fehlerraten beziehen sich bei den Kabeln auf Fehler pro 100
System-Kilometer und Jahr und bei den Garnituren auf Fehlern pro 100 Stück und Jahr. Damit
wird, abhängig von den realisierten Muffenabständen, eine Umrechnung erforderlich, um
die resultierenden Ausfallraten von VPE-Kabelanlagen zu ermitteln.
Für die Berechnungen wird eine 1,8 km lange Teilverkabelung zugrunde gelegt (vgl. das frühere
Kap. 1.2.1(2)). Wird angesetzt, dass bei der vorliegenden Trasse keine Verbindungsmuffen benötigt
werden (dies entspricht einer Lieferlänge von 1,8 km), und dass die Kabeltrasse hinreichend
gegen äußere Einwirkungen geschützt wird (Abdeckplatten, Kabelkanal etc.), so ergeben sich die in
Tab. 2.2 gezeigten Ausfallraten der VPE-Kabelanlage.
Tab. 2.2 : Ausfallraten und durchschnittliche Dauer eines Ausfalls
von Erdkabel und Freileitung
Ausfallrate [Ausfälle pro Jahr]
(1) (2)
1 Kabelsystem
1 Freileitungssystem
(1)
(1.1) pro 100 km Systemlänge 0,067 0,22
(1.2) pro 100 Endverschlüsse 0,032 -
(1.3) pro 1,8 km (ohne Muffe) 0,003126 0,00396
(2) Durchschnittliche Dauer eines Ausfalls [h]
(2.1) ohne Reserveader 600 8
(2.2) mit Reserveader bei einer Umschaltzeit von
(2.2a) 6 h 6 -
(2.2b) 6 Min 0,1 -
Quellen: Tab. 2.1 und [Brakelmann/Stein et al. 2011d].
Ergebnis:
• Die Ausfallrate eines Erdkabelsystems der 1,8 km langen Kabeltrasse liegt mit gut 0,003
Ausfällen pro Jahr etwas niedriger als die der Freileitung mit 0,00396 (Tab. 2.2, Z. 1.3).
• Die durchschnittliche Dauer eines Ausfalls liegt bei Erdkabeln ohne Reserveadern mit 600
h sehr viel höher als bei Freileitungen mit nur 8 h (Tab. 2.2, Z. 2.1).
• Durch Reserveadern resultiert die durchschnittliche Dauer eines Ausfalls ähnlich hoch wie
bei Freileitungen, falls die Umschaltung per Hand vorgenommen und eine hierfür erforderliche
Umschaltzeit von 6 h angenommen wird (Tab. 2.2, Z. 2.2a).
• Bei einer sehr aufwändigen automatischen Umschaltung per Trennschalter und einer hierfür
erforderliche Umschaltzeit von 6 Minuten resultiert eine noch deutlich niedrigere
durchschnittliche Dauer eines Ausfalls (Tab. 2.2, Z. 2.2b).
Die Netzbetreiber 50 Hertz, TenneT und Terna Rete Italia nehmen unter Berücksichtigung der
schlechten Erfahrungen mit einem 380-kV-Doppelsystem in einem Tunnel in Berlin (systemati-
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scher äußerer, mechanischer Muffenfehler) für 380-kV-VPE-Kabel eine mittlere Ausfalldauer von
1.200 h an [Colla 2011].
2.4.2 Durchschnittliche Ausfalldauer eines Stromkreises (´verletzliche Phase´)
bei Erdkabel und Freileitung
Tab. 2.3 zeigt die durchschnittliche Ausfalldauer eines Stromkreises (´verletzliche Phase´) bei
Erdkabel und Freileitung.
Tab. 2.3 : Durchschnittliche Ausfalldauer eines Stromkreises (´verletzliche Phase´)
bei Erdkabel und Freileitung
(1) (2)
2*2 Kabelsysteme
= 2 Stromkreise
2 Freileitungssysteme
= 2 Stromkreise
(1) Ausfallrate [Ausfälle pro Jahr] 0,0125 0,0079
(2) Durchschnittliche Ausfalldauer eines Stromkreises [h]
(2.1) ohne Reserveader 7,50 0,063
(2.2) mit Reserveader bei einer Umschaltzeit von
(2.2a) 6 h 0,075 -
(2.2b) 6 Min 0,0013 -
Ergebnis:
• Die Ausfallrate der 1,8 km langen Kabeltrasse beträgt 0,0125 Ausfälle pro Jahr.
• Damit dauert es im statistischen Mittel 80 Jahre bis zum ersten Kabelfehler.
• Die Wahrscheinlichkeit eines gleichzeitigen Fehlers im verbleibenden Doppelsystem liegt
bei 0,000078/a (=0,0125*0,00313*2), also weniger als einem Zehntel Promille. Voraussetzung
hierfür ist allerdings, dass die Ausfälle statistisch unabhängig sind, also kein ´Common-
Mode´-Fehler auftritt (z.B. systematischer Garniturenfehler o.Ä.).
• Die durchschnittliche Ausfalldauer liegt bei Erdkabeln ohne Reserveadern mit 7,5 h sehr
viel höher als bei Freileitungen mit nur 0,063 h.
• Durch Reserveadern kann eine durchschnittliche Ausfalldauer ähnlich niedrig wie bei Freileitungen
erreicht werden, auch falls die Umschaltung per Hand vorgenommen und eine
hierfür erforderliche Umschaltzeit von 6 h angenommen wird.
• Bei einer sehr aufwändigen automatischen Umschaltung per Trennschalter resultiert eine
noch deutlich niedrigere durchschnittliche Ausfalldauer.
2.5 Erforderliche Übertragungsleistung
Die geplante Freileitung besteht aus zwei Systemen, jeweils mit Viererbündeln AlSt 564/72.
Die thermische Grenzleistung dieses Doppelsystems beträgt 2*2.764 MVA (2x4.050 A), wird
aber nach Angaben von TenneT durch die Netzverhältnisse auf 2*2.633 MVA (2x4.000 A) be-
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grenzt (vgl. Kap. 1.2.2). Die gesicherte Leistung bei Ausfall eines Systems ((n-1)-Störfall) beträgt
also 2.633 MVA (4.000 A).
Wie später erläutert, sind für eine Teilverkabelung im Bereich Quickborn zur Sicherstellung
der vorgegebenen Übertragungsleistung pro Freileitungssystem zwei Kabelsysteme erforderlich,
d.h. bei zwei Freileitungssystemen insgesamt vier Kabelsysteme. Dabei sind je Freileitungssystem
zwei parallel betriebene Kabelsysteme in Reihe geschaltet und bilden einen
Stromkreis.
2.5.1 Sichere Beherrschung von Störfällen erforderlich
Die Auslegung der Kabelsysteme muss dabei so erfolgen, dass alle folgenden Fälle sicher
beherrscht werden:
(1) Normalbetrieb: keine Netzstörung
Die beiden Stromkreise werden mit maximal etwa 130% der gesicherten Leistung von
2.633 MVA belastet, also mit maximal rund 3.400 MVA (bzw. jeder der beiden Stromkreise mit
maximal rund 1.700 MVA). Dabei wird angenommen, dass bei Ausfall eines Stromkreises der
verbleibende Stromkreis wegen seiner höheren Impedanz höchstens mit der gesicherten Leistung
von 2.633 MVA (4.000 A, vgl. die TenneT-Vorgaben laut Kap. 1.2.2) belastet wird, und die zusätzlichen
´30%´ in Höhe von rund 770 MVA (=3.400-2.633) von benachbarten Leitungen
übernommen werden.
Dies bedeutet, dass im Normalbetrieb die beiden Kabelstromkreise mit maximal 3.423 MVA
belastet sind, je Kabelstromkreis also mit gut 1.700 MVA (2.583 A).
(2) Fehler auf der Trasse
Fällt ein Systemkreis aus, muss der andere Stromkreis die gesicherte Leistung von 2.633
MVA übertragen können. Jedes der beiden Kabel-Doppelsysteme muss also für 2.633 MVA
ausgelegt werden. Für die Umsetzung ist es relevant, ob der Fehler im Erdkabel- oder im Freileitungsabschnitt
passiert:
(2a) Fehler im Erdkabelabschnitt
Ein Fehler in einem Erdkabelsystem führt zu einem gleichzeitigen Ausfall des zweiten diesem
Stromkreis zugeordneten Erdkabelsystems. Dies bedeutet, dass bei einem Fehler in einem
Erdkabelsystem zunächst der davon nicht betroffene Erdkabelstromkreis die gesicherte Leistung
von 2.633 MVA (4.000 A) übertragen können muss.
Nur durch sehr aufwändige Zusatzinvestitionen könnte dies vermieden werden: „Um bei einem
Kabelfehler nicht beide Leitungssysteme zu verlieren, müssen die Übergangsstellen mit
2 voll ausgerüsteten Schaltfeldern ausgeführt werden, was zum einen mit einem beträchtli-
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chen Platzbedarf und Kostenaufwand verbunden ist und zum anderen einen komplizierten
Mitnahme-Netzschutz erfordert, der dafür sorgt, dass im Fehlerfall alle Parallelschaltungen
aufgehoben werden.“ [Oswald 2008, S. 8].
Ein Fehler im Erdkabelabschnitt ist zwar extrem selten, führt aber ohne Reserveadern zu
durchschnittlich rund 600 h Reparaturdauer (vgl. die frühere Tab. 2.2, Z. 2.1). Falls die nominale
Belastbarkeit des verbleibenden Erdkabelstromkreises etwas niedriger als 2.633 MVA ist,
kann seine thermische Überlastbarkeit zumindest für einige Tage eine ausreichende Versorgungssicherheit
gewährleisten. Für diesen Fall wäre aber die Installation von Reserveadern
(vgl. Kap. 2.4.1(2)) zu empfehlen.
(2b) Fehler im Freileitungsabschnitt
Ein Fehler in einem Freileitungsabschnitt oder Wartungsarbeiten an einer Freileitung führen
zu einem gleichzeitigen Ausfall des damit verbundenen Kabel-Doppelsystems.
Dies bedeutet, dass bei einem Fehler in einem Freileitungssystem das davon nicht betroffene
Kabel-Doppelsystem die gesicherte Leistung von 2.633 MVA (4.000 A) übertragen können
muss.
Fehler im Freileitungssystem sind zwar häufiger als bei Erdkabeln, können aber im Regelfall
nach relativ kurzer Zeit behoben werden. Falls die nominale Belastbarkeit des verbleibenden
Erdkabelstromkreises niedriger als 2.633 MVA ist, kann seine thermische Überlastbarkeit für
einige Tage oder Wochen eine ausreichende Versorgungssicherheit gewährleisten.
(3) Sonstige Netzstörung außerhalb der Trasse
„Beim Ausfall einer fremden Leitung ist die Mehrbelastung der betrachteten Leitung schwer
abschätzbar. Sie muss durch eine Ausfallsimulation ermittelt werden. Hier kann lediglich die
Leistungsreserve im Dauerbetriebszustand ausgewiesen werden. Eine Mehrbelastung darüber
hinaus für eine bestimmte Zeitdauer ist unter Nutzung eines Temperatur-Monitoringsystems
möglich.“ [Oswald 2008, S. 8].
Dies bedeutet, dass bei einem Fehler im benachbarten Netz die Leitung maximal die nominale
Leistung der beiden Stromkreise von 5.266 MVA, d.h. die thermische Grenzleistung der Freileitung
und damit pro Stromkreis also maximal 2.633 MVA (4.000 A) übertragen können
muss.
Die Auswirkungen von Fehlern im benachbarten Netz können im Regelfall nach relativ kurzer
Zeit behoben bzw. der Notbetrieb auf der betrachteten Leitung durch Re-Dispatching im
Netz beendet werden. Falls die nominale Belastbarkeit der beiden Kabel-Doppelsysteme etwas
niedriger als 5.266 MVA ist, kann deshalb ihre thermische Überlastbarkeit für einige Tage
oder Wochen eine ausreichende Versorgungssicherheit gewährleisten.
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Tab. 2.4 fasst die Überlegungen zusammen.
2.5.2 Ergebnis
Tab. 2.4 : Erforderliche Übertragungsleistung von zwei Kabel-Doppelsystemen
(1)
(2)
(3)
Anzahl der verfügbaren
Kabel-Doppelsysteme [-]
erforderliche Leistung der
Kabel-Doppelsysteme [MVA]
verfügbare Leistung der
Kabel-Doppelsysteme [MVA]
Ergebnis:
(1) (2a) (2b) (3)
keine
Netzstörung
Fehler auf der Trasse
Erdkabel Freileitung
sonstige
Netzstörung
2 1 1 2
3.400 2.633 2.633 max. 5.266
5.266 2.633 2.633 5.266
• Für eine Teilverkabelung im Bereich Quickborn sind zur Sicherstellung der vorgegebenen
Übertragungsleistungen pro Freileitungssystem zwei Kabelsysteme erforderlich, d.h. bei
zwei Freileitungssystemen zwei Kabel-Doppelsysteme.
• Die Auslegung der Erdkabel wird durch die zu übertragende gesicherte Leistung von 2.633
MVA (4.000 A) bei Ausfall eines Leitungssystems, also durch den (n-1)-Störfall, bestimmt.
• Die bei einer sonstigen Netzstörung erforderlichen 2x2.633 MVA werden dann in jedem
Fall erfüllt, da eine derartige übergeordnete Netzstörung nicht sehr lange ansteht und deshalb
in jedem Fall die Überlastfähigkeit der Erdkabel nicht überbeansprucht, sofern jedes
Kabel-Doppelsystem für eine gesicherte Leistung von 2.633 MVA (4.000 A) ausgelegt ist.
• Bei Berücksichtigung der Überlastungsreserve von Erdkabeln von mindestens 20% (vgl. das
spätere Kap. 3.1.1(1)) können die Erdkabel für die von TenneT geforderte gesicherte Leistung
von 2.633 MVA nominal geringer mit nur etwa 2.200 MVA (=2.633/1,2) ausgelegt werden.
Die folgenden Berechnungen werden jeweils für die von TenneT geforderte gesicherte Leistung
von 2.633 MVA (4.000 A) durchgeführt (vgl. Tab. 2.4, Sp. 2a und 2b).
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3 Technische Umsetzung einer Erdkabellösung Quickborn
Ein typischer Aufbau eines VPE-isolierten 380-kV-Einleiterkabels ist in der Abb. 3.1 wiedergegeben.
In diesem Beispiel liegt ein Kupfer-Segmentleiter (sog. Millikenleiter; hier 2500 mm 2 )
vor, über dem sich die in Dreifachextrusion aufgebrachten beiden Leitschichten (innere und
äußere) die VPE-Isolierung (hier: 26,0 mm Wanddicke) feldbegrenzend umschließen. Über einer
leitfähigen Polsterung ist ein Kupferdrahtschirm (hier: 240 mm 2 ) aufgebracht. Hierüber schließt
die mit dem PE-Außenmantel verschweißte Aluminiumfolie als sogenannter Schichtenmantel
das Kabel nach außen diffusionsdicht ab.
Abb. 3.1 : Prinzipieller Aufbau eines 380-kV-VPE-Einleiterkabels
1: Cu-Segmentleiter, 2: innere Leitschicht, 3: elektrische Isolierung, 4: Aderabschirmung,
5: Polsterung (leitfähig), 6: Cu-Drahtschirm, 7: Al-Schichtenmantel, 8: PE-Außenmantel.
Das Kabel weist einen Höchstwert der dielektrischen Verluste (dielektrischer Verlustfaktor
tan δ = 1,0*10 -3 ) in Höhe von 3*3,5 W/m auf, mit dem alle Belastbarkeiten berechnet werden
[Cigre 2009 a/b]. In der Praxis liegt der dielektrische Verlustfaktor von VPE-Isolierungen höchstens
etwa bei der Hälfte, so dass beispielsweise die Verlustkosten nur mit der halben Größe
von rund 3*1,7 W/m bestimmt werden sollten.
Der kapazitive Ladestrom der Kabel von etwa 15 A/m (Blindleistungsbelag je System rund 10
MVA/km) kann wegen der kurzen Länge der hier untersuchten Zwischenverkabelung von ca.
1,8 km in seiner Auswirkung auf die Kabelbelastbarkeit vernachlässigt werden.
3.1 Auslegung der Kabelsysteme
3.1.1 Bestimmungsgrößen für die nominale Übertragungsleistung der Erdkabel
Wesentliche Bestimmungsgrößen für die nominale Übertragungsleistung der Erdkabel sind:
• Leiterquerschnitt und Leitermaterial,
• thermische Beeinflussung durch weitere Kabelsysteme in der Nähe,
• Art der Verlegung (Legetiefe, Leitermittenabstand, Abstand zu weiteren Systemen bei mehreren Systemen
im Graben), Leitungskanal, Leitungsgang,
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• spezifischer Wärmewiderstand des Erdbodens,
• spezifischer Wärmewiderstand des Bettungsmaterials im Austrocknungsbereich,
• Umgebungstemperatur im Erdboden,
• zeitlicher Verlauf der Übertragungsleistung, ausgedrückt durch den Belastungsgrad,
• Art der Kühlung.
(1) Erdkabel können überlastet werden
Kabelsysteme können „über einen bestimmten Zeitraum einer Mehrbelastung ausgesetzt werden
und zwar solange bis die zulässige Leitertemperatur von 90 °C erreicht ist. Die Zeitdauer
der Überlastung hängt von Höhe der Mehrbelastung und der Betriebstemperatur des Kabelleiters
unmittelbar vor der Störung ab. Je geringer die Anfangstemperatur, desto länger kann
eine bestimmte Mehrbelastung ertragen werden. Um diese thermische Reserve des Kabels
nutzen zu können, ist ein Temperatur-Monitoringsystem in Verbindung mit einem Simulationssystem
erforderlich, das auf der Grundlage eines thermischen Abbilds des Kabels die zulässige
Belastung für eine bestimmte Zeitdauer oder die verfügbare Zeitdauer für eine prognostizierte
Belastung vorausberechnet.“ [Oswald 2008, S. 6].
Bei Freileitungen muss, wegen der geringen thermischen Zeitkonstanten, Dauerlast schon
über eine nur 15…30 min konstant anstehende Last definiert werden. Hingegen erfordert bei
Kabeln eine Dauerlast im Sinne des Erreichens der Endtemperaturen eine über Tage und Wochen
konstante Last, die in der Praxis über eine solche Zeitspanne nie gegeben ist; dies gilt
insbesondere, wie bei der hier betrachteten Leitung relevant, beim Transport stark fluktuierender
erneuerbarer Energien.
Dauer und Umfang der zulässigen Überlastung von Erdkabeln hängen wesentlich von der
thermischen Vorbelastung der Erdkabel, also ihrer Auslastung vor dem Störfall ab. Im Normalfall
sind nämlich die für den (n-1)-Störfall ausgelegten Erdkabel bei weitem nicht thermisch
ausgelastet. Zudem ist bei den hier infrage kommenden Grundwasserverhältnissen in
jedem Fall eine partielle Bodenaustrocknung auszuschließen. Entsprechend kann jedenfalls
für Störfälle von einigen Tagen eine beträchtliche Überlastungsreserve in Höhe von mindestens
20% der nominalen Kabelleistung angesetzt werden [Zhang 2009]. In dieser Zeit sind
auf jeden Fall ein Re-Dispatching im Netz und/oder eine Beeinflussung der Erzeugungsanlagen
möglich.
(2) Belastungsgrad der Erdkabel
Der Belastungsgrad m ergibt sich aus der Fläche der täglichen Belastungskurve (Stromverlauf),
dividiert durch das Rechteck der Volllastkurve. „Für Dauerlast ist demnach m = 1. Als typische
EVU-Last bezeichnet man eine Tagesbelastungskurve mit m = 0,7.“ [Oswald 2005, S. 18].
Je höher der Belastungsgrad m angesetzt wird, desto weniger können die Erdkabel überlastet
werden und desto stärker müssen sie für den Störfall ausgelegt werden.
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Für die Kabelauslegung der 380-kV-Leitung Ganderkesee-St.Hülfe wurde ursprünglich mit
einem Belastungsgrad von 0,7 gerechnet [Oswald 2005], dann auf Wunsch des Übertragungsnetzbetreibers
mit einem höheren Wert von 0,85 [Oswald 2008]. Für die Kabelauslegung der
380-kV-Leitung Altenfeld-Redwitz (Südthüringenleitung) wurde von 50Hertz mit einem Belastungsgrad
von 0,8 gerechnet [50Hertz 2009, S. 18].
Im Folgenden wird mit einem Belastungsgrad von 0,8 gerechnet.
(3) Leitungsmonitoring
Ein thermisches Monitoring der Kabelanlage ist – wie heute bei allen hochwertigen Kabelanlagen
üblich – dringend zu empfehlen und entspricht dem Stand der Technik. Üblicherweise
werden in Edelstahlröhrchen gebettete Glasfasern in den Schirmbereich der Kabel integriert.
Mithilfe eines optischen Verfahrens, bei dem Dämpfung und Brechung eines Laserstrahls
längs der Lichtwellenleiter auf lokale Temperaturen mit einer Auflösung auf 1 m und auf 1 K
genau umgerechnet werden können, liefert ein solches System kontinuierlich Informationen
über den thermischen Zustand der Kabel. Ein intelligentes Auswertesystem ist hierbei in der
Lage, durch Anpassung seiner momentanen Parameter an die aktuellen Abläufe Leitertemperaturen
und Belastbarkeiten zu berechnen und, vor allem, auch verlässlich zu prognostizieren
[Brakelmann 2007].
Zusätzlich lässt sich ein Teilentladungs-Monitoring für die Verbindungsmuffen und Endverschlüsse
installieren in der Hoffnung, hierüber frühzeitige Informationen über ein bevorstehendes
Versagen der Garnitur zu erhalten. Über die Notwendigkeit und Wirksamkeit dieser
Systeme gehen die Ansichten der Anwender allerdings auseinander.
(4) Bodeneigenschaften
Im Folgenden werden Berechnungen der Kabelbelastbarkeiten sowie der Kabelerwärmungen
ausgeführt. Dabei werden zur Berechnung der thermischen Ersatzelemente des Kabels Verfahren
eingesetzt, wie sie in [Heinhold/Stubbe 1969; Brakelmann 1985; Anders 1997] beschrieben und
international gebräuchlich sind. Diese Verfahren arbeiten weitgehend auf der Basis der einschlägigen
IEC-Publikationen, insbesondere [Cigre 2009a/b]. Bei darüber hinausgehenden Betrachtungen
der stationären Temperaturfelder kam das vom Verfasser entwickelte Programm
KATRAS [Brakelmann 1989; 1989a] zum Einsatz. Das Programm ist in der Lage, die elektromagnetischen
Verkopplungen aller Kabelleiter und Schirme und die hieraus resultierenden
Längs- und Wirbelströme sowie die resultierenden Verluste zu berücksichtigen. Partielle Bodenaustrocknung
wird nach dem Zweischichtenmodell berücksichtigt. Thermisch stabilisierte
Bereiche werden mit Hilfe eines Feldberechnungsverfahrens erfasst, bei dem der Sprung der
Wärmeleitfähigkeit an den Bereichsrändern durch thermische Dipolflächen dort simuliert
werden [Brakelmann 1989; 1989a].
Normalerweise werden dem umgebenden Boden Standard-Eigenschaften nach IEC/VDE zugeordnet
[Brakelmann 1985], nämlich:
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• Wärmeleitfähigkeit des feuchten Bodens: λF = 1,0 W/(K m),
• Wärmeleitfähigkeit des trockenen Bodens: λT = 0,4 W/(K m).
Die Grenzerwärmung für Bodenaustrocknung wird nach IEC/VDE abhängig vom Belastungsgrad
( = bezogener Zeitmittelwert des Strom-Tageszyklus) definiert. So gilt z.B.:
Grenzerwärmung für Bodenaustrocknung: ΔΘg = 15 K für Belastungsgrad m = 1,0 (Dauerlast).
Es gilt damit:
• Grenzerwärmung für Bodenaustrocknung: ΔΘg = 21,7 K für Belastungsgrad m = 0,80.
Es sollte beachtet werden, dass auf der vorliegenden Trasse ein sehr gut durchfeuchteter Boden
mit hohen Grundwasserständen und regelmäßig wiederkehrender Durchfeuchtung auch
auf Kabelniveau vorliegt. Insofern ist das VDE-Modell der vollständigen Bodenaustrocknung
in Kabelnähe mit einem spezifischen Erdbodenwärmewiderstand von ρT = 2,5 W/(K m)
(λT = 0,4 W/(K m)) bei weitem zu pessimistisch angesetzt. Dies gilt insbesondere für (n-1)-
Notbetriebssituationen, die üblicherweise nur im Stunden- und Tagesbereich, schlechtestenfalls
im Wochenbereich anstehen und innerhalb eines solchen Zeitraumes nicht in der Lage
sind, eine nachhaltige Bodenaustrocknung zu bewirken.
Auch die Größe der Wärmeleitfähigkeit des feuchten Bodens ist unter den gegebenen Umständen
mit λF = 1,0 W/(K m) zu hoch gegriffen, wird aber aus Sicherheitsgründen für die
Auslegung der Kabeltrasse beibehalten.
Die Umgebungstemperatur des Bodens wird wegen der vorausgesetzten Legetiefen von mindestens
1,5 m zu Θa = 15°C angesetzt.
Die maximale Lufteintrittstemperatur bei den belüfteten Anordnungen wird üblicherweise zu
20…25°C angenommen. Im Folgenden werden zur Berücksichtigung langanhaltender hochsommerlicher
Situationen mit (zeitgemittelten) 30°C auch extrem hohe Lufteintrittstemperaturen
betrachtet.
3.1.2 Magnetische und elektrische Felder von Erdkabeln
(1) Magnetfeld
Als zusätzliche Vorgabe ist die Restriktion des Magnetfeldes in Kabelumgebung zu beachten.
Im Folgenden wird die Auslegung so vorgenommen, dass sowohl im ungestörten wie im gestörten
Betrieb der Grenzwert der BImschVO von 100 μT auch direkt über der Kabeltrasse
eingehalten und im Normalbetrieb weit unterschritten wird und zudem das Magnetfeld neben
der Kabeltrasse sehr rasch abklingt, womit es in den sensiblen Bereichen sehr niedrig ist.
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Die gepplante
Freileeitung
hat nach n Angabben
von Ten nneT eine elektrische e FFeldstärke
von ma-
ximal 1,9
kV/m in 1 m Höhe (über EOK - Erdoberkante e), 2,5 kV/m m in 4 m Hööhe,
maximal
zuläs-
sig sindd
5 kV/m. DDie
Grenzwe erte werden also zur Hä älfte ausgeschöpft.
Hingegeen
hat ein uunterirdisch
h verlegtes KKabel
ober rhalb der Er rdoberflächee
kein elek ktrisches
Feld. DDas
elektriscche
Feld ein nes Hochspaannungskab
bels wird nämlich
durchh
die innere e und die
äußere Leitschicht der elektri ischen Isoliierung
begr renzt (vgl. die
frühere Abbb.
3.1). Es gibt nur
vernachhlässigbare
Sekundäref ffekte: Der Kupferschirm
der Kab bel kann ähhnliche
Span nnungen
wie einne
Hausinstaallationsleit
tung annehmmen
und da amit, allerdings
nur beei
in Luft verlegten v
Kabeln, , im Nahberreich,
also in
Verlegetiiefe
von gut t 1,5 m, ein ähnliches, sehr gering ges elektrisches
FFeld
wie einne
Hausinst tallationsleiitung
hervor rrufen.
Im vorliegenden
Fall
mit eine er Trassenläänge
von maximal m 1,8 km (vgl. dass
frühere Kap.
1.2.1(2))
ist ggf. eine Realisiierung
ohne e Verbindunngsmuffen,
d.h. mit ent tsprechend ggroßen
Kab belliefer-
längen möglich [BBrakelmann/W
Waschk 2010; Alberta 2010].
Dies wu urde bereitss
in Tokio im Jahr
2000 beei
der 40 kmm
langen Tra asse mit 5000-kV-Einlei
iter-VPE-K Kabeln prakttiziert
[Tokio o 2009].
Zuminddest
alle Kaabelherstelle
er mit Seekkabelfertigun
ng sind von n der Fertiggungslogisti
ik her in
der Lagge,
solche LLieferlängen
n herzustelleen.
Mit speziellen,
langen
Liefersspulen
ähnli ich Abb.
3.2 könnnen
durchaaus
bei üblic chen Straßeenprofilen
Lieferlängen
L n von 20000
m und me ehr reali-
siert weerden.
Das eextrem
hohe e Gesamtgeewicht,
näm mlich Kabelg gewicht bei 1,8 km Ka abellänge
ca. 80……100
t zuzüüglich
Tiefl lader-Gewiccht
von bis zu 50 t, wi ird von norrmalen
Landstraßen
beherrsccht.
Abb. 33.2
: Kabeltrransport
mi it Spezialspuulen
Die Kabbelschirme
werden in diesem d Falll
an einem Ende E starr und u am andderen
Ende mit Über-
spannunngsableiternn
gegen Erd de geschaltett.
Die Zuve erlässigkeit des d Systemss
wird so er rhöht.
Zur Disskussion
stehht
ein ebene es Gelände mit landwir rtschaftliche er Nutzung und norma alen bzw.
thermiscch
günstigeen
Bodeneig genschaftenn.
Damit eine
landwirt tschaftliche e Nutzung (z.B. ( Pflü-
gen) ohnne
Einschräänkungen
bz zw. ohne Beschädigun
ng der Kabe elanlage vorrgenommen
n werden
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(2) Bei Erdkabel kein k elektriisches
Feld d oberhalb der d Erdobeerfläche
3.1.3 3 Verllegelängen
und Muffe en
3.2 2 Kabelssysteme
im m Erdbod den
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kann, wird die Ausdehnung der Anlage, z.B. des thermisch stabilisierten Bereichs, nur unterhalb
einer Tiefe von 1,0 m zugelassen.
Falls sensible Bereiche, beispielsweise Wohnbebauung oder Kindergärten und Schulen, in
ausreichender Entfernung zur Kabeltrasse liegen, kommt zunächst die in diesem Kap. 3.2 erläuterte
Kabelanlage in offener Bauweise mit einer Einebenenanordnung der Kabel infrage.
Die Kabel müssen aus Belastbarkeitsgründen zwingend Kupfer-Segmentleiter von 2500 mm 2
aufweisen. Die Trassenbreite liegt bei etwa 7,3 m (Grabensohle, vgl. die spätere Abb. 3.3).
Ebenfalls im offenen Kabelgraben, aber mit besonders niedrigem Magnetfeld können die diskutierten
Phase-Splitting-Anordnungen (vgl. das spätere Kap. 3.3) betrachtet werden, die prinzipiell
auch mit einer direkten Legung der Kabel in Erde bzw. in die thermische Stabilisierung
realisiert oder aber im halboffenen oder geschlossenen Bohrpressverfahren in den Boden eingebracht
werden können. Diese Anordnungen haben den Vorteil einer sehr schmalen Kabeltrasse
sowie der magnetischen Feldminimierung, bedürfen aber wegen der dichten Legung im
langandauernden Notbetrieb ggf. einer Zwangskühlung.
Alternativ dazu kommt auch eine Verlegung der Kabel in einem begehbaren Leitungsgang in
Frage (vgl. das spätere Kap. 3.4), der folgende Vorteile aufweist:
• hervorragender mechanischer Schutz der Kabel,
• Begehbarkeit zwecks Reparatur, Wartung und Monitoring,
• bei Zwangsbelüftung hohe Belastbarkeitsreserven und
• ggf. Einsatz von kostengünstigeren Kabeln mit Aluminiumleitern möglich.
3.2.1 Verlegung der Erdkabel
(1) Vor- und Nachteile der Legung der Kabel in Rohren
Man kann die Kabel direkt in den Boden bzw. in das Bettungsmaterial legen oder aber in
Kunststoffrohre einziehen. Tab. 3.1 listet einige der Vor- und Nachteile der beiden Varianten
auf.
Eine Verlegung der Kabel in PE-Rohren hat den Vorteil, dass die Kabel zwecks Reparatur
oder Erneuerung durch die Rohre zur Muffengrube gezogen und so ausgetauscht werden können,
ohne den Kabelgraben öffnen zu müssen. Ein solches Freilegen der Kabel innerhalb einer
thermischen Isolierung kann, nach Aushärten des Materials (z.B. Magerbeton) sehr mühsam
sein, da dies vorsichtig mit Handwerkzeug vorgenommen werden muss, und es ist mit dem
Risiko der Beschädigung der Kabel verbunden. Ein weiterer Nachteil ist der Zwang, im Fehlerfall
die genaue Fehlerstelle finden zu müssen, anstatt sofort die gesamte Kabellänge zu tauschen.
Zudem muss der Kabelgraben über seine gesamte Länge über längere Zeit (bis die Kabel
liegen) offengehalten werden. Dies wiederum ist aufwändig bei einer erforderlichen Wasserhaltung
und birgt zudem das Risiko von Schäden auf der Baustelle (z.B. durch Diebstahl, Vandalismus
etc.).
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Tab. 3.1 : Vor- und Nachteile der Legung der Kabel in Rohren
Variante Vorteile Nachteile
Einziehen der Kabel
in PE-Rohre
direkte Legung der
Kabel in den Boden
bzw. in das
Bettungsmaterial
einfacher Austausch der Kabel möglich Maßnahmen für Zug- und Druckentlastung
der Muffen
Herstellung der Trasse in kurzen
Abschnitten (z.B. 50 bis 100 m)
leichte Verminderung der
Kabelbelastbarkeit wegen Luftpolster
keine spätere Grabenöffnung, wenn
Leerrohre für künftige Nachrüstung
mitverlegt werden
gute Wärmeübertragung für die Kabellegung muß die komplette
Trasse zwischen den beiden
Muffenstellen offengehalten und gesichert
werden
Kabel sind fixiert bei Fehlern, Austauschen der Kabel etc.
muß der Kabelgraben geöffnet werden
keine Zusatzkosten für Leerrohre Bodensetzungen, Verschiebungen etc.
wirken sich direkt auf die Kabel aus
Ohne Verlegung von Leerrohren steigt allerdings die nominale Übertragungsleistung um rund
5% bei zugleich etwas niedrigeren Investitionskosten.
Es steht im Ermessen des Netzbetreibers, ob er die Zusatzkosten der PE-Rohre und die mit
ihnen verbundenen Minderungen der nominalen Übertragungsleistung der Erdkabel vermeiden
möchte und stattdessen die genannten Nachteile in Kauf nimmt.
Im Folgenden wird zur Sicherstellung von kurzen Reparaturdauern und eines günstigen
Bauablaufes nur eine Kabelverlegung in Leerrohren näher untersucht.
(2) Verlegung in Einebenenanordnung
Im vorliegenden Abschnitt wird der Fall betrachtet, dass alle vier Kabelsysteme entsprechend
Abb. 3.3 bzw. der späteren Abb. 3.8 in derselben Ebene verlegt sind. Eine solche Anordnung
zeichnet sich durch einen verhältnismäßig geringen Aufwand bei der Verlegung aus.
Nach Abb. 3.3 ist eine die Kabel umgebende thermische Stabilisierung vorgesehen, die üblicherweise
aus Magerbeton (oder korngestuften Sanden) erstellt wird und auch bei hohen Kabeloberflächentemperaturen
eine Mindest-Wärmeleitfähigkeit von λst = 1,0 W/(K m) sicherstellt.
Alternativ hierzu wird ein neues Material, Powercrete, betrachtet [Brakelmann et al. 2011c], das
inzwischen bereits mehrfach in der Praxis eingesetzt wurde und auch in vollständig trockenem
Zustand eine weitaus höhere Mindest-Wärmeleitfähigkeit von λSt = 3,0 W/(K m) aufweist
[Brakelmann et al. 2011c; Brakelmann 2011].
Die Oberkante der thermischen Stabilisierung liegt nicht höher als 1,0 m, um oberhalb der
Kabeltrasse eine landwirtschaftliche Nutzung des Geländes weiter zu ermöglichen. Unterhalb
und seitlich der Kabel (bzw. der Legerohre) beträgt die Ausdehnung der thermischen Stabilisierung
etwa 150…200 mm.
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Abb. 3.3 : Kabelsysteme mit PE-Rohren
Einebenenanordnung der vier Kabelsysteme mit Auslegungsbeispiel
380/220-kV-Kabel (N)2XS(FL)2Y 3x1x2500 RMS/ 240 (ff.!); PE-Rohre 250/15
1000
1750
2000
System:
0
sc =
500
x
I II III IV
sS = sDS =
1000
1000
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Der Achsabstand der Kabeladern innerhalb eines Kabelsystems beträgt sc (lichter Abstand Δsc),
der Achsabstand zwischen zwei Kabelsystemen innerhalb eines Doppelsystems ist sS (lichter
Abstand ΔsS), und der Achsabstand zwischen zwei Kabel-Doppelsystemen wird mit sSD (lichter
Abstand ΔsS) bezeichnet. Die x-Koordinate wird nachfolgend immer über die Achse der am
weitesten links liegenden Kabelader definiert.
Dem thermisch stabilisierten Bereich wird die Wärmeleitfähigkeit von λSt zugeordnet, und
dem umgebenden Erdboden die Wärmeleitfähigkeiten λF bzw. λT für feuchten bzw. ausge-
trockneten Boden sowie die ungestörte Bodentemperatur Θa .
Betrachtet wird die Einebenenanordnung nach Abb. 3.3, bei der zum Einziehen der Kabel PE-
Rohre verlegt werden:
• Legetiefe h = 1,75 m.
Die einzelnen Abstände sind:
• Achsabstand der Kabeladern innerhalb eines Kabelsystems sc = 0,5 m.
• Achsabstand zwischen zwei Kabelsystemen innerhalb eines Doppelsystems sS = 1,0 m.
• Achsabstand zwischen zwei Kabel-Doppelsystemen sDS = 1,0 m.
• Die Breite der Grabensohle beträgt damit rund 7,6 m.
• Die Abmessungen des thermisch stabilisierten Bereichs sind damit xl = -0,3 m (links),
xr = 7,3 m (rechts), yo = 1,0 m (oben) sowie yu = 2,0 m (unten).
• Der Materialbedarf zur thermischen Stabilisierung beträgt (bei senkrechten Grabenwänden) rund
7 m 3 /m.
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Θa
λSt
λF
λT

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3.2.2 Übertragungsleistungen der Erdkabel
(1) Nominale Übertragungsleistung der Erdkabel ohne Ausfall von Erdkabelsystemen
Abb. 3.4 zeigt für einen Belastungsgrad von m = 0,8 die Belastbarkeiten von zwei Kabel-
Doppelsystemen für unterschiedliche Bodenparameter.
Ergebnis:
• Die bei Störung im übergeordneten Netz maximale Last von 5.266 MVA wird bei Berücksichtigung
der thermischen Überlastfähigkeit von Erdkabeln in Höhe von 20% und damit
einer nominal zu deckenden Last von 4.400 MVA (=5.266/1,2) erreicht. Eine ausreichend
lange Überlastfähigkeit von einigen Tagen bis zu einigen Wochen bis zur Behebung der
übergeordneten Netzstörung ist hier sicher gegeben, da eine nachhaltige Bodenaustrocknung
außerhalb des stabilisierten Bereiches bei der hier untersuchten Trasse ausgeschlossen
werden kann. Eine derartige Austrocknung würde nämlich Monate mit konstant ausgelasteten
Systemen benötigen, in jedem Fall länger, als die Auswirkungen der übergeordneten
Netzstörung andauern.
• Berücksichtigt man die Überlastfähigkeit der Kabel durch ersatzweisen Ansatz einer stationären
Last von 4.400 MVA (=5.266/1,2), so zeigt Abb. 3.4, dass die Netzstörung von
5.266 MVA von den beiden Kabel-Doppelsystemen beherrscht wird.
• Bei Einsatz eines hochwärmeleitfähigen Spezialbetons (Bodenparamer 4: Powercrete) wird die
thermische Grenzleistung der Freileitung von 5.266 MVA sogar ohne Berücksichtigung
der Überlastfähigkeit praktisch erreicht.
• Die im Normalbetrieb maximale Last von 3.400 MVA kann mit großer Leistungsreserve
übertragen werden.
Eine (unrealistische) rechnerische Annahme von Dauerlast, d.h. einer über viele Wochen konstant
anstehenden Höchstlast, würde die Belastbarkeiten gegenüber einem Belastungsgrad von
m = 0,8 um rund 10…14% vermindern. Die höchste Leistung im Normalbetrieb von
3.400 MVA kann jedoch auch bei Ansatz von Dauerlast mit großen Leistungsreserven übertragen
werden.
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Abb. 3.4 : Nominale Übertragungsleistung von zwei Kabel-Doppelsystemen
für unterschiedliche Bodenparameter (PE-Rohre)
S
6000
MVA
5000
4000
3.400
3000
2000
1000
0
5.266MVA
4.400MVA
1 2 3 4
Anordnung nach Abb. 3.3.
Bodenparameter (die sich so in den folgenden Abbildungen wiederholen):
1: λF / λT / λSt = 1,0 / 0,4 / 1,0
bedeutet: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton.
2: λF / λT / λSt = 1,0 / 0,4 / 3,0
bedeutet: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete.
3: λF / λT / λSt = 1,0 /1,0 / 1,0
bedeutet: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton.
4: λF / λT / λSt = 1,0 /1,0 / 3,0
bedeutet: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete.
λF : Wärmeleitfähigkeit für feuchten Boden (W/(K m));
λT : Wärmeleitfähigkeit für ausgetrockneten Boden (W/(K m));
λSt : Wärmeleitfähigkeit des thermisch stabilisierten Bereichs (W/(K m)).
Belastungsgrad m = 0,8; Parallelsysteme: I-III / II-IV; Phasenfolge (PhF): 1/6//1/6.
Bei den Kabeln ist die gesamte Übertragungsleistung aufgeteilt in die einzelnen Übertragungsleistungen der vier Kabelsysteme,
die entsprechend Abb. 3.3 farblich/schattiert gekennzeichnet sind. Wenn ein Kabelsystem nicht mit dem unmittelbar
benachbarten Kabelsystem, sondern mit dem übernächsten Kabelsystem parallelgeschaltet ist (I-III / II-IV), so hat
diese Schaltung im (n-1)-Störfall den Vorteil, dass zwischen den beiden Kabelsystemen des verbleibenden Doppelsystems
ein erheblich vergrößerter Abstand gegeben ist als bei anderer Zusammenschaltung und dieses Kabelsystem damit
stärker überlastet werden kann.
Die angegebene Phasenfolge (PhF) 1/6//1/6 der Kabel-Doppelsysteme bedeuten eine Phasenaufteilung in den Doppelsystemen
mit L1/L2/L3//L3/L2/L1 -- L1/L2/L3//L3/L2/L1. In den meisten symmetrischen Kabelanordnungen erlaubt
diese Phasenanordnung eine gleichmäßige Stromaufteilung auf die Kabeladern. Phasenfolge (PhF) 1/1//1/1 bedeutet eine
Phasenaufteilung in den Doppelsystemen mit L1/L2/L3//L1/L2/L3 -- L1/L2/L3//L1/L2/L3.
(2) Nominale Übertragungsleistung der Erdkabel bei Ausfall von Erdkabelsystemen
Abb. 3.5 zeigt für den Ausfall von Erdkabelsystemen (´Störfall´) die verbleibende nominale
Übertragungsleistung der verbleibenden Erdkabelsysteme (sonstige Annahmen wie in Abb. 3.4) für
unterschiedliche Bodenparameter.
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Abb. 3.5 : Nominale Übertragungsleistung der verbleibenden Erdkabelsysteme
bei Ausfall von Erdkabelsystemen für unterschiedliche Bodenparameter
S
4000
MVA
3000
2000
1000
a) Ausfall eines b) Zusätzlicher Ausfall von einem der beiden Erdkabelsysteme
Stromkreises im noch verfügbaren Stromkreis
(n-1-Störfall) (n-2-Störfall)
Ziffern 1…4 Ziffern 5…8
0
2.633 MVA
1 2 3 4 5 6 7 8
Anordnung nach Abb. 3.3.
Bodenparameter:
1/5: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton;
2/6: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete;
3/7: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton;
4/8: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete.
Belastungsgrad m = 0,8; Parallelsysteme: I-III / II-IV; Phasenfolge (PhF): 1/6//1/6.
Weitere Erläuterungen unter Abb. 3.4.
Ergebnis:
a) Ausfall eines Stromkreises, also (n-1)-Störfall:
• Die gesicherte Leistung von 2.633 MVA kann übertragen werden, da eine Bodenaustrocknung
während der erforderlichen Reparaturdauer ausgeschlossen werden kann (Fälle 3 und
4), bei Einsatz von Powercrete (Fälle 2 und 4) sogar auch bei rechnerischer Berücksichtigung
einer Bodenaustrocknung.
• Die erdkabelgesicherte Leistung von 2.200 MVA (entspricht 2.633 MVA bei Berücksichtigung der
Überlastbarkeit von Erdkabeln, vgl. das frühere Kap. 2.5.2) kann in jedem Fall übertragen werden.
• Die Installation von Reserveadern (vgl. Kap. 2.4.1(2)) ist zwar nicht erforderlich, zur Vermei-
dung von längeren Stromkreisausfällen bei ggf. erforderlichen Erdkabelreparaturen ist dies
zu überlegen.
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b) Zusätzlicher Ausfall von einem der beiden Erdkabelsysteme im noch verfügbaren Stromkreis,
also (n-2)-Störfall:
• Die Übertragungsleistung des verbleibenden Einzelsystems liegt bei Einsatz von Powercrete
(Fall 4) dauerhaft bei etwa 1.500 MVA.
• Insbesondere bei Einsatz von Temperaturmonitoring (vgl. Kap. 3.1.1(3)) ist eine höhere Über-
lastung gesichert möglich.
• Zur Vermeidung von längeren Stromkreisausfällen bei ggf. erforderlichen Kabelreparaturen
ist bei Berücksichtigung dieses n-2-Störfalls die Installation von Reserveadern (vgl. Kap.
2.4.1(2)) zu empfehlen.
• Bei entsprechender Auslegung der Übergangsfelder kann durch Umschalten (Umklemmen)
der verbliebenen intakten Kabeladern während der (n-2)-Situation auch ein funktionsfähiges
Doppelsystem mit der gesicherten Leistung wiederhergestellt werden.
(3) Erhöhung der Übertragungsleistung durch geeignete Zusammenschaltung
der Kabelsysteme
Eine Zusammenschaltung der Kabelsysteme zu Doppelsystemen, so dass jeweils die nicht
benachbarten Kabel zu einem Stromkreis zusammengeschaltet werden, sondern Kabel I+III
und II+IV statt Kabel I+II und III+IV, erhöht die nominale Übertragungsleistung der Erdkabel
bei ungestörter Trasse nur geringfügig. Im Gegensatz dazu hat die Art der Schaltung der Parallelsysteme
erheblichen Einfluss auf die Belastbarkeit der Doppelsysteme im (n-1)-Störfall:
Durch die für Abb. 3.4 und Abb. 3.5 durchgeführte Schaltung der Leitungssysteme I mit III
zu Stromkreis 1 sowie II mit IV zu Stromkreis 2 ergeben sich Belastbarkeitssteigerungen um
rund 10% gegenüber der üblichen Schaltung I mit II und III mit IV.
3.2.3 Magnetfelder der Kabelsysteme bei Verlegung im Erdboden
(1) Verteilung der magnetischen Induktion an der Erdoberfläche
Abb. 3.6 zeigt die horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage an der
Erdoberfläche; zugrunde gelegt wurde die in Abb. 3.3 gezeigte Anordnung der Kabelanlage.
Ergebnis:
• Die obere Kennlinie zeigt die magnetische Induktion bei der maximalen Übertragungsleistung
von 2*2.633 MVA = 5.266 MVA (vgl. Tab. 2.4), die bei einer Netzstörung auftreten
kann. Auch bei dieser nur kurzzeitig möglichen Last des gestörten Netzbetriebes (Ausfall
anderer Leitungen) wird der 100 μT-Grenzwert direkt oberhalb der Kabelanlage eingehalten.
Eine Größe von 10 μT wird bereits rund 5 m neben der Kabeltrasse unterschritten.
• Die untere Kennlinie berücksichtigt die maximale Übertragungsleistung im ungestörten
Normalbetrieb von 2*1.700 MVA = 3.400 MVA (vgl. Tab. 2.4). Hier werden rund 64 μT direkt
oberhalb der Kabelanlage erreicht, während 10 μT bereits rund 4 m neben der Kabeltrasse
unterschritten wird.
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• Im Normalbetrieb wird der Zeitmittelwert des Stromes nicht mehr als 50% dieses Höchstwertes
betragen, so dass nur etwa die Hälfte der durch die untere Kennlinie dargestellten
magnetischen Induktion zur Wirkung kommt. Dies bedeutet, dass im zeitlichen Mittel beispielsweise
nur 10 μT schon in einem Abstand von rund 3 m neben der Kabeltrasse eingehalten
wird, 1 μT bei rund 15 m.
Abb. 3.6 : Horizontale Verteilung der magnetischen Induktion
der Kabelanlage an der Erdoberfläche
magnetische Induktion B
B
100
μT
80
60
40
20
2*2.633 MVA (2*4.000 A)
2.633 MVA (4.000 A)
3.400 MVA (5.166 A)
0
0 5 10 15 m 20
obere, gestrichelte Linie: Maximale Übertragungsleistung bei Netzstörung, 2*2.633 MVA (2*4.000 A)
mittlere Linie: Maximale Übertragungsleistung bei Trassenstörung, 1*2.633 MVA (1*4.000 A)
untere Linie: Übertragungsleistung bei Höchstlast im Normalbetrieb, 2*1.700 MVA (2*2.583 A)
Kabelauslegung laut Abb. 3.3; zur Definition von x s. Abb. 3.3;
Parallelsysteme: I-III / II-IV; PhF 1/6//1/6.
Bei Erdkabel gibt es, im Gegensatz zu Freileitungen, praktisch kein elektrisches Feld oberhalb
der Erdoberfläche (vgl. das frühere Kap. 3.1.2(2)).
(2) Reduzierung des Magnetfeldes durch Schirmung
Viele Abschirmmaßnahmen haben spürbare Zusatzkosten und zudem erhöhte Betriebsverluste
zur Folge. Eine wenig aufwändige Realisierung zeigt die nachstehende Abb. 3.7, bei der acht
Kompensationleiter – einfach isolierte, kostengünstige Aluminiumleiter, z.B. 8x500 mm 2 , auf
der thermischen Stabilisierung positioniert sind. Bei geeigneter, optimierter Auslegung stellen
diese Kompensationsleiter sicher, dass die Magnetfeldverteilungen nach Abb. 3.6 nicht überschritten
werden, obwohl in Abb. 3.7 die Legetiefe spürbar verringert wurde. Die Verluste der
Kompensationsleiter und ihre thermische Beeinflussung der Kabel bleiben bei optimierter
Auslegung gering, sodass diese Anordnung Steigerungen des Übertragungsvermögens und,
wegen der geringeren Grabentiefe, auch Kosteneinsparungen erlaubt.
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Abb. 3.7 : Kabelsysteme wie Abb. 3.3, aber auf 1,30 m verringerte Legetiefe
sowie acht Kompensationsleiter oberhalb der Kabelanlage
Einebenenanordnung der vier Kabelsysteme mit Auslegungsbeispiel
380/220-kV-Kabel (N)2XS(FL)2Y 3x1x2500 RMS/ 240 (ff.!); PE-Rohre 250/15
1000
1300
1550
System:
0
sc =
500
x
I II III IV
sS = sDS =
1000
Komp.
leiter
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1000
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Allerdings kommt man selbst dann, wenn durch geeignete Anordnungen ein niedriges Magnetfeld
sichergestellt wird – wie z.B. enge Verlegung, Phase-Splitting (vgl. das folgende Kap.
3.3.3) etc. – nicht um die Problematik herum, dass im Bereich der Verbindungsmuffen ungünstigere
Bedingungen gegeben sind: Aus montagetechnischen Gründen müssen hier die Kabelleiter
in veränderter Anordnung mit vergrößerten Achsabständen geführt werden, was in der
Regel zu spürbar erhöhten Magnetfeldern führt. Hier wird dann ebenfalls eine Schirmung
ähnlich wie in Abb. 3.7 in Erwägung zu ziehen sein. Dabei können neu entwickelte Verfahren
und Anordnungen (z.B. „Turborohre“) genutzt werden [Brakelmann/Dong/Waschk 2011].
Es gibt vielfältige Maßnahmen, das Magnetfeld einer Kabelanlage zu verringern [Orton/Brakelmann
2011; Orton/Brakelmann 2011a]. Die wichtigsten hiervon sind beispielsweise:
• Kompensationsleiter (´passive loops´), die – wie in Abb. 3.7 – in die Nähe der Kabel gelegt
und miteinander beidseitig kurzgeschlossen werden und dadurch vom Kabelsystem feldschwächende
Gegenströme induziert bekommen (Schirmfaktoren bis etwa 5) [Brakelmann 2008;
Brakelmann 2008a; Brakelmann/Brüggmann/Waschk 2011];
• ferromagnetische Kapselungen wie Stahlrohre, Abschirmkästen etc. (Schirmfaktoren bis etwa
100) [Brakelmann et al. 2011b];
• spezielle Kabelkonstruktionen mit hochpermeablen Abschirmbändern (IES-Kabel) [Biele-
feld/Brakelmann/Waschk 2008; Brakelmann/Brüggmann/Waschk 2011a].
Θa
λSt
3.3 Erdkabel in Phase-Splitting-Anordnungen
3.3.1 Verlegung der Erdkabel in Phase-Splitting-Anordnungen
Bei dem Prinzip des Phase-Splitting [Orton/Brakelmann 2011; Orton/Brakelmann 2011a] werden bei
einem Kabel-Doppelsystem die Kabelanordnung wie auch die Phasenfolge so optimiert, dass
λF
λT

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eine weitgehende Kompensation des Magnetfeldes eintritt. Abb. 3.8 zeigt ein Beispiel: Innerhalb
eines Leitungskanals, z.B. eines Stahlbetonrohres oder eines GFK-Rohres, seien sechs
Kabeladern in einem symmetrischen Sechseck angeordnet. Die beiden Kabelsysteme liegen
nun jeweils in einem symmetrischen Dreieck und erzeugen jeweils, wenn sie mit Drehstrom
beaufschlagt werden, ein rotierendes Drehfeld. Bei Beaufschlagung beider Systeme mit der
gleichen Phasenfolge ist das Drehfeld des zweiten Kabelsystems gegenüber dem Drehfeld des
ersten Kabelsystems aus räumlichen Gründen um 180° nachlaufend, ihm also entgegengesetzt.
Damit findet eine weitgehende Auslöschung des resultieren Drehfeldes statt.
Abb. 3.8 : Schema des Phase-Splittings: Mantelrohr mit zwei Kabelsystemen
in PE-Rohren und einem Kühlrohr
L1-I
L2-II L3-II
L3-I L2-I
LII-1 L1-II
Mantelrohr
CableCem
PE-Rohr
Kabel
Wegen der verhältnismäßig dichten Kabelanordnungen ist für die bei der Quickborn-Leitung
besonders hohen Übertragungsleistungen eine zeitweilige Zwangskühlung in Betracht zu ziehen.
Abb. 3.9 zeigt eine Anordnung der beiden Kabel-Doppelsysteme in zwei Stahlbetonrohren
mit zwei zusätzlichen Kühlrohren. Werden dieselben Einziehrohre wie zuvor (PE-Rohre 250/15)
verwendet, so wird das Mantelrohr einen Innendurchmesser von etwa 1.200 mm und einen
Außendurchmesser von rund 1.600 mm aufweisen. Werden zwei Mantelrohre im Bohrpressverfahren
nebeneinander in den Boden eingebracht, so muss der lichte Abstand zwischen
ihnen mindestens gleich dem Rohrdurchmesser sein. Für vier Kabelsysteme in zwei Mantelrohren
ergibt sich damit eine Anordnung wie in Abb. 3.9 mit einer benötigten Trassenbreite
von 4,8 m. Der Achsabstand der Kabel beträgt in diesem Fall 404 mm. Eine derartige Kabelanordnung
kann auch in offener Bauweise erstellt werden, wobei dann die Trassenbreite nur
etwa 4,3 m beträgt.
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Abb. 3.9 : Zwei Leitungskanäle jeweils mit Kabel-Doppelsystem und zwei Kühlrohren
1600
4800
Die Stahlbetonrohre können im Bohrverfahren (geschlossene Bauweise), in der halboffenen Bauweise
oder im offenen Kabelgraben verlegt werden. Inzwischen sind für die geschlossene und
die halboffene Bauweise moderne, gesteuerte Bohrverfahren verfügbar, die Abschnittslängen
von 1000…2000 m ermöglichen. Die halboffene Bauweise reduziert die Legekosten im Vergleich
zur geschlossenen Bauweise auf etwa 50…60%. Gegenüber dem offenen Kabelgraben
bietet sie verschiedene Vorteile (vgl. Kap. 3.4.2(2):
• erhöhte Arbeitsgeschwindigkeit (bis zu ca. 100 m/d),
• verringerte Aushubmenge (zwei Gräben mit nur je etwa 1 m Breite),
• ggf. geringere Kosten als bei offener Bauweise; dies gilt insbesondere dann, wenn die
Oberflächen aufwändig wiederhergestellt werden müssen oder wenn eine Wasserhaltung
nötig wäre,
• Kosten- und Zeitersparnisse sowie ein geringerer Eingriff in die Bodenstruktur, da keine
zusätzliche thermische Stabilisierung benötigt wird.
Diese Anordnung nach Abb. 3.9 kann auch in offener Bauweise erstellt werden, wie dies in
Abb. 3.10 gezeigt ist. Ergänzend sind in der Abb. 3.10 bei derselben Kabelanordnung vier
statt zwei Kühlrohre je Kabel-Doppelsystem vorgesehen, wodurch sowohl der Kühleffekt,
also die Übertragungsleistung der Kabel, als auch die Redundanzen im Kühlsystem vergrößert
werden.
In der Ausführung nach Abb. 3.10 beträgt die Legetiefe (obere Kabeladern) 1,50 m, der Achsabstand
der Kabel ist 404 mm (Lücke ca. 150 mm), und die Sohlenbreite des Kabelgraben beträgt
nur 3,50 m bei einer Grabentiefe von 2,50 m.
Nachteilig bei den Anordnungen nach Abb. 3.10 ist der verhältnismäßig große Verlegeaufwand
mit Kabeladern und Kühlrohren in drei Legeebenen. Allerdings sind hierzu auch
Einschritt-Verfahren mithilfe entsprechender Positionierungs- und Haltevorrichtungen im
Kabelgraben möglich.
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Abb. 3.10 : Anordnung wie in Abb. 3.8, aber im offenen Kabelgraben
mit jeweils vier außenliegenden Kühlrohren
h = 1,30 m/1,65 m/2,0 m
404
1058 1000
3500
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1058
3.3.2 Übertragungsleistungen von Phase-Splitting- Kabelanordnungen
Abb. 3.11 zeigt die übertragbaren Leistungen von Phase-Splitting- Kabelanordnungen gemäß
der Anordnung in Abb. 3.9 für unterschiedliche Boden- und Kühlungsparameter. Balken 1 bis
4 geben Werte ohne Kühlung, Balken 5 und 6 mit Kühlung (zu möglichen Kühlanlagen und Belüftungsanlagen
siehe [Zhang 2009]).
Ergebnis:
• Mit Phase-Splitting-Kabelanordnungen sind Auslegungsmöglichkeiten gegeben, bei denen
die im ungestörten Betrieb geforderten Übertragungsleistungen auch ohne Kühlung beherrscht
werden.
• Die bei Störung im übergeordneten Netz maximale Last von 5.266 MVA (vgl. die frühere Tab.
2.4, Sp. 3) kann bei Berücksichtigung einer thermischen Überlastfähigkeit von Erdkabeln in
Höhe von 20% und damit einer nominal zu deckenden Last von 4.400 MVA (=5.266/1,2)
auch ohne Kühlung bei Einsatz eines hochwärmeleitfähigen Spezialbetons (Bodenparamer
4: Powercrete) erreicht werden.
• Bei thermischer Stabilisierung mit Magerbeton werden die 4.400 MVA nicht ganz erreicht.
Allerdings wird die thermische Überlastfähigkeit der Kabel es trotzdem erlauben, über die
Dauer einer übergeordneten Netzstörung die Übertragung der 5.266 MVA sicherzustellen.
Eine ausreichend lange Überlastfähigkeit von Stunden bis zu einigen Tagen bis zur Behebung
der übergeordneten Netzstörung ist hier sicher gegeben, da eine nachhaltige Bodenaustrocknung
außerhalb des stabilisierten Bereiches bei der hier untersuchten Trasse, zumal
über solche kurzen Zeitspannen, ausgeschlossen werden kann. Eine derartige Austrocknung
würde Monate mit konstant ausgelasteten Systemen benötigen, in jedem Fall
länger, als die Auswirkungen der übergeordneten Netzstörung andauern.
1000
1300
1650
2000
2200

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• Die im Normalbetrieb maximale Last von 3.400 MVA kann auch ohne Kühlung mit großer
Leistungsreserve übertragen werden.
Abb. 3.11 : Nominale Übertragungsleistung bei Phase-Splitting-Kabelanordnungen
für unterschiedliche Boden- und Kühlungsparameter
S
7000
MVA
6000
5000
4000
3.400
3000
2000
1000
0
5.266 MVA
4.400MVA
ungekühlt
1 2 3 4 5 6
1 bis 4 ohne Kühlung:
1: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton;
2: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete;
3: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton;
4: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete.
5 und 6 mit Kühlung:
5: Kühlwassertemperatur: 4*30°C; Bodenparameter wie 4;
6: Kühlwassertemperatur 4*25°C; Bodenparameter wie 4;
Kühlwasser weist in allen Rohren dieselbe Kühlwassertemperatur auf (dies entspricht dem Kühlwasser-Umkehrpunkt).
Belastungsgrad m = 0,8 (wie in allen früheren Abb. zugrunde gelegt).
Aus Gründen der Magnetfeldkompensation wie auch der Redundanz sind hier jeweils die geometrisch benachbarten
sechs Kabeladern zu einem Doppelsystem zusammengeschaltet:
Parallelsysteme: I-II / III-IV; Phasenfolge (PhF): 1/1//1/1.
Kabel in Rohren 250/15; h = 1,50 m (obere Kabeladern); s c = 0,60 m; Kühlrohre 150/15.
Anordnung wie in Abb. 3.9; weitere Erläuterungen unter Abb. 3.4.
Abb. 3.12 zeigt die nominale Übertragungsleistung bei Phase-Splitting-Kabelanordnungen bei
Ausfall eines Stromkreises für unterschiedliche Boden- und Kühlungsparameter gemäß der
Anordnung in Abb. 3.9, und zwar Balken 1 bis 4 noch ohne Kühlung, Balken 5 und 6 mit
Kühlung (zu möglichen Kühlanlagen und Belüftungsanlagen siehe [Zhang 2009]).
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Abb. 3.12 : Nominale Übertragungsleistung bei Phase-Splitting-Kabelanordnungen bei
Ausfall eines Stromkreises für unterschiedliche Boden- und Kühlungsparameter
S
4000
MVA
3000
2000
1000
0
2.633 MVA
ungekühlt
1 2 3 4 5 6
1 bis 4 ohne Kühlung:
1: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton;
2: partielle Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete;
3: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Magerbeton;
4: keine Bodenaustrocknung außerhalb der thermischen Stabilisierung aus Powercrete.
5 und 6 mit Kühlung:
5: Kühlwassertemperatur: 2*30°C; Bodenparameter wie 4;
6: Kühlwassertemperatur 2*25°C; Bodenparameter wie 4.
Anordnung wie in Abb. 3.9; weitere Erläuterungen unter Abb. 3.4 und Abb. 3.11 (alle Parameter wie in Abb. 3.11).
Ergebnis:
• Die gesicherte Leistung von 2.633 MVA ((n-1)-Störfall) kann auch ohne Kühlung bei thermischer
Stabilisierung durch Spezialbeton (´Powercrete´) übertragen werden, da eine Bodenaustrocknung
während der erforderlichen Reparaturdauer ausgeschlossen werden kann (Fall
4).
• Die erdkabelgesicherte Leistung von 2.200 MVA (d.h. 2.633 MVA bei Berücksichtigung der Überlastbarkeit,
vgl. das frühere Kap. 2.5.2) kann in jedem Fall auch ohne Kühlung übertragen werden.
• Ohne Kühlung ist zur Vermeidung von längeren Stromkreisausfällen bei ggf. erforderlichen
Kabelreparaturen die Installation von Reserveadern (vgl. Kap. 2.4.1(2)) zu überlegen.
• Mit Kühlung kann die gesicherte Leistung von 2.633 MVA mit großen Leistungsreserven
übertragen werden, auch wenn in den Kühlrohren eine Wassertemperatur von 30°C angenommen
wird (Fall 5: vorsichtige Abschätzung für den sehr kurzen Kühlabschnitt).
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3.3.3 Magnetfelder von Erdkabeln in Phase-Splitting-Anordnungen
Das Magnetfeld wird durch Phase-Splitting-Anordnungen der Kabel deutlich verringert. Abb.
3.13 zeigt die horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage an der Erdoberfläche
bei Phase-Splitting-Kabelanordnungen bei Verlegung gemäß der früheren Abb.
3.9.
Abb. 3.13 : Horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage
an der Erdoberfläche bei Phase-Splitting-Kabelanordnungen
B
40
μT
30
20
10
0
0 3,27 m 5 10 15 m 20
obere Kennlinie: 2x2.633 MVA = 5.266 MVA
untere Kennlinie: 2*1.700 MVA = 3.400 MVA (Höchstlast im Normalbetrieb)
Anordnung wie in Abb. 3.9.
Ergebnis:
x
• Die obere Kennlinie gibt die magnetische Induktion für eine Höchstlast von 2x2.633 MVA
(entspricht 2x4.000 A) zugrunde, die nur bei Störung im übergeordneten Netz kurzzeitig auftreten
kann (Ausfall anderer Leitungen, vgl. die frühere Tab. 2.4, Sp. 3). Der Grenzwert von 100 μT
wird auch direkt oberhalb der Kabelanlage sicher eingehalten und ist nur etwa halb so groß
wie ohne Phase-Splitting (vgl. die frühere Abb. 3.6).
• Die untere Kennlinie berücksichtigt eine Last von 2*1.700 MVA (entspricht 2*1.291 A), die
als größte Last im Normalbetrieb möglich ist (vgl. die frühere Tab. 2.4, Sp. 1). Die maximale
magnetische Induktion an der Erdoberfläche liegt bei rund 25 μT. Bereits in einem Abstand
von etwa 1 m neben der äußeren rechten Kabelader werden 10 μT eingehalten, bei 7
m schon 1,0 μT.
• Im Normalbetrieb wird der Zeitmittelwert des Stromes nicht mehr als 50% dieses Höchstwertes
betragen, so dass nur etwa die Hälfte der durch die untere Kennlinie dargestellten
magnetischen Induktion zur Wirkung kommt. Dies bedeutet, dass im zeitlichen Mittel beispielsweise
10 μT auch direkt oberhalb der Kabeltrasse nur geringfügig überschritten wird
und schon in einem Abstand von weniger als 1 m neben der Kabeltrasse sicher eingehalten
wird, 1 μT bei rund 5 m Abstand.
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Bei Erdkabeln gibt es, im Gegensatz zu Freileitungen, praktisch kein elektrisches Feld oberhalb
der Erdoberfläche (vgl. das frühere Kap. 3.1.2(2)).
3.4 Kabel in begehbaren Leitungsgängen
Alternativ zu den beiden vorangegangenen baulichen Alternativen der Kabelverlegung im
Erdreich (vgl. das frühere Kap. 3.2) und in Phase-Splitting-Anordnung (vgl. das vorherige Kap. 3.3)
können die Kabel auch in einem begehbaren Leitungsgang verlegt werden. Im folgenden Abschnitt
sollen die Möglichkeiten untersucht werden, die vier Kabelsysteme in einem oder in
zwei begehbaren Leitungsgängen unterzubringen. Eine solche Art der Installation bietet gegenüber
der direkten Erdverlegung einige entscheidende Vorteile:
• hervorragender mechanischer Schutz der Kabel,
• Begehbarkeit zwecks Reparatur, Wartung und Monitoring,
• bei Zwangsbelüftung hohe Belastbarkeitsreserven und
• ggf. Einsatz von kostengünstigeren Kabeln mit Aluminiumleitern möglich.
Die Technologien zur Erstellung solcher Leitungsgänge haben sich entscheidend weiterentwickelt
[Brakelmann/Stein et al. 2011d; Brakelmann/Waschk 2011]. Heute ist es möglich, Leitungsgänge
unterhalb bestehender Strukturen, wie Straßen, Radwegen, Bahnanlagen etc. über große Strecken
zu führen, so dass auch dort Möglichkeiten zur Kabelverlegung entstehen, wo z.B. durch
dichte Bebauung eigentlich kein Trassenraum mehr verfügbar ist. Zudem bietet der begehbare
Leitungsgang bei Querungen von Bahnen, Straßen, Flüssen etc. eine Alternative zu einer größeren
Zahl von Einzelbohrungen für Kabelrohre.
Zur Gewährleistung der Begehbarkeit müssen Leitungsgänge eine lichte Durchgangshöhe von
≥ 1.8 m und eine lichte Breite von ca. 0,8 m besitzen.
3.4.1 Verlegung von Kabeln in begehbaren Leitungsgängen
(1) Herkömmliche Kabelverlegung im begehbaren Leitungsgang (Tunnel)
Sollen die beiden Kabel-Doppelsysteme räumlich getrennt voneinander untergebracht werden,
so führt dies zu einer Anordnung mit zwei Leitungsgängen, die jeweils sechs Kabeladern
enthalten (ggf. zzgl. Reserveadern), vgl. Abb. 3.14a. Die Kabel werden auf Halterungen gelagert
und gehalten, die sich in Längsrichtung in einem Abstand zueinander von etwa 5 m bis 7 m
befinden.
Wegen der zwei Bohrpressvorgänge ist die Erstellung aufwändig. Als Alternative kommt gegebenenfalls
ein vergrößerter Zweikammer-Leitungsgang in Betracht, der in der Mitte eine
Trennwand aufweist, welche die beiden Kabel-Doppelsysteme räumlich voneinander trennt,
vgl. Abb. 3.14b. In diesem Fall sollte die Zwischenwand magnetisch abschirmend, z.B. als
Stahlwand, ausgelegt werden, um das Magnetfeld im Leitungsgang zu begrenzen.
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Abb. 3.14 : Zwei begehbare Leitungsgänge mit jeweils zwei Kabelsystemen
a) Zwei Leitungsgänge, Ø je ca. 2,2 m, b) Ein Leitungsgang, Ø ca. 3,5 m,
mit jeweils zwei Kabelsystemen mit vier Kabelsystemen
h
B
D
h
B
D
B B
(2) Kabel- und Installationssystem PowerTube
Zur besonders günstigen Nutzung solcher begehbarer Leitungsgänge wurde das innovative
Kabel- und Installationssystem ´PowerTube´ vorgestellt [Brakelmann/Stein et al. 2011d; Brakelmann/Waschk
2011].
Abb. 3.15 zeigt eine Skizze für einen PowerTube-Leitungsgang mit 2 bzw. 4 Kabelsystemen.
Dabei erfolgt in der Regel eine gemeinsame Verlegung von zwei oder mehr Kabelsystemen in
gleicher Trasse und Gradienten in einer baulichen Hülle, die auch die unterirdische Verlegung
mit Verfahren des grabenlosen Leitungsbaues, auch geschlossene Bauweise genannt, erlaubt
(vgl. das spätere Kap. 3.4.2(3)).
Abb. 3.15 : PowerTube-Leitungsgang mit vier gekapselt verlegten Einleiterkabelsystemen
mit Reserveadern
a) Zwei Leitungsgänge, Ø je ca. 2,2 m, mit jeweils b) Ein Leitungsgang, Ø ca. 3,0 m, mit
zwei Kabelsystemen und je zwei Reserveadern vier Kabelsystemen und zwei Reserveadern
Der kreisförmige Einkammerquerschnitt des PowerTube-Leitungsganges mit 4 Kabelsystemen
besitzt einen lichten Durchmesser von nur rund 3,0 m. Möglich wird dies durch die eingangs
aufgezeigten innovativen anlagentechnischen Maßnahmen und hier insbesondere durch
die Kapselung in beidseitig geerdete Aluminiumrohre, mit denen die folgenden, bisher bei der
Kabelverlegung in Leitungsgängen auftretenden technischen Probleme und Schwierigkeiten
eliminiert werden:
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D/2
s w
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• Das mechanische Haltesystem muss für sehr große Kurzschlusskräfte ausgelegt werden.
• Die Kurzschlusskräfte zwischen den Kabeln nehmen umgekehrt proportional zu ihrem Abstand
zu, so dass üblicherweise Abstände von 0,5 m und mehr zwischen den Kabeladern
eingehalten werden.
• Im Leitungsgang herrschen aufgrund der Nähe zu den Kabeln große Magnetfeldstärken.
Dies ist im Hinblick auf den gegebenen Grenzwert bei Arbeiten im Leitungsgang zu beachten.
• Wegen dieser hohen Magnetfelder werden in parallel geführte metallene Leiter, z.B. Beleuchtungssysteme,
Längsspannungen induziert. Aus diesem Grunde wurde beispielsweise
in einem Tunnel bei einer Muffeninstallation während der Schweißarbeiten am Leiter das
benachbarte System abgeschaltet.
• Im Fall eines Kabeldurchschlags besteht die Gefahr, dass sich im Leitungsgang eine
Druckwelle ausbreitet. Zudem kann das Magnetfeld des Kurzschlussstroms stoßartige
Kräfte auf benachbarte Metallteile (z.B. Schraubenschlüssel) ausüben, so dass Personengefährdung
besteht. Wird das Arbeiten im Leitungsgang, während Kabelsysteme dort unter
Spannung stehen, nicht zugelassen, so bedeutet dies für jedes nach dem (n-1)-Prinzip ausgelegte
Kabel-Mehrfachsystem, dass mindestens ein Zweikammer-Leitungsgang oder zwei
Einkammer-Leitungsgänge erforderlich werden.
Das PowerTube-System wird auch bei Zwischenverkabelungen höchsten Ansprüchen an die
Leistungsfähigkeit zur Erhöhung des Übertragungsvermögens sowie an die Zuverlässigkeit
zur Minderung der Ausfallraten der Kabelsysteme gerecht durch eine spezielle elektrotechnische
Auslegung der Kabel unter Berücksichtigung hoher Redundanzen:
• Kapselung der Kabel in Aluminiumrohren zwecks Koaxialbetrieb, Beseitigung betrieblicher
Probleme in der baulichen Hülle (Explosions- und Brandgefahr, Magnetfelder, mechanische
Kräfte) und Vermeidung von Cross-Bonding-Problemen, z.B. beim Einsatz der Reserveadern,
• Einsatz von Reserveadern, die dann beliebig angeordnet sein können sowie
• Umschaltmöglichkeiten der Reserveadern in den Übergangsfeldern.
Für die hier relevante Quickborn-Trasse ist dem Netzbetreiber wegen seiner vielfältigen
Vorteile die Anwendung des Kabel- und Installationssystems ´PowerTube´ zu empfehlen.
3.4.2 Bauliche Ausführung von begehbaren Leitungsgängen
Im Folgenden soll eine kurze Übersicht über die heute verfügbaren Verfahren zur Erstellung
eines begehbaren Leitungsgangs aufgezeigt werden. Mit Hilfe einer Vielzahl möglicher Bauausführungsarten
kann der Leitungsgang hergestellt werden in verschiedenen Bauweisen
• offene,
• halboffen,
• geschlossen.
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Brakelmmann/Jarass
Abb. 3.16
zeigt ein Beispie el für eineen
begehba aren Leitun ngsgang in offener Bauweise B
(´Infrastruukturkanal´).
Bei der off fenen Bauwweise
komm mt die Ortbet tonbauweise
[Dupré] od der auch,
wenigerr
kostengünnstig,
die Fe ertigteil- unnd
Mischbau uweise infra age. Der Kaabelgraben
muss zu
beiden Seiten neben
der Bet toniereinrichhtung
etwa a 1 m breite er ausgeschhachtet
wer rden, die
Grabenssohle
benöttigt
eine bef festigte Betttung,
z.B. eine e Schotte erschicht. AArbeitsgesch
hwindigkeit
etwwa
15 m pro Tag.
Abb. 33.16
: Verleggung
eines Leitungsgan
L nges in offener
Bauweise e
Quelle: [ Dupré].
Die Kosten
für einnen
derartig gen Infrastruukturkanal
(1,8 m*2,2 m innen) werdden
vom Hersteller H
sehr nieedrig
pauschhal
mit etwa a 1000 €/m angegeben.
Für 4 Kabelsysteme
ssind
2 solch her Infra-
strukturrkanäle
erfoorderlich.
Nach N Hersteellerangaben
n erhöhen sich dadurcch
die Kosten
aber
stark unnterproportioonal.
Für die späteren Koostenvergle
eiche werdenn
einschließ ßlich Kosten n für die Errdarbeiten
für f 1 Ka-
nal 1.5000
€/m angeesetzt,
für 2 Kanäle 2.000
€/m (vgl.
die spätere Tab. T 4.1, Z. 3.11
und 3.1a).
Bei schhmalen
Trasssen,
z.B. unter u Waldwwegen
und in unbebau utem Gelännde,
z. B. landwirt
schaftlicchen
Nutzfl flächen, biet tet sich die Verlegung g des Leitun ngsganges iin
halboffen nerBau- weise, aauch
halboffener
Roh hrvortrieb ggenannt,
an. . Dieser ist t dadurch ccharakterisie
ert, dass
vorgefertigte
Vortrriebsrohre,
wie w beim ggesteuerten
Rohrvortrie R eb, von eineem
Startsch hacht aus
bis zumm
Zielschachht
vorgepresst
werden. Der Abbau u des Boden ns erfolgt imm
Schutze eines im
Scheitell
offenen Scchneidschuh
hs von der Geländeobe erfläche aus s mit Hilfe eines Greif fers oder
Baggerss.
Hierfür dient ein in der Vorrtriebstrasse
e verlaufen nder und bbis
zum Vortriebs-
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(1) Offene O Bauwweise
(Infrastrukturk
kanal)
(2) Halboffene H BBauweise
(Bohrverfa ( hren)
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Erdka kabellösung Quickborn Q
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rohrstrang reichender schmaler, verbauter Graben, vgl. Abb. 3.17. Die Breite des Grabens und
des Schlitzes im Schneidschuh beträgt, je nach Rohrdurchmesser, etwa 1,2 m bis 1,5 m. Die
Vorteile dieses Verfahrens gegenüber der offenen Bauweise erstrecken sich vor allem auf die
Reduzierung des Aufbruches des Straßenbelages und dessen Wiederherstellung, der Erdarbeiten
(Bodenaushub und –verfüllung), der Wasserhaltungskosten und der Beeinträchtigung benachbarter
baulicher Anlagen und Bepflanzungen. Bei fachgerechter Ausführung erhält der PowerTube-Leitungsgang
eine ideale Bettung.
Abb. 3.17 : Verlegung eines Leitungsganges in halboffener Bauweise
(halboffener Rohrvortrieb)
Quelle: [Brakelmann/Stein et al. 2011d; Stein 2012].
offener Schneidschuh zum Bodenabbau mit Bagger
Im Vergleich zum anschließend erläuterten geschlossenen Rohrvortrieb bietet diese Art des
halboffenen Vortriebs die Vorteile einer weitaus größeren Arbeitsgeschwindigkeit (bis zu 120 m
pro Tag) und um 40% bis 50% verringerte Baukosten. Dadurch wird es möglich, dass die Verlegung
im Leitungsgang, der in halboffener Bauweise erstellt wird, kostengünstiger wird als
die direkte Erdverlegung der Kabel, insbesondere auch bei hohen Grundwasserständen.
Vorteile eines im Bohrverfahrens (Rohrvortrieb) erstellten Leitungsgangs:
• Geringer Oberflächenbedarf – örtlich und zeitlich (jeweils nur wenige Monate) begrenzt auf die
Start- und Zielschächte;
• geringe Störung der Anwohner sowie des ruhenden und fließenden Verkehrs;
• Vermeidung von Schäden an angrenzenden Bauwerken, Bäumen, Bewuchs und Leitungen;
• in nahezu jeder Tiefenlage, Geologie und Hydrogeologie einsetzbar;
• keine Grundwasserabsenkung während der Bauzeit erforderlich;
• Kurvenfahrten und Langstreckenvortriebe sind möglich;
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• hohe Zielgenauigkeit durch präzise, computergestützte Steuerungssysteme;
• sehr schmale Trasse;
• nur geringe Veränderung des Untergrunds, da ohne thermische Stabilisierung;
• hervorragender mechanischer Schutz der Kabel;
• keine Wasserhaltung wie beim offenen Kabelgraben erforderlich;
• sehr rasche Realisierung (bis zu 120 m pro Tag je Leitungskanal);
• bei zeitweiliger Kühlung nur geringe thermische Beanspruchung der Umgebung;
• Wärmerückgewinnung und Gewinnung geothermischer Wärme möglich, falls Nutzer (z.B.
Gewächshäuser, Schwimmbad etc.) in Trassennähe;
• ggf. Einsatz von kostengünstigeren Kabeln mit Aluminiumleitern möglich;
• minimales äußeres Magnetfeld.
Natürlich kommen bei dem hier vorliegenden unkritischen Trassentyp auch alle Ausführungsformen
der begehbaren und nicht-begehbaren Leitungsgänge infrage. Die anzuwendenden
Pressbohrverfahren haben bei hohen Grundwasserständen gegebenenfalls sogar Vorteile gegenüber
der offenen Bauweise, bei der eine Wasserhaltung im Kabelgraben erforderlich werden
kann. Je nach Grundwasserverhältnissen kann hier ein einfaches Absaugen des Wassers
im Graben mit Spüllanzen und einfacher Oberflächenversickerung in Grabennähe ausreichen,
oder aber es sind aufwändigere Absaugvorrichtungen mit Pumpensumpf etc. zum Wiedereinbringen
des Wassers in den Boden erforderlich. Eine weitere Möglichkeit zur Drainagierung
des Grabens ist das Mitführen eines in die Grabensohle eingelassenen Drainagerohres längs
des Kabelgrabens.
(3) Geschlossene Bauweise (Rohrvortrieb)
Den größten Spielraum bezüglich der Trassenwahl insbesondere in Gebieten mit vorhandener
Bebauung und vorhandenen Leitungen bietet die geschlossene Bauweise. Sie ermöglicht es,
den öffentlichen Bauraum zu nutzen, d. h. die Linienführung kann sich am Verlauf darüberliegender
Verkehrswege, wie Straßen, Geh- und Radwege etc., orientieren. Für die vorliegenden
Anwendungsfälle, d.h. für Leitungsgänge mit kreisförmigem Querschnitt, Nennweiten
von 2 m bis etwa 4 m und Tiefenlagen ≥ 2 m bietet sich der weltweit beim Bau von Abwasserkanälen
erfolgreich eingesetzte, umweltschonende gesteuerte Rohrvortrieb an, vgl. Abb.
3.18. Hierbei werden von einem Startschacht aus mit Hilfe einer Hauptpressstation und im
Rohrstrang positionierter Zwischenpressstationen vorgefertigte Vortriebsrohre aus Stahlbeton
oder GFK durch den Baugrund bis in einen Zielschacht vorgetrieben. Der anstehende Boden
wird an der Ortsbrust mechanisch abgebaut und durch den vorgetriebenen Rohrstrang nach
über Tage abgefördert. Eine steuerbare Schildmaschine, die dem ersten Rohr vorgeschaltet ist,
ermöglicht den genauen Vortrieb in gerader oder gekrümmter Linienführung.
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Abb. 3.18 : Verlegung eines Leitungsganges in geschlossener Bauweise
(gesteuerter Rohrvortrieb)
Quelle: [Brakelmann/Stein et al. 2011d; Stein 2012].
3.4.3 Übertragungsleistungen bei Verlegung der Kabel im Leitungsgang
Abb. 3.19 zeigt für ein Kabel-Doppelsystems im Leitungsgang gemäß Abb. 3.15a die Übertragungsleistung
als Funktion der Strömungsgeschwindigkeit der Luft. Als Parameter wurde
die Kühlabschnittslänge (Distanz zwischen Lufteinlass und Luftauslass) zu 1.000 m und zu 1.500 m
variiert. Mit einem Zeitmittelwert der Lufteintrittstemperatur von 30°C werden hochsommerliche
Verhältnisse simuliert.
Ergebnis:
• Die oberen beiden Kennlinien in Abb. 3.19 zeigen die Übertragungsleistung für 380-kV-
VPE-Kabel für die in den vorherigen Kapiteln zugrunde gelegten 380-kV-VPE-Kabel mit
Kupfer-Segmentleitern von 2500 mm 2 Querschnitt. Die geforderte gesicherte Leistung
von 2.633 MVA wird, je nach Abschnittslänge, schon mit geringen Strömungsgeschwindigkeiten
von knapp 2 m/s erreicht werden. Bei Steigerung der Strömungsgeschwindigkeit
lassen sich durchaus Übertragungsleistungen bis zu etwa 3.000 MVA je Leitungsgang (insgesamt
also mehr als 6.000 MVA) erreichen.
• Die unteren beiden Kennlinien in Abb. 3.19 zeigen die Übertragungsleistung für 380-kV-
VPE-Kabel mit Aluminium-Segmentleitern von 2500 mm 2 Querschnitt. Die geforderte
gesicherte Leistung von 2.633 MVA kann erreicht werden, wenn während des (n-1)-
Notbetriebs die Strömungsgeschwindigkeit der Luft auf etwa 3…5 m/s gesteigert wird.
Dies sind durchaus erzielbare Strömungsgeschwindigkeiten, so dass sich bei Realisierung
der gesamten Trasse im begehbaren Leitungsgang (Tunnel) kostengünstige Kabelkonstruktionen
mit Aluminiumleitern anbieten.
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Abb. 3.19 : Übertragungsleistung eines Kabel-Doppelsystems im Leitungsgang
als Funktion der Strömungsgeschwindigkeit der Luft
S: Übertragungsleistung
S
3000
MVA 2.633 l 0=
1000 m
2500
2000
1500
2.200
1000
0 1 2 3 4 m/s 5
w
Cu-L.
w: Strömungsgeschwindigkeit der Luft
1500 m
Al 2500 rms
Kabel-Doppelsystem im Leitungsgang gemäß Abb. 3.15a;
l0: Kühlabschnittslänge; Leitermaterial Kupfer (Cu) bzw. Aluminium (Al);
(hochsommerliche) Luft-Eintrittstemperatur von 30°C.
Tatsächlich werden die thermischen Verhältnisse im Leitungsgang weitaus günstiger sein und
die momentanen Übertragungsleistungen höher liegen als in Abb. 3.19 sehr konservativ berechnet:
• Zum einen wird von der Übertragungsleistung her eine extreme Notsituation im Netzbetrieb
als langanhaltend angenommen, für die zugleich konstant extreme Sommerbedingungen
herrschen sollen: Dies ist schon physikalisch nicht möglich.
• Zum andern benötigt ein Leitungsgang bis zum Erreichen einer stationären Endtemperatur
im Boden nicht Monate, sondern Jahre.
Die momentanen zulässigen Übertragungsleistungen werden also deutlich höher liegen als in
Abb. 3.19 gezeigt. Mit Hilfe eines Temperaturmonitorings der Kabel (vgl. Kap. 3.1.1(3)) lassen
sich solche Leistungsreserven noch besser und zuverlässiger nutzen.
3.4.4 Magnetfelder der Kabelsysteme bei Verlegung im begehbaren Leitungsgang
Abb. 3.20 zeigt die horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage oberhalb
zweier begehbarer Leitungsgänge gemäß Abb. 3.15a.
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Abb. 3.20 : Horizontale Verteilung der magnetischen Induktion der Kabelanlage an der
Erdoberfläche oberhalb zweier begehbarer Leitungsgänge
magnetische Induktion B
B
40
μT
30
20
10
1 μT
11 m
0
0 5 10 15 m 20
0 5
obere Linie: Maximale Übertragungsleistung bei Netzstörung von 2*2.633 MVA (2*4.000 A)
untere Linie: Übertragungsleistung im Normalbetrieb von 2*1.700 MVA (2*2.583 A)
Kabel-Doppelsystem im Leitungsgang gemäß Abb. 3.15a;
Parallelsysteme: I-II / III-IV; Phasenfolge (PhF): 1/6//6/1;
h = 2,50 m (obere Kabeladern); sc = 0,50 m.
Ergebnis:
x
• Die obere Kennlinie gibt die magnetische Induktion für eine Höchstlast von 2x2.633 MVA
(entspricht 2x4.000 A), die nur bei Störung im übergeordneten Netz kurzzeitig auftreten kann
(Ausfall anderer Leitungen, vgl. die frühere Tab. 2.4, Sp. 3). Die Induktion beträgt auch direkt oberhalb
der Kabelanlage nur gut 30 μT, der Grenzwert von 100 μT wird weit unterschritten
und ist deutlich niedriger als bei direkter Verlegung im Erdreich (vgl. die frühere Abb. 3.6).
• Die untere Kennlinie berücksichtigt eine Last von 2*1.700 MVA (entspricht 2*1.291 A), die
als größte Last im Normalbetrieb möglich ist (vgl. die frühere Tab. 2.4, Sp. 1). Die maximale
magnetische Induktion an der Erdoberfläche liegt bei nur rund 25 μT. Bereits in einem Abstand
von etwa 5 m neben dem rechten Leitungsgang wird eine sehr geringe magnetische
Induktion von 1,0 μT eingehalten.
• Im Normalbetrieb wird der Zeitmittelwert des Stromes nicht mehr als 50% dieses Höchstwertes
betragen, so dass nur etwa die Hälfte der durch die untere Kennlinie dargestellten
magnetischen Induktion zur Wirkung kommt. Dies bedeutet, dass im zeitlichen Mittel beispielsweise
nur 10 μT schon direkt oberhalb der Kabeltrasse eingehalten wird, 1 μT schon
bei rund 5 m neben der Kabeltrasse.
Bei Erdkabeln gibt es, im Gegensatz zu Freileitungen, praktisch kein elektrisches Feld oberhalb
der Erdoberfläche (vgl. das frühere Kap. 3.1.2(2)).
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Brakelmmann/Jarass
An den Übergangsstellen
der Zwischenve Z erkabelung werden Übe ergangsanlaagen
erforde erlich.
Abb. 3.221
zeigt einn
Schema eines
Übergaangsfeldes
für fü vier Kabelsysteme.
Abb. 33.21
: Schemma
eines Übe ergangsfeldees
für vier Kabelsystem
K me
a) Seiteenansicht
des PPortals
Quelle: [ Polster et al 20099,
S. 29/40].
Es sind auch schonn
platzspare ende Lösunngen
mit de em Übergan ng Freileitunng-Kabel
di irekt auf
dem Enndmast
realiisiert
worde en, was alleerdings
bei vier 380-kV V-Kabelsysttemen
sehr schwie-
rige Moontageverhäältnisse,
sch hlechte Repaaraturverhä
ältnisse und zudem ein sehr große es, hohes
Bauwerrk
und dammit
eine erhe ebliche optiische
Beein nträchtigung g darstellen würde. Zu udem be-
gibt mann
sich der MMöglichkeit
t des Umschhaltens
von Kabeladern n im Störunggsfall.
Abb. 3.222
zeigt einne
Kabelleg gung im Berreich
des Üb bergangsfel ldes, um in der Kabeltr rasse die
benachbbarten
Kabeelsystem
ge eeignet zu ppositionieren
n, wodurch ggf. eine EErhöhung
der
Übertragungsleistung
errmöglicht
wird w (vgl. Kapp.
3.2.2(3)).
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3.5 ÜÜbergangs
sfelder
3.5. .1 Schema a eines Übeergangsfeld
des für vier r Kabelsystteme
b) ) Vorderansich ht des Portals
3.5.2 Kabellegung
iim
Bereich h des Überg gangsfeldess
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Erdka kabellösung Quickborn Q
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Abb. 3.22 : Kabellegung im Bereich des Übergangsfeldes
a) Kabelsysteme I+II und III+IV b) Kabelsysteme I+III und II+IV
OHL I
ca. 60 m
I II
OHL II
III IV
ca. 25 m
OHL I OHL II ca. 60 m
ca. 25 m
Abb. 3.23 zeigt schematisch, wie man die in einem Übergangsfeld gemäß Abb. 3.22b) entstehenden
Mehrlängen der Kabelsysteme II und IV durch eine seitenverkehrte Anordnung im
zweiten Übergangsfeld kompensieren kann.
Abb. 3.23 : Anordnung der beiden Übergangsfelder zur Kompensation der unterschiedlichen
Kabellängen
OHL I OHL II ca. 60 m
ca. 25 m
I
III
II
IV
ca. 60 m
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IV
I
OHL II
II
III
III
II
I
IV
ca. 25 m
OHL I
Die gezeigten Anordnungen sind noch nicht optimiert im Hinblick auf ihren Flächenbedarf,
der hier etwa bei 1500 m 2 liegt. Eine vertiefte Unterbringung der Übergangsfelder in einer
Mulde mit einer umgebenden Bepflanzung kann, wie in einem dänischen Cigré-Bericht [Argaut/Jensen
2002] gezeigt, für eine weitere Verringerung der visuellen Beeinträchtigung sorgen.
Weitergehende Möglichkeiten mit Trennschaltern zur schnellen Umschaltung von Kabeln
oder gar mit einer (aufwändigeren) gekapselten Ausführung werden im Zusammenhang mit der
PowerTube-Auslegung solcher Kabelanlagen diskutiert [Brakelmann/Stein et al. 2011d].

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3.5.3 Kosten für die Übergangsanlagen
Die Kosten für die Übergangsanlagen liegen etwa bei 1,5…2,0 Mio. € (z.B. [Dena 2005]). Diese
Kosten folgen aus den nachstehenden Maßnahmen bzw. Einrichtungen (vgl. die frühere Abb.
3.21):
• abgezäuntes Grundstück,
• Abspannportal für die Freileitung,
• je Kabelsystem 3 Endverschlüsse, 3 Überspannungsableiter, 3 Strom- oder Kombiwandler,
• Schutz- und Sekundärtechnik in kleinem Gebäude oder kleiner unterirdischer Kammer sowie
• über zwei Spannfelder zusätzliche Erdseile und ggf. verbesserte Erdung des Endmastes.
3.5.4 Überspannungsschutz bei Kabeln
Wird eine Kabelstrecke zwischen zwei Freileitungsabschnitte geschaltet, so spricht man von
einer Zwischenverkabelung; wird hingegen die gesamte Strecke in einen Freileitungs- und
einen Kabelabschnitt unterteilt, so ist dies eine Teilverkabelung.
Bei sehr kurzen Kabellängen ist davon auszugehen, dass das Kabel in einer solchen Anordnung
erheblichen Überspannungen ausgesetzt ist: Läuft eine Spannungswelle, z.B. aufgrund
des Blitzeinschlages in ein Freileitungsseil, in das Kabel ein, so finden an den Kabelenden
aufgrund der stark unterschiedlichen Wellenwiderstände (ZKabel ≈ 0,1...0,18 ZFreil.) mehrfache (fast)
Totalflexionen mit jeweiliger Spannungsverdopplung statt. In solchen Anordnungen wird man
daher immer beide Kabelenden durch Überspannungsableiter sorgfältig schützen, um die absolute
Spannungshöhe zu begrenzen. Zudem sollte man die ersten beiden Spannfelder der
Freileitung mit zusätzlichen Erdseilen schützen, um einen Blitzeinschlag in die Leiterseile in
unmittelbarer Nachbarschaft zum Kabelendverschluss zu vermeiden.
Wissenschaftliche Untersuchungen einer CIGRE-Arbeitsgruppe weisen aus, dass bei größeren
Kabellängen ab etwa 10 km die Kabel selbstschützend gegenüber Überspannungen wirken,
d.h. dass die Dämpfung der Kabel dafür sorgt, dass die Überspannungsbeanspruchungen der
Kabelisolierungen begrenzt bleiben [Balog/Brakelmann et al. 2004]. Voraussetzung auch für diese
Ergebnisse der CIGRE-Untersuchungen war ein besonderer Schutz der angeschlossenen Freileitungen
im letzten oder besser in den letzten beiden Spannfeldern gegen direkte Blitzeinschläge
durch zusätzliche Erdseile sowie ein Schutz beider Kabelendverschlüsse durch Überspannungsableiter.
Folgerung ist, dass Hochspannungskabel durch Überspannungsableiter an beiden Enden geschützt
sein sollten, was auch gängige Praxis ist.
Weitere ausführliche Untersuchungen zu den Überspannungen beim Ein- und Ausschalten
langer 380-kV-Kabelstrecken sowie bei Blitzeinwirkungen bei kombinierten Strecken aus
Kabeln und OHL sind in zwei Studien ausführlich beschrieben [Hoffmann/Noack 2008; KEMA
2008]. Diese Studien wie auch die Ergebnisse eigener, ausführlicher Untersuchungen transienter
Vorgänge bei Zwischenverkabelungen führen zu dem Schluss, dass bei geeigneter Ausle-
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gung der Kabelanlagen und Beschaltung der Kabelleiter und auch der Kabelschirme mit richtig
bemessenen Überspannungsableitern von einem verlässlichen Verhalten der Kabel in allen
denkbaren Betriebssituationen auszugehen ist.
Stationäre Spannungsüberhöhungen durch den sogenannten Ferranti-Effekt, die beispielsweise
in Schwachlastsituationen oder bei plötzlichem Lastabwurf auftreten können, werden bei
sehr langen 380-kV-Kabeln ( > 30…50 km) durch die aus anderen Gründen ohnehin erforderliche
Beschaltung der Kabelenden mit Kompensationsdrosseln beherrscht. Weitere mögliche
Phänomene, wie beispielsweise Ferroresonanz zwischen Transformatoren und Kabelstrecke,
müssen jeweils fallweise detailliert untersucht werden, sind aber, wie die Erfahrung zeigt, mit
Hilfe angepasster Überspannungsableiter beherrschbar.
Diese Probleme sind aber im vorliegenden Fall wegen der geringen Kabellänge nicht von Bedeutung.
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4 Kosten einer Erdkabellösung Quickborn
Es ist einer Detailplanung vorbehalten, die genaue Lage und Länge des Verkabelungsabschnitts
zu bestimmen. Für die folgenden Berechnungen wird eine 1,8 km lange Teilverkabelung
zugrunde gelegt (vgl. das frühere Kap. 1.2.1(2)).
4.1 Investitionskosten einer Erdkabellösung
4.1.1 Längenbezogene Investitionskosten für die unterschiedlichen Kabelvarianten
Tab. 4.1 zeigt die zugrunde liegenden spezifischen Kosten (´Kostensätze´).
Tab. 4.1 : Verwendete Kostensätze
(1)
(1a)
(1b)
2,0 m
2,5 m
80 €/m
100 €/m
(1Z) PE-Rohre mit Montage 25 €/m je Rohr
(2)
(2.1) halboffene Bauweise 1,2 * 4,0 m 1.000 €/lfm
(2.2) geschlossene Bauweise 1,2 * 4,0 m 1.450 €/lfm
(2Z) Wasserkühlung 300 €/lfm
(3)
(3.1) 1 Kanal 1.500 €/lfm
(3.1a) 2 paral. Kanäle 2.000 €/lfm
(3.2) Ø 2,0 m 1.800 €/lfm
(3.2a) Ø 3,2 m 3.100 €/lfm
(3.3) Ø 2,0 m 2.800 €/lfm
(3.3a) Ø 3,2 m 5.000 €/lfm
(3Z) Lüftung 150 €/lfm
(4)
(4.1) Magerbeton 80 €/m 3
offener Graben im Freiland
Tiefe
pro m
Grabenbreite
Kabelkanal
Leitungsgang
offene Bauweise
(Infrastrukturkanal)
halboffene Bauweise
(Bohrverfahren)
geschlossene Bauweise
(Rohrvortrieb)
Beton
(4.2) PowerCrete 240 €/m 3
(4.3) CableCem 350 €/m 3
(5)
(5.1a) 3*2500 mm 2 Cu
(5.1b) 3*2500 mm
1.570 €/lfm
2 380-kV-Kabelsystem
Al
inkl. Legung,
Montage,
Prüfung 1.100 €/lfm
(5.2) Muffe 0,18 Mio. €
(6) Sonstiges
(6.1)
2 Straßenunterquerungen,
1 Bahnunterquerung
0,75 Mio. €
(6.2) 2 Übergangsfelder 4 Mio. €
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Hinweis: Die zusätzlichen Kosten für Straßen- und Bahnunterquerung (Tab. 4.1, Z. 6.1) fallen
bei den Bohrpressverfahren (Tab. 4.1, Z. 3.2 bis Z. 3.3a) nicht an.
Tabelle 4.2 zeigt für die unterschiedlichen Kabelvarianten die längenbezogenen Kosten pro
laufendem Meter (lfm). Diese Kosten enthalten keine Planungs- und sonstige Nebenkosten.
Tab. 4.2 : Längenbezogene Investitionskosten für unterschiedliche Kabelvarianten
(1)
[m] [m]
[€/m bzw.
lfm]
(Ta b. 4.1)
=(2.4)+(3.3)+
(4)+(5)
[€/lfm] [m 3 /m] [€/m 3 ] [€/lfm] [€/lfm] [€/lfm] [€/lfm]
(1.1) offener Graben 7,0 2,0 80 560 7,0 80 560 300 6.280 7.700
(2)
(2.1) offener Graben 3,5 2,5 100 350 2,8 80 224 300 6.280 7.154
(2.2) halboffen 1,2 4,0 1.000 2.000 1,5 80 120 300 6.280 8.700
(2.3) geschlossen 1,2 4,0 1.450 2.900 1,5 80 120 300 6.280 9.600
(3)
(3.1)
(3.1.1) offen 7,0 4,0 1.500 2.000 - - - 150 4.400 6.550
(3.1.2) halboffen 1,2 5,0 1.800 3.600 - - - 150 4.400 8.150
(3.1.3) geschlossen 1,2 5,0 2.800 5.600 - - - 150 4.400 10.150
(3.2)
(1) (2.1) (2.2) (2.3) (2.4) (3.1) (3.2) (3.3) (4) (5) (6)
Graben
Stabilisierung Rohre/ 4 KabelLängen- Kühlung/ systemebezogene Bauweise der Mengen Kosten (Ta b. 4.1) Menge Kosten (Ta b. 4.1) Lüftung
Kosten
Kabelvarianten Breite Tiefe spezifisch Summe spezifisch Summe Kosten
Einebenenanordnung (vgl. Kap. 3.2), offener Graben, PE-Rohre in Magerbeton, 3*2500 mm 2 Cu (Fa ll 3 in Ab b . 3 .3 )
Phase-Splitting-Anordnung (vgl. Kap. 3.3), Kabelkanal, Magerbeton + Kühlung, 3*2500 mm 2 Cu (Fa ll 5 in Ab b . 3 .11)
Begehbarer Leitungsgang (vgl. Kap. 3.4), Lüftung, 3*2500 mm 2 Al
2 Leitungsgänge mit je ca. 2,0 m Innendurchmesser und je 1 Kammer
1 Leitungsgang mit 3,2 m Innendurchmesser und 2 abgeteilten Kammern
(3.2.1) halboffen 1,2 6,0 3.100 3.100 - - - 150 4.400 7.650
(3.2.2) geschlossen 1,2 6,0 5.000 5.000 - - - 150 4.400 9.550
Ergebnis:
Je nach Bauweise betragen die längenbezogenen Investitionskosten knapp 7.000 €/lfm bis gut
10.000 €/lfm.
4.1.2 Gesamte Investitionskosten für unterschiedliche Kabelvarianten
Tabelle 4.3 zeigt die gesamten Investitionskosten für die untersuchte 1,8 km lange Verkabelungsstrecke
(vgl. die frühere Abb. 1.3) für unterschiedliche Kabelvarianten bei 4 Kabelsystemen.
Die Gesamtkosten ergeben als Summe aus:
• 1,8 km Verkabelungsstrecke mal längenbezogene Kosten (Tab. 4.2, Sp. 6) plus
• Kosten der Muffen (Tab. 4.1, Z. 5.2) von 0,72 Mio. € für 4 Kabelsysteme plus
• Kosten der Übergangsfelder von 4 Mio. € (Tab. 4.1, Z. 6.2) plus
• zusätzliche Kosten für Straßen- und Bahnunterquerungen von 0,75 Mio. € (Tab. 4.1, Z. 6.1)
bei den offenen und halboffenen Bauverfahren.
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Wie schon erwähnt, enthalten die genannten Kosten keine Planungs- und sonstige Nebenkosten.
Tab. 4.3 : Investitionskosten für unterschiedliche Kabelvarianten bei 4 Kabelsystemen
(1)
aus Tab. 4.2 aus Tab. 4.1 =(2a)*1,8+(2b) aus Tab. 4.1 aus Tab. 4.1 =(2c)+(3)+(4)
(2,5 Mio. €)
=(5)/2,5 Mio. €
[€/lfm] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [-]
(1.1) offener Graben 7.700 0,7 13,9 4,0 0,75 18,6 16,1 7,4
(2)
(2.1) offener Graben 7.154 0,7 12,9 4,0 0,75 17,6 15,1 7,0
(2.2) halboffen 8.700 0,7 15,7 4,0 0,75 20,4 17,9 8,1
(2.3) geschlossen 9.600 0,7 17,3 4,0 0,00 21,3 18,8 8,4
(3)
(3.1)
(3.1.1) offen 6.550 0,7 11,8 4,0 0,75 16,5 14,0 6,6
(3.1.2) halboffen 8.150 0,7 14,7 4,0 0,75 19,4 16,9 7,7
(3.1.3) geschlossen 10.150 0,7 18,3 4,0 0,00 22,3 19,8 8,8
(3.2)
(1) (2a) (2b) (2c) (3) (4) (5) (6a) (6b)
Längen- Muffen Trassenkosten Übergangs- Straßen- und Gesamte Mehrkosten Investitions-
Bauweise der
Kabelvarianten
bezogene
Kosten
für 1,8 km
Verkabelung
felderBahnunterquerungenInvestitionskosten gegenüber
Freileitung
kosten-
Faktor
Einebenenanordnung (vgl. Kap. 3.2), offener Graben, PE-Rohre in Magerbeton, 3*2500 mm 2 Cu (Fall 3 in Abb. 3.3)
Phase-Splitting-Anordnung (vgl. Kap. 3.3), Kabelkanal, Magerbeton + Kühlung, 3*2500 mm2 Cu (Fall 5 in Abb.
3.11)
Begehbarer Leitungsgang (vgl. Kap. 3.4), Lüftung, 3*2500 mm 2 Al
2 Leitungsgänge mit je ca. 2,0 m Innendurchmesser und je 1 Kammer
1 Leitungsgang mit 3,2 m Innendurchmesser und 2 abgeteilten Kammern
(3.2.1) halboffen 7.650 0,7 13,8 4,0 0,75 18,5 16,0 7,3
(3.2.2) geschlossen 9.550 0,7 17,2 4,0 0,00 21,2 18,7 8,4
Ergebnis:
• Je nach Bauweise betragen die gesamten Investitionskosten für die 1,8 km lange Verkabelungsstrecke
rund 17 Mio. € bis 22 Mio. € (Tab. 4.3, Sp. 5).
• Die Gesamtkosten der Freileitung liegen für einen 1,8 km langen Abschnitt bei rund 2,5
Mio. €.
Bleibt die Kabel-Trassenlänge, wie hier diskutiert, auf rund 1,8 km oder, nach Detailplanung,
sogar auf weniger begrenzt, so ist ggf. eine Realisierung ohne Verbindungsmuffen, d.h. mit
entsprechend großen Kabel-Lieferlängen möglich [Brakelmann/Waschk 2010; Alberta 2010]. Dies
wurde bereits in Tokio im Jahr 2000 bei der 40 km langen Trasse mit 500-kV-Einleiter-VPE-
Kabeln praktiziert [Tokio 2009]. Die Kabelschirme werden in diesem Fall an einem Ende starr
und am anderen Ende mit Überspannungsableitern gegen Erde geschaltet. Die Zuverlässigkeit
des Systems wird so erhöht.
Die Investitionskosten je System verringern sich hierdurch um ca. 0,18 Mio. € (vgl. die frühere
Tab. 4.1, Z. 5.2), die gesamten Investitionskosten von 4 Kabelsystemen damit um rund 0,7 Mio. €
(Tab. 4.3, Sp. 2b), also gegenüber den gesamten Investitionskosten (Tab. 4.3, Sp. 5) um rund 5%.
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4.1.3 Vergleich der Investitionskosten von Freileitung und Erdkabelvarianten
TenneT macht keine Angaben zu den Investitionskosten der geplanten Freileitungstrasse [TenneT
2009]. TenneT gibt allerdings für die untersuchten Trassenvarianten Kosten für zusätzliche
Trassenlängen an [TenneT 2009, Kap. 4], die einer Spannweite von 0,5 Mio. €/km bis 3,0 Mio.
€/km entsprechen. Es bleibt dabei unklar, wie diese Kostenangaben zustande gekommen sind.
Die geplante 380-kV-Freileitung mit zwei Systemen vom Typ 565-AL1//72-ST1A hat einen
maximal zulässigen Dauerstrom von etwa 1.050 A je Leiterseil (vgl. das frühere Kap. 1.2.2). Die
Dena-Netzstudie-II [Dena 2010, S. 302, Tab. 13-5] gibt für eine etwas schwächere 380-kV-Leitung
mit 1.000 A je Leiterseil [Dena 2010, S. 301, Kap. 13.4.1] Investitionskosten von 1,4 Mio. € an
[Dena 2010, S. 302, Tab. 13-5; Leprich 2011, S. 52].
Für die folgenden Vergleiche werden entsprechend 1,4 Mio. € pro km Leitungslänge einer
380-kV-Freileitung angesetzt. Für ein 1,8 km lange Leitung ergeben sich daraus 2,52 Mio. €.
(1) Erhebliche Mehrkosten bei Erdverkabelung
Die vorherige Tab. 4.3 zeigt in Spalte 6 den Investitionskostenfaktor, der das Verhältnis der
Investitionskosten der einzelnen Kabelvarianten und der Freileitung angibt.
Ergebnis:
• Je nach Bauweise liegen die Investitionskosten des 1,8 km langen Erdkabelabschnitts rund
14 Mio. € bis 20 Mio. € über den Investitionskosten einer 1,8 km langen Freileitung von
rund 2,5 Mio. € (vgl. Tab. 4.3, Sp. 6a).
• Sie betragen damit das 6,5- bis 8,5-fache der Freileitung (vgl. Tab. 4.3, Sp. 6b).
• Zum Vergleich: TenneT geht vom 6,7- bis ca. 8,3-fachen aus [TenneT 2009, Kap 1.3.2.1.3, S.
22]).
Dieser sehr hohe Kostenfaktor resultiert aus
• der geforderten enorm hohen Übertragungsleistung von 2.633 MVA (4.000 A) pro System
und
• der kurzen Kabellänge von nur 1,8 km, bei der sich die Kosten der Übergangsanlagen und
der Endverschlüsse relativ stark auswirken.
Bezieht man diese Überlegungen auf die gesamte Trassenlänge von rund 28 km, so ergibt sich
beispielsweise für die erste Variante (Tab, 4.3, Z. 1.1) eine Erhöhung der Investitionskosten um
16,1 Mio. € (Tab. 4.3, Sp. 6a) von 39,2 Mio. € (= 28 km * 1,4 Mio. €/km) auf 55,3 Mio. € (= 39,2 +
16,1), also um rund 40%.
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(2) Geringe Mehrkosten bei Verschiebung der Freileitungstrasse
Zum Vergleich: Für die von TenneT für den Bereich Quickborn untersuchten Varianten von
Freileitungstrassen resultieren nach Angaben von TenneT folgende Mehrkosten (vgl. das frühere
Kap. 1.3.2):
• 1,0 Mio. € bei Trassenvariante V2.1 bei einer Trassenverlängerung um 0,5 km [TenneT 2009,
S. 40],
• 0,6 Mio. € bei Trassenvariante V2.2 bei einer Trassenverlängerung um 0,2 km [TenneT 2009,
S. 45].
4.2 Gesamtkosten einer Erdkabellösung
4.2.1 Verlust- und Wartungskosten von Freileitungen und Erdkabeln
Im vorliegenden Abschnitt soll eine Abschätzung der von den diskutierten Übertragungssystemen
erzeugten Verluste und der hiermit verbundenen Verlustkosten vorgenommen werden.
Da die sonstigen Betriebskosten für Wartung etc. üblicherweise zu vernachlässigen sind,
können diese Verlustkosten zur Ermittlung der Vollkosten im Sinne eines Wirtschaftlichkeitsvergleichs
herangezogen werden.
Das Kabelsystem weist nach IEC-Publikation 60287 einen Höchstwert der dielektrischen Ver-
luste (dielektrischer Verlustfaktor tan δ = 1,0*10 -3 ) in Höhe von 3*3,5 W/m auf, mit dem alle Belast-
barkeiten berechnet werden. In der Praxis liegt der dielektrische Verlustfaktor von VPE-
Isolierungen jedoch bei weniger als der Hälfte, so dass die Verlustkosten hier sinnvollerweise
nur mit der halben Größe von rund 3*1,8 W/m bestimmt werden. Die dauerhaft anstehenden
spannungsabhängigen Verluste für die beiden Kabel-Doppelsysteme betragen demnach
• P´d,ges = 21,6 W/m.
Der kapazitive Ladestrom der Kabel (2500 mm 2 ) beträgt rund 17 A/m (Blindleistungsbelag
11,2 MVA/km je Kabelsystem). Bei dem betrachteten kurzen Trassenabschnitt spielen diese Ladeströme
für die Kabelbelastbarkeit keine Rolle. Kompensationsverluste müssen hier ebenfalls
nicht betrachtet werden.
Die dielektrischen Verluste der Freileitung werden wie in [Oswald 2007] mit 2,5 W/m je System,
insgesamt also angesetzt mit
• P´d,ges = 5,0 W/m.
Zur Berücksichtigung der Stromwärmeverluste wird zunächst von einer höchsten Auslastung
des Übertragungssystems im Normalbetrieb von 3.400 MVA ausgegangen. Für das Freileitungs-Doppelsystem
bedeutet dies einen Strom von 2.583 A in allen sechs Leiterbündeln;
beim Kabel-Vierfachsystem ergibt sich ein Strom von 1.292 A in den Leitern aller zwölf Kabeladern.
Mit Widerstandsbelägen von
• 16,6 mΩ/km für die Freileitung (20°C, [Oswald 2007]) und
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• 8,5 mΩ/km für das Kabel (30°C, 2.500 mm 2 Cu Segmentleiter)
folgen längenbezogene Stromwärmeverluste bei Höchstlast
a) für die Freileitung:
mΩ 2 2 kW
P ′ I = 6 ⋅16,
6 ⋅ 2583 A = 664,
5 ,
km
km
b) für die Kabelanlage:
mΩ 2 2 kW
P ′ I = 12 ⋅8,
5 ⋅1292
A = 170,
3 .
km
km
Wie in [Oswald 2007] wird als Zeitmittelwert der Verluste, der sog. Arbeitsverlustfaktor, zu
• kA = 0,27
gewählt. Mit diesem Faktor ist der Höchstwert der stromabhängigen Verluste zu multiplizieren,
um ihren Zeitmittelwert zu bestimmen.
Damit fallen folgende jährliche längenbezogene Verlustenergien an:
P ′ = P′
+ P′
⋅ k ) ⋅8760
h .
a
( d, ges I A
Es resultieren:
a) Freileitung: 1.615 MWh pro km und Jahr,
b) Kabelanlage: 592 MWh pro km und Jahr.
Die regelmäßig über N Jahre wiederkehrenden, jährlichen Kosten einer kWh, die heute mit E0
angesetzt werden, valutieren (bei nachschüssiger Zahlungsweise und dem Zinsfuß p) im Jahr Null mit
dem Barwert E:
N
N
E0
q −1
E = E i 0 ⋅ = E
N
0 ⋅ r
q q ⋅ (q -1)
= ∑
i=
1
B
mit q = 1 + p .
rB ist der resultierende Barwertfaktor, mit dem die heutigen jährlichen Kosten E0 multipliziert
werden, um den Barwert zu erhalten.
Zur guten Vergleichbarkeit wird auch bei den übrigen Annahmen zur Barwertberechnung der
Verluste von den Parametern in [Oswald 2007] ausgegangen:
• Kalkulationszinsfuß p = 6,65 %/a,
• Verlustkosten K´ = 0,060 €/kWh und
• Betrachtungszeitraum T = 40 Jahre (keine Rückbaukosten, keine Restwerte).
Daraus ergibt sich ein Barwertfaktor von
• r = 13,893.
Die längenbezogenen, über 40 Jahre kapitalisierten Gesamt-Verlustkosten betragen dann
a) für die Freileitung: K´a = 1.346 T€/km,
b) für die Kabelanlage: K´a = 493 T€/km.
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Hierbei wurde noch keine Inflationsrate für die Verlustkosten in Ansatz gebracht.
4.2.2 Gesamtkosten für die unterschiedlichen Kabelvarianten
Tab. 4.4 zeigt die Gesamtkosten der untersuchten Kabelvarianten einerseits und der Freileitung
andererseits.
Ergebnis:
• Die Gesamtkosten des 1,8 km langen Erdkabelabschnitts liegen je nach Bauweise zwischen
17 Mio. € und 23 Mio. € (Tab. 4.4, Sp. 1.4).
• Die Gesamtkosten der Freileitung liegen für einen vergleichbar langen 1,8 km Abschnitt
bei rund 3,9 Mio. € (Tab. 4.4, Sp. 2.3).
Tab. 4.4 : Gesamtkosten von Kabelvarianten und Freileitung
(1)
(1.1) (1.2) (1.3) (1.4) (2.1) (2.2) (2.3) (3a) (3b)
a us Ta b. 4.3 a us Ta b. 4.3 =(2.1)+(2.2) =(2.3)- (1.4) =(1.4)/(2.3)
[Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [Mio. €] [-]
(1.1) offener Graben 18,6 0,5 19,1 2,5 1,3 3,9 15,2 4,9
(2)
(2.1) offener Graben 17,6 0,5 18,1 2,5 1,3 3,9 14,3 4,7
(2.2) halboffen 20,4 0,5 20,9 2,5 1,3 3,9 17,0 5,4
(2.3) geschlossen 21,3 0,5 21,8 2,5 1,3 3,9 17,9 5,6
(3)
Bauweise der
Kabelvarianten
Investitionskosten
Kabelvarianten
Verlustkosten
Einebenenanordnung (vgl. Kap. 3.2), offener Graben,
PE-Rohre in Magerbeton, 3*2500 mm 2 Cu (Fa ll 3 in Ab b . 3 .3 )
Phase-Splitting-Anordnung (vgl. Kap. 3.3),
Kabelkanal, Magerbeton + Kühlung (Fall 5 in Abb. 3.11)
Begehbarer Leitungsgang (vgl. Kap. 3.4),
Lüftung, 3*2500 mm 2 Al
Gesamtkosten
Zum Vergleich: Freileitung Gesamt-
Investitionskosten
Verlustkosten
Gesamtkosten
Mehrkosten
gegenüber
Freileitung
(3.1)
2 Leitungsgänge mit je ca. 2,0 m Innendurchm. und je 1
Kamme r
(3.1.1) offen 16,5 0,5 17,0 2,5 1,3 3,9 13,2 4,4
(3.1.2) halboffen 19,4 0,5 19,9 2,5 1,3 3,9 16,0 5,2
(3.1.3) geschlossen 22,3 0,5 22,8 2,5 1,3 3,9 18,9 5,9
(3.2)
1 Leitungsgang mit 3,2 m Innendurchm. und 2 abgeteilt.
Kamme rn
(3.2.1) halboffen 18,5 0,5 19,0 2,5 1,3 3,9 15,1 4,9
(3.2.2) geschlossen 21,2 0,5 21,7 2,5 1,3 3,9 17,8 5,6
kosten-
Faktor
4.2.3 Vergleich der Gesamtkosten von Freileitung und Erdkabelvarianten
Tab. 4.4 gibt in Sp. 3a und 3b einen Vergleich der Gesamtkosten von Freileitung und Erdkabelvarianten:
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• Je nach Bauweise liegen die Gesamtkosten des 1,8 km langen Erdkabelabschnitts rund 13
Mio. € bis 19 Mio. € über den Investitionskosten einer 1,8 km langen Freileitung (vgl. Tab.
4.4, Sp. 3a).
• Sie betragen damit das 4,5- bis 5,5-fache der Freileitung (vgl. Tab. 4.4, Sp. 3b).
• Zum Vergleich: TenneT geht vom 3,7 bis ca. 4,5-fachen aus [TenneT 2009, Kap 1.3.2.1.3, S.
22]).
Bezogen auf die gesamte Trassenlänge von rund 28 km (vgl. die frühere Abb. 1.1) ergeben sich
Mehrkosten von rund 20% (Beispiel Tab. 4.4, Z. 1.1: Erhöhung der Gesamtkosten von 76,9 Mio. € (= 28
km * (1,4 Mio. €/km + 1,346 Mio. €/km) um 15,2 Mio. € (Tab. 4.4, Sp. 3a) auf 92,1 Mio. €).
Die genannten einzelwirtschaftlichen Mehrkosten einer Teilverkabelung sollten jedoch immer
in Bezug gesetzt werden zu (vgl. das frühere Kap. 2.3.3)
• der dadurch bewirkten Verminderung der sozialen Kosten und
• der gleichzeitig bewirkten Erhöhung der einzel- und gesamtwirtschaftlichen Erträge.
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Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (EnWGÄndG) vom 26. Juli 2011, in
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http://www.bgbl.de/Xaver/start.xav?startbk=Bundesanzeiger_BGBl&bk=Bundesanzeiger_BGBl&start=//*[@attr_id=%27bgbl111s1554
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Leprich U et al.: Ausbau elektrischer Netze mit Kabel oder Freileitung unter besonderer Berücksichtigung
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[Leprich 2012]
Leprich U: Kurzzusammenfassung der Studie Ausbau der elektrischen Netze mit Kabel oder Freileitung unter
Berücksichtigung der Einspeisung Erneuerbarer Energien. Im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt,
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http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/nabeg/gesamt.pdf
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Gesetz über Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus Elektrizitätsnetze v. 28. Juli 2011; Geltung ab
5. August 2011.
http://www.buzer.de/gesetz/9846/index.htm#a172672
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Restriktions- und Potenzialanalyse zum Ausbau des Höchstspannungsnetzes in Niedersachsen. Gemeinsame
Untersuchung von Landwirtschafts- und Umweltministerium des Landes Niedersachsen zum Ausbau der
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http://www.netzausbau-niedersachsen.de/downloads/20110412-restriktions-und-potenzialanalyse-net.pdf
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[Niedersachsen 2011b]
Entschließung des Bundesrates zur Zukunft der Offshore-Windenergie. Antrag des Landes Niedersachsen,
Bundesrat Drucksache 186/1/11, 13. April 2011.
http://www.bundesrat.de/cln_161/SharedDocs/Drucksachen/2011/0101-200/186-1-11,templateId=raw,property=publicationFile.pdf/186-
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Planfeststellung Wilhelmshaven-Conneforde. Netzausbau in Niedersachsen, Niedersächsische Staatskanzlei,
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http://www.netzausbau-niedersachsen.de/verfahren/wilhelmshaven/index.html
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[Niedersachsen 2012b]
Planfeststellung Ganderkesee-St.Hülfe. Netzausbau in Niedersachsen, Niedersächsiche Staatskanzlei, 2012.
http://www.netzausbau-niedersachsen.de/verfahren/ganderkesee-sthuelfe/index.html
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[Orton/Brakelmann 2011]
Orton H, Brakelmann H et al: Impact of Electromagnetic Fields on Current Ratings and Cable Systems. Paper
no. B.1.1. Jicable, Versailles, June 2011.
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Orton H, Brakelmann H et al: Impact of Electromagnetic Fields on Current Ratings and Cable Systems. Paper
no. 55. 2 nd International congress on ELF-EMF, Cigré, Paris, March 2011.
[Oswald 2005]
Oswald B unter Mitarbeit von Müller A und Krämer M: Vergleichende Studie zu Stromübertragungstechniken
im Höchstspannungsnetz. Technische, betriebswirtschaftliche und umweltfachliche Beurteilung von
Freileitung, VPE-Kabel und GIL am Beispiel der 380-kV-Trasse Ganderkesee-St.Hülfe. For Wind, Zentrum
für Windenergieforschung, Oldenburg, 20. September 2005.
http://www.forwind.de/publications/ForWind-Oswald-Studie-Langfassung_05-09-23.pdf
abgerufen am 24.04.2012
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[Oswald 2007]
Oswald B.R: 380-kV-Salzburgleitung. Auswirkungen der möglichen (Teil)Verkabelung des Abschnittes
Tauern-Salzach neu. Gutachten im Auftrag von Energie-Control GmbH, Wien. Hannover, 2007.
[Oswald 2008]
Oswald B: Ergänzende Studie, Kabelauslegung und Kostenvergleich bei maximaler Übertragungsleistung
von 3000 MVA mit Bezug auf das 380-kV-Leitungsbauvorhaben Ganderkesee-St.Hülfe in der Ausführung
als Freileitung oder Drehstromkabelsystem. Hannover, 12. Dezember 2008.
[Oswald/Hofmann 2010]
Oswald B, Hofmann L: Wirtschaftlichkeitsvergleich unterschiedlicher Übertragungstechniken im Höchstspannungsnetz
anhand der 380-kV-Leitung Wahle-Mecklar. Im Auftrag der Transpower Stromübertragung
Gmbh, Bayreuth. Hannover, 20. März 2010.
[PlusMinus 2011]
Trassen-Boykott: Neue Stromleitungen – zu welchem Preis? ARD, PlusMinus, 3. Mai 2011.
http://www.ardmediathek.de/ard/servlet/content/3517136?documentId=7070742
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[Polster et al 2009]
Polster K, Regnery W, Rittinghaus D, Mehlhorn K: Machbarkeitsstudie zur Teilverkabelung am Rennsteig
(Thüringer Wald), Südwest Kuppelleitung Halle-Schweinfurt, Abschnitt Altenfeld-Redwitz. Vattenfall Europe
Transmission GmbH, Berlin, 28. Februar 2009.
[Quickborn 2012]
Luftbild der geplanten 380-kV-Leitung im Bereich Quickborn von Mast 16 bis Mast 21. Stadt Quickborn,
Email vom 20. März 2012.
[Schwarzenholz 2012]
Schwarzenholz C: Stromnetzausbau in Niedersachsen – Beschleunigung durch Zielvereinbarungen. Niedersächsisches
Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz, Ref. 62 Energie. Plattform „Zukunftsfähige
Energienetze“, Netzplattform im Bundeswirtschaftsministerium, AG Planungs- und Genehmigungsverfahren,
Berlin, 09. März 2012.
[SRU 2011]
Wege zur 100% erneuerbaren Stromversorgung. Sachverständigenrat für Umweltfragen, 26. Januar 2011.
http://www.umweltrat.de/SharedDocs/Downloads/DE/02_Sondergutachten/2011_Sondergutachten_100Prozent_Erneuerbare_Kurzfassu
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http://www.vde.de/de/fnn/arbeitsgebiete/versorgungsqualitaet/documents/vde-kongress_fnn-stoerungsstatistik2008-11-04.pdf
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[Stromausfall 2006]
Ergebnis der Untersuchung der Versorgungsstörung im Münsterland im November 2005. Bundesnetzagentur,
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http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1911/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetGas/Sonderthemen/VersorgungsstoerungMuensterland2005/Ve
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[StromNEV]
Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung
– StromNEV) vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225), zuletzt geändert durch Artikel 6 der Verordnung
vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261).
http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/stromnev/gesamt.pdf
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[UBA 2010]
Vollmer C, Röming Y: Umweltauswirkungen des Umbaus der Stromnetze. Umweltbundesamt, Fachgebiet I
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Höchstspannungsnetz Übersichtsplan 2012. VDE Frankfurt, 2012.
www.vde.com/uebersichtsplan-2012
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[Verkabelung Riniken 2011]
Urteil vom 5. April 2011 (1C_398/2010) Teilverkabelung der Hochspannungsleitung in der Gemeinde Riniken.
Pressemitteilung des Schweizerischen Bundesgerichts, 8. April 2011.
http://www.bger.ch/mm_1c_398_2010_d.pdf
abgerufen am 24.04.2012
[Westermann 2010]
Westermann D: Perspektiven der HGÜ-Technik – Overlaynetz (380 kV). Institut für Energie-, Antriebs- und
Umweltsystemtechnik, Technische Universität Ilmenau. DUH-Tagung ´Erneuerbare ins Netz´, Berlin, 06./07.
Mai 2010.
http://www.forum-netzintegration.de/uploads/media/DUH_Westermann_WS1_06052010.pdf
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[Zhang 2009]
Zhang, D: Optimierung zwangsgekühlter Energiekabel durch dreidimensionale FEM-Simulationen. Dissertation
Universität Duisburg-Essen 2009.
http://www.ets.uni-duisburg-essen.de/download/public/Zhang_Diss.pdf
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Zu den Gutachtern
Das wissenschaftliche Gutachten wurde von Prof. Dr.-Ing. habil. Heinrich BRAKELMANN
und Prof. Dr. Lorenz JARASS, M.S. (Stanford University, USA) erarbeitet. Auftragnehmer ist die
ATW-Forschung GmbH, Wiesbaden, die schon mehr als 50 Projekte im Energiebereich
durchgeführt hat.
Die vom Auftragnehmer ATW-Forschung beauftragten Gutachter haben bereits eine Reihe
von ähnlichen Untersuchungen durchgeführt, u.a. im Bereich der Südthüringenleitung, der
Uckermarkleitung sowie in Österreich und in der Schweiz. Erst kürzlich hat das oberste
Schweizer Gericht ein entsprechendes Gutachten zur Grundlage seines Beschlusses gemacht
und nach Klage der kleinen Gemeinde Rinniken im dortigen Gemeindegebiet eine Teilverkabekung
vorgeschrieben.
Prof. Dr.-Ing. habil. Heinrich BRAKELMANN
Prof. Dr.-Ing. habil. Heinrich BRAKELMANN ist an der Universität Duisburg-Essen Professor
für Energietransport und Energiespeicherung und hat mehr als 30 Jahre Erfahrung auf diesen
Gebieten.
Einschlägige Forschungsprojekte aus der letzten Zeit:
(1) Studie: Freileitung oder Kabel?
(2) Neues bipolares HVAC-Kabelsystem.
(3) PowerTubes – innovatives Kabel- und Installationssystem (ew, H. 25-26, Dezember 2011, S.
74-81).
Prof. BRAKELMANN hat über 180 Veröffentlichungen aus dem Bereich Energietransport
und Energiespeicherung, darunter vier Buch-Publikationen. Einige besonders einschlägige
Veröffentlichungen und Gutachten seien hier genannt (vgl. die Auflistung unter http://www.ets.uni-
duisburg-essen.de, Veroeffentlichungen Brakelmann):
(4) Trassenoptimierung mit Windenergie-Störungsmanagement.
(5) Neues sechsphasiges System hoher Übertragungsleistung für VPE-isolierte HVAC-Seeund
Landkabel.
(6) Besondere Aspekte bei der Auslegung von Kabeltrassen zur Übertragung von Windenergie.
In: Netzanbindung von Offshore-Windparks. Technik, Planung, Genehmigung, Ausblick.
(7) Netzverstärkungstrassen zur Übertragung von Windenergie: Freileitung oder Kabel?
(8) Kostenvergleich alternativer Ausführungen windbedingter Netzverstärkungsmaßnahmen
im Hochspannungsnetz in Schleswig-Holstein.
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Prof. Dr. Lorenz JARASS, M.S. (Stanford University, USA)
Prof. JARASS lehrt an der Hochschule RheinMain, Wiesbaden, und ist seit mehr als 30 Jahren
im Bereich Windenergie und Stromnetze tätig. Er ist Autor von 7 Büchern und über 60
Aufsätzen im Bereich Energie. In den letzten Jahren hat er eine Reihe von einschlägigen Gutachten
und Forschungsprojekten im Energiebereich erarbeitet, u.a.:
(1) Windenergiebedingter Netzausbau – nicht zu viel und nicht zu wenig!
(2) Wirtschaftliche Zumutbarkeit der Netzanbindung von Windenergieanlagen.
(3) Neuer EEG-Ausgleichsmechanismus kann den Ausbau der Erneuerbaren Energien gefährden!
(4) Efficient Grid Extension for Strongly Fluctuating Energy Sources.
(5) Erdkabel statt Freileitung – Kooperation zwischen Stadt Plettenberg und SEWAG.
(6) Mehr Übertragungsleistung in Höchstspannungsnetzen. Optimierung geht vor Verstärkung
und Neubau.
(7) Upgrading the Grid for Wind Energy – Optimization Before Reinforcement Before
Building New Lines.
(8) Improved Allocation through Environmental Taxes?
(9) Marktgemäße Netznutzungsentgelte statt Nettosubstanzerhaltung.
(10) Netzeinbindung von Windenergie: Erdkabel oder Freileitung?
(11) Wirtschaftliche Zumutbarkeit des Netzausbaus für Erneuerbare Energien.
ATW-Forschung GmbH, Wiesbaden
Die ATW-Forschung GmbH, Wiesbaden, wurde 1977 gegründet, um Forschungs- und Beratungsvorhaben
durchzuführen. Die ATW-Forschung hat seit 1977 mehr als 80 Projekte
durchgeführt für Industrie, nationale Regierungen und internationale Institutionen (EU, OECD,
Weltbank). Ein Teil der Projekte wurde im Ausland in Kooperation mit Unterauftragnehmern
durchgeführt. Die Arbeiten bezogen sich wesentlich auf länderübergreifende Untersuchungen
und Vergleiche (auch EU-weit) zu ökonomischen Daten, Besteuerung, Umweltaspekten, Infrastruktur-Investitionen
sowie zu Energie und Stromnetzen.
In den letzten Jahren hat die ATW-Forschung GmbH u.a. verschiedene größere Arbeiten im
Energie- und Netzbereich sowie zu windenergiebedingten Netzausbaumaßnahmen durchgeführt
im Auftrag von Bundes- und Landesministerien, Energieversorgungsunternehmen sowie
von Städten und Gemeinden:
(1) Integration der erneuerbaren Energien: Optimierung und Beschleunigung des Netzausbaus.
(2) 380-kV-Freileitung Bertikow–Neuenhagen (Uckermarkleitung): Notwendigkeit und Alterna-
tiven.
(3) Planfeststellungsverfahren 380-kV-Leitung Vieselbach–Altenfeld, 1. Planänderung.
(4) Windenergie – Zuverlässige Integration in die Energieversorgung.
(5) Wirtschaftliche Zumutbarkeit der Netzanbindung von Offshore-Windenergieanlagen.
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(6) Notwendigkeit der geplanten 110-kV-Verbindung im Sauerland und technische Alternativen
zu einem Freileitungsneubau.
(7) Notwendigkeit der geplanten 380-kV-Verbindung Raum Halle – Raum Schweinfurt.
(8) Vattenfall Europe AG: Wo werden die Gewinne erwirtschaftet?
(9) Wirtschaftliche Zumutbarkeit des Netzausbaus für Windenergie.
(10) Angemessene Netznutzungsentgelte mit sinnvollen Anreizwirkungen.
(11) Netzeinbindung von Windenergie in Schleswig-Holstein.
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