380-kv - eb - technische alternative - jan. 2013 ... - Land Salzburg

Umweltverträglichkeitserklärung 

380-kV-Salzburgleitung 

Netzknoten St. Peter – Netzknoten 

Tauern 

Fachbereich: Technische Alternative 

Verfasser: APG Herbert Lugschitz, Anita Holzmann (Technik) 

UVE-Team (Umweltauswirkungen) 

Jänner 2013



Inhaltsverzeichnis 

Seite 

Abkürzungen 6 

Einheiten 7 

1 Aufgabenstellung 9 

2 Ausgangssituation für diese Untersuchung 10 

3 Technische Grundlagen 12 

3.1 Geländetypen (Nutzungskategorien) im Projektgebiet 12 

3.2 Kurzbeschreibung der Geologie im Projektgebiet 13 

3.2.1 Hintergrund 13 

3.2.2 Alpenvorland (Quartär und Flysch) 13 

3.2.3 Nördliche Kalkalpen – Osterhorngruppe (Nockstein bis Lammertal) 13 

3.2.4 Nördliche Kalkalpen – Hagen/Tennengebirge (Lammertal bis Bischofshofen) 13 

3.2.5 Grauwackenzone (Bischofshofen bis Raum Högmoos) 14 

3.2.6 Tauernfenster (Raum Högmoos – Kaprun) 14 

3.2.7 Zusammenfassung Geologie/Beurteilung 14 

3.3 Auswahl der Kabelsysteme 15 

3.3.1 Systemanforderung 15 

3.3.2 Studien, Untersuchungen 15 

3.4 Systemführung 18 

3.5 Kabeltypen 19 

3.6 Verlegeart 20 

3.6.1 Erdverlegung 20 

3.6.2 Verlegeprofil bei Erdverlegung 21 

3.6.3 Verlegung im begehbaren Kabelgang oder begehbaren Tunnel, Variante K3 26 

3.7 Kabelkühlung 27 

3.7.1 Kühlung bei Erdverlegung (direkt oder im Rohr) 28 

3.7.2 Kühlung im Kabelgang oder Tunnel 29 

3.8 Lieferlängen 29 

3.9 Kabelmuffen und Cross Bonding 29 

3.9.1 Muffen bei Erdverlegung (direkte Erdverlegung oder im Rohr) 30 

3.9.2 Muffen im Kabelgang bzw. im Tunnel 30 

3.10 Endverschlüsse 31 

3.11 Kompensationseinrichtungen 32 

3.12 Bauzeit 33 

3.12.1 Bauzeit bei Erdverlegung 33 

3.12.2 Bauzeit bei Tunnelverlegung 34 

4 Betriebliche Aspekte 35 

4.1 Grundsätzliches 35 

4.2 Störfall, Kabelschäden, Reparatur, Verfügbarkeit 38 

4.2.1 Störfall 38 

Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH 3/84



4.2.2 Statistiken, Ausfälle 38 

4.2.3 Schadensursachen 39 

4.2.4 Schadensvorbeugemaßnahmen, Reparaturen 40 

4.3 Betriebsverhalten 41 

4.3.1 Auswirkungen 41 

4.3.2 Elektrische und magnetische Felder 42 

4.4 Vergleich ausgeführter Kabelleitungen 44 

4.5 Zum Stand der Technik 46 

5 Teilverkabelungen 49 

5.1 Aufbau einer Teilverkabelung 49 

5.2 Übergangsstationen 50 

6 Kosten 52 

6.1 Investitionskosten 53 

6.1.1 Investitionskosten Vollverkabelung 54 

6.1.2 Investitionskosten Teilverkabelung 54 

6.1.3 Verhältnis der Investitionskosten 54 

6.2 Gesamtkosten 55 

6.2.1 Gesamtkosten Vollverkabelung 55 

6.2.2 Gesamtkosten Teilverkabelung 55 

6.2.3 Verhältnis der Gesamtkosten 55 

7 Umweltaspekte 56 

7.1 Grundsätzliches 56 

7.2 Bauphase 58 

7.2.1 Trassenbreiten 59 

7.2.2 Beanspruchte Flächen 60 

7.2.3 Materialtransporte 60 

7.3 Betriebsphase 62 

7.4 Lebensdauer, Nachsorgephase 62 

7.5 Beurteilung der möglichen Auswirkungen aus Sicht der UVE-Fachbereiche 63 

8 Zusammenfassung/Fazit 71 

9 Verzeichnisse 73 

9.1 Tabellenverzeichnis 73 

9.2 Abbildungsverzeichnis 73 

9.3 Quellenverzeichnis 75 

Anhang A Sonstige Kabeltechnologie - Gas Isolierte Leitungen (GIL) 77 

A.1 Gas Isolierte Schaltanlagen - GIS 77 

A.2 Gas Isolierte Leitungen - GIL 77 

A.2.1 GIL der 1. Generation 78 

A.2.2 GIL der 2. Generation 78 

A.3 Gesetzliche Bestimmungen 79 

4/84 Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH



A.4 Kosten 79 

A.5 Fazit zur GIL 79 

Anhang B Grundsätzliche Überlegungen zu neuartigen Kabellegungen 80 

B.1 Verlegung als Power Tubes (Quelle: C und E) 81 

B.2 Verlegung mit optimierter Phasenfolge – Phase-Splitting (Quelle: C) 82 

B.3 Verlegung von Reservephasen (Quelle: C und E) 83 

B.4 Pflugverlegung (Quelle C und R) 84 




Abkürzungen 

APG ................. Austrian Power Grid AG 

CH .................... Schweiz 

DG TREN......... Generaldirektion für Transport und Energie 

DK .................... Dänemark 

DT .................... Deutschland 

EC .................... Europäische Kommission 

EnLAG ............. Energieleitungsausbau Gesetz 

ENTSO-E ......... Vereinigung der europäischen Netzbetreiber 

EOS ................. Energie Ouest Swisse 

EU .................... Europäische Union 

EVU ................. Energieversorgungsunternehmen 

GB .................... Groß Britannien 

GIL ................... gasisolierte Leitung 

GIS ................... gasisolierte Schaltanlage 

GOK ................. Geländeoberkante 

KW ................... Kraftwerk 

Ltg .................... Leitung 

Mio ................... Millionen 

NEP ................. Netzentwicklungsplan 

NK .................... Netzknoten 

NL .................... Niederlande 

NOx .................. Stickoxide 

PM ................... Feinstaub (englisch: Particulate Matter) 

RWTH .............. Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule 

VSE / AES ....... Verband Schweizerischer Elektritzitätsunternehmen 

VPE, XLPE ...... vernetztes Polyethylen 

TEN .................. Transeuropäisches Netz 

TSO ................. Übertragungsnetzbetreiber 

TU .................... Technische Universität 

TVK .................. Teilverkabelung 

UVE ................. Umweltverträglichkeitserklärung 

UVP ................. Umweltverträglichkeitsprüfung 

UW ................... Umspannwerk 




Einheiten 

°C ..................... Grad Celsius 

µT..................... Mikrotesla 

a ....................... Jahr 

A ...................... Ampere 

cm .................... Zentimeter 

h ....................... Stunde 

km .................... Kilometer 

kV ..................... Kilovolt 

lfm .................... Laufmeter 

m ...................... Meter 

m² ..................... Quadratmeter 

mm² .................. Quadratmillimeter 

MVA ................. Megavoltampere 

MVAr ................ Megavoltampere reaktiv 

MW ……………Megawatt 

t/to .................... Tonne 




1 Aufgabenstellung 

Die Austrian Power Grid AG (APG) plant den Lückenschluss des österreichischen 380-kV- 

Höchstspannungsnetzes zwischen dem Netzknoten St. Peter (im Bundesland Oberösterreich) und 

dem Netzknoten Tauern (im Bundesland Salzburg) mit abschnittsweisen 110-kV-Mitführungen des 

Projektpartners Salzburg Netz GmbH. Dieses Vorhaben wird in der UVE als „380-kV-Salzburgleitung“ 

bezeichnet. 

Dieses 380-kV-Salzburgleitung besteht aus einer Änderung der rechtskräftig UVP-genehmigten und 

bereits teilkollaudierten 380-kV-Leitung Netzknoten St. Peter – UW Salzburg einerseits und aus einem 

380-kV-Leitungsneubau zwischen dem UW Salzburg und dem Netzknoten Tauern samt abschnittsweisen 

Mitführungen von 110-kV-Leitungen andererseits. Dabei ist zu beachten, dass der Abschnitt 

UW Kaprun – NK Tauern als Unterabschnitt des Neubauvorhabens bereits aufgrund eines anderen 

Projektzwecks – Effizienzsteigerungsprojekt der Verbund Hydro Power AG - gesondert genehmigt 

wurde und vor der 380-kV-Salzburgleitung realisiert wird. 

Die 380-kV-Salzburgleitung besteht im Wesentlichen aus den folgenden Komponenten, die im Detail 

in der Vorhabensbeschreibung angeführt sind und die Grundlage des Fachbeitrages darstellen: 

 

Neuerrichtung und Betrieb von Starkstromfreileitungen: 

a. 380-kV-Verbindung UW Salzburg - UW Kaprun, 

b. 220-kV-Verbindung UW Pongau – Wagrain/Mayrdörfl, 

 

 

 

 

 

abschnittsweisen Mitführungen von 110-kV-Freileitungen, 

Umlegungen und Anbindungen der berührten 110-kV- , 220-kV und 380-kV-Leitungen, 

Demontage von 110-kV- und 220-kV-Leitungen, 

Neuerrichtung und Betrieb der Umspannwerke Wagenham und Pongau, 

Änderung des Umspannwerkes Salzburg sowie der Netzknoten St. Peter und Tauern. 

Der 380-kV-Neubauabschnitt zwischen dem UW Salzburg und dem UW Kaprun beträgt ca. 113 km. 

Die Länge der 220-kV-Leitungsverbindung UW Pongau – Gemeinde Wagrain/Mayrdörfl beträgt ca. 

14 km. Koordinierungen mit bestehenden Leitungen ermöglichen Leitungsmitführungen im Ausmaß 

von insgesamt rund 38 km. 

Projektgemäß kommt es zu Demontagen von rund 193 km Freileitungen mit der Spannungsebene 

220 kV und 110 kV. 

Die UmweltverträgIichkeit des Vorhabens soll weiters durch umfangreiche, projektimmanente Maßnahmen 

sichergestellt werden. 

Gemäß § 6 Abs. 1 Z 2 UVP-G 2000 ist vom Projektwerber in der UVE eine Übersicht über die wichtigsten 

anderen geprüften Lösungsmöglichkeiten und Angabe der wesentlichen Auswahlgründe zu 

geben. Diese Alternativenprüfung umfasst auch die Darstellung technischer Alternativen und deren 

wesentlichen Umweltauswirkungen. 

Von der Antragstellerin wurde deshalb die technische Alternative „Erdkabel“ untersucht. Die technischen 

Grundlagen und die Umweltauswirkungen werden im gegenständlichen Fachbeitrag dargestellt. 




2 Ausgangssituation für diese Untersuchung 

Die APG legt die im UVP-G geforderte Alternativenprüfung in der Form einer Gesamtverkabelung der 

geplanten 380-kV-Leitung vor. Die Darstellung der Vollverkabelung ergibt sich deshalb, weil aus so 

gut wie jedem Gemeindegebiet im Projektbereich Forderungen nach einer Verkabelung erhoben werden. 

Als weitere Information werden auch einzelne Aspekte der Variante Teilverkabelung dargestellt. 

Es werden trassenneutral die Implikationen von unterschiedlichen Verkabelungsvarianten aufgezeigt. 

Der gegenständliche Fachbeitrag stellt aber keine detaillierte Projektstudie dar. Eine Projektstudie 

müsste auf einer Vielzahl von Trassenbasisdaten, beginnend bei einer optimierten Kabeltrasse, Aufschlüssen 

über die Bodenverhältnisse entlang der Trasse, Angaben zur Wärmeleitfähigkeit des Bodens, 

Zufahrtsmöglichkeiten zu den Verlegeorten und Muffenplätzen im Projektgebiet, usw. aufbauen. 

Der vorliegenden Ausarbeitung liegt – im Einklang mit § 6 UVP-G 2000 – keine verortete Trasse zugrunde. 

Die APG befasst sich seit vielen Jahren aktiv mit der Frage von Verkabelungen in der 380-kV- 

Spannungsebene. Dazu zählt u.a. die Teilnahme an Cigre-Kongressen, an der internationalen Kabel- 

Konferenz „Jicable“, Mitarbeit im Normungsgremium ÖVE-L „Starkstromfreileitungen und Verlegung 

von Energiekabeln“, Gespräche mit in- und ausländischen Kabelbetreibern, Gespräche mit der europäischen 

Kabelindustrie und die Besichtigung von Kabelproduktionsanlagen, Mitarbeit an der Erstellung 

des „Joint Paper“ gemeinsam mit der Interessensvereinigung der europäischen Kabelindustrie 

„Europacable“, Teilnahme an Seminaren und Vorträgen, Besichtigung von 380-kV-Kabelanlagen in 

Dänemark, Berlin, Wien, Mailand, Niederlande, Genf, Frankfurt, Kooperationen mit Tennet/Niederlande 

und Wienstrom. Studien über 380-kV-Kabelprojekte und Projektvorstellungen wurden 

analysiert. Alle diese Überlegungen flossen in die vorliegende Ausarbeitung ein. 

Zur Sicherung der Stromversorgung in Österreich verfolgt die APG das Konzept eines 380-kV- 

Höchstspannungsrings. Dieser verbindet alle wichtigen APG Netzknoten miteinander und ermöglicht 

die Versorgung aller wesentlichen Ballungs- und Verbrauchszentren. Die bestehenden innerösterreichischen 

220-kV-Leitungen sind für den großräumigen Transport großer Energiemengen nicht geeignet. 

Diese Leitungen sind in den 1950er bis 70er Jahren unter anderen Voraussetzungen für wesentlich 

kleinere Strommengen entstanden. Sie können den Ausbau des 380-kV-Ringes nicht ersetzen. 

Die Existenz eines einzigen Ringes unterscheidet das österreichische Übertragungsnetz von anderen 

europäischen Übertragungsnetzen, die meist aus mehreren Ringen bzw. redundanten Leitungsquerverbindungen 

bestehen. Ein Ausfall von Leitungen in einem derartigen vermaschten Leitungsverband 

hat auf den Netzbetrieb keine derartige Wirkung wie ein Ausfall im einzigen Ring. 

Der 380-kV-Ring in Österreich ist als Ganzes als essenziell wichtige Leitungsverbindung zu betrachten. 

Er stellt das Rückgrat der österreichischen Stromversorgung dar. Schwachstellen müssen im 

Ring vermieden werden, da diese direkten Einfluss auf den sicheren Netzbetrieb in Österreich haben. 

Es gibt bislang weltweit keine Teil- oder Vollverkabelung, die mit einer Verkabelung im 380-kV-Ring 

der APG vergleichbar wäre. Die Netztopologie in anderen europäischen Ländern, in denen derzeit 

Kabelleitungen geplant sind, unterscheidet sich somit maßgeblich von jener der APG. Eine Verkabelung 

im 380-kV-Ring der APG wäre somit eine experimentelle Neuheit, die aus Gründen der Versorgungssicherheit 

Österreichs nicht verantwortbar ist. 

Im Falle einer 380-kV-Verkabelung entfielen naturgemäß die Möglichkeiten zur Leitungsmitführung 

anderer Systeme auf einem gemeinsamen Gestänge. Es ergäbe sich auch keine Notwendigkeit, bestehende 

220-kV- oder 110-kV-Leitungen zu verkabeln – die vorhandenen Leitungen der Salzburg AG 

und der APG blieben bestehen. 




Keine technische Alternative stellen derzeit die Gas Isolierten Leitungen (GIL) sowie Überlegungen zu 

neuartigen Verlegemethoden dar, weshalb diese im gegenständlichen UVE-Fachbeitrag nur in den 

Anhängen (A, B) überblicksweise dargestellt werden. 




3 Technische Grundlagen 

3.1 Geländetypen (Nutzungskategorien) im Projektgebiet 

Den vorliegenden Überlegungen liegt keine konkret verortete Kabeltrasse zugrunde. Für die Darstellung 

wurde die für den Projektraum charakteristische Verteilung von Geländetypen, Nutzungen und 

Vegetationsformen sowie Kreuzungen berücksichtigt. 

landwirtschaftliche Nutzflächen, überwiegend eben 24 % 

landwirtschaftliche Nutzflächen, sanft hügelig, kaum Querneigung 11 % 

landwirtschaftliche Nutzflächen, wechselhaft hügelig, tlw. Neigung 

über 10%, tlw. mit Querneigungen 

26 % 

Wald, sanft hügelig 2 % 

Wald, wechselhaft hügelig, tlw. Steil, mit Querneigung 6 % 

Steilgelände, Tunnelstrecken 31% 

Gesamt 100 % 

Tabelle 3-1: 

Bodenverteilung und Bodentypen 

ÖBB 7 

Autobahn 2 

Bundesstraßen, Landesstraßen 19 

Salzachfluss 3 

sonstige Fließgewässer 21 

Kreuzungen insgesamt (ohne Gerinne, Gemeindestraßen, 

Wege, etc.) 

52 

Tabelle 3-2: 

Der Untersuchung zugrunde gelegte Kreuzungen im Projektgebiet für Vollverkabelung 

Für den vorliegenden Bericht wird von einer Länge der Vollverkabelungsstrecke von 109 km ausgegangen. 

Diese Länge ergibt sich aufgrund von absehbaren typischen topographischen Gegebenheiten 

und unter der Annahme, dass die Kabel über freies Land verlegt werden und so weit wie möglich anderen 

Infrastruktureinrichtungen, z.B. Straßen, folgen, was wegen der Zu- und Abfahrtswege für 

Transporte vorteilhaft wäre. 

Bei einer Detailtrasse wäre generell jener Trassenkorridor zu identifizieren, der sensible Raumnutzungen 

sowie naturräumliche Gegebenheiten so wenig wie möglich berührt, auf Konfliktzonen ist zu achten. 

Zu berücksichtigen sind weiters Siedlungen, Widmungen, Altlasten und Verdachtsflächen, Gewässer, 

Quellschutzgebiete, Gelände, Infrastruktureinrichtungen, Hochwassergebiete. 

In all jenen Bereichen in denen die Kabeltrasse nicht entlang oder in Straßen verlegt ist, kann der 

Zutritt im Störungsfall unter bestimmten Umständen schwierig oder unmöglich sein (hohe Feldfrüchte, 

Verbuschung, Verwaldung, Überflutungsgebiet, Winterbedingungen - Schneeverwehungen). Darüber 

hinaus sind Überbauungen der Kabeltrasse (z.B. Wirtschaftsgebäude, Lagerhallen, Garagen, Bewässerungsanlagen) 

abseits von Straßen auf Bestandsdauer über Jahrzehnte schwer zu kontrollieren und 

zu vermeiden. 




3.2 Kurzbeschreibung der Geologie im Projektgebiet 

3.2.1 Hintergrund 

In der folgenden Kurzbeschreibung wird auf die geologischen Gegebenheiten mit Blick auf eine Verkabelung 

der Salzburgleitung in den im Projektraum anstehenden geologischen Großeinheiten nach 

dem vorliegenden Kartenmaterial (Geol. Karte Salzburg, 1:200.000), eigenen Kartierungs- und Erkundungsarbeiten 

sowie den digitalen Daten betreffend Wasserbuch (SAGIS) und eigenen projektsbezogenen 

Erhebungen eingegangen. Es wird bei dieser Betrachtung von einer Kabellegung entsprechend 

Kapitel 3.6.2.4 „Ansatz der APG“ ausgegangen. Den Darstellungen liegt keine konkrete Kabeltrasse 

zugrunde 

3.2.2 Alpenvorland (Quartär und Flysch) 

Im Bereich des Alpenvorlandes (UW Salzburg bis Nockstein) werden Gesteine der Flyschzone sowie 

quartäre Abfolgen durch die geplante Trasse berührt. Im Bereich der quartären Sedimente werden 

zum überwiegenden Teil würmzeitliche Grundmoränensedimente, untergeordnet in Teilbereichen 

auch Eisrandsedimente (Kiese, Sande) angetroffen. Die Grundmoränensedimente haben eine hohe 

Lagerungsdichte. Der Grundwasserstand liegt zumeist tief bzw. fehlt Grundwasser in diesen Bereichen 

bis in größere Tiefen vollständig. Zu berücksichtigen sind beim Bau einer derartigen Künette 

jedoch die vorkommenden vernässten Bereiche bzw. moorige Bereiche, welche im Rahmen der Vorerkundungen 

immer wieder angetroffen wurden und aufgrund ihrer Tiefe (> 5 m) bautechnisch schwierig 

zu beherrschen sind. 

Im Bereich der Flyschzone werden mehrere Quellbereiche, welche der Trinkwasserversorgung für 

mehrere Wassergenossenschaften dienen, zumindest randlich berührt. Im Falle einer Erdkabellösung 

würde der Aushub einer Künette in der beschriebenen Dimension zu einer bedeutenden Drainagewirkung 

führen. Außerhalb der Quelleinzugsbereiche ist eine Errichtung einer solchen Künette innerhalb 

der Gesteine der Flyschzone durchaus möglich, durch die wechselnden Gebirgseigenschaften 

(Wechsel zwischen Tonsteinen, Sandsteinen, Mergelsteinen) ist die Gebirgslösung bzw. auch die 

Baugrubensicherung anzupassen. Auch Bereiche mit Sprengfels sind zu erwarten. 

3.2.3 Nördliche Kalkalpen – Osterhorngruppe (Nockstein bis Lammertal) 

Im Bereich der Osterhorngruppe werden im nördlichen Abschnitt überwiegend Hauptdolomite berührt, 

welche durch ihre kubische Zerlegung, bedingt durch ein +/- orthogonales Kluftsystem meist gut lösbar 

sind. 

Im südlich anschließenden Bereich führt das Projektgebiet über eine große Längserstreckung innerhalb 

der Oberalmer Kalke. Diese zeigen meist eine gut ausgeprägte, sehr flach Richtung Süd bis 

Südost einfallende Bankung, zusätzlich trennen vertikale Klüfte die Schichtpakete. Die Oberalmer 

Kalke sind meist von Hangschutt bedeckt, wobei die Überlagerung von < 0,5 bis mehrere Meter reichen 

kann. Eine Vielzahl von Einzelwasserversorgungen existiert in diesem Bereich, die Quellen werden 

zumeist aus dem Hangschuttkörper gespeist und liegen somit sehr seicht, was eine dementsprechende 

Vulnerabilität mit sich bringt. Quellen gleichen Typus finden sich auch im weiter nördlich innerhalb 

der Hauptdolomite aufgeschlossenen, flach ostfallenden Plattenkalk. 

3.2.4 Nördliche Kalkalpen – Hagen/Tennengebirge (Lammertal bis Bischofshofen) 

Innerhalb der nördlichen Kalkalpen südlich des Lammertales werden Kalke und Dolomite berührt. Aus 

diesen Gesteinen werden bedeutende Quellen gespeist, welche teilweise auch der Trinkwassernutzung 

dienen (Karstaquifer, teilweise auch Kluft/Störungsquellen). Aus geotechnischer Sicht sind Kalke 

und Dolomite in Hinblick auf die Errichtung einer Künette prinzipiell gut zu beherrschen. Bei einer Verlegung 

eines Erdkabels vorwiegend an den Flanken des Tennen- bzw. Hagengebirges, ist jedenfalls 




die Morphologie als Erschwernis zu betrachten, da z.T. Hänge mit beträchtlicher Neigung über weite 

Strecken gequert werden müssen. Insbesondere im Bereich Pass Lueg an der Salzach-Ostseite 

(Tennengebirge) würde die Leitung in unwegsamem, felsdurchsetztem Steilgelände führen, unterliegend 

befinden sich vitale Infrastrukturbauten (Bundesstraße, Autobahn, Bahnlinie). Der Boden des 

Salzachtales ist durch nacheiszeitliche Lockersedimente verfüllt. In diesem Bereich existieren einige 

Grundwasserentnahmen. An der Flanke des Hagengebirges existieren z.T. mächtige Hangschuttauflagen 

(> 20 m). Im südlichsten Bereich dieses Abschnittes werden die basalen Gesteine der Nördlichen 

Kalkalpen (Werfener Schichten, Haselgebirge) berührt. 

3.2.5 Grauwackenzone (Bischofshofen bis Raum Högmoos) 

Das dominante Gestein innerhalb der Grauwackenzone ist der Phyllit, welcher in verschiedenen Varietäten 

entlang der Trasse großflächig zwischen Bischofshofen und Högmoos ansteht. Der Phyllit 

zeichnet sich durch zumeist extrem feine Schieferung (im mm-Bereich), starke Verfaltung und mäßige 

Klüftung aus. Die Schieferungsflächen sind von hoher mechanischer Relevanz und können je nach 

lokalem Einfallen das geotechnische Verhalten des Phyllits massiv beeinflussen. Durch die hohe Verwitterungsbereitschaft 

des Phyllits existieren in vielen Bereichen mächtige Verwitterungsdecken. Insgesamt 

stellt sich die Grauwackenzone als mobiler Bereich dar, in welchem häufig Massenbewegungen 

in Form von Rutschungen, Muren etc. festzustellen sind. Auch die durchwegs unruhige Morphologie 

bei entsprechender Hangneigung weist auf diese Eigenschaften hin. 

3.2.6 Tauernfenster (Raum Högmoos – Kaprun) 

Südlich der Salzach stehen im Bereich der Trasse Gesteine des Tauernfensters an. Diese stellen sich 

im gegenständlichen Bereich vorwiegend als metamorphe Sandsteine, Quarzite, Kalkglimmerschiefer 

bzw. Phyllite dar. Für Phyllite gilt Gleiches wie in der Grauwackenzone beschrieben, die Kalkglimmerschiefer 

und Quarzite zeigen deutlich bessere geotechnische Eigenschaften. Bei Querung der von 

Süden zum Salzachtal führenden Gräben und Täler sind die meist übersteilten und instabilen Flanken 

derselben, welche oft mächtige Hang/Murschuttauflagerungen mit hohem Wassergehalt zeigen, zu 

berücksichtigen. 

3.2.7 Zusammenfassung Geologie/Beurteilung 

Wie aus der oben erfolgten Kurzbeschreibung ersichtlich, können für die einzelnen geologischen 

Großeinheiten nur generelle Aussagen getroffen werden. 

Im Projektgebiet finden sich vor allem im Bereich der Flyschzone und der Osterhorngruppe weite Bereiche, 

innerhalb welcher aufgrund der hohen Anzahl an genutzten Quellen (sowohl wasserbücherlich 

eingetragene wie auch nicht eingetragene) im Falle einer Verkabelung davon ausgegangen werden 

muss, dass eine Künette der beschriebenen Dimension jedenfalls eine deutliche Drainagewirkung 

zeigt und somit ein hohes Potenzial zur Beeinflussung der genutzten Quellen aufweist. Die Gesteine 

bzw. Sedimente im oberflächennahen Untergrund abseits der beschriebenen vernässten bzw. moorigen 

Bereiche lassen generell gute geotechnische Eigenschaften erwarten. 

Im Bereich südlich Golling bis Bischofshofen sind vor allem in den langen Hangquerungen sowohl 

geotechnische wie auch die Arbeitssicherheit und die Gefährdung Dritter betreffende Schwierigkeiten 

zu meistern, die Errichtung einer Künette stellt sich aufgrund der morphologischen Gegebenheiten als 

äußerst aufwendig dar. Weiters sind Karst- bzw. Störungsquellen zu berücksichtigen, deren Einzugsgebiet 

schwer abschätzbar ist. 

Innerhalb der Grauwackenzone ist aufgrund der oben beschriebenen geotechnischen Eigenschaften 

des vorherrschenden Gesteins die unterirdische Verlegung der Leitung sehr problematisch, da aufgrund 

der ausgeprägten Morphologie und der ausgeprägten Mobilität des Untergrundes insbesondere 




in Grabeneinhängen und bei Anschnitten im geneigten Gelände mit hohen geotechnischen Risiken zu 

rechnen ist. Hinsichtlich der Langzeitprognose kann keine verlässliche Aussage getroffen werden. 

Im Bereich der Gesteine des Tauernfensters kann mit im Vergleich zur Grauwackenzone tendenziell 

besserem geotechnischen Verhalten gerechnet werden, es sind hier insbesondere größere Rutschmassen 

in Grabeneinhängen zu berücksichtigen. 

3.3 Auswahl der Kabelsysteme 

3.3.1 Systemanforderung 

Die hier betrachtete Leitung ist eine Verbindung im österreichischen 380-kV-Übertragungsnetz. Dieses 

Netz besteht aus zweisystemigen Freileitungen. Das Ziel ist die Schaffung einer leistungsfähigen 

380-kV-Verbindung mit einer Übertragungskapazität von ca. 2 x 1.500 MW (unter Einhaltung des n-1 

Kriteriums). Der Leitungsbetrieb der APG als Übertragungsnetzbetreiber unterliegt unter anderem 

diesem „n-1 Kriterium“. Es ist das eine Maßnahme, um den Netzbetrieb sicher und zuverlässig zu 

führen und den Ausfall eines Systems oder einer großen Kraftwerkseinheit zu beherrschen. Das n-1 

Kriterium ist seit Jahren Standard bei den europäischen Netzbetreibern. Es ist innerhalb der ENTSO- 

E, verrechtlicht und mit Strafsanktionen belegt. Bei der Freileitung übernimmt im Störfall das verbleibende 

System einen Großteil der Last. Für die n-1-Anforderung ist auch eine Kabelverbindung zu 

dimensionieren, um keine Schwachstelle im Netz darzustellen. Eine unvollständige Kompensation des 

Kabels und die Auswirkungen auf den Lastfluss sind zusätzlich zu berücksichtigen. 

Die vorliegende Untersuchung geht in Übereinstimmung mit der Ansicht von Experten von vier parallelen 

Kabelsystemen als Ersatz für die beiden Freileitungssystemen aus (sogenannte „Doppelkabel“), 

wobei solche Kabeltypen (Querschnitte) für die Untersuchung angenommen werden, die bereits hergestellt 

und eingesetzt wurden (Quelle A, C, D). Die gesamte Übertragungsleistung der Freileitung 

wird beim Kabel selbst damit nicht erreicht, allerdings wird bei der Kabelstrecke mit einem geringeren 

Lastfaktor als bei einer Freileitung gerechnet. Bei einem lange andauernden gestörten Netzbetrieb 

kann sich diese geringere Übertragungsleistung negativ auswirken. 

Da die Erfahrungen mit 380-kV-XLPE-Kabeln gering sind, ist auch darin ein Bewertungskriterium für 

diese Systementscheidung gegeben. Das europäische 380-kV-Netz der ENTSO-E besteht nur zu 

etwa 0,27 % aus 380-kV-Kabeln, die an Land verlegt sind. Der Großteil dieser Kabelstrecken (incl. 

gasisolierter Leitungen GIL) befindet sich in Bereichen, wo der Bau einer Freileitung nicht möglich 

wäre, wie beispielsweise dicht besiedeltes Gebiet oder in der Nähe von Flughafen. 

Die Ansicht der APG zu „Gas Isolierten Leitungen (GIL)“ ist im Anhang A dargestellt. 

Hinweis: Die ÖVE/ÖNORM EN 50341 nennt im Kapitel 5.1 Tabelle 5.1 und in der Tabelle 5.4.3/AT.10 

die Nennspannungen/Nennisolationen und die zugeordneten höchsten Betriebsspannungen. Für Leitungen 

mit der in Österreich definierten Nennspannung 380 kV beträgt die höchste Betriebsspannung 

420 kV. Dafür werden die elektrischen Leitungen und Anlagen ausgelegt. Das war auch in den Vorgängernormen 

der EN 50341 so. In manchen anderen Ländern werden Leitungen und Anlagen dieser 

Spannungsebene mit Nennspannungen „400 kV“ oder mit „420 kV“ bezeichnet. Im vorliegenden Papier 

werden alle drei Bezeichnungen (380, 400, 420 kV) verwendet, abhängig von der im jeweiligen 

Land verwendeten Bezeichnung bzw. der jeweiligen Leitungsbezeichnung. Alle diese Leitungen und 

Anlagen bezeichnen aber dieselbe Spannungsebene, die in Österreich mit „380 kV“ definiert ist. 

3.3.2 Studien, Untersuchungen 

Zum Thema Verkabelung gibt es zahlreiche Studien und Untersuchungen, deren Aussagen zum Teil 

stark differieren. 




Der Grund dafür liegt in den unterschiedlichen Zielsetzungen, Annahmen und Rahmenbedingungen 

dieser Studien. Je nachdem, welche Ziele verfolgt werden – beispielsweise möglichst geringes Magnetfeld, 

optimierte Verlegung oder Übertragungsleistung – ergeben sich unterschiedliche Aussagen. 

Entscheidend ist auch, welche Annahmen den jeweiligen Studien zu Grunde liegen. Eine Untersuchung 

einer Kabelverlegung in ebenem, unbewohntem, landwirtschaftlich genutztem Gebiet wird zu 

einem anderen Ergebnis kommen, als eine Untersuchung einer Kabelverlegung in dicht besiedeltem, 

städtischem Gebiet. 

Dies vorangestellt wird nachstehend kurz auf jene kabelbezogenen Studien eingegangen, die einen 

Bezug zum Projektbereich der 380-kV-Salzburgleitung haben. 

3.3.2.1 Untersuchung Prof. Oswald / TU Hannover für den österreichischen Regulator, 2007 

Prof. Oswald von der TU Hannover hat im Auftrag des österreichischen Regulators e-control im Dezember 

2007 eine Studie über „Auswirkungen einer möglichen (Teil)Verkabelung des Abschnittes 

Tauern-Salzach neu“ erstellt. Er behandelt darin Unterschiede in den Betriebseigenschaften und bei 

der Betriebsführung von 380-kV-Freileitungen, -Kabel und -GIL im Verbundnetz, bauliche Maßnahmen, 

Transport, Schlussfolgerungen für die Ausführung des Leitungssystems und einen Wirtschaftlichkeitsvergleich 

für die Freileitungs- und Kabelausführungen der 380-kV-Salzburgleitung NK Tauern 

– UW Salzburg. 

3.3.2.2 Joint Paper von Europacable / ENTSO-E und DG TREN, 2011 

Das Joint Paper ist eine gemeinsame Studie der ENTSO-E (Vertreter der Übertragungsnetzbetreiber) 

und Europacable (Vertreter der Kabelindustrie), die die Machbarkeit und technischen Aspekte der 

Teilverkabelung von Hochspannungsleitungen behandelt. Sie wurde auf Veranlassung der EU/DG 

TREN erstellt. In den nachfolgenden Darstellungen der Kabelauslegungen wird diese Studie als eine 

der Grundlagen der Dimensionierung berücksichtigt. 

Das Joint Paper stellt eine allgemein verständliche Darstellung der Kabelthematik dar und soll der 

Versachlichung der Diskussion dienen. Die APG hat an der Erstellung dieses Joint Paper aktiv mitgearbeitet. 

Im Joint Paper wird jedoch ausdrücklich festgehalten, dass es als generelle Darstellung nicht 

dazu dienen kann, Entscheidungen darüber abzustützen, ob – und bejahendenfalls wo – eine Kabellösung 

realisiert werden soll. 

Kerninhalte dieses Joint Paper sind: 

Jedes Übertragungsmedium (Kabel und Freileitung) hat seinen typischen Anwendungsbereich - 

verallgemeinernde Aussagen sind irreführend und nicht sinnvoll – jedes Vorhaben muss von Fall 

zu Fall gesondert betrachtet werden. 

Die Verkabelung einer zweisystemigen 380-kV-Leitung mit der Kapazität einer typischen europäischen 

Leitung würde mindestens zwei Doppelkabel erfordern (mindestens 4 parallele Kabelsysteme). 

Während der Betriebszeit würde eine derartige Verkabelung einen 20 bis 25 m breiten Korridor 

erfordern, in der Bauzeit darüber. 

Die Investitionskosten von Kabelleitungen sind wesentlich höher als von Freileitungen und sind 

sehr abhängig von der Übertragungsleistung und den Umgebungsbedingungen. Die Kostenfaktoren 

liegen meistens bei 8-10, in schwierigem Gelände deutlich darüber. 

3.3.2.3 Studie der KEMA Dresden 2008 

KEMA Dresden erstellte im Auftrag der Salzburger Landesregierung eine Studie zur Verkabelung des 

zweiten Abschnitts der Salzburgleitung. Die 2008 präsentierte Studie fand große Aufmerksamkeit bei 

den Medien und in der Öffentlichkeit. (Quelle O, P) 




Diese Studie weist leider mehrere Unklarheiten in der Methodik und der Herangehensweise auf. Die 

Argumentation erweist sich häufig als widersprüchlich und nicht schlüssig, wesentliche Parameter 

wurden nicht berücksichtigt. Unverständlicherweise wurden z.B. die Vorgaben für das magnetische 

Feld nicht beachtet, sodass die vorgeschlagene Verlegung Magnetfelder mit sehr hohen Überschreitungen 

der Grenzwerte ergeben hätte. Die Studie kombiniert unrealistisch günstige Annahmen, um 

eine einfache Kabelausführung rechtfertigen zu können. Dies geht jedoch an den Anforderungen für 

die 380-kV-Salzburgleitung vorbei. Mit solchen Planungsansätzen könnten die Versorgungsaufgaben 

der APG nicht erfüllt werden, eine derartige Kabelanlage wäre daher in Österreich nicht genehmigungsfähig. 

3.3.2.4 Studie Dr. Hoffmann (Graz) / Prof. Noack (ehem. Universität Illmenau) 2007 

Diese Machbarkeitsstudie wurde 2007 in der Diskussion um den ersten Abschnitt der 380-kV- 

Salzburgleitung erstellt. Sie wiederholt die Kernaussagen der bereits 2006 eingereichten Studie „SteiermarkKABEL®“. 

Letztere wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend auf der 

Grundlage einer sachverständigen Expertise der TU Graz als technisch nicht vollständig und daher als 

nicht im öffentlichen Interesse stehend abgewiesen. 

Grundlegende Ausführungen dieser Machbarkeitsstudie stehen in deutlichem Widerspruch zu aktuellen 

Erfahrungen von Kabelbetreibern. Das betrifft z.B. die Darstellungen zu Reparaturzeiten, Verlusten, 

Kostenfaktoren sowie die Vergleiche von Kabelleitungen unterschiedlicher Ausführung und Kapazität. 

Die Studie berücksichtigt naturgemäß die Entwicklungen seit 2007 nicht, insbesondere das unter 

3.3.2.2 beschriebene „Joint Paper“, das im Jänner 2011 veröffentlicht wurde. 

In diesem Joint Paper wird z.B. – anders als in der hier wiedergegebenen Machbarkeitsstudie – nicht 

von 2, sondern von 4 Kabelsystemen (zwei Doppelkabel) ausgegangen, wenn eine Doppelfreileitung 

verkabelt werden soll. Es wird auch von höheren Kostenfaktoren gesprochen, usw. Das genannte 

Joint Paper wurde von den europäischen Leitungsbetreibern und der europäischen Kabelindustrie 

gemeinsam verfasst, um die Freileitungs-/Kabeldiskussion auf eine fachliche technische Basis zu 

stellen. Im Zeitraum zwischen den Entstehungszeitpunkten der beiden Papiere liegen 4 Jahre, in denen 

überschießende Darstellungen aber auch Erwartungen von allen an der Diskussion beteiligten 

Seiten zurückgenommen wurden. 

3.3.2.5 Studie DI Fischer 2010 

Im September 2010 hat DI Fischer (ehem. Mitarbeiter der Salzburg AG) eine Kurzstudie zur 380-kV- 

Salzburgleitung vorgelegt. Sie behandelt Teilverkabelungsvorschläge, Vorschläge über neue Trassenführungen 

und Änderungen im Netzkonzept. Diese Kurzstudie baut ersichtlich auf den bisher behandelten 

Teilstudien auf, bleibt jedoch in technischer Hinsicht sehr allgemein. 

3.3.2.6 Studie Prof. Schuppe 2009 

Prof. Schuppe (ehem. RWTH Aachen) hat 2009 im Auftrag der Gemeinde Eugendorf eine Kurzstudie 

über die Möglichkeit einer Teilverkabelung im Gemeindegebiet von Eugendorf herausgegeben. Prof. 

Schuppe schlägt einen Teilverkabelungsabschnitt vor, ohne eine technische Konzeption, Detailberechnungen, 

Angaben zur Bodenbeschaffenheit, Kabelausführung, Kosten, Angaben zu Übergangsstationen 

usw. vorzulegen. Als Option wird eine Verlegung mit Dreifachkabeln (insgesamt 6 Kabelsysteme) 

offen gelassen, wobei der Autor darauf hinweist, dass diesbezüglich Detailberechnungen erst 

erfolgen müssten. Die Kurzstudie bleibt damit technisch sehr vage. 




3.3.2.7 Studie Prof. Brakelmann/TU Duisburg über Verkabelungen im alpinen und voralpinen 

Bereich, 2012 

Prof. Brakelmann (TU Duisburg) hat sich als einer der führenden Experten über einen langen Zeitraum 

mit technischen Innovationen im Bereich der Kabeltechnologie befasst. Dies hat die APG veranlasst, 

Prof. Brakelmann mit der Erstellung einer Studie über Verkabelungen im voralpinen und im alpinen 

Raum zu beauftragen. Darin untersucht der Autor Kabellegungen bei unterschiedlichen Bodenverhältnissen 

und Geländeformationen. Der gegenständliche Fachbeitrag bezieht sich vielfach auf 

diese Studie. Daher liegt diese Studie, gleichwohl sie nicht Bestandteil der UVE ist, diesem Fachbeitrag 

zu Informationszwecken bei. 

3.4 Systemführung 

Die Freileitung zwischen dem NK Tauern und dem Umspannwerk Kaprun wird in das neu zu errichtende 

Umspannwerk „Pongau“ einbinden. Bei einer Vollverkabelung würden die Kabelsysteme ebenfalls 

in dieses Umspannwerk einbinden. Wie in 3.3.1 bereits beschrieben, muss ein Freileitungssystem 

durch zwei Kabelsysteme – sprich ein Doppelkabel – ersetzt werden. Das ergibt in Summe 4 Kabelsysteme 

(12 Phasen). 

In den Abbildungen 3–1 und Abbildung 3-2 werden die Varianten der betrachteten Systemführung nur 

schematisch dargestellt. Mitunter notwendige Zwischenkompensationen, Muffenbunker, Übergangsstationen, 

usw. wurden in dieser vereinfachten Darstellung vernachlässigt. Durch die zusätzlichen 

zwei Kabelsysteme (Doppelkabel) werden in den Umspannwerken zusätzliche Abgangsfelder erforderlich. 

Abbildung 3-1: 

Schematische Übersicht der Systemführung für die Freileitung mit zwei Systemen (6 Phasen) 

(Anmerkung: Details zur Systemführung sind im Fachbeitrag „Vorhabensbeschreibung“ zu finden) 

Abbildung 3-2: Schematische Übersicht der Systemführung für die Kabelleitung mit zwei Doppelkabeln 

(4 Kabelsysteme, 12 Phasen) 

Die Trassenlänge der Kabelstrecke zwischen dem UW Salzburg und dem UW Pongau wird mit 67 km 

angesetzt, die Strecke zwischen dem UW Pongau und dem NK Kaprun mit 42 km. Das entspricht 

somit 109 km für die Vollverkabelung. Eine Kabeltrasse würde an mehreren Stellen von der Freileitungstrasse 

abweichen, es wird an einigen Stellen zu Verkürzungen und an anderen zu Verlängerun- 




gen gegenüber der Freileitungstrasse kommen. Für das Ziel der vorliegenden 

angenommene Näherung jedoch 

ausreichend. 

Ausarbeitung ist die 

3.5 Kabeltypen 

Es gibt verschiedene Kabeltypen, die in der Hochspannungstechnik zur Anwendung kommen. Der 

grundsätzliche Aufbau ist jedoch 

immer derr gleiche. Ein Hochspannungskabel 

ist axialsymmetrisch 

aufgebaut und besteht aus mehreren Schichten. Im Inneren liegt ein e elektrischer Leiter aus Kupfer 

oder Aluminium, der von Leitschichten, Isolierung, Schirmdrähten undd einem Außenmantel umhüllt ist. 

Zur Isolierung wurden in den Anfängen der Kabeltechnik 

Schichten aus ölgetränktem Papierr verwen- 

meist vernetztes Polyethylen – VPE (im Englischen cross-linked polyethylen – XLPE) zum Einsatz. 

det. Daher werden diese Kabel auch als „fluid-filled“ Kabel bezeichnet. Heute kommt zur Isolierung 

Abbildung 

3-3: 

links: 

2 Kabel mit Kunststoffisolie 

erung (XLPE oder VPE genannt); 

rechts: Kabel mit Isolierflüssigkeit gefüllt („fluid-filled“ Kabel) 

Die vorliegende Untersuchung 

berücksichtigt XLPE-Kabel, da sie betrieblichee Vorteile aufweisen, 

auch kostengünstiger sowie umweltfreundlicher im Falle 

von Beschädigung undd bei der Entsorgung 

sind, da kein Isoliermittel auslaufen kann. Das erste 380-kV-XLPE-Kabel in Europa wurde 

1996 in 

Kopenhagen in Betrieb genommen. 

Der Großteil der Kabelprojekte an Land auf der Spannungsebene 380 kV wurde in den letzten Jahren 

in Betrieb genommen. Europaweit sind knapp 400 System-km 

380-kV-Kabel an Land 

verlegt. 

(Quelle: U) 

Als Ausführung wird ein Kupfer-Leitquerschnitt von 2.5000 mm² angenommen. (Kabelaußendurchmes- 

gibt 

ser ca. 14 cm, Gewicht ca. 40 kg/m). Für diesen Kabeltyp und für diee Muffen undd Endverschlüsse 

es seit einigen Jahren Betriebserfahrungen. 

Dieses Kabel wird in denn Studien von Prof. Oswald, Prof. 

Brakelmann und auch dem Jointt Paper zugrunde gelegt. Die dargestellten Ausführungen berücksich- 

tigen die 

neuesten Entwicklungen auf dem Kabelsektor, die großtechnisch verfügbar sind. 

Zu den – aus verschiedenen Gründen – hier nicht näher betrachteten 

anderen Verlegearten unterirdi- 

scher Leitungen siehe Anhang A und B. 

Austrian Power Grid AG & Salzburg Netzz GmbH 

19/84



3.6 Verlegeart 

Die zweisystemige Freileitung müsste für die geforderte Übertragungsleistung mit vier parallelen Kabelsystemen 

erfolgen (zwei „Doppelkabel“). Ein Kabelsystem besteht aus drei Phasen. Insgesamt 

müssen daher 12 Kabel verlegt werden. 

Abhängig von der gewählten Verlegung sind mitunter Kühlmaßnahmen zu treffen, da sich die Kabel 

bei Belastung erwärmen und eine vorgegebene Maximaltemperatur am Leiter nicht übersteigen dürfen 

(üblicherweise 90 °C). Das resultierende Magnetfeld oberhalb und seitlich der Kabeltrasse ist maßgeblich 

durch die gewählte Verlegungsart der Kabel bedingt. 

Die Verlegungsart der Kabelsysteme wurde für drei Varianten untersucht: 

K1: Direkte Erdverlegung 

K2: Erdverlegung in einem Kunststoff-VPE-Rohr 

K3: Verlegung in begehbaren Kabelgängen oder Tunnel (Luftverlegung) 

Die Erdüberdeckung über dem Hinterfüllungsmaterial bzw. über dem Kabelgang oder Tunnel wird bei 

allen Varianten in der Regelverlegung in landwirtschaftlichem Gebiet mit 1,2 m angenommen. Das 

gestattet die landwirtschaftliche Bodennutzung über der Kabeltrasse unter gewissen Rücksichtnahmen. 

In vielen Bereichen werden die Kabel tiefer zu verlegen sein, etwa bei Unterkreuzungen von 

Straßen, Eisenbahnen, Gewässern, Flüssen, Einbauten, oder bei Hanglagen. Das erschwert bei den 

erdverlegten Varianten die Wärmeabgabe an die Oberfläche. 

Eine künstliche Kabelkühlung (siehe Kapitel 3.7) ist bei der Erdverlegung aufwendiger als bei luftverlegten 

Kabelanlagen (in Kabelgängen oder Tunnel). Die Kühlrohre sind im Nachhinein nicht herstellbar 

und müssen bei der Erstverlegung mitverlegt werden. Die Gefahr der Beschädigungen durch Grabungsarbeiten 

ist gegeben. Das Funktionieren der Kühlanlagen ist bei künstlich gekühlten Kabelstrecken 

Bedingung für die Erreichung der geforderten Übertragungsleistung. 

Aus der Erfahrung eines Wiener Kabelbetreibers über die vergangenen 30 Jahre hat es sich gezeigt, 

dass die Zugänglichkeit jederzeit zu gewährleisten ist. Somit ergibt sich als Voraussetzung für alle 

Überlegungen, dass die für die Kabellegung erforderlichen Servitutsflächen bereitgestellt werden. Eine 

andere Verwendung oder Überbauung ist wegen der jederzeitigen Zugänglichkeit nicht möglich. 

3.6.1 Erdverlegung 

3.6.1.1 Direkte Erdverlegung, Variante K1 

Bei der Erdverlegung können die Kabel eines Systems entweder in einzelnen Künetten verlegt werden 

oder in einem gemeinsamen Kabelgraben. Beide Ausführungen haben während des Baus Vor- und 

Nachteile, sind aber während des Betriebs miteinander vergleichbar. Die Kabel sind mit thermisch 

stabilisiertem Füllmaterial hinterfüllt, um eine ausreichende Wärmeabgabe zu gewährleisten. Den 

erdverlegten Varianten liegt wegen der bautechnisch einfacheren Herstellung besonders auf großen 

Längen und der hohen Kabelgewichte, der besseren Einbettung fallweise erforderlicher Kühlrohre, der 

besseren Hinterfüllbarkeit und der einfacheren Zugänglichkeit im Falle eines Schadens eine ebene 

Verlegung der drei Phasenkabel zugrunde (einlagige Verlegung). Eine tragfähige Betonsohle als Sauberkeitsschicht 

hat mehrere Vorteile: Erstens – die Kabel werden auf eine saubere, steinfreie Fläche 

gezogen und zweitens – bei späteren Untergrabungen der Trasse für andere Einbauten besteht bis 

ca. 1 m eine gewisse Eigentragfähigkeit der Trasse ohne zusätzliche Stützmaßnahmen. 

Die Vorteile der direkten Erdverlegung sind die niedrigeren Investitionskosten im Vergleich zum gemeinsamen 

Kabelgang oder Tunnel. Die Hinterfüllung mit thermisch hoch leitfähigem Material dient 

der Wärmeabgabe. Die ebene Anordnung erleichtert den Verlegevorgang und die Rückfüllung im Ver- 




gleich zu einer Dreiecksanordnung. Bei beiden Anordnungen sind Abstandshalter zu verlegen, eine 

Kabelkühlung wird bei der Dreiecksanordnung früher erforderlich. 

Die Nachteile einer direkten Erdverlegung bestehen darin, dass nach Ablauf der Lebensdauer von 

ca. 40 Jahren die Kabel samt Hinterfüllung zu entfernen und neu zu verlegen sind. Das kommt durch 

das notwendige neuerliche Aufgraben einem Neubau gleich. 

175 

120 


Prinzipskizze: Querschnitt Kabelkünette für ein System (3 Phasen), direkt in Erde verlegt, ohne 

künstliche Kühlung 

3.6.1.2 Erdverlegung in einem Kunststoff-VPE-Rohr, Variante K2 

Bei der Erdverlegung im VPE-Rohr wird jede Phase in ein Rohr eingezogen. Die Kabel in den Rohren 

werden als nicht hinterfüllt angesetzt, um ein nachträgliches Entfernen und Neueinziehen zu ermöglichen. 

Im VPE-Rohr entsteht ein Luftpolster, der die Wärmeabgabe des Kabels an die Umgebung behindert. 

Im Fehlerfall oder für die Neuverlegung am Ende der Lebensdauer wird eine gesamte Kabellänge 

zwischen zwei Muffen ausgetauscht und ein neues Kabel in das Rohr eingezogen. Die Muffenbunker 

müssen für dieses nachträgliche Ein- und Ausziehen geeignet sein (ausreichend große Öffnungen 

oder abnehmbare Deckelemente). 

3.6.2 Verlegeprofil bei Erdverlegung 

Die Bestimmung der Verlegeanordnung einer Kabelleitung ist ein Optimierungsprozess, der die unterschiedlichen 

zu erreichenden Parameter berücksichtigen muss. Das Erreichen eines Zieles bewirkt 

häufig einen Nachteil für ein anderes Ziel. Voraussetzung ist immer die Einhaltung der gesetzlich vorgegebenen 

Grenzwerte, z.B. für die Mindestverlegetiefe, Abstand zu anderen Einbauten bei Parallelführung 

oder Unterquerungen sowie für das magnetische Feld. Die folgende Tabelle zeigt beispielhaft 

die entstehenden Diskrepanzen auf. 




Phasenabstand 

soll sein 

Systemabstand 

soll sein 

Verlegetiefe 

soll sein 

Optimierung der Leistung groß groß gering 

Optimierung des Magnetfeldes gering gering groß 

Optimierung der Trassenbreite gering gering gering 

Optimierung der Kosten gering gering gering 

Reduzierung von Beschädigung 

durch Dritte 

groß groß groß 

Tabelle 3-3: 

Optimierungsmöglichkeiten 

3.6.2.1 Angaben aus dem Joint Paper 

Für die Verkabelung einer in Europa typischen zweisystemigen 380-kV-Freileitung mit 3.600 A thermischem 

Grenzstrom je System gibt das Joint Paper (Quelle A) vier Kabelsysteme und bei einer ebenen 

und ungekühlten Verlegung (direkte Verlegung in Erde) Trassenbreiten von 20-25 m an (inklusive 

2 x 2 m seitlicher Sicherheitsstreifen/Verwurzelungsschutz), wobei darauf hingewiesen wird, dass der 

Abstand von dem Wärmewiderstandswert des Bodens abhängt (siehe Abbildung 3-5). Das Magnetfeld 

auf der Bodenoberfläche über dem Kabel beträgt ca. 40 µT bei betrieblich höchstem Strom. 


Beispieltrasse für zwei 380-kV-Doppelkabel (nicht maßstäblich), Quelle A 

3.6.2.2 Angaben von Prof. Brakelmann 

Prof. Brakelmann (Quelle C) sieht ein Hinterfüllungsmaterial mit einem günstigen Wärmewiderstand 

vor und kommt damit bei einer einlagigen Erdverlegung der vier Kabelsysteme in Rohren (ohne künstliche 

Kühlung) auf eine Grabensohlenbreite von ca. 7 m (siehe Abbildung 3-6) und ca. 11 m auf Geländeoberkante 

(GOK) unter Berücksichtigung der Abböschung mit einem Winkel von 45 ° bei der 

Herstellung des Grabens und dem seitlichen Sicherheitsstreifen/Verwurzelungsschutz. Bei einer Anordnung 

der Kabel im Dreieck und ohne künstliche Kühlung ergibt sich eine Grabensohlenbreite von 

9 m und 13 m auf GOK unter Berücksichtigung der Abböschung und dem seitlichen Sicherheitsstreifen/Verwurzelungsschutz 

(siehe Abbildung 3-7). Dem Ansatz liegt ein Lastfaktor von 0,9 zugrunde. 




Bei der einlagigen Verlegung beträgt das Magnetfeld etwas über 50 µT auf GOK über dem Kabel und 

bei der Dreiecksverlegung ca. 55 µT beim betrieblich höchsten Strom. 


Einlagige Anordnung direkt verlegt für zwei 380-kV-Doppelkabel, Quelle C 


Weite Dreiecksverlegung für zwei 380-kV-Doppelkabel im Rohr, Quelle C 

3.6.2.3 Angaben von Prof. Oswald 

Prof. Oswald (Quelle D) nimmt in seiner Untersuchung für die Legung der vier Kabelsysteme direkt in 

Erde ebenfalls ein thermisch stabilisiertes Material für die Hinterfüllung an. Bei einer einlagigen Anordnung 

ohne künstliche Kühlung ergibt das in seiner Studie eine Grabensohlenbreite von 11 m ohne 

und von 15 m auf GOK mit seitlichem Sicherheitsstreifen (siehe Abbildung 3-8). Die Übertragungsleistung 

wird mit einem Lastfaktor von ca. 0,85 erreicht. 





Einlagige Anordnung direkt verlegt für zwei 380-kV-Doppelkabel, Quelle D 

3.6.2.4 Ansatz der APG: Verlegeprofil unter Rücksichtnahme auf den Betrieb der Kabelanlage 

Der Betrieb der Kabelanlage erfordert zusätzliche Überlegungen, die über die thermische Optimierung 

hinausgehen. Bei der Bestimmung des Verlegeprofils sind auch Reparaturen am Kabel und die 

Demontage sowie Neumontage nach Ablauf der Lebensdauer zu berücksichtigen. Das betrifft auch 

die Verlegung von Kabeln in Rohren, von denen zwar angenommen wird, dass sie wieder ausgezogen 

und neu eingezogen werden können, wofür es allerdings bislang über längere Strecken (700 – 

1000 m) noch keine Beispiele und damit keine praktische Erfahrung auf Machbarkeit gibt. Auch ist die 

Frage der Längenänderung der Kabel bei Temperaturunterschieden sowie die mechanische Be- 

/Entlastung der Muffen durch diese Längenänderungen und im Falle von schrägen Trassen noch zu 

untersuchen. Bei Schäden direkt im Kabel (z.B. durch Erdarbeiten) muss der Kabelgraben auch bei 

der Verlegung im Rohr geöffnet werden. Für diese Reparaturen ist ein gewisser Abstand zu den benachbarten 

noch unter Spannung stehenden und in Betrieb befindlichen Kabeln einzuhalten. Die APG 

geht davon aus, dass dafür ein Systemabstand Phasenmitte/Phasenmitte der jeweils äußeren Phasen 

von ca. 2 m ausreicht, um das Setzen einer Reparaturmuffe zu ermöglichen. Mit Bezugnahme auf die 

Ausarbeitung von Prof. Brakelmann (einlagige Verlegung in Kunststoffeinzelrohren, keine künstliche 

Kühlung, Belastungsgrad m=0,9) ergibt sich damit für den Ansatz der APG bei einer ebenen ungekühlten 

Verlegung in Rohren eine Grabensohlenbreite von ca. 9 m und eine Trassenbreite von ca. 

13 m unter Berücksichtigung der Abböschung mit einem Winkel von 45 ° bei der Herstellung des Grabens 

und dem seitlichen Sicherheitsstreifen/Verwurzelungsschutz. Der notwendige Systemabstand 

von ca. 2 m bringt über die genannten Aspekte hinaus auch Reserven in der Systemauslegung, besonders 

bei Abweichungen von der Mindestlegetiefe, sowie gegebenenfalls ein erst späteres Erfordernis 

für künstliche Kühlung. 

Abhängig von der vorgefundenen Topographie und dem Platzangebot kann es erforderlich werden, 

die beiden Doppelkabel auf zwei voneinander getrennten Trassen zu führen. 

3.6.2.5 Trassenbreite während der Bauzeit 

In der Bauzeit werden Transportstraßen für den An- und Abtransport des Materials notwendig (Zwischenlagerung 

von Aushub, Verbringung von Aushub, Hinterfüllungsmaterial, Kabel, Muffen, Beton, 

Armierung etc.). Diese Straßen werden parallel zu der Kabeltrasse verlaufen. Es ist auch jener Aushub 

zwischenzulagern, der in den Kabelgraben wieder eingebracht wird (Mutterboden). Für alle diese 

Arbeiten und Lagerungen wird während der Bauzeit ein Arbeitsstreifen von ca. 25 m erforderlich sein. 

In Engstellen kann diese Breite auf eine beschränkte Länge verringert werden, allerdings ist dann 

mehr Material zu verbringen. Es wird auch von wesentlich breiteren Arbeitsstreifen bis 55 m berichtet 

(UK, Quelle N). Der Rückbau der Baustraßen erschwert die Zugänglichkeit zu den Kabeln im Störungsfall 

und kann Verzögerungen bei der Schadensbehebung verursachen. 




Im Bereich der Muffen wird für deren Herstellung mehr Platz erforderlich werden. 

Abbildung 

3-9: 

Prinzipdarstellung: 

Trassenbreitee während der Bauzeit (nicht maßstäblich) 

Abbildung 

3-10: Trassenbreite – Beispiel Randstad Süd (Quelle: Tennet NL) 

Abbildung 

3-11: Trassenbreite – Ausarbeitung der Fa. GA 

Ein Arbeitsstreifen von ca. 25 m befindet sich hinsichtlichh der Trassenbreite sogar im unterenn Bereich 

aktueller 

Kabelprojekte, wie die folgenden f Beispiele zeigen: 

In Abbildung 3-10 findet sich eine Darstellung der Trassenbreite der Tennet/Niederlande für das Projekt 

Randstad Süd, das sich derzeit im Bau befindet. Auch bei diesemm Projekt werden zwei Doppelka- 

bel (12 Phasen) verlegt. Die Trassenbreite des Kabelraums wird mit 15 m angegeben, die Trassenbreite 

während der Bauphase mit 35 m. 

In Abbildung 3-11 ist 

eine Ausarbeitung der Fa. GA für ein Projekt inn Deutschland für zwei Doppelka- 

bel abgebildet. Die Trassenbreitee des Kabelraums beträgt 15,5 m, während der Bauzeit wird die Tras- 

senbreitee mit 45 m angegeben. 


25/84



3.6.3 Verlegung im begehbaren Kabelgang oder begehbaren Tunnel, Variante K3 

Hier betrachtete begehbare Kabelgänge und Tunnel sind Bauwerke, in denen zwei Kabelsysteme (ein 

Doppelkabel, 6 Phasen) gemeinsam geführt werden. Die Verlegung entspricht praktisch einer Verlegung 

in Luft. Zur Wärmeabfuhr können die Bauwerke relativ einfach forciert belüftet werden. Es sind 

dafür entsprechend dimensionierte Ventilatoren und Ab-/Zuluftbauwerke erforderlich. Nach Ablauf 

ihrer Lebensdauer lassen sich die Kabel ohne wesentliche Grabungsarbeiten entfernen und erneuern. 

Für die Arbeiten im Tunnel bzw. im Kabelgang sind besondere Bedingungen zu erfüllen, wenn andere 

Systeme unter Spannung sind. Diesbezüglich sind die Vorgaben des Arbeitnehmerschutzes zu berücksichtigen. 

Dazu wird festgehalten: Der im Mai 2012 erschienene deutsche Netzentwicklungsplan 

NEP hält im Kapitel 9.1.1.1 zur Frage von Kabeltauscharbeiten in einem Tunnel fest: „… Es ist zu 

berücksichtigen, dass bei einem Tausch eines Kabelsystems das parallele System aus Sicherheitsgründen 

mit abzuschalten ist. Dieses würde in der Bauzeit zu einer erheblich eingeschränkten Versorgungssicherheit 

in Berlin und zur Gefährdung der Systemsicherheit führen…“ (Quelle L) 

Eine permanente Zwangsbelüftung zum Luftaustausch ist erforderlich. Es ist zu beachten, dass (besonders 

im Sommer) eingeblasene Luft mit hohem Feuchtigkeitsgehalt im Tunnel durch den Temperaturunterschied 

zu Kondenswasserbildung (Korrosionsgefahr, Versottung) führen kann. Auch zur Gewährleistung 

einer ausreichenden Entqualmungsfunktion z.B. bei Bränden sind die Lüfter entsprechend 

zu dimensionieren. Insbesondere im Bereich der Näherungen oder Querungen von Gaspipelines 

und Straßen ist die Möglichkeit des Eindringens von Sickergasen und Abgasen zu überprüfen 

und zu berücksichtigen. Die Breite der Arbeitsbereiche und die Ausführung der Transporthilfen im 

Tunnel/Kabelgang (z.B. Tunnelbahn wie in Berlin und London) sowie Vorkehrungen zur Bergung von 

Verunglückten sind zu berücksichtigen. Entsprechende Messgeräte sind zu installieren. (Quelle G und 

Wienstrom). 

Die Bauwerke sind wegen des zu erwartenden Grundwasserandrangs wasserdicht auszuführen. Die 

Kabel sind an den Seiten an vertikalen Trägern mit einem Abstand von ca. 30 – 40 cm voneinander 

montiert. Zwischen diesen Trägern bleibt ein Gang mit einer für den Materialtransport und Zugang 

ausreichenden Breite für die Inspektion, Schadensbehebung und Systemerneuerung. In den Muffenbereichen 

ist das Bauwerk entsprechend aufzuweiten und zu vergrößern. Auf das eventuelle spätere 

Setzen von Reparaturmuffen in diesen Abschnitten sollte vorsorglich Rücksicht genommen werden. 

Eine ausreichende Flammwidrigkeit der Kabel und der Anlage insgesamt muss erreicht werden, da 

die verwendeten Materialien der Isolierung und des Mantels einen hohen Energieinhalt haben und 

damit eine hohe Brandlast darstellen. Dies schließt die Verlegung solcher Kabel beispielsweise in 

Verkehrstunneln aus. Größere Schäden oder Personenschäden durch einen Brand müssen möglichst 

ausgeschlossen werden. Eventuelle Vorgaben durch die Arbeitssicherheitsorgane sind zu erwarten. 

Die Abstimmung mit der Feuerwehr ist erforderlich. 

Es werden Ein- und Ausstiegsschächte entsprechend den gesetzlichen Vorschreibungen erforderlich. 

Diese Schächte sind so auszuführen, dass das Eindringen von Tieren sowie von Schnee und Wasser 

verhindert wird. Sie sind zusätzlich gegen Vandalismus zu sichern. Für die Abstände zwischen den 

Schächten und die Fluchtwege sind die Vorgaben des Arbeitnehmerschutzes zu berücksichtigen. Es 

werden jeweils zwei Kabelgänge bzw. zwei Tunnel erforderlich, jeder mit zwei Kabelsystemen ausgestattet 

(je ein Doppelkabel). Beispiele für Kabeltunnel gibt es in Berlin und Wien. Beispiele für Kabelgänge 

gibt es in Genf und Madrid. 

Die Nachteile des Kabelgangs bzw. Tunnels sind die höheren Investitionskosten im Vergleich zur direkten 

Erdverlegung, die höhere Umweltbelastung bei der Errichtung, sowie die zusätzlichen Aufwendungen 

für die Erhaltung des Bauwerkes im Betrieb. Die Vorteile sind die relativ einfache Zugänglichkeit 

der Kabelsysteme, als auch der mechanische Schutz den die Kabelgänge bzw. Tunnel gegen 

äußere Beschädigungen bieten. 




Abbildung 3-12: links: Blick in einen begehbaren offen hergestellten Kabelgang (Madrid, Flughafen Barajas) 

(Quelle: INMR Q2 2012); rechts: Blick in den Kabeltunnel Berlin (Durchmesser 3 m) (Quelle: 

APG) 

Dimensionen begehbarer Kabelgang 

Ein Kabelgang ist ein offen hergestelltes Bauwerk, das vor Ort betoniert oder aus vorfabrizierten Bauteilen 

hergestellt wird. Er ist mit einem Gefälle zur Drainagierung auszuführen. Die Innenmaße werden 

mit 2,3 x 2,3 m angenommen, das ergibt Außenmaße von 2,8 x 2,8 m. Mit einem seitlichen Sicherheitsabstand 

von je 2 m ergibt das eine Trassenbreite von ca. 6,8 m. Jeder Kabelgang beherbergt 

zwei Kabelsysteme (ein Doppelkabel – 6 Phasen), somit werden zwei Kabelgänge erforderlich. Es ist 

auch denkbar, die beiden Kabelgänge baulich gemeinsam nebeneinander auszuführen. Das ergäbe 

dann eine Außendimension von 5,4 x 2,8 m. Mit einem seitlichen Sicherheitsabstand von je 2 m ergibt 

das eine Trassenbreite von ca. 9,8 m. Es wird davon ausgegangen, dass die Erdüberdeckung über 

der Oberkante des Kabelganges 1,20 m beträgt. 

Es ist aber auch denkbar, die beiden Kabelgänge auf zwei völlig getrennten Trassen zu führen. 

Dimensionen begehbarer Tunnel 

Der Tunnelinnendurchmesser wird mit 2,3 m angenommen, der Außendurchmesser mit 2,9 m (Quelle 

G). Jeder Tunnel beherbergt zwei Kabelsysteme (ein Doppelkabel – 6 Phasen), somit werden zwei 

Tunnel erforderlich. Die beiden Tunnel müssen so weit von einander entfernt angeordnet sein, dass 

deren Herstellung ohne gegenseitige Beeinflussung möglich ist. Es ist auch denkbar, die beiden Tunnel 

auf völlig getrennten Trassen zu führen. Der Tunnel ist mit einem Gefälle zur Drainagierung auszuführen. 

Wenn der Tunnel entsprechend tief errichtet wurde, bestehen keine Restriktionen für die landwirtschaftliche 

Bodennutzung über dem Bauwerk. Über eine Bebauung über dem Tunnel ist unter entsprechenden 

Rücksichtnahmen von Fall zu Fall zu entscheiden. 

Die Schachtbauwerke einschließlich der Baustelleneinrichtungsflächen haben einen Platzbedarf von 

je ca. 2.000 bis 3.000 m 2 (Quelle G und N). Es wird angenommen, dass im Durchschnitt alle 1.800 m 

ein Schachtbauwerk erforderlich wird. 

3.7 Kabelkühlung 

Die Kühlung der Kabel ist ein wesentlicher Dimensionierungsparameter. Seine Bestimmung kann nur 

in einem Detailprojekt erfolgen. Bei indirekter Wasserkühlung sind die Anzahl der Kühlstationen, die 

Anordnung und Dimensionierung der Kühlrohre sowie die Vor- und Rücklauftemperaturen des Wassers 

von der Kabelfirma festzulegen. 



Fachbereiich: Technischee Alternative 

Um die angestrebte Übertragungskapazität ausnützen zu 

können undd auch um die beim Ausfall eines 

Systemss von den verbleibendenn Kabelsträngen anfallende Wärmemenge abführen zu können, wird 

eine Kabelkühlung erforderlich, wenn die Verlegetiefe 

von der Regeltiefe abweicht und vergrößert 

wird. Bei den Erdverlegungen erfolgt dies durch mitverlegte Kühlrohre mit Wasserkühlung 

in einem 

geschlossenen Kühlkreislauf, beim Kabelgang durch forcierte Belüftung mit Ventilatoren. 

Die Auslegung einer 

Kabelanlage für ein konkretes Projekt ist nur mit entsprechenden thermischen 

Sicherheiten möglich, deren Höhe wesentlich vom Erfassungsgradd der Umweltparameter 

abhängt, 

sowie auch von in der Nähe verlaufenden oder kreuzenden anderenn Leitungen (Pipelines, Gasleitun- 

gen, Fernwärmeleitungen, Abwasserkanäle, 

etc.). Aufgrund dieser Unwägbarkeiten ist bei künstlich 

gekühlten Systemen 

die Auslegungssicherheit höher als 

bei natürlich gekühltenn Systemen anzuset- 

zen. Eine 

wirtschaftliche Betrachtung der Verluste der Kühlanlagen hat ebenfalls zu erfolgen. 

3.7.1 Kühlung bei Erdverlegung (direkt oder im 

Rohr) 

In welchen Abschnitten eine Kühlung erforderlich ist, kann nur in einem Detailprojekt festgelegt wer- 

den. Grundsätzlich ist zu einer künstlich lateral gekühlten 

erdverlegten Kabelanlage jedoch festzuhal-f 

ten: 

Jedes Kabelsystem benötigt einee eigene Kühlanlage. Bei den vier Kabelsystemen ergibt das 

vier An- 

rechts 

lagen je Kühlstation. 

Von einer Station werden je ca. 3 Kilometer Kabelstrecke nach links und 

gekühlt. Ob die erforderliche Kühlleistung bei einer derartigen Abschnittslänge mit einer oderr mit zwei 

Kühlschleifen pro Kabelsystem zu erreichen ist, kann nur in einem konkreten k Projekt festgestellt wer- 

den. 

Abbildung 

3-13: Künettenquerschnitt eines künstlich gekühlten 

Kabelsystems (Quelle K) 

Eine künstlich lateral gekühlte erdverlegte Kabelanlage 

in hügeligem Gelände schafft Probleme mit 

statischen Druckunterschieden in den Kühlrohren, die aus elektrischen Gründenn aus nicht leitendem 

Material bestehen müssen. Die Höhenunterschiede bewirken Druckunterschiede, die eine Untertei- 

lung der 

einzelnen Kühlabschnitte in Druckstufen erforderlich machen. Der maximale Höhenunter- 

Kühlwasserdruck, thermische und dynamische Beanspruchung des Isoliermaterials der Kühlrohre). 

Die Kühlanlage muss die gleichee Lebensdauer wie die Kabelverbind 

dung haben und auch die gleiche 

schied in 

einem Kühlabschnitt wird durch mehrere Faktoren bestimmt (z.B. Kühlwassertemperatur, 

Zuverlässigkeit. Die Lösung der Frage der Kühlanlage ist essenziell für die Machbarkeit einer forciert 

gekühlten Kabelverbindung 

28/84 

Austrian Power Grid AG & Salzburg Netz GmbH



3.7.2 Kühlung im Kabelgang oder Tunnel 

Der Kabelgang bzw. Tunnel bietet eine günstige Art der Kabelkühlung durch die forcierte Belüftung 

an. Dabei werden Ventilatoren nach Bedarf zugeschaltet. Eine Station wird ca. alle drei Kilometer 

erforderlich (je 1,5 Kilometer Kabelgang bzw. Tunnel nach links und rechts werden von einer Station 

gekühlt). Die mögliche Annäherung des Kabelgangs oder Tunnels an Grundwasserströme und andere 

Einbauten ist zu berücksichtigen. 

Besonders im Sommer ist das Einblasen von Luft und die stärkere Bildung von Kondenswasser wegen 

der großen Lufttemperaturunterschiede nur eingeschränkt möglich. 

3.8 Lieferlängen 

Für die Verlegung an Land können XLPE Kabel mit einem Querschnitt von 2.500 mm 2 nach Angaben 

der Hersteller in einer Länge von bis zu 1.150 Metern geliefert werden (Seekabel können wesentlich 

länger geliefert werden, da sie auf speziellen Schiffen transportiert und von dort direkt in das Wasser 

verlegt werden). Typisch für die meisten Anwendungen im Bereich von 380-kV-Kabeln an Land sind 

Lieferlängen von 700 – 1.000 Metern. Die limitierenden Faktoren für die Länge sind die Kabeltrommelabmessungen 

und deren Gewicht, sowie die Transportmöglichkeiten im Projektgebiet. Dadurch 

wird die maximal mögliche Lieferlänge eingeschränkt. Gängige Kabeltrommeln erreichen einen 

Durchmesser von 4,2 Metern, eine Gesamtbreite von 2,5 – 3 Metern und wiegen 35 – 40 Tonnen 

(Quelle: A). 

3.9 Kabelmuffen und Cross Bonding 

Die einzelnen Kabellängen werden durch Muffen mit einander verbunden. Das Gelände im Projektgebiet 

gestattet nicht immer die Positionierung dieser Muffen an den für die Kabellegung günstigsten 

Stellen, sondern wird von den Zufahrtsmöglichkeiten für die Kabeltrommeln, der Neigung des Geländes 

am Muffenplatz und anderen Überlegungen abhängen. 

In den Kabelschirmen werden bedingt durch den Stromfluss im Leiter Spannungen induziert, die einen 

Strom in den Kabelschirmen nach sich ziehen. Diese Ströme erzeugen Verluste, die durch das Auskreuzen 

der Kabelschirme (Cross Bonding) in regelmäßigen Abständen in den Muffenbunkern reduziert 

werden. Um unzulässige Überspannungen zu vermeiden, werden an bestimmten Stellen Überspannungsableiter 

installiert – dementsprechend ist für gute Erdungsverhältnisse in allen Muffenbereichen 

zu sorgen. 

Um möglichst gleich lange Cross Bonding Abschnitte zu erhalten (immer drei Kabellängen eines Abschnitts 

sind mit gleicher Länge vorzusehen) müssen diese mit den Liefer- und Verlegelängen der 

Kabel einerseits und den Geländevorgaben andererseits abgestimmt werden. An diesen Cross Bonding 

Stellen werden in periodischen Abständen unter anderem die Mantelwiderstände gemessen und 

damit der Zustand der Kabelmantelisolierung und der Erdungen überprüft. Diese Einrichtungen werden 

vorzugsweise in den leicht zugänglichen Muffenbunkern installiert. 

Kabelmuffen gelten nach wie vor als Schwachstellen im Gesamtsystem Hochspannungskabelanlage, 

da sie von Hand gesetzt werden und bei ihrer Montage große Sorgfalt und Erfahrung notwendig sind. 

Die Montage erfolgt üblicherweise unter fast Reinraumbedingungen (siehe Abbildung 3-14) um Verschmutzungen 

und Verunreinigungen sowie Feuchtigkeit zu vermeiden, da diese die Funktionalität 

und Lebensdauer der Kabelmuffe bestimmen. 

Unter der Annahme von 700 m Lieferlänge des Kabels (als Durchschnittswert, der die unterschiedlichen 

Zufahrts- und Liefermöglichkeiten sowie Geländearten im Projektgebiet berücksichtigt) ergeben 

sich bei einer Vollverkabelung (109 km) insgesamt 1.860 Muffen. 




Abbildung 

3-14: Muffenmontage unter „Reinraumbedingungenn am Feld“ in einem e Muffenzelt (Quelle: Tennet NL) 

3.9.1 Muffen bei Erdverlegung (direkte Erdverlegung oderr im Rohr) 

Die thermischen Verhältnisse der Muffen sind in Luft am 

ehesten beherrschbarb 

r. Die Muffen 

werden 

deshalb auch bei der Erdverlegung je System in einem zugänglichen Muffenbauwerk in Luft verlegt. 

Diese so 

genanntenn „Muffenbunker“ sind betonierte Bauwerke mit den ungefähren Dimensionen 

15 x 2,5 x 2,4 m (L x B x H). An beiden Enden der Muffenbunker befinden sich Schächte für den Einstieg. 

Die Bauwerke werden abhängig von den Lieferlängen der Kabel installiert. Unter der Annahme 

von 700 m Verlegelänge sind daher bei der Vollverkabelung 620 Muffenbunker zu 155 Gruppen erforderlich. 

Die Muffenbauwerkee erhalten Meldeeinrichtu 

ungen gegen unbefugten Zutritt undd Melder für Wasserund 

Gaseintritt. In den Bauwerken erfolgt eventuell ein Auskreuzen der Adern, dafür ist gegebenen- 

einer 

falls zusätzlicher Platz vorzusehen. Es ist auch zu berücksichtigen, 

dass Platz für das Setzen 

neuen Muffe im Fall einer Reparatur vorhanden ist. 

Bei einer Kabellegung in Rohren sind die Bauwerke so 

auszuführen, dass nach Fertigstellung der 

Kabelanlage das nachträgliche 

Ausziehen und Einziehen der Kabelphasen durch die vorhandenen 

Öffnungen des Bauwerkes möglich ist. Auf die Fixierung der Kabel außerhalb a der Rohre ist besonde- 

rer Wert 

zu legen, um eine unzulässige Belastung der Muffen durch die hohen Schub- und Zugkräfte 

zu vermeiden. Bei direkter Erdverlegung erübrigt sich diese Forderung, da dann die Kabel sowieso 

ausgegraben und neu verlegt werden müssen. 

Abbildung 

3-15: Erdverlegung, Muffenbunker zur Aufnahme der Verbindungsmuffen, Beispiel Wienstrom, ein 

System 380-kV-Kabel, Dimensionen 12 x 2,5 x 2,3m (Quelle K) 

3.9.2 Muffen im Kabelgangg bzw. im Tunnel 

Die Muffen werden hier direkt im 

Kabelgang bzw. im Tunnel verlegt. Während der Erstmontage sowie 

der Demontage und Neuinstallation der Kabel nach ca. 40 Jahren können die Kabel an den Lüfter- 

30/84 




bauwerken über Ziehöffnungen 

sind. 

aus- und eingebracht 

werden, ohne dass Erdarbeiten erforderlich 

Abbildung 

3-16: Kabeltunnel mit Muffe, Beispiel Tunnel in Berlin (Quelle: BEWAG/50 Hertz) 

3.10 Endverschlüsse 

Am Beginn und am Ende einer Kabelstrecke 

sind Endverschlüsse montiert. Diesee befinden sich in den 

Umspannwerken bei denen die Kabel abgehen bzw. gegebenenfallss in Kompensationsanlagen oder 

Kabelübergangsstationen. Sie werden so wiee die Muffen von Hand gesetzt und sind ebenso wie diese 

sehr sensibel. Das Versagen von Endverschlüssen hat bereits mehrmals zum Ausfall von Hochspan- 

Setzen 

nungskabelanlagen geführt. 

Die Neumontage eines Endverschlusses nach einem Schaden erfordert meistens auch das 

einer Muffe, um die ursprüngliche 

erforderliche Kabellänge zu ergänzen. 

Abbildung 

3-17: Kabelendverschluss – Höhe/Länge bei 380 kV 

knapp 5 m ( Quelle: GeneralCable) 


31/84



3.11 Kompensationseinrichtungen 

Aufgrund der deutlich höheren Betriebskapazität von Kabeln im Gegensatz zur Freileitung und dem 

dadurch erhöhten Ladestrom des Kabels sind Kompensationseinrichtungen ab einer gewissen Länge 

der Kabelstrecke notwendig. Ohne sie würde die Blindleistung durch die große Kabellänge so hohe 

Werte erreichen, dass eine unzureichend geringe Übertragung von Wirkleistung möglich wäre. Auch 

könnten unzulässige Spannungserhöhungen auftreten. 

Abbildung 3-18: Kompensationsspule für ein 

Kabelsystem (beispielhaft) 

Für die Vollverkabelung sind jedenfalls Kompensationseinrichtungen 

in den UW Salzburg, 

UW Pongau und im UW Kaprun vorzusehen, 

sowie auch eine zusätzliche Kompensationsanlage 

auf halber Strecke zwischen dem 

UW Salzburg und UW Pongau. Die Größe der 

einzelnen Kompensationsspulen wurde mit 

160 MVAr und mit 200 MVAr angenommen. 

Aus heutiger Sicht sind für die vier Kabelsysteme 

insgesamt 24 solcher Drosseln erforderlich. 

Für die Kabelverbindungen und den Anschluss der Drosseln in den Umspannwerken werden zusätzliche 

Schaltfelder erforderlich. In der Tabelle 3-4 sind der Aufwand und der Mehraufwand dargestellt. 

Anzumerken ist, dass die Umspannwerke um die unten genannten benötigten Mehrflächen erweitert 

werden müssten. Es ist unklar, wo diese Flächen gefunden werden könnten und wäre Sache eines 

Detailprojektes. 

Freileitung 

Erdkabel 109 km 

Summe 

Leitungsabzweige 

Kompensation 

Letungsabzwege 

Kompensation 

Summe 

zus. Abzweige 

2) 

zus. Fläche 

m² 2) 

UW Salzburg 1) 2 0 2 4 4 8 6 10.800 

UW Pongau 1) 2 0 2 8 8 16 14 25.200 

UW Kaprun 1) 2 0 2 6 4 10 8 14.400 

NK Tauern 2 0 2 2 0 2 0 0 

Summe 8 0 8 20 16 36 28 50.400 

1) 

Ausführung mit Hilfsschiene 18 x 100 m = 1.800 m 2 je Abzweig 

2) 

zusätzlich zu den Freileitungsabzweigen für das Kabel benötigte Abzweige bzw. Grundfläche 

Tabelle 3-4: Platzerfordernis in den Umspannwerken durch Freileitung und Kabelvariante 

Für die Zwischenkompensationsanlage zwischen dem UW Pongau und dem UW Salzburg ist pro 

Kabelsystem eine Fläche von etwa 80 x 25 m vorzusehen. Das ergibt eine Gesamtfläche von ca. 

8.000 m 2 für die Zwischenkompensationsanlage. Die Kabel sind hier ähnlich wie bei einer Kabelübergangsstation 

über Endverschlüsse ins Freie zu führen und mittels Verschienung und gegebenenfalls 

mit Trenneinrichtungen mit den Drosselspulen zu verbinden. Auch für diese Kompensationsanlage 

müsste ein geeigneter Standort gefunden werden, das wäre Sache eines Detailprojektes. 




3.12 Bauzeit 

Es liegen derzeit weltweit keine Erfahrungen mit 380-kV-Kunststoff-Kabelprojekten in derartigen Dimensionen 

vor. Alle solchen Kabel von nennenswerter Länge wurden bislang im städtischen oder 

vorstädtischen Raum verlegt oder in ebenen Landbereichen. Für dieses Vorhaben und die Verlegung 

im voralpinen und alpinen Land erfolgten die Angaben zur Bauzeit nach Erfahrungen von Baufirmen, 

und von EVU mit Erfahrungen im Kabelbau, sowie aus Studien und der Kabelindustrie. Die Zeitannahmen 

für die Fertigung der Kabel und Muffen, die Herstellung der Erdarbeiten, der Bau von Kompensationseinrichtungen, 

die Verlegung der Kabel und die Messungen für die Inbetriebnahme wurden 

so weit wie möglich überlappend angenommen. Die reine Errichtungszeit für die Gesamtverkabelung 

ab „Freigabe zum Bau“ wird mindestens mit dem Doppelten einer Freileitung abgeschätzt, beträgt also 

mehrere Jahre. 

Abhängig von der gewählten Verlegung und den Gegebenheiten im Projektgebiet ergeben sich unterschiedliche 

Zeitdauern für die Verlegung bzw. Installation der Kabelsysteme. Weiters sind Beschränkungen 

aufgrund von Bauverbotszeiten zu erwarten und im Zeitplan zu berücksichtigen. Das betrifft 

z.B. Rücksichtnahmen auf Brutzeiten von Wildtieren und deren Schonzeiten, in denen manche Baumaßnahmen 

behördlich verboten sind. Besonders betrifft das Schlägerungen in Waldgebieten. 

3.12.1 Bauzeit bei Erdverlegung 

Für eine direkte Erdverlegung (K1) in urbanem Gebiet gibt das Joint Paper einen Wert von 

1,5 Monaten pro Kilometer für ein Kabelsystem (3 Phasen) an. Für die Verlegung selbst werden 1 – 2 

Tage pro Kilometer und Phase bei Einsatz einer Verlegemannschaft angegeben. Für die vorliegende 

Ausarbeitung (außerhalb von städtischem Gelände) werden 8 Wochen pro Kilometer angenommen. 

Bei diesem Ansatz ergeben sich folgende Zeiträume: 8 x 109 = 872 Wochen für das Verlegen eines 

Systems über 109 km und 3.488 Wochen für die vier Kabelsysteme (zwei Doppelkabel). Wenn angenommen 

wird, dass 10 Arbeitspartien gleichzeitig und ohne Unterbrechung während des gesamten 

Jahres tätig sind – Sommer und Winter – ergibt das 3.488 / 10 = 349 Wochen – also ca. 6,7 Jahre für 

die Verlegung der vier Kabelsysteme. Dabei sind Arbeitsausfälle und Erschwernisse durch Schnee, 

Regen, Eis und Hitze nicht berücksichtigt. Es wird auch vorausgesetzt, dass die Arbeitspartien mit 

ihren Spezialisten (Muffen-Setzen, Messungen, Prüfungen) über diesen Zeitraum nur für diese Kabellegung 

zur Verfügung stehen. Um Urlaubszeiten, das Klima, Erschwernisse, unvorhergesehene Stillstandzeiten 

etc. zu berücksichtigen, werden etwa 15 % an Bauzeit hinzuzurechnen sein, das ergibt 

7,7 Jahre mit 10 Arbeitspartien. 

Die Verlegung des jüngsten 380-kV-Kabels in Wien mit 10,4 System-km benötigte 21 Monate vom 

Beginn der Erdarbeiten bis zur Inbetriebnahme 2005 – gearbeitet wurde dabei überlappend mit mehreren 

Arbeitspartien. Das ergibt einen theoretischen Zeitaufwand von durchschnittlich 2 Monaten pro 

Kilometer Kabelsystem mit entsprechendem Aufwand und passt gut zum Ansatz im Joint Paper mit 

1,5 Monaten. Allerdings war das Dükerbauwerk zuvor komplett fertig gestellt worden. 

Festzuhalten ist für beide Verlegungsbeispiele, dass diese Überlegung von einer Kabelleitung in Gebieten 

abgeleitet ist, bei dem beste Zufahrtsbedingungen herrschen und eine perfekte Infrastruktur 

vorhanden ist. 

Im voralpinen und alpinen Raum muss mit deutlichen Erschwernissen gerechnet werden (Zufahrten, 

Gewichtsbeschränkungen, Hanglagen, etc.), und ist Sache eines Detailprojektes. 

Für das Projekt Randstad Süd gibt Tennet Niederlande Zeitdauern von 4 – 6 Wochen/km für HDD 

(Horizontal Direct Drilling) an, für Verlegung in offenen Kabelgräben 6 – 8 Wochen/km; für Muffenmontagen 

6 – 8 Wochen pro Muffenstelle (12 Phasen). 




Die Fa. IFK aus Salzburg, die sich auf die Kabelpflugverlegung spezialisiert hat gibt an, dass mit 

dieser Technik und den üblichen Durchmessern für Rohre und Mittel-/Hochspannungskabel bei günstigen 

Bedingungen 1 –1,5 km/Tag machbar seien, bei Widrigkeiten müsse man aber auch rechnen nur 

50 m/Tag (20 Tage/km) voranzukommen. Eine 380-kV-Kabelleitung mit den Anforderungen der 380- 

kV-Salzburgleitung und noch dazu unter den Bedingungen im Projektgebiet wurde noch nicht durchgeführt 

(Quelle R). 

Die Errichtungszeiten für das Projekt Turbigo-Rho (zwei Kabelsysteme, 6 Phasen) in Mailand/Italien 

ist auch im Joint Paper angeführt. Für die 8,4 km lange Strecke wurden 14 Monate für die Errichtung 

benötigt. Als durchschnittliche Installationszeit bei direkter Erdverlegung ergaben sich bei diesem Projekt 

1,5 Monate pro Kilometer für das Herstellen der Künette, Kabelverlegung und das Schließen der 

Künette angegeben. 

3.12.2 Bauzeit bei Tunnelverlegung 

Beispiele für Errichtungszeiten 

Tunnel: Wienenergie Stromnetz Projekt 400-kV-Nordeinspeisung – Zur Unterquerung des Marchfeldkanals, 

einer Bahnlinie und einer Bundesstraße wurden zwei parallele Tunnel gebaut. Für den 

Schachtinnenausbau des „Marchfelddükers“ wurden etwa 10 Monate benötigt. Die Pressung pro Tunnel 

(jeweils 120 m) dauerte eine Woche lang, wobei 24 Stunden am Tag gearbeitet wurde. Die Erreichbarkeit 

der Baustelle im Stadtgebiet war gut und nicht vergleichbar mit einer evtl. Baustelle im 

Gebirge. 

Die Fa. STEIN & PARTNER, beratende Ingenieure, Bochum, gibt zur Tunnelherstellung an, dass der 

Bau eines Tunnels mit einem Durchmesser von 1,2 – 1,6 m bei halboffener Bauweise etwa 120 m/Tag 

(9 Tage/km) dauert; mittels Rohrvortrieb sind Strecken von 3 Monaten/km denkbar (Quelle C). 

380-kV-Kabelanlagen wurden nach dieser Methode noch nicht gebaut. Die genannten Werte sind 

sicherlich als best case anzusehen und solche Bedingungen sind im Planungsraum der 380-kV- 

Salzburgleitung nicht überall vorzufinden. 

Nur bedingt vergleichbar sind: 

 

 

Für den Erkundungsstollen des Brennerbasistunnels, der seit Dezember 2009 mit einem 

Durchmesser von 6 m gebaut wird, wird die Fertigstellung im Jahr 2017 erwartet. Damit ergibt 

sich eine errechnete durchschnittliche Bauzeit von rd. 7 Monaten/km. 

B145 – Straßenbau Umfahrung Traunkirchen: 2003 wurde ein 1.930 m langer Sondierungsstollen 

für eine Straßenumfahrung in Traunkirchen gebaut. Dieser hat einen Ausbruchsquerschnitt 

von ca. 22 m², dies entspricht einem Durchmesser von etwas mehr als 5 m. Die 

Bauzeit für den Stollen betrug 10 Monate (rd. 5 Monate/km). 




4 Betriebliche Aspekte 

Aufgrund des anderen Aufbaus einer Kabelanlage im Vergleich zu einer Freileitung und den differierenden 

elektrischen Eigenschaften, ergeben sich Unterschiede im Betrieb. In diesem Kapitel wird auf 

diese Unterschiede eingegangen. Auf die Besonderheiten einer Kabelleitung in einem Freileitungsnetz 

und mögliche Restriktionen bei deren Einsatz wird in mehreren Quellen verwiesen. 

4.1 Grundsätzliches 

Der 380-kV-Ring der APG ist das Rückgrat der österreichischen Stromversorgung. In diesem Ring 

wird die APG nur Komponenten mit hoher Verfügbarkeit verwenden, und das ist nach wie vor die Freileitung. 

Gegen den Einsatz von Kabeln in diesem 380-kV-Ring spricht u.a., dass es keine Kabelbetriebserfahrungen 

für die spezifischen Anforderungen des 380-kV-Rings der APG und damit der Salzburgleitung 

gibt. Gegen den Einsatz von Kabeln spricht vor allem, dass die Verfügbarkeit von 380-kV- 

Kabeln gegenüber einer Freileitung deutlich schlechter ist. Ausfälle von 380-kV-Kabeln in Berlin (11 

Monate) und Wien, Mailand (bis zu 3 Monaten) beweisen das. Im Gegensatz zum österreichischen 

380-kV-Ring gibt es bei Stadtanspeisungen und in einem „vermaschten“ Netz wie z.B. in Deutschland 

parallele 380-kV-Leitungen oder Netze, die bei einem Ausfall des Kabels den Stromtransport übernehmen 

können. Deutschland hat 34 vernetzte 380-kV-Ringe, die APG möchte den ersten österreichischen 

380-kV-Ring schließen. In Österreich gibt es keine solchen parallelen 380-kV-Leitungen oder 

Ringe. Die zur Salzburgleitung näheste 380-kV-Nord-Süd-Leitung, die bei einem Ausfall der Salzburgleitung 

einspringen müsste, befindet sich 300 km entfernt (die Leitung Wien Südost – Südburgenland 

– Kainachtal). 


Vergleich des deutschen und des österreichischen 380-kV-Netzes. Deutschland hat 34 dicht 

mit einander vermaschte 380-kV-Ringe (orange), die APG möchte den ersten österreichischen 

380-kV-Ring schließen. (Quelle: VDE, APG) 




Auch in den Niederlanden verfolgt man denselben Ansatz wie die APG. A Dort werden Teilverkabelun- 

gen nur in Nebenringleitungen gestattet, jedoch nicht im 

Hauptring, , der seit vielen Jahren durchge- 

darstellt. 

Die holländischen Projekte Randstad Nord und Randstad Süd, die jeweils Teilverkabelungen 

erhalten, sind Neben-Ringe, die an den Freileitungs-Hauptring anschließen. 

hend mit zweisystemigen 380-kV-Freileitungen ausgeführt ist und die d „Aorta“ der Stromversorgung 

Abbildung 

4-2: 

Leitungssysteme in 

den Niederlanden, rot: 380-kV-Leitungen. Im Hauptring des Landes (durch 

das Oval hervorgehoben) sind keine Kabel gestattet. 

Das „Energiekonzept des Landes Niedersachsen“ wurde am 1. Feb 2012 von der Niedersächsi- 

schen Landesregierung vorgestellt. In diesemm Bundesland wurde das „Niedersächsische Erdkabelge- 

setz“ entwickelt, das 

entfernungsabhängige 

Kabelforderungen beinhaltet. Dennoch wird im Punkt 5.2 

des „Energiekonzeptes des Landes Niedersachsen“ zum 

Netzausbau festgehalten (Auszug. Hervorder 

Tech- 

hebungen von der APG): …..Zugleich sind auch Erdverkabelungen nach n derzeitigem Stand 

nik nicht 

für alle nötigen Netzausbauten geeignet. Auf der 110 kV-Hochspannungsebene istt die Erd- 

erreicht 

verkabelung mittlerweile Stand der Technik. Durch Niedersachsens 

Engagement konnte hier 

werden, dass im neuen Energiewirtschaftsgesetz die Erdverkabelungg zur Regeltechnik erklärtt und nun 

auch in Planfeststellungsverfahren regelmäßig beantragt und genehmigt werden kann. Auf der 

Höchstspannungsebene gestalten sich die Rahmenbedingungen anders. Es sprechen derzeit nicht 

nur die höheren Kosten gegen eine Vollerdverkabelung, 

sondern auch die fehlenden Erfahrungen mit 

36/84 




dem Betrieb eines solchen Netzes. Letzteres wird sich ändern, wenn die wissenschaftlichen Begleituntersuchungen 

zu den Pilotstrecken erfolgt und ausgewertet sind und die entsprechenden Schlussfolgerungen 

gezogen werden. Außerdem ist zu beachten, dass auch für Erdkabel Korridore und Bauten 

erforderlich sind und Korridore freizuhalten sind, die von Menschen ebenfalls als störend empfunden 

werden können…..Das Energiekonzept hält also fest, dass nur 110-kV-Kabelleitungen als Stand 

der Technik anzusehen sind. Es verweist auch darauf, dass Erdkabelleitungen nach dem derzeitigen 

Stand der Technik nicht für alle nötigen Netzausbauten geeignet sind. Damit bestätigt das Energiekonzept 

des Landes Niedersachsen die Ansicht der APG. 

Im Jahr 2009 wurde in Deutschland das bundesweit geltende „Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen 

(Energieleitungsausbaugesetz - EnLAG)“ herausgebracht. Mit diesem Gesetz sollen 

hauptsächlich einfachere Planungs- und Genehmigungsverfahren für Leitungsbauvorhaben geschaffen 

werden. Wesentliches Element ist, dass in diesem Gesetz der Bedarf für vordringliche Leitungsbauvorhaben 

im Bereich der Hochspannungs-Übertragungsnetze gesetzlich festgelegt wird. So wurden 

darin für 24 Projekte mit insgesamt 860 km als Neubauten und Umrüstungen der Bedarf attestiert. 

Der Rechtsweg wird für diese vordringlichen Vorhaben auf eine Instanz gekürzt. Von den 24 Projekten 

dürfen bei vier Teilverkabelungen als Pilotprojekte errichtet werden. Im Gesetz wird auch mit Bezug 

auf die Pilotkabelstrecken der Hoffnung Ausdruck gegeben, dass damit die dringend erforderliche 

Beschleunigung im Netzausbau erreicht werden kann. Bislang gibt es allerdings keine Hinweise dafür, 

dass das Gesetz und die Möglichkeit für die Pilotprojekte zu einer Beschleunigung führen. Es wurden 

nur ca. 260 km gebaut, keine Kabelleitung (Juni 2012). Als Begründung für die Pilotkabelstrecken 

nennt das Gesetz, die Kabel zu testen: „§ 2 (1) Um den Einsatz von Erdkabeln auf der Höchstspannungsebene 

im Übertragungsnetz als Pilotvorhaben zu testen, können folgende der in der Anlage zu 

diesem Gesetz genannten Leitungen nach Maßgabe des Absatzes 2 als Erdkabel errichtet und betrieben 

oder geändert werden:….“ Das Gesetz sieht auch die Verpflichtung für den Leitungsbetreiber 

vor, über die Erfahrungen mit dem Kabel in Fünfjahresabständen zu berichten. „§ 3 Nach Ablauf von 

jeweils fünf Jahren prüft das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie im Einvernehmen mit 

dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit sowie dem Bundesministerium 

für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung, ob der Bedarfsplan der Entwicklung der Elektrizitätsversorgung 

anzupassen ist und legt dem Deutschen Bundestag hierüber einen Bericht vor. Dabei sind 

unter Berücksichtigung der Zielsetzungen nach § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes auch notwendige 

Optimierungsmaßnahmen zu prüfen. In diesem Bericht sind auch die Erfahrungen mit dem Einsatz 

von Erdkabeln nach § 2 darzustellen.“ Dieser Vorgangsweise ist zu entnehmen, dass der deutsche 

Gesetzgeber den Einsatz von Kabelleitungen im Übertragungsnetz nur zu Testzwecken genehmigt. 

Dafür spricht auch die Verpflichtung zur periodischen Berichterstattung an die Behörde. Für einen 

Test kann die APG ihren einzigen 380-kV-Ring allerdings nicht zur Verfügung stellen. 

In Jütland/Dänemark besteht eine 380-kV-Nord-Süd-Leitung mit drei Teilverkabelungsstrecken (Arhus 

– Aalborg). Die Dänen können sich das in ihrem Netz trauen, denn das dänische 380-kV-Netz hat 

eine ausgeprägte Nord – Süd- Ausrichtung mit Leitungsverbindungen nach Norwegen und Schweden 

als Gleichspannungs-Seekabel. Mit diesen Gleichspannungsleitungen kann der Lastfluss im Land 

sehr gut gesteuert werden, und im Falle einer Leitungsüberlastung (etwa durch Leitungsausfälle hervorgerufen) 

können die verbliebenen Leitungen abgeregelt werden. Das Netz der APG hingegen befindet 

sich nicht in der Randlage des ENTSO-E-Netzes wie Dänemark, sondern im Zentrum dieses 

Netzes. (Quelle Q). Regelungsmöglichkeiten wie die Dänen hat die APG nicht. Eine Störung einer 

großen österreichischen Leitung hat eine unmittelbare Auswirkung auf das eigene Netz und das der 

angeschlossenen Nachbarn. 

Die dänische Regierung hat 2009 beschlossen, im Zuge des Netzausbaues sollen in den nächsten 

30 Jahren alle Leitungen bis 170 kV unter die Erde gebracht werden. Die bestehenden 400-kV- 

Freileitungen bleiben im Wesentlichen von den Verkabelungen unberührt (einige Teilverkabelungen 




werden kommen). Die 400-kV-Rückgrat-Leitung durch das Land bleibt eine Freileitung und wird als 

verstärkte Freileitung mit geändertem Mastdesign neu errichtet. Erforderlich wird dieser Netzausbau 

und Netzumbau durch den in Zukunft massiv erwarteten Ausbau der Windenergie in Küstennähe. Das 

Programm wird nur dann umgesetzt, wenn die finanziellen Verhältnisse des Staates das auch erlauben. 

Auch die oben genannten Positionen bestärken die APG in ihrer Ansicht, dass eine Teil- und Vollverkabelung 

der Salzburgleitung ein größeres Risiko für die Leitung und damit für das Netz bedeuten 

würde als eine reine Freileitung. Die APG geht dieses Risiko nicht ein, da der Ring das Rückgrat der 

österreichischen Stromversorgung darstellt. 

4.2 Störfall, Kabelschäden, Reparatur, Verfügbarkeit 

4.2.1 Störfall 

Eine Störung beim Kabel bedeutet anders als bei der Freileitung auch immer eine Beschädigung des 

Kabels und es ist eine Reparatur notwendig, die Zeit in Anspruch nimmt. Vor der Reparatur muss 

zunächst die Fehlerstelle im Erdkabel einwandfrei lokalisiert werden. Bei der Freileitung gibt es eine 

Vielzahl von Störungen, die zu keiner Beschädigung führen (z.B. Blitzschlag) und durch eine automatische 

Wiedereinschaltung quasi repariert werden können. 

4.2.2 Statistiken, Ausfälle 

Weltweit bestehen derzeit nur sehr wenige 380-kV-Kabelleitungen. Überwiegend sind das Seekabel 

und Kabel in städtischen oder vorstädtischen Gebieten. 380-kV-Kabel über freies Land sind die große 

Ausnahme. 

Das 380-kV-Netz der europäischen ENTSO-E 

– Mitgliedsstaaten siehe Abbildung rechts – 

besteht (Quelle: U): 

 

zu 98,8 % aus Freileitungen (in Summe 

144.482 km) 

zu 1,2 % aus Kabeln (überwiegend 

Seekabel) 

nur 0,27 % der 380-kV-Leitungen des 

ENTSO-E-Netzes sind Kabel an Land 

(keine Seekabel), ein Großteil dieser 

Kabel ist in Städten verlegt. 

Abbildung 4-3: Mitgliedsstaaten der ENTSO-E 

Dementsprechend wenig aussagekräftig ist die 

Statistik über diese Kabel. Trotz der geringen Kabellängen ist jedoch zu erkennen, dass die Reparaturzeiten 

von 380-kV-Höchstspannungs-Kabeln wesentlich über jenen von Freileitungen liegen (Quelle: 

B, S, T). Diese Kabelsysteme stehen in dieser Zeit für die Stromversorgung nicht zur Verfügung. 

Beispiele aus Berlin, Wien und Mailand zeigen, dass mitunter mehrere Wochen bis Monate für die 

Reparaturen erforderlich sind. 

 

 

In Berlin sind 380-kV-Kabel in den Jahren 2006 und 2009 ausgefallen. Die Reparatur des Schadens 

von 2009 dauerte 11 Monate, da durch den Kabelschaden auch andere Einrichtungen der 

Anlage beschädigt worden waren. 

Im Jahr 2008 fielen in Berlin 220-kV-Kabelendverschlüsse einer Leitung aus, die Sanierung dauerte 

17 Monate. Schuld waren zwei Kabelendverschlüsse, die im Abstand von einem Monat explodierten. 

Salzburg.ORF.at berichtete dazu am 15. Dezember 2009: „…Eine Explosion verursachte 




800. .000 Euro Schaden an der Anlage und an Gebäuden…“, schildert Wilfriedd Fischer von Vattenfall. 

 

 

In Mailand war das 380-kV-Kabel in den ersten 1 ½ Jahren insgesamt 4 Monate wegen Schäden 

außer Betrieb. 

In Wien gab es bisher vier 380-kV-Kabe 

elschäden, deren Reparaturen jeweils 2-3 Monate dauer- 

ten. In einem Fall war ein Endverschluss 

nach 6 Monaten explodiert. 

Diese Schäden traten an Muffen und Endverschlüsse auf und waren auch Schäden durch Dritte (Bag- 

ger, Bohrungen). 

Auch an 

nagelneuen 220-kV-Baueinsatzkabeln der APG 

mit ihrem im Vergleich zu einem 

380-kV- 

Kabel einfacheren Aufbau traten in den Jahren 2010 und 

2011 Schäden und Brände auf. Alle 

Kompo- 

geprüft 

nenten (Kabel, Endverschlüsse) 

waren im Herstellerwerk, sowie vor und nach der Montage 

und das Verlegen vom Herstelle 

überwacht t worden. Zur Behebung der Schäden und zur Prävention 

wurden 48 Endverschlüsse abgeschnitten und neu gesetzt. Die APG hat Vorbehalte gegen den weite- 

ren Einsatz dieser Kabel und verwendet sie nur unter besonderen Maßnahmen. 

Abbildung 

4-4: 

links: 

Löschen eines in Brand geratenen 220-kV-Endverschlusses bei einem Baueinsatzkabel 

rechts: Schadensstelle am Baueinsatzkabel (Quelle: APG) 

Es ist aber auch zu erwähnen, dass ein Muffenschaden 

an der 380-kV-Diagonale in Berlin nach zwei 

Wochen repariert werden konnte 

(Verlegung im begehbaren Tunnel). 

4.2.3 Schadensursachen 

Kabelschäden können auftreten durch Drittee (Erdarbeiten, Bagger, Horizontalbohrungen, Sabotage), 

durch Fabrikations- 

oder Systemfehler, durch Montagefehler (Muffen, Endverschlüsse), betriebliche 

Ereignisse (Überlastungen, Überspannungen). Es gibt auch Ausfallursachen, diee selbst der Hersteller 

nicht erklären kann, da z.B. die Fehlerstelle komplett ausgebrannt ist. 

Es können auch während der in 

vorgegebenen Intervallen bei Revisionen erfolgenden Mantel- und 

Cross-Bondingmessungen Fehler entdeckt werden, die zu einer notwendigen Reparatur und 

zu einer 

wesentlichen ungeplanten Verlängerung der Revisionszeit führen. 

Die oben 

genanntenn langen Ausfallzeiten sind auch darin begründet, dass eine Höchstspannungska- 

auch mit, 

belleitung immer eine maßgeschneiderte und speziell dimensioniert 

te Anlage ist. Es spielt 

dass die 

Hersteller der Kabel, Muffen und Endverschlüsse laufend Neuerungenn auf den Markt brin- 

bestan- 

gen. Für 

diese neuen Produkte gibt es oft noch wenig bis keine Erfahrungswertee außer einer 

dene Typprüfung. Eine weitere Ursache ist, dass die Materialien auss elektrischer Sicht immer stärker 

ausgereizt werden und dadurch an die Grenzen ihrer Belastbarkeit 

ten geraten. Dadurch ausgelöste 

Fehler können oft erst nach einem mehrjährigen Betrieb auftreten. 


39/84



In solchen Fällen (Systemfehler) stellt sich dann im Schadensfall die Frage, was nun mit einer solchen 

Kabelleitung geschehen sollte. Es ist beispielsweise schwer vorstellbar, alle Muffen bei einer 109 km 

langen Verkabelungsstrecke mit vier Systemen zu tauschen (das wären 1.860 Muffen, die demontiert 

und neu gesetzt werden müssten, wobei für diesen Fall die Entwicklung von Spezialmuffen zu erwarten 

wäre, um die durch die Muffendemontage zu kurzen Kabellängen auszugleichen). 

Auf die Problematik der unangenehm langen Reparaturdauern von Kabelleitungen verweisen insbesondere 

Betreiber von Kabelanlagen. Von ihnen wird die Frage aufgeworfen, ob die an Kabelanlagen 

aufgetretenen Schäden nach 6 bzw. 10 Jahren noch zu den Problemen nach der Inbetriebnahme 

zählen, oder zum „normalen Betrieb“, oder schon der Alterung zuzurechnen sind. Ein anschauliches 

Beispiel dafür ist der Alterungsprozess nach der „Badewannen-Kurve“. Diese Kurve beurteilt den Zeitraum 

der Inbetriebnahme und ersten Betriebszeit, den anschließenden Betrieb unter normalen Bedingungen 

und den Betrieb am Ende der Lebensdauer eines technischen Betriebsmittels. 50 Hz Transmission 

(Berlin) errechnet für die Periode 2001 – 2010 für ihre 220-kV- und 380-kV-Kabelleitungen 

eine Nichtverfügbarkeit von ca. 10 % (Quelle H). 

4.2.4 Schadensvorbeugemaßnahmen, Reparaturen 

4.2.4.1 Schutz der Kabel 

Kabelsysteme, die direkt in Erde verlegt werden, sind aufgrund des fehlenden mechanischen Schutzes 

anfälliger für äußere Beschädigungen durch beispielsweise Bauarbeiten. Etwa die Hälfte aller 

Kabelausfälle ist lt. Cigre Technical brochure 379 auf solche Beschädigungen zurückzuführen (Quelle: 

A). Durch eine Verlegung im Kabelgang oder Tunnel können diese Beschädigungen minimiert werden. 

Bei einer Vollverkabelung erhöht sich selbst bei Verlegung im ähnlich schützenden Muffenbauwerk, 

alleine aufgrund der hohen Muffenanzahl, statistisch gesehen die Schadenswahrscheinlichkeit. 

Gut die Hälfte der internen Fehler an einer Hochspannungskabelanlage ist auf fehlerhafte Montage 

von Muffen oder Endverschlüssen zurückzuführen. Ein intensives Training und Sorgfalt der Monteure 

ist somit von entscheidender Bedeutung für die Zuverlässigkeit einer Kabelanlage. 

Bei der direkten Erdverlegung werden bei Reparaturen am Kabel selbst wieder Erdarbeiten notwendig 

sein. Die Schadensstelle wird freigelegt und in den meisten Fällen müssen Muffen gesetzt werden. Es 

wird ein neues Muffenbauwerk (für die neu dazukommenden Muffen) erforderlich; möglicherweise 

wird auch der Austausch einer gesamten Teillänge erforderlich sein. 

Bei der Verlegung im Rohr kann, sofern das Kabel ausgezogen werden kann, eine ganze Länge getauscht 

und in den Muffenbauwerken neu gemufft werden (unter der Voraussetzung, dass genug 

Platzreserve vorhanden ist). 

Der gemeinsame Kabelgang bzw. Tunnel bietet für Reparaturen günstigere Bedingungen. Erdbewegungen 

sind nicht erforderlich. Während der Reparatur kann eine Abschaltung des zweiten Kabelsystems 

im Kabelgang oder Tunnel behördlich vorgeschrieben werden. 

4.2.4.2 Reparaturzeiten, Maßnahmen 

Die Reparaturzeiten einer 380-kV-Kabelleitung sind überwiegend länger als die einer Freileitung, wie 

oben genannten Erfahrungen von Netzbetreibern zeigen. Die Störungen bei Freileitungen sind meistens 

kurzzeitig, und auch größere Störungen können üblicherweise in Stunden oder wenigen Tagen 

behoben werden. Die durchschnittliche Reparaturdauer eines schadhaften Kabelsystems wird in der 

Publikation Cigre 379 mit 600 h berechnet, zum Vergleich wird für die Freileitung 8 h angegeben. 

(Quelle A). 

Erhöhte Reparaturzeiten sind bei schlechter Zugänglichkeit, Winterbedingungen, Steilgelände zu erwarten. 




Die gegenseitige Beeinflussung von Kabelsystemen im Service-Fall ist abhängig vom Abstand der 

Systeme zu einander. Es sind noch Untersuchungen erforderlich um zu ermitteln, welcher Mindestabstand 

zwischen den Systemen aus Sicherheitsüberlegungen erforderlich ist (Hochspannung am Kabelmantel 

durch Induktion). 

4.2.4.3 Errichtung von Provisorien 

Die Möglichkeit bei einem größeren Schaden ein Provisorium zu errichten, um zumindest einen Teil 

der Leitung wieder instandzusetzen, wie es bei Freileitungen möglich ist, besteht beim 380kV-Kabel 

mit vernünftigem Aufwand nicht – da die Errichtung eines solchen Provisoriums genau so lange, wenn 

nicht länger dauert als die Reparatur. Es werden die gleichen Fachleute erforderlich und der Aufwand 

für ein Provisorium ist bedeutend größer (auch der Rückbau ist zu berücksichtigen). 

4.2.4.4 Systemerneuerung nach Ablauf der Lebensdauer 

Die Überlegungen zur Systemverfügbarkeit gelten auch für die systembedingte Erneuerung des Kabels 

nach Ablauf seiner Lebensdauer nach ca. 40 Jahren (Lebensdauer lt. Angabe der Kabelindustrie). 

Die Erneuerung entspricht einer Neuverlegung und nimmt bei der direkten Erdverlegung Jahre in 

Anspruch. Während dieser Zeit ist eine weitere Trasse zu öffnen, um den Betrieb der Kabelverbindung 

nach dem n-1 Kriterium aufrecht zu erhalten. Einfacher gestaltet sich der Kabeltausch wenn die Kabel 

in Rohren verlegt wurden, allerdings sind noch keine solchen Kabeltäusche in größerem Ausmaß 

bekannt. Bei einer Kabelführung im Tunnel oder im Kabelgang sind die Arbeiten beim Systemtausch 

schneller zu erledigen, sofern arbeitsrechtliche Vorgaben diese Arbeiten neben dem anderen unter 

Spannung befindlichen System im selben Tunnel gestatten. Da moderne Kunststoffkabel erst seit 

1996 verlegt sind, wurde noch kein Systemtausch erforderlich und deshalb liegt dazu auch noch keine 

Erfahrung vor. Auch gibt es keine Erfahrungen mit dem Ausziehen größerer Längen (z.B. 700 m) in 

größerem Umfang von in Rohren verlegten Kabeln. Es ist unbekannt, ob sich derart lange Kabelabschnitte 

ausziehen lassen oder ob es durch chemische Prozesse (z.B. „Verkleben“ des Kabelmantels 

mit dem Kunststoffrohr) oder mechanische Prozesse (z.B. Verstopfen) zu Komplikationen kommt. Bei 

einer vollverkabelten Leitung, die durchgehend im Rohr verlegt wird, müssten über 1.800 einzelne 

Kabellängen ausgezogen und neu eingezogen werden. 

4.3 Betriebsverhalten 

4.3.1 Auswirkungen 

Nachdem über eine viersystemige Kabelverbindung in dieser Ausführung mit einer Länge von 109 km 

keine Erfahrungen vorliegen, können Aussagen über das Zu- und Abschalten der Kabel, die Betriebsführung, 

den Einsatz der Drosseln, ohne Vorliegen einer Detailstudie nur abgeschätzt werden. Wie 

der erforderliche Blindstrom aufgebracht werden könnte muss ebenfalls noch geklärt werden. 

Die Kabel und die dazugehörenden Anlagen müssen permanent überwacht werden (z.B. mittels thermal 

Monitoring durch mitverlegte Lichtwellenleiter). Wegen der großen Kabellänge und der Führung 

über Land wird auch eine Sicherheitsüberwachung der Muffenbunker bzw. des Kabelkanals/Tunnels 

erforderlich. Vandalismus, Sabotage und Terrorismus muss durch geeignete Maßnahmen vorgebeugt 

werden. Auch das Betreten der begehbaren Anlagenteile durch eigenes Personal muss entsprechend 

der internen Sicherheitsrichtlinien gehandhabt werden. 

Die gesamte Überwachung wird in einer Zentrale zusammenlaufen, die die Ergebnisse an eine noch 

festzulegende besetzte Steuerstelle meldet. Alle derartigen Nebenbetriebe sind 100 % redundant 

auszuführen. Wie ein Störungsdienst organisiert sein wird und wie Reparaturen zu koordinieren sind, 

wurde hier nicht untersucht. Auch wird die Frage der Lagerhaltung von Ersatzteilen, Muffen und Reservekabellängen 

hier ebenso wenig erörtert wie die Verfügbarkeit von Fachpersonal der Fremdfirmen 




zur Herstellung von Reparaturmuffen. Darüber erfolgen derzeit Überlegungen auf internationaler Basis 

mit dem Ziel, die Ausfallzeiten von Kabelsystemen im Störungsfall zu reduzieren. Die APG ist diesbezüglich 

eine Kooperation mit der niederländischen Tennet eingegangen. 

Die derzeit unbefriedigende Situation bei der Störungsbehebung durch die Kabelfirmen, die unter anderen 

eine der Ursachen für die lange Reparaturzeit sind, unterstützt derzeit nicht die Verwendung 

von Kabeln in sensiblen Netzen. Ebenfalls ist der Umstand nicht zu vernachlässigen, dass während 

des langen Bestandes der Kabelanlagen der Hersteller möglicherweise verkauft wird, sich dadurch 

der Name und die Gewährleistungsbedingungen ändern können oder die Technologie geändert wird. 

Dadurch kann ein mehrmaliges Nachkaufen der Kabelgarnituren und Ersatzteile notwendig werden, 

um für einen Störungsfall gerüstet zu sein. 

Bei der Beurteilung der Auswirkungen von Leitungsausfällen ist zu berücksichtigen, ob und wie 

schwer sich diese auf das Netz und seine Aufgaben auswirken. Die Salzburgleitung verbindet den 

NK Tauern und das KW Kaprun mit dem nördlichen Teil des 380-kV-Ringes. Im Falle eines totalen 

blackouts ist das selbststartfähige KW Kaprun jenes Kraftwerk, mit dem der Netzwiederaufbau beginnt 

und das Netz hochgefahren wird. Dieser Zeitpunkt ist besonders sensibel. Eventuelle Unsicherheiten 

über das Verhalten einer Kabelleitung in diesem Abschnitt wären fatal. 

4.3.2 Elektrische und magnetische Felder 

Aufgrund des umgebenden Erdreichs und der elektrischen Isolierung der Kabel werden elektrische 

Felder bei Kabeln im Gegensatz zur Freileitung vollständig geschirmt. Für die magnetischen Felder 

stellt das Erdreich jedoch kein Hindernis dar und magnetische Felder treten auch an der Oberfläche 

auf. Die Höhe der magnetischen Flussdichte hängt insbesondere von der Position der Phasen ab. 

Das magnetische Feld einer Kabeltrasse im Vergleich mit einer Freileitungstrasse wird für die in diesem 

Beitrag diskutierte Kabelvariante in den folgenden Diagrammen dargestellt. Zugrunde gelegt ist 

die in Kapitel 3.6.2.4 angeführte ebene Kabellegung „Ansatz der APG“ und eine Belastung mit dem 

betrieblich maximalen Dauerstrom von 2.250 A je Doppelsystem beim Kabel (1.125 A je Phase) bzw. 

je System bei der Freileitung. Das magnetische Feld der Freileitung wird analog zum Fachbereich 

„Elektromagnetische Felder“ bei maximalem Durchhang (ungünstigster Fall) berechnet, im Bereich der 

Maste sind die Felder deutlich niedriger. 

Dargestellt ist die magnetische Flussdichte quer zur Kabel- bzw. Freileitungstrasse 0 m (Diagramm 

4.3.2.a) bzw. 1 m (Diagramm 4.3.2.b) über Bodenniveau. Die Skalierung der y-Achse endet in beiden 

Darstellungen mit dem von EU empfohlenen Referenzwert von 100 µT. 

Bei den angeführten Verlegevarianten wird der von der EU empfohlenen Referenzwert von 100 µT 

(EU Recommendation 199/519/EC), selbst bei voller Auslastung der Kabelanlage nicht erreicht. Im 

Vergleich zu einer Freileitung ist das magnetische Feld im unmittelbaren Bereich der Kabel deutlich 

höher, fällt aber mit zunehmendem seitlichem Abstand schneller ab. Durch diesen schnelleren Abfall 

verringert sich im Vergleich zur Freileitung der Abstand zum 1-µT-Wert auf ca. 25 m. 




100 

90 

80 

70 

60 

2 x 2250 A, 0 m über Boden 

FL Tonne 

FL Donau 

FL Rohrmast 

Kabel 1-Ebene 

B in T 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 

Abstand von Trassenmitte in m 

Diagramm 4.3.2.a): Magnetische Flussdichte über dem Kabel (türkis) und unter der Freileitung (blau, grün, rot) 

berechnet auf Bodenniveau 

100 

90 

80 

70 

60 

2 x 2250 A, 1 m über Boden 

FL Tonne 

FL Donau 

FL Rohrmast 

Kabel 1-Ebene 

B in T 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100 

Abstand von Trassenmitte in m 

Diagramm 4.3.2.b): Magnetische Flussdichte über dem Kabel (türkis) und unter der Freileitung (blau, grün, rot) 

berechnet 1 m über Bodenniveau 




4.4 Vergleich ausgeführter Kabelleitungen 

Aus dem Joint Paper ist eine Übersicht über die wichtigsten 400-kV-Kunststoff-Höchstspannungs- 

Kabelinstallationen in Europa zu entnehmen (Quelle A, Pkt. 5 Anhang): 

Standort 

Projekt 

Projektart 

Leitungen x 

Länge (km) 1 

Kabel/ 

Phase 

Leistung 

MVA 

Zeitraum 

Verlege- und 

Kühlverfahren 

Kopenhagen 

Eliminierung von 

Freileitungen im 

Stadtgebiet 

städtische 

Stromversorgung 

1x22,1x12 1 995 

1996 

1999 

direkt erdverlegt 

Berlin 

Verbindung westliches/östliches 

System 

städtische 


2x6;2x6 1 2x1100 

1998 

2000 

belüfteter Tunnel 

Madrid 

Erweiterung 

Barajas- Flughafen 

Kreuzung 

der 

Rollbahn 

2x13 1 

Winter: 2x1720 

Sommer: 2x1390 

2002/3 belüfteter Tunnel 

Jutland 

Gebiet herausragender 

Schönheit, 

Wasserweg, halbstädtische 

Bereiche 

Teilweise 

Erdverkabelung 

2x14 in 3 

Abschnitten 

2 

Nennleistung: 

2x500 

vorübergehende 

Überlast: 2x800 

2002/3 

direkt erdverlegt & 

Rohre 

London 

London St. Johns 

Wood-Elstree 

Städtische 


1x20 1 1600 2002/5 belüfteter Tunnel 

Rotterdam 

Rhein- Wasserstraßenkreuzungen 

Wasserstraßenkreuzungen 

2x2.1 1 1470 2004/5 


Röhren 

Wien 

Nordeinspeisung 

Städtische 


2x5.5 1 

2x620 

2x1040 

2004/5 

in Betonblock verlegt 

Mailand 

Abschnitt der 

Turbigo-Rho-Ltg 

Städtische 


2x8.5 2 2 x1100 2005/6 


Rohre 

London 

West Ham – Hackney 

Städtische 


2x6.3 1 

Sommer:1660 

Winter: 1950 

2007/8 belüfteter Tunnel 

Schweiz/Italien 

Mendrisio – Cagno 

Merchant 

Line, Verbindung 

internationaler 

Netze 

1x8 1 560 2007/8 direkt erdverlegt 

Liverpool 

Kirkby-Lister Drive 

(275 kV) 

Städt. 


1x10 1 750 2007/10 


Rohre 

1 

Die Längenangaben beziehen sich auf Stromkreislängen (auch „Systemlängen“ genannt, 3 Phasen) 

Tabelle 4-1: 

Übersicht der wichtigsten 400-kV-Kunststoff Höchstspannungskabelinstallationen in Europa 

(Quelle A, Pkt. 5 Anhang) 




Von den 11 hier angeführten 380-kV-Kabel-Projekten sind acht Projekte in Städten, wo sich eine Freileitung 

ausschließt (die Leitung Liverpool Kirkby-Lister Drive ist eine 275-kV-Leitung und wird deshalb 

hier nicht weiter betrachtet). Diese Stadtkabel haben keine Übertragungsaufgaben, sondern speisen 

städtische Unternetze an. Beim Ausfall einer solchen Anspeisung, auch bei einer längeren, können 

die Nachbarnetze die Aufgaben übernehmen. So hat z.B. die Stadt Wien fünf Teilnetze und erweitert 

diese auf sieben. 

Darüber hinaus besitzen die meisten Städte eigene Kraftwerke, die einen Teil des Energiebedarfs 

decken können (in Wien bestehen die Kraftwerke Donau/Freudenau, Simmering mit mehreren thermischen 

Blöcken, Spittelau, Donaustadt). Bei der Salzburgleitung bestehen keine solchen Aushilfemöglichkeiten. 

Die nächste 380-kV-Nord-Süd-Leitung ist 300 km entfernt (Wien - Südburgenland - Kainachtal). 

Die 380-kV-Kabel in Wien sind keine Übertragungsleitungen sondern zählen zum Verteilnetz. 

Eine Kabelverbindung (Madrid) quert einen Flughafen, wofür sich eine Freileitung naturgemäß ausschließt. 

Diese Leitung dient ebenfalls der Versorgung der Stadt. 

Ein Kabelprojekt unterquert den Rhein bei Rotterdam (Nieuwe Waterweg und Calandkanaal), weil 

eine Freileitung hier wegen der erforderlichen Durchfahrtshöhen von mindestens 200 m sehr hohe 

Maste erfordert hätte (Quelle J). Diese Kabelstrecke ist Teil des Projektes „Randstad Süd“ und ist 

damit eine Ergänzung zum bestehenden 380-kV-Hauptring in den Niederlanden, der durchgehend als 

Freileitung ausgeführt ist. „Randstad Süd“ hat die Aufgabe, die in Zukunft an der Küste entstehenden 

Wind- und thermischen Kraftwerke an das Netz anzubinden. 

Ein Kabelprojekt (Mendrisio – Cagno) ist eine private „Merchant Line“, die keine Aufgaben wie eine 

öffentliche Übertragungsleitung hat, und auf der die Regeln des Leitungsbesitzers gelten – er sie also 

nach seinen Vorstellungen betreiben kann (z.B. ein- oder ausschalten). Hier besteht ein wesentlicher 

Unterschied zur Salzburgleitung, da diese zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit immer zur 

Verfügung stehen muss. Auch ist der Unterschied in der Übertragungskapazität sehr groß. Die Merchant 

Line hat eine Übertragungskapazität von 1 x 560 MVA, wohingegen die Salzburgleitung für eine 

maximale Übertragungskapazität von ca. 2 x 2.500 MVA ausgelegt ist, das ist fast das 9-fache. 

Das genannte Projekt in Jütland weist drei Teilverkabelungsabschnitte auf. Zu dieser Leitung besteht 

im Abstand von mehreren Kilometern eine parallele 380-kV-Freileitung. Beide Leitungen verlaufen in 

Nord-Süd-Richtung und gehen an den nördlichsten Punkten des Netzes in Gleichspannungskabelverbindungen 

nach Schweden und Norwegen über. Mit diesen Gleichspannungsverbindungen lassen 

sich die Lastflüsse in Dänemark sehr gut steuern und bei Bedarf auch drosseln. Dadurch können bei 

einem Leitungsausfall drohende Überlastungen des Netzes vermieden werden (auch Kabelausfall). 

Derartige Regelungsmöglichkeiten hat das 380-kV-Netz der APG nicht, es liegt vielmehr inmitten des 

europäischen ENTSO-E-Netzes, in dem die Regeln der Physik für die Stromflüsse gelten. 

Die in der Tabelle erwähnten Übertragungsleistungen der Kabelleitungen liegen zwischen 560 MVA 

(Erdverlegung in Rohren) und 1.950 MVA pro Stromkreis (in einem belüfteten Tunnel). Auch daraus 

ist zu erkennen, dass die Übertragungsleistung der Salzburgleitung die Verwendung von Doppelkabeln 

erforderlich machen würde. Das genannte Kabel in Mailand ist ein solches Doppelkabel. 

Nicht in der Tabelle erwähnt sind Kabelleitungen mit Flüssigkeitsisolierung (oft „fluid-filled“ Kabel genannt), 

weil sie nicht mehr hergestellt werden und sich das Joint Paper nur auf die neue Kabeltechnik 

bezieht. Zur Vervollständigung sei aber auf die „fluid-filled“ Kabel in Wien und Berlin hingewiesen, die 

typische Stadtkabel sind wie oben beschrieben und für die die dort dargestellten Umstände gelten. In 

England besteht eine Teilverkabelung mit einem „fluid-filled“ Kabel, und auch dort verläuft in einigen 

Kilometern Abstand eine 380-kV-Freileitung parallel. 

Auch aus dieser Darstellung geht hervor, dass das 380-kV-Ring-Konzept der APG einzigartig ist und 

es in einer solchen Netzkonzeption bislang keine Kabelstrecken gibt. Dies und auch die unterschiedli- 




chen Versorgungsaufgaben und Übertragungsleistungen sind zu beachten, wenn Vergleiche zwischen 

Kabelleitungen aber auch zwischen Freileitungen angestellt werden. Darauf weist das Joint Paper 

ausdrücklich hin, indem es im Punkt 1 nennt: Die für VPE-Kabellösungen in teilweise erdverlegten 

Abschnitten erforderlichen technischen Spezifikationen hängen in hohem Maße von den spezifischen 

Anforderungen an die Übertragungskapazität ab. Sie werden je nach Übertragungsleitung sehr unterschiedlich 

ausfallen. Der in dieser Studie vorgestellte Fall kann nur als Orientierung betrachtet werden. 

Es ist daher wichtig, die in dieser Studie aufgeführten Parameter für jedes Übertragungsprojekt 

im Einzelfall zu überprüfen. 

Jedes Vorhaben ist von Fall zu Fall zu untersuchen. Verallgemeinernde Aussagen sind nicht hilfreich. 

4.5 Zum Stand der Technik 

Die Beurteilung einer Technologie als dem Stand der Technik entsprechend oder nicht entsprechend 

ist nicht nur für deren Genehmigungsfähigkeit, sondern auch für deren gesicherte Ausführbarkeit und 

Betrieb von grundlegender Bedeutung. 

In der Verwaltungsrechtsordnung wird der Stand der Technik vielfach definiert (so z.B. in § 71a Gewerbeordnung 

1994, § 12a Wasserrechtsgesetz 1959, § 2 Abfallwirtschaftsgesetz 2002). Allen diesen 

Legaldefinitionen ist gemeinsam, dass der Stand der Technik "…der auf den einschlägigen wissenschaftlichen 

Erkenntnissen beruhende Entwicklungsstand fortschrittlicher Verfahren, Einrichtungen 

oder Betriebsweisen, deren Funktionstüchtigkeit erprobt und erwiesen ist. ….“ ist. Von entscheidender 

Bedeutung ist also, ob eine bestimmte Technologie in Bezug auf eine bestimmte Zielsetzung bereits 

erprobt und erwiesen ist. Da es aber eine Kabelanlage, wie sie für die 380-kV-Salzburgleitung erforderlich 

wäre (Leistung, Gelände, Konfiguration des Übertragungsnetzes), noch nicht gibt, und daher 

keine Betriebserfahrungswerte für solche Kabelleitungen vorliegen, kann auf der Höchstspannungsebene 

im österreichischen 380-kV-Ring eine Kabelausführung (noch) nicht Stand der Technik sein. 

Dies bestätigt auch die bisherige Spruchpraxis des Unabhängigen Umweltsenats und die Judikatur 

der Gerichtshöfe des öffentlichen Rechts: 

Der österreichische Unabhängige Umweltsenat als Behörde zweiter Instanz bei UVP-Verfahren hat 

sich in seinen Bescheiden zur 380-kV-Steiermarkleitung und zur 380-kV-Salzburgleitung/Abschnitt St. 

Peter – Salzburg/Elixhausen zur Frage, ob eine Verkabelung im österreichischen 380-kV-Ring Stand 

der Technik sei oder nicht, negativ geäußert. Dem Bescheid für die 380-kV-Salzburgleitung vom April 

2008 ist Folgendes zu entnehmen: „….Als Ergebnis der Würdigung der dargelegten gutachtlichen 

Ausführungen der von den Behörden dem Verfahren beigezogenen Fachleuten ist somit – auch unter 

Berücksichtigung der von BerufungswerberInnen vorgelegten Studien – festzuhalten, dass Teilverkabelungen 

unter Beachtung der im österreichischen (überregionalen) 380 kV-Übertragungsnetz vorgegebenen 

Leistungserfordernisse und Rahmenbedingungen bereits einen zentralen Aspekt des 

Rechtsbegriffs „Stand der Technik“, eine technische Lösung muss „erprobt und erwiesen“ sein, derzeit 

jedenfalls nicht erfüllen……“ 

Im Jahr 2009 wurde in Deutschland das bundesweit geltende „Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen 

(Energieleitungsausbaugesetz - EnLAG)“ herausgebracht. Von den 24 darin genannten 

Projekten dürfen bei vier Teilverkabelungen als Pilotprojekte errichtet werden. Als Begründung für die 

Pilotkabelstrecken nennt das Gesetz, die Kabel zu testen: „§ 2 (1) Um den Einsatz von Erdkabeln auf 

der Höchstspannungsebene im Übertragungsnetz als Pilotvorhaben zu testen, können folgende der in 

der Anlage zu diesem Gesetz genannten Leitungen nach Maßgabe des Absatzes 2 als Erdkabel errichtet 

und betrieben oder geändert werden:….“ Das Gesetz sieht auch die Verpflichtung für den Leitungsbetreiber 

vor, über die Erfahrungen mit dem Kabel in Fünfjahresabständen zu berichten. Dieser 

Vorgangsweise ist zu entnehmen, dass der deutsche Gesetzgeber den Einsatz von Kabelleitungen im 

Übertragungsnetz nur zu Testzwecken genehmigt. Wäre der Gesetzgeber der Ansicht, derartige Ver- 




kabelungen seien Stand der Technik, so gäbe es keine Notwendigkeit für die Verpflichtung zur periodischen 

Berichterstattung an die Behörde. Für Freileitungen werden keine solchen Verpflichtungen 

auferlegt, sie werden also als Stand der Technik angesehen. (siehe auch Kapitel 4.1) 

Im Mai 2012 wurde der deutsche „Netzentwicklungsplan Strom“ (NEP) herausgegeben. Die Kostenschätzungen 

beziehen sich jedenfalls auf ein reines Freileitungsnetz, Kabel sind bei der Ermittlung 

keine vorgesehen (6.2.1, 6.2.2, 6.2.3, 6.2.4). Der NEP äußert sich überhaupt nicht zur Frage ob und 

wo eine Verkabelung vorgesehen werden sollte. Auf den derzeitigen Status von Höchstspannungskabeln 

– nämlich als Pilotprojekte - verweist die Feststellung im NEP: „Der Bau von Höchstspannungs- 

Erdkabeln im Wechselstrombereich in Deutschland befindet sich im Rahmen von vier EnLAG- 

Maßnahmen noch im Pilot-Stadium. Die hier gewonnenen Erfahrungen müssen im Sinne eines sicheren 

Betriebs sorgfältig ausgewertet werden.“ (Quelle L). Festzuhalten ist, dass keines der im EnLAG 

genannten Kabelprojekte bislang gebaut wurde. Eine Beschleunigung durch die Möglichkeit zur Verkabelung 

konnte bei den Pilotprojekten also nicht festgestellt werden. 

In der „Nr. 469 der Beilagen zum stenographischen Protokoll des Salzburger Landtages (4. Session 

der 14. Gesetzgebungsperiode), Bericht der Landesregierung zur Entschließung des Salzburger 

Landtages betreffend die 380 kV-Leitung über den Gaisberg“ wird – im Zusammenhang mit der Ablehnung 

einer beabsichtigten Novellierung des Salzburger Naturschutzgesetzes – der Frage des 

Standes der Technik einer Verkabelung der 380-kV-Salzburgleitung ausführlich nachgegangen. Aus 

den Ausführungen ist abzuleiten, dass eine Verkabelung der 380-kV-Salzburgleitung nicht dem Stand 

der Technik entspricht. (Quelle I) 

Für die APG ist die Wahl eines Betriebsmittels, das nicht dem Stand der Technik entspricht, nicht 

möglich, da die Unsicherheiten zu groß sind und sich ein – gemessen an den gesetzlichen Zielen, wie 

insbesondere der Gewährleistung einer sicheren Stromversorgung – nicht verantwortbares Risiko 

ergäbe. Für die APG besteht die gesetzliche Verpflichtung zur Schaffung und Gewährleistung der 

Versorgungssicherheit. 

Aus nachstehenden Gründen ist ein Kabel im 380-kV-Ring der APG als nicht dem Stand der Technik 

entsprechend anzusehen: 

 

 

 

 

Wie die Übersicht in Tabelle 4-1 zeigt, sind die in Europa ausgeführten 380-kV-Kabelleitungen 

an Land überwiegend durch die spezifischen Rahmenbedingungen (Städtebau, Verkehrsinfrastruktur) 

bedingt, da in diesen Fällen eine Freileitung nicht möglich ist. 

Die beiden Ausnahmen betreffen die teilweise Erdverkabelung in Jütland und die Kabelleitungen 

Schweiz-Italien. Erstere befindet sich in einem durch Gleichspannungsverbindungen sehr 

gut regelbaren Netz. Zweitere ist eine private Merchant Line mit geringer Leistung, die nach 

der Vorstellung des Leitungsbetreibers ohne Versorgungspflicht betrieben werden kann. 

Die Schadensereignisse der letzten Jahre an 220-kV- und 380-kV-Kabelleitungen sind nicht 

ermunternd. Die Verfügbarkeit von 380-kV-Kabeln ist gegenüber einer Freileitung deutlich 

schlechter. Ausfälle von 380-kV-Kabeln in Berlin (11 Monate) und Wien sowie Mailand (jeweils 

bis zu 3 Monaten) beweisen das. Die Erfahrungen von Netzbetreibern der letzten Jahre mit 

Kabelausfällen bestätigen die APG in ihrer Ansicht. 

Im Gegensatz zum österreichischen 380-kV-Ring gibt es bei Stadtanspeisungen und in einem 

„vermaschten“ Netz wie z.B. in Deutschland parallele 380-kV-Leitungen oder Netze, die bei 

einem Ausfall des Kabels den Stromtransport übernehmen können. Deutschland hat 34 vernetzte 

380-kV-Ringe, die APG möchte den ersten österreichischen 380-kV-Ring schließen. In 

Österreich gibt es keine parallelen 380-kV-Leitungen oder Ringe. 




 

 

Auch in den Niederlanden z.B. werden Teilverkabelungen nur in Nebenringleitungen gestattet, 

jedoch nicht im Hauptring, der durchgehend mit Freileitungen ausgeführt ist und die „Aorta“ 

der Stromversorgung darstellt. 

Dem gegenüber sind die Rahmenbedingungen für die 380-kV-Salzburgleitung gänzlich anderer 

Natur: 

- Die Salzburgleitung trägt zum dringend notwendigen 380-kV-Ringschluss bei. Dieser 

Ring ist eine effiziente, sowohl Ressourcen als auch Mensch und Umwelt sowie die 

Kosten schonende Lösung. 

- Es gibt keine Kabelbetriebserfahrungen für die spezifischen Anforderungen des 380- 

kV-Rings der APG und damit der Salzburgleitung. 

- Die innerösterreichischen Bestandsleitungen sind nicht auf 380-kV-Niveau ausgebaut. 

- Die Salzburgleitung ist ein TEN Projekt mit internationaler Bedeutung 

- Die Salzburgleitung ist der denkbar schlechteste Anlassfall zur Erprobung der Kabelsysteme 




5 Teilverkabelungen 

Die APG legt die im UVP-G geforderte Alternativenprüfung in der Form einer Gesamt-Verkabelung der 

geplanten 380-kV-Leitung vor und hat das im Kapitel 2 begründet. Als zusätzliche Information wird 

auch eine Teilverkabelung dargestellt. 

5.1 Aufbau einer Teilverkabelung 

Eine Teilverkabelung (TVK) ist ein verkabelter Abschnitt einer Freileitung. Diese TVK kann an einer 

Schaltanlage beginnen respektive enden (Umspannwerk oder Kraftwerk) oder ein Abschnitt mitten in 

einem Freileitungszug sein. Eine TVK besteht aus den 

 

 

 

 

Endabspannmasten (entfällt wenn die TVK bei einem Schaltwerk beginnt) 

Übergangsbauwerken 

und der Kabelstrecke mit den Kabeln und Muffen 

in Abhängigkeit von der Länge kommen zusätzlich Kompensationseinrichtungen hinzu 


Schematische Darstellung der Systemführung für die Freileitung mit zwei Systemen und einer 

Teilverkabelung mit zwei Doppelkabeln (beispielhaft) 


Prinzipielle Darstellung einer Teilverkabelung (von links: Endabspannmast – Kabelübergangsstation 

– Kabel – Muffen – Kabel - Muffen usw. – Kabelübergangsstation – Endabspannmast). 

Quelle: Energinet, APG, Terna, Wienstrom 




5.2 Übergangsstationen 

Bei der Teilverkabelung von 380-kV-Freileitungen werden an jenen Stellen, wo die Freileitung in das 

Kabel übergeht, sogenannte Übergangsbauwerke erforderlich. (Bei geringeren Spannungsebenen ist 

es fallweise möglich, die Kabel direkt von den Endabspannmasten abzuführen.) 

Die Dimension solch einer Station hängt in großem Maße von der geforderten Übertragungskapazität 

ab. Je Kabelsystem sind 3 Endverschlüsse, 3 Überspannungsableiter und 3 Strom- bzw. Kombiwandler 

vorzusehen. Für die Freileitung ist je System ein Abspannportal zu errichten. Die Erdungssituation 

der Anlage und der Maste sind entsprechend auszulegen. 

Im hier betrachteten Fall wird jedes der beiden Freileitungssysteme auf zwei Kabelsysteme übergeführt. 

Das bedeutet, dass 2 Abspannportale, 12 Endverschlüsse, 12 Überspannungsableiter und 12 

Strom- bzw. Kombiwandler in jeder Übergangsstation zu errichten sind. In ihnen befinden sich auch 

die Hilfseinrichtungen für den Betrieb der Anlage. Die Übergangsstationen haben Dimensionen von 

2.000 m 2 bis 4.000 m 2 . (Quelle: A und N). Für die angesprochene Salzburgleitung wird die Fläche 

eher bei 4.000 m² liegen und würde damit ca. 60 % der Größe eines Fußballfeldes erreichen (bezogen 

auf das Spielfeld Wals-Siezenheim). Übergangsbauwerke sind als sensibel für die Leitungsverbindung 

einzustufen und müssen geschützt werden (Zäune, Meldeeinrichtungen, Objektschutz). Aus London 

ist als Schutz vor Terrorismus die komplette Einhausung eines 380-kV-Kabelübergangsbauwerkes 

bekannt. 


380 kV-Kabelübergangsstation in London, Gebäude als Einhausung als Schutz vor Vandalismus 

und Terrorismus (Quelle: National Grid) 

Kabelübergangsstationen haben wegen ihrer Sichtbarkeit und des Flächenverbrauchs einen Einfluss 

auf die Umwelt. 




Abbildung 

5-4: 

Skizze und Foto einer Kabelübergangsstationn in Mailand (Quelle: TERNA) 

Abbildung 5-4 zeigt eine Kabelübergangsstation in Freiluftausführung in Mailand der TVK Turbigo- 

wäre eine doppelt so 

große Anlage notwendig, weil doppelt so viele KabelsystemK 

me erforderlich wären. 

Rho. Das eine Freileitungssystem wurde durch zwei Kabelsystemee ersetzt. Für die Salzburgleitung 

Solche Stationen stehen bei jedem Übergangg der Freileitung in das Kabel K und umgekehrt. 

Wenn die Kabelstrecke eine gewisse Längee übersteigt (abhängig vom Kabeltyp, Betrieb, Belastung) 

werden Maßnahmenn zur Kompensation der Blindleistung 

erforderlich. Das erfolgtt durch das Anschlie- 

ßen von Kompensationsspulen an das Kabel. Durch diese zusätzlichen Einrichtungen vergrößert sich 

der Aufwand und Flächenbedarf in einer Übergangsstation beträchtlich und kann die doppelten Di- 

mensionen der Anlage erreichen. Bei großenn Kabellängen werden zusätzliche Zwischenkompensatio- 

der Verle- 

nen mit diesen Ausmaßen erforderlich. 

Für die Verlegung der Kabel zwischen den Kabelübergangsstationen, die Muffen, Auswahl 

geart, etc. gelten grundsätzlich die relevantenn Darstellungen aus den vorherigen Kapiteln. 

Die Begründungen 

für eine Forderung nach Teilverkabelungen können unterschiedlicher 

Art sein: 

Landschaftsbild, Siedlungsnähe, 

usw. Einigee dieser Begründungen können k einander überlappen oder 

ergänzen, sodass sehr schnell die Grenze zu einer Vollverkabelung 

oder einer Fast-Vollverkabelung 

überschritten wird. 


51/84



6 

Kosten 

Alle anfallenden Kosten eines Leitungsproje 

ektes bestimmen die Wirtschaftlichkeit. Grundsätzlich un- 

terscheidet man zwischen Investitions- und Betriebskosten. Den Investitionskosten sind im allgemei- 

als 

nen Kosten für Planung, Errichtung, Entschädigungen 

und Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen auch eventuelle zukünftige Reinvestitionen. 

Zu den Betriebskosten 

zählen allee Kosten, die 

für den 

Betrieb der Leitung anfallen wie beispielsweise Verlustkosten, Aufwendungen für Instandhaltung und 

Reparatur. 

Kostenarten 

Investitionskosten 

Betriebskosten 

Verlustkosten 

Kosten für 

Instandhaltung 

Sonstige Kosten 

(z.B. Reparatur) 

Abbildung 

6-1: 

Kostenarten 

Für die folgende Wirtschaftlichkeitsberechnung wurde die Barwertmethode gewählt. Hierbei werden 

über den 

gewählten Betrachtungszeitraum alle Kosten dem jeweiligen Zahlungszeitpunkt zugeordnet 

und auf den Zeitpunkt der Investition abgezinst. (Anmerkung: In der vorgenommenen Berechnung 

wird angenommen, 

dass die jährlich anfallenden Betriebskosten einmal nach Ablauf des Jahres geweiter 

die 

zahlt werden.) Die abgezinsten Beträge werden als Kapitalwert oder Barwert bezeichnet. Je 

Kosten in der Zukunft liegen, umso geringer sind deren Barwerte. 

Abbildung 

6-2: 

Darstellung der Barwertmethodee 

52/84 




Beim Vergleich mehrerer alternativer Investitionsmöglichkeiten ist jene am wirtschaftlichsten, deren 

Summe der Barwerte am niedrigsten ist. 

6.1 Investitionskosten 

Die Ermittlung der Preise basiert auf Angaben von EVU, die Erfahrung im Bau von 380-kV- 

Kabelanlagen haben, auf Angaben von Baufirmen und Elektrounternehmen sowie aktueller Studien . 

Es wurde eine Vollverkabelung mit einer Länge von 109 km und eine Teilverkabelung mit einer Länge 

von 6 km angenommen. 

Alle Preisangaben beziehen sich auf die aktuelle Untersuchung und können nicht auf andere Vorhaben 

unkorrigiert umgelegt werden. Insbesondere bezieht sich dieser Hinweis auf die Kabellieferlängen, 

Übertragungsleistung, Kompensationseinrichtungen und auf das im Projektgebiet vorgefundene 

bzw. angenommene Gelände und Bodenarten. 

Die Ermittlung berücksichtigt Kosten für 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Kabel, Kabelendverschlüsse und Garnituren (Muffen, usw.) mit Verlegung und Montage 

Erdbau-Leistungen für die Künetten und Muffenbunker bzw. den Kabelgang/Tunnel 

Transport zur Einbaustelle 

Kompensationseinrichtungen mit den dazugehörenden Abzweigen in den Schaltanlagen bei 

der Vollverkabelung 

Kabel-Kühlanlagen wo erforderlich 

zusätzliche Abzweige in den Umspannwerken im Vergleich zur Freileitungsvariante 

Kabelübergangsstationen bei der Teilverkabelung 

zusätzlich erforderlicher Grundkauf in den Schaltanlagen, Kompensationsanlagen und Kabelübergangsstationen 

Erstverlegung, ohne Erneuerung nach Ablauf der Lebensdauer (ca. 40 Jahre) 

Nicht berücksichtigt sind die Kosten für 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Grundkauf und Anlagenteile in den Schaltanlagen, die für die Freileitungsvariante ohnedies 

erforderlich sind 

Eigenleistungen 

Planungsaufwand 

Behördenverfahren 

Entschädigungen für Grundbesitzer 

Flurschäden während der Bauzeit 

eventuelle Demontagen, Verkabelungen, Mitführungen oder Umlegungen anderer bestehender 

Leitungen 

eine Demontage und neuerliche Verlegung nach Ablauf der Lebensdauer (ca. 40 Jahre) 

Hangsicherungen, Drainagierungen, etc. 

Baustraßen und ihren Rückbau 

Rodungsarbeiten und Rekultivierung 




 

eventuelle Risikoaufschläge für Unvorhergesehenes (wie beispielsweise Bauherrenrisiko, Projektänderungen 

und Schwankungen in der Metallnotierung) 

Für den Kostenvergleich mit der Freileitung wurden die Freileitungskosten ebenfalls ohne die oben 

genannten nichtberücksichtigten Kosten angesetzt. Daraus ergeben sich die der Untersuchung zu 

Grunde gelegten durchschnittlichen Kosten in der Höhe von 1 Mio. € pro Kilometer Trassenlänge der 

Freileitung. 

6.1.1 Investitionskosten Vollverkabelung 

Für die Investitionskosten wird für die Vollverkabelung unter Ansatz der im Projektgebiet vorgefundenen 

Bodenverteilung aus Tabelle 3-1 folgende Kombination der Verlegemöglichkeiten angenommen: 

K2 Verlegung in Erde in Rohren: 57 % 

K3a Verlegung in zwei getrennten Kabelgängen: 7 % 

K3a Verlegung in einem gemeinsamen Kabelgang: 5 % 

K3b Verlegung in Tunnel: 31 % 

Unter diesen Annahmen errechnen sich die Investitionskosten für eine Vollverkabelung (109 km) zu: 

Kosten 

Mio. € 

Kosten je km 

Mio. € 

Vollverkabelung 1.584,1 14,5 

Tabelle 6-1: Investitionskosten für Vollverkabelung (109 km) 

6.1.2 Investitionskosten Teilverkabelung 

Für die Investitionskosten wird für eine 6 km lange Teilverkabelung die Verlegeart nach Variante K2 

– Verlegung in Erde in Rohren – angenommen. Die zu Grunde gelegte Bodenverteilung entspricht 

folgendem Gelände: 

 

 

 

50 % landwirtschaftliche Nutzflächen, überwiegend eben Freiland 

20 % landwirtschaftliche Nutzflächen, sanft hügelig, kaum Querneigung Freiland 

30 % Wald, sanft hügelig 

Unter diesen Annahmen errechnen sich die Investitionskosten für eine Teilverkabelung (6 km) zu: 

Kosten 

Mio. € 

Kosten je km 

Mio. € 

Teilverkabelung 58,9 9,8 

Tabelle 6-2: Investitionskosten für Teilverkabelung (6 km) 

6.1.3 Verhältnis der Investitionskosten 

Werden die Preise für die Investitionskosten der Kabelvariante zu jenen der Freileitung ins Verhältnis 

gesetzt, so ergeben sich die folgenden Vergleichsfaktoren. (Auch dieser Vergleich gilt nur für die aktuelle 

Untersuchung und kann ohne Adaptionen nicht auf andere Projekte umgelegt werden.) 

Freileitung Vollverkabelung Teilverkabelung 

Kostenfaktor 1 13,9 9,8 

Tabelle 6-3: Vergleichsfaktoren der Investitionskosten für Kabel und Freileitung 

Anmerkung: Der Faktor der Teilverkabelung ist niedriger, weil für die Teilverkabelung ein einfacheres 

Gelände angenommen wurde (z.B. keine Tunnelstrecken notwendig). 




6.2 Gesamtkosten 

Die folgende Gesamtkostenrechnung berücksichtigt zusätzlich zu den in Kapitel 6.1 aufgeführten Investitionskosten 

auch Aufwendungen, die während des Betriebs anfallen. Betrachtet wurden hierbei 

strom- und spannungsabhängige Verluste auf den Leitungen, Kompensationsverluste bei der Kabelanlage 

der Vollverkabelung, sowie Instandhaltungskosten. Diese werden abgezinst und aufsummiert 

auf den Zeitpunkt der Erstinvestition. 

Als Betrachtungszeitraum wurden 40 Jahre veranschlagt. Dies entspricht der erwarteten Lebensdauer 

der Kabel. Rückbau bzw. Reinvestitionen nach Ablauf der Lebensdauer wurden in der Berechnung 

nicht berücksichtigt. 

6.2.1 Gesamtkosten Vollverkabelung 

Die Gesamtkosten für die Vollverkabelung (109 km) errechnen sich nach 40 Jahren zu: 

Gesamtkosten 

Mio. € 

Gesamtkosten je km 

Mio. € 

Vollverkabelung 1.685,4 15,5 

Tabelle 6-4: Gesamtkosten für Vollverkabelung (109 km) 

6.2.2 Gesamtkosten Teilverkabelung 

Die Gesamtkosten für die Teilverkabelung (6 km) errechnen sich nach 40 Jahren zu: 

Gesamtkosten 

Mio. € 

Gesamtkosten je km 

Mio. € 

Teilverkabelung 61,2 10,2 

Tabelle 6-5: Gesamtkosten für Teilverkabelung (6 km) 

6.2.3 Verhältnis der Gesamtkosten 

Werden die Preise für die Gesamtkosten der Kabelvariante zu jenen Gesamtkosten der Freileitung ins 

Verhältnis gesetzt, so ergeben sich die folgenden Vergleichsfaktoren. (Auch dieser Vergleich gilt nur 

für die aktuelle Untersuchung und kann ohne Adaptionen nicht auf andere Projekte umgelegt werden.). 

Die hohen Investitionskosten im Vergleich zu den laufenden Betriebskosten sind maßgeblich für die 

Gesamtkosten. 

Freileitung Vollverkabelung Teilverkabelung 

Faktor Gesamtkosten 1 9,8 6,8 

Tabelle 6-6: Vergleichsfaktoren der Gesamtkosten für Kabel und Freileitung 

Anmerkung: Der Faktor der Teilverkabelung ist niedriger, weil für die Teilverkabelung ein einfacheres 

Gelände angenommen wurde (z.B. keine Tunnelstrecken notwendig). 




7 Umweltaspekte 

7.1 Grundsätzliches 

Das Kabel ist keineswegs automatisch die für die Umwelt schonendere Variante. Die Freileitung ist 

sichtbar, das Kabel ist nicht sichtbar, beeinflusst aber andere Umweltaspekte. Jede Situation ist von 

Fall zu Fall zu untersuchen, verallgemeinernde Forderungen sind nicht sinnvoll. 

In Grundwassergebieten ergäben sich durch Kabelleitungen unerwünschte Drainagierungs- und 

Staueffekte, auf alle Fälle Änderungen des Wasserhaushalts. Im Projektgebiet um Elixhausen und im 

anschließenden Flachgau bestehen abschnittsweise gespannte Grundwässer, Brunnenschutzgebiete 

und Schongebiete. Im gesamten Projektgebiet gibt es mehrere Wasserschutzgebiete. Im Gebirge ist 

auf Hangwässer und natürliche Wasserspeicher in den Gebirgsstöcken Rücksicht zu nehmen. Im 

„Innergebirg“ bestehen großräumige Rutschungen, insbesondere im Gebiet um Taxenbach, deren 

Anschneiden durch Kabel kritisch ist. Die Schotterfächer im Abschnitt Werfen bis Pass Lueg haben 

Mächtigkeiten bis 50 m. In diesen Bereichen ist eine Kabellegung schwer vorstellbar. Die manchmal 

prekäre Hochwassersituation im Salzachtal ist bekannt. 

Abbildung 7-1: Hochwassersituation der Salzach bei Golling 2002 

Eine Freileitungstrasse weicht besiedelten Gebieten möglichst aus und wird so weit wie möglich siedlungsfern 

geplant. Eine Kabeltrasse wird hingegen in einfach zugänglichem und verlegetechnisch 

günstigem Gelände geplant. Somit erhöht sich die Wahrscheinlichkeit, dass eine Kabeltrasse näher 

an Siedlungen verläuft und somit zumindest während der Bauzeit eine große Beeinträchtigung für die 

Bewohner darstellt. 

Beide Übertragungsformen erfordern die Freihaltung von Trassen. Bei Freileitungen der Höchstspannung 

ist die Trasse breiter als eine Kabeltrasse (ca. 60 m gegenüber 13 m bei Kabellegung in Erde). 

In der Bauzeit ist die Breite der Kabeltrasse ca. 25 m und stark abhängig von der Topographie und 

den Möglichkeiten im Projektgebiet. Bei Mittelspannungsleitungen wird der Trassenunterschied immer 

geringer, bei Mittelspannungs-Freileitungen mit teilisolierten Leitern gibt es keinen Unterschied in der 

Trassenbreite zwischen Kabel und Freileitung. Eine permanente Begleitstraße zur Kabelleitung ist 

nicht erforderlich. Zu den Muffenstellen müssen Zufahrten bestehen 

Eine Kabeltrasse ist permanent von Bauwerken jeder Art freizuhalten und muss immer zugänglich 

sein. Auf der Kabeltrasse plus einem Rand von ca. 5 m an beiden Seiten ist das Pflanzen von tief 

wurzelnden Pflanzen nicht gestattet. (Quelle: A). 




Eine Freileitungstrasse kann bepflanzt werden, ein Aufwuchs ist bis zu einer gewissen Höhe möglich. 

Die Maststandorte müssen zugänglich sein. In Waldgebieten können Freileitungen über dem Kronendach 

geführt werden, sodass keine Schneise erforderlich wird. 

Trassen von Leitungen (Kabel oder Freileitung) können einen neuen Lebensraum für verschiedene 

Tiere und Pflanzen bilden, wenn diese Trassen entsprechend ökologisch angelegt und gepflegt werden. 

Im Gegensatz zum Kabel beansprucht eine Freileitung den Boden nur im Bereich der Fundamente. 

Mittelspannungsfreileitungsmaste beanspruchen beim Bodenaustritt eine Fundamentfläche von 

ca. 1,5 m x 1,5 m. 380-kV-Freileitungsmaste haben üblicherweise einen Betonsockel mit einem 

Durchmesser von ca. 1 m und eine Fundamentplatte von ca. 4 x 4 bis 6 x 6 m in 4 m Tiefe bei jedem 

der vier Mastfüße. Sonderfundamente wie z.B. Pfähle gehen in die Tiefe, bewirken aber keine Vergrößerung 

der Fundamentteile beim Erdaustritt. Mittelspannungsmaste stehen üblicherweise in Abständen 

von 100 bis 200 m. Bei Höchstspannungsmasten beträgt der Mastabstand in der Regel 

250 m bis 330 m. 

Im deutschen Bundesland Thüringen wurde für die Querung des Rennsteiges durch eine 380-kV- 

Leitung eine abschnittsweise Kabelalternative untersucht (Quelle M). Nach Ansicht der Behörden 

(2011) ist eine Verkabelung des Rennsteigs, an der Kammlage des Thüringer Waldes, nicht mit den 

Zielen der Landesraumplanung verträglich. Daher erfolgte eine Ablehnung der Kabelvariante. Die 

Raumordnerische Umweltverträglichkeitsprüfung hält auf den Seiten 103 fest: „….Es wurde festgestellt, 

dass die Errichtung einer Kabelanlage in Bezug auf die Erholungsnutzung im Bereich der 

Rennsteigquerung insgesamt nicht zu einer Verringerung der Beeinträchtigungen führt. Es ist sogar 

davon auszugehen, dass das Kulturdenkmal "Pläncknerscher Rennsteig" (Rennsteig) durch die Errichtung 

einer Kabelanlage stärker beeinträchtigt wird als vom Bau einer Freileitung. Insgesamt erscheint 

der Bau einer Kabelanlage am Rennsteig nicht geeignet, um die mit dem geplanten Leitungsbau 

verbundenen negativen Auswirkungen signifikant zu mildern. Als inhaltliche Vorzugsvariante verbleibt 

somit im Bereich der Rennsteigquerung der Bau einer Freileitung…..“. Auf Seite 105 wird festgestellt: 

„…Die Variante Goldisthal wurde als umweltverträglichste Variante ermittelt. Dabei ist bevorzugt 

die Errichtung einer Doppeltonnenleitung gegenüber zwei parallel geführter Kurzstielleitungen 

vorzusehen. Der Bau einer Kabelanlage am Rennsteig ist auszuschließen…“ Als Ergebnis des 

Raumordnungsverfahrens wird zur Querung des Rennsteiges und der Frage, ob das durch eine 

Freileitung oder durch ein Kabel erfolgen sollte, auf Seite 124 festgehalten: „…Im Ergebnis ist festzustellen, 

dass nach Abwägung aller betroffenen Belange das Vorhaben "380-kV-Verbindung Halle- 

Schweinfurt, Abschnitt Altenfeld-Redwitz (Teilabschnitt Thüringen" als Freileitung unter Nutzung der 

Trassenvariante Goldisthal (A1- A2.2-C2-C4-D1-D2) bei Beachtung der unter A.ll genannten Maßgaben 

am besten mit den Erfordernissen der Raumordnung vereinbar ist….“ 




7.2 Bauphase 

Während der Bauphase der Kabel kommt es zu Auswirkungen durch die Erschließung des Baugebietes, 

Trassenfreimachung (Schlägerungen und Rodungen), Anlegen der Baustraßen und Zufahrten, 

Materialbewegungen, usw. 

Die Trassen während der Bauzeit sind wesentlich breiter als jene während des Betriebs. Ein Vergleich 

ist in den folgenden Tabellen angegeben (siehe auch Kapitel 3.6 „Verlegeart“). 

K1: direkte Erdverlegung 

175 

120 


Prinzipskizze: Querschnitt Kabelkünette für ein System (3 Phasen), ohne künstliche Kühlung, 

Abstand der Phasen zu einander 45 cm 


Beispieltrasse für zwei 380-kV-Doppelkabel, Quelle A, nur grundsätzliche Darstellung. Im vorliegenden 

Bericht wurde ein Abstand Phase/Phase von 45 cm angenommen und ein Abstand 

System/System (jeweils zur nächstgelegenen Phase) von 200 cm, Verlegetiefe 175 cm 




K2: Erdverlegung in einem Kunststoff-VPE-Rohr 

Die Verlegung erfolgt grundsätzlich wie bei K1, allerdings ist jede Kabelphase in einem einzelnen 

Rohr verlegt. 

K3a: 

K3b: 

Verlegung in begehbaren Kabelgängen (Luftverlegung) – siehe Abbildung 7-4 links 

Verlegung in begehbarem Tunnel (Luftverlegung) - siehe Abbildung 7-4 rechts 


links: Blick in einen begehbaren offen hergestellten Kabelgang (Madrid, Flughafen Barajas) 

(Quelle: INMR Q2 2012) rechts: Blick in den Kabeltunnel in Berlin (3 m Durchmesser) (Quelle: 

APG) 

7.2.1 Trassenbreiten 

Während der Bauzeit und im Betrieb ergeben sich die folgenden Trassenbreiten 

Tabelle 7-1: 

Systemabstand und Trassenbreiten während der Bauzeit und im Betrieb 

Systemabstand 

Trassenbreite 

während der 

Bauzeit 

Trassenbreite im 

Betrieb 

Verlegetiefe 

K1 direkt in Erde 1,9 m 25 m 13 m mind. 1,70 m a) 

K2 in Rohr, in 

Erde 

K3a Kabelgang 

offen gebaut 

1,9 m 25 m 13 m mind. 1,70 m a) 

projektabhängig 2 x 18,8 m 2 x 6,8 m mind. 4,0m b) 

K3b Tunnel, 

Schachtbauwerke 

projektabhängig 

Trassenbreite=0, 

2.000 m 2 je 

Schachtbauwerk 

Trassenbreite=0, 

500 m 2 je Einstieg 

Nach 

Erfordernis 

Freileitung - 2 x 30 m 2 x 30 m 

Fundamente in 

der Regel 

4-6 m 

a) bezogen auf die Kabelmitte 

b) bezogen auf die Unterkante des Kabelganges 




7.2.2 Beanspruchte Flächen 

Während der Bauzeit und im Betrieb ergeben sich die folgenden beanspruchten Flächen: 

Tabelle 7-2: 

Direkt beanspruchte Fläche während der Bauzeit und im Betrieb (jeweils Vollverkabelung 

109 km mit der jeweiligen Verlegeart angenommen) 

beanspruchte Fläche 

während der Bauzeit 1) 

beanspruchte Fläche im 

Betrieb 2) 

K1 direkt in Erde 272 ha 141 ha 

K2 in Rohr, in Erde 272 ha 141 ha 

K3a Kabelgang offen gebaut 2 x 204 ha 2 x 74 ha 

K3b Tunnel, Schachtbauwerke 2 x 11,8 ha 3) 

2 x 3 ha 3) 

1 x 11,8 ha 4) 1 x 3 ha 4) 

Freileitung 51 ha 5) 4,3 ha 

1) Flächenbedarf ohne Zufahrt zur Trasse 

2) Flächenbedarf ohne Zufahrt zu den Muffenstellen 

3) Flächenbedarf durch die Schachtbauwerke resp. Zugänge alle 1.800 m bei getrennten Tunneltrassen 

4) Flächenbedarf durch die Schachtbauwerke resp. Zugänge alle 1.800 m unter der Annahme, dass die beiden 

Tunnel parallel verlaufen und vom selben Schachtbauwerk vorgetrieben werden 

5) 

Freileitung: beim Bau 1.200 m 2 je Maststandort inkl. Materiallagerung bei 425 Masten im Mastbereich; im Betrieb 

Mastspreizung 10 x 10 m 

7.2.3 Materialtransporte 

Für die untersuchte Verkabelungslänge von 109 km und Kabellieferlängen von 700 m je Kabeltrommel 

werden die folgenden Materialtransporte errechnet. Zusätzlich sind die Transporte von Muffen, Montagegerät, 

Pölzungsmaterial, etc. zu berücksichtigen sowie die Transporte von Personal und Kleinmaterialien. 

Tabelle 7-3: 

Anzahl der LKW-Fuhren für größere Materialtransporte in und aus dem Baugebiet (jeweils 

Vollverkabelung 109 km mit der jeweiligen Verlegeart angenommen) 

K1 

direkt in Erde 

K2 

in Rohr, in Erde 

K3a 

2 getrennte 

Kabelgänge 

K3a 

ein gemeinsamer 

Kabelgang 

K3b 

Tunnel 

Abtransport Boden 56.505 56.505 2 x 61.527 118.659 2 x 51.797 

Antransport 

Bettungsmaterial 

Spezialbeton 

Zeitweiliges Verbringen 

110.794 110.794 - - - 

84.757 84.757 2 x 121.113 145.030 - 

Beton - - 2 x 39.239 70.784 2 x 37.702 

Kabeltransporte 1.868 1.868 2 x 934 1.868 2 x 934 

Summe LKW- 

Fuhren 

253.924 253.924 2 x 222.813 336.341 2 x 90.433 




Annahmen: 

spezifisches Gewicht: 

Erde 1,8 to/m 3 

Spezialbeton, Magerbeton, Power Crete o.ä. 2,4 to/m 3 

Transportgewichte Material 

vierachsiger LKW mit Transportkapazität von 25 to 

dreiachsiger Betonmischer mit 17 to 

Kabeltransport mit Tieflader bis 40 to wo möglich (30 %) 

Sonst Kabeltransport 25 to (70 %) 

Kabelmasse 2.500 mm 2 Cu 

Cu 2.500 mm²: 40 kg/lfm 

Gesamtgewicht der 12 Kabelphasen 55.200 to 

Unter Ansatz der im Projektgebiet vorgefundenen Bodenverteilung aus Tabelle 3-1 ergeben sich die 

folgenden Verlegearten: 

K2 Verlegung in Erde in Rohren: 57 % 

K3a Verlegung in 2 getrennten Kabelgängen: 7 % 

K3a Verlegung in einem gemeinsamen Kabelgang: 5 % 

K3b Verlegung in Tunnel: 31 % 

Die Verlegung K1 direkt in Erde (ohne Rohre) wird nicht weiterverfolgt, da die Verlegung in Rohren 

Vorteile für die Installation und Demontage bietet und sich keine wesentlichen Kostenänderungen 

ergeben. Unter Berücksichtigung der oben genannten Verlegearten ergeben sich die folgenden Materialtransporte 

gemäß Tabelle 7-4: 

Tabelle 7-4: 

Anzahl der LKW-Fuhren für größere Materialtransporte in und aus dem Baugebiet auf Grundlage 

der Verteilung nach Tabelle 3-1 und 3-2 (Vollverkabelung 109 km) 

K2 

in Rohr, in Erde 

K3a 

2 getrennte 

Kabelgänge 

K3a 

ein gemeinsamer 

Kabelgang 

K3b 

Tunnel 

Abtransport Boden 32.208 2 x 4.307 5.933 2 x 16.057 

Antransport Bettungsmaterial 

Spezialbeton 

Zeitweiliges Verbringen 

63.153 - - - 

48.311 2 x 8.478 7.252 - 

Beton - 2 x 2.747 3.539 2 x 11.687 

Kabeltransporte 1.064 2 x 64 93 2 x 289 

Summe LKW- 

Fuhren 

144.739 2 x 15.596 16.817 2 x 28.033 

Hinzu kommt das erhöhte Verkehrsaufkommen aufgrund des Mannschafts- und Kleinmaterialtransports, 

Anlieferung der PVC-Rohre etc. innerhalb des Baugebietes. 

Für vergleichbare Trassenlängen kann festgehalten werden: 




 

 

 

 

In der Bauphase wird für eine Kabelleitung eine wesentlich größere Menge Erde aufgegraben 

und bewegt als für die Errichtung von Freileitungsmasten. 

Diese Bauphase ist ca. doppelt so lang wie bei einer Freileitung. 

In der Bauzeit wird die gesamte Vegetation entlang der Kabelstrecke entfernt (mit Ausnahme 

von K3b). 

Nach Ablauf der Lebensdauer des Kabels (ca. 40 Jahre) wiederholt sich dieser Aufwand bei 

der direkten Erdverlegung wieder. Bei der Verlegung in Rohren, Kabelgängen oder Tunnel ist 

der Aufwand deutlich geringer, da die Trasse nicht geöffnet werden muss. 

7.3 Betriebsphase 

Ob und wie sich Auswirkungen auf das System von Flora und Fauna durch den Betrieb von Kabeln 

ergeben, ist nur ungenügend bekannt. 

Die Verlegung der Kabel wurde so angenommen, dass eine Bodennutzung über dem Kabel in landwirtschaftlichen 

Gebieten möglich ist; die Erdüberdeckung beträgt in diesen Bereichen deshalb mindestens 

1,20 m. Es wurden keine unzulässigen Bodenerwärmungen zugelassen, die das Austrocknen 

des Bodens bewirken würden (ca. 2 °C). 

Die Cross-Bonding-Stellen an den Muffen werden regelmäßig überprüft und der Zugang muss jederzeit 

möglich sein. Diese Einrichtungen befinden sich im Bereich der Muffenstellen. Die Kühlaggregate 

und Lüfter erfordern eine Energiezuleitung, die zweckmäßigerweise über Mittelspannungskabel erfolgen 

wird. Mit einer gewissen Geräuschbelästigung durch diese Aggregate ist zu rechnen. Da der vorliegenden 

Untersuchung keine spezifische Trasse zugrunde liegt, kann die Nähe zu bewohnten Bauwerken 

nicht beurteilt werden. Demgemäß können keine Angaben über etwaige diesbezügliche Beeinträchtigungen 

gemacht werden. 

7.4 Lebensdauer, Nachsorgephase 

Das erste Kabel mit Kunststoffisolierung für 380 kV (so genannte XLPE oder VPE-Kabel) wurde in 

Europa 1996 verlegt (Kopenhagen). Diese Kabeltypen haben betriebliche und Kosten-Vorteile gegenüber 

den bis dahin verwendeten mit Isolierflüssigkeit gefüllten Kabeln, den sogenannten „fluid-filled“ 

Kabeln. Bei diesen besteht im Schadensfall die Gefahr des Austritts von Isoliermittel und der Kontamination 

des Bodens. 

XLPE/VPE Isoliermaterial hat sich inzwischen in der Kabeltechnik durchgesetzt. Langzeiterfahrungen 

mit der neuen Technik für 380 kV gibt es derzeit nicht (erste Verlegung 1996). Um die Lebensdauer 

dieser Kabel abschätzen zu können, haben die Kabelhersteller Alterungsversuche unternommen. 

Daraus leitet sich eine Lebensdauer in der Größenordnung von 40 Jahren ab. Nach Ablauf der Lebensdauer 

der Kabel sind diese zu entfernen und neue Kabel zu verlegen – mit allen damit verbundenen 

neuerlichen Aufwendungen und Belästigungen für Mensch und Umwelt. Das bedeutet die neuerliche 

Errichtung von Zufahrtsstraßen für Schwerlastfahrzeuge und Maschinen, eine Bauzeit von Monaten 

bis Jahren, und wenn die Kabel direkt in Erde verlegt wurden bedeutet das: neuerliche Erdarbeiten. 

Die Lebensdauer einer Freileitung beträgt bis zu 120 Jahren, wenn sie für diesen Zeitraum dimensioniert 

wurde und entsprechend gewartet wird. In diesem Zeitraum wäre eine Kabelleitung drei Mal zu 

verlegen und zu demontieren gewesen. Typische Wartungsarbeiten an Freileitungen betreffen die 

Sanierung der Fundamentsockel nach ca. 30 Jahren, gegebenenfalls die Erneuerung der Beseilung 

nach ca. 60 Jahren, sowie eine periodische Nachbeschichtung der Tragwerke alle ca. 40 Jahre. Alle 

diese Arbeiten sind wesentlich unaufwendiger und schneller durchzuführen als eine Kabelerneuerung. 




Auch die Kosten für diese Maßnahmen stehen in keinem Verhältnis. Die meisten Erhaltungsarbeiten 

an Freileitungen können im Betrieb der Leitung erfolgen (ausgenommen Seiltausch), wohingegen ein 

Kabeltausch die Abschaltung des betroffenen Kabel-Systems über einen längeren Zeitraum erfordert. 

Bei der Entsorgung der Kabel und ihrem Zubehör können diverse Metalle gewonnen werden. Kupfer 

wird dabei am interessantesten sein. XLPE wird geschreddert oder verbrannt. Der eventuelle Betonabbruch 

von Muffenbunkern, Kabelgängen, etc. kann für den Straßenbau oder als Zuschlagstoff für 

die Bauindustrie verwendet werden. 

7.5 Beurteilung der möglichen Auswirkungen aus Sicht der UVE-Fachbereiche 

Nachfolgend wird ein zusammenfassender Vergleich der Auswirkungen einer Kabelvariante und der 

Freileitung aus Sicht der UVE-Fachbereiche gegeben. 

Abfallwirtschaft 

Bei der Herstellung eines Kabelganges oder Kabelgrabens ist mit dem Anfall wesentlich höherer 

Mengen an Bodenaushub im Vergleich zum Bau der Freileitung zu rechnen. Durch die erhöhte Bauzeit 

von über sieben Jahren ist auch die Dauer Belastung durch Materialtransporte verlängert. Auf 

Grund der zum Einsatz kommenden Materialien werden als wesentliche Abfallströme während der 

Bauphase Bodenaushub, Baustellenabfälle und Kabeltrommeln anfallen. 

Im Falle der Verwendung von Kühlrohren ist darauf zu achten, dass keine Kühlflüssigkeit austreten 

und ins Erdreich gelangen kann, sofern anderes Kühlmittel als Wasser verwendet wird. 

Auf Grund der geringeren Lebensdauer eines Kabels muss im Vergleich zur Freileitung das Kabel drei 

Mal neu verlegt und demontiert werden, wodurch eine dreifache Belastung der Umwelt durch Abfälle 

und Bautätigkeiten gegeben ist. Die Nachhaltigkeit der Kabelvariante ist daher als geringer einzustufen. 

Geologie, Hydrogeologie und Wasser 

Bei der Errichtung einer Kabelleitung ergeben sich sowohl hydrogeologische Problemstellungen, insbesondere 

beim Anschnitt oberflächennaher Hangwasserkörper, die in vielen Fällen der Trinkwasserversorgung 

dienen, sowie bei der Durchquerung teilweise mächtiger Vernässungskörper (Moore), 

ebenso wie geotechnische Problemstellungen wie z.B. beim Anschnitt labiler Hänge insbesondere im 

Bereich der Grauwackenzone (vgl. auch Kapitel 3.2). Die Trasse quert in ihrem Verlauf über 20 größere 

Oberflächengewässer. 

Im Gegensatz zu einer Freileitung ist durch eine Kabelleitung mit wesentlichen negativen Auswirkungen 

zu rechnen, die nachfolgend zusammengefasst werden: 

 

 

 

Großflächige Veränderung der Untergrundverhältnisse: Durch die Erdverkabelung kommt es 

zu einem linear flächigen Bodenaustausch über die gesamte Leitungslänge. 

Drainagewirkung: Sämtliche Erdkabelvarianten führen zu einer linearen Drainagierung über 

den gesamten Leitungsverlauf innerhalb des obersten Grundwasserstockwerkes bzw. der 

Hangwasserkörper. Durch diese Drainagierung können neben der generellen Veränderung 

des Grundwasserregimes mit Austrocknungserscheinungen bzw. konzentriertem Abfluss an 

bisher nicht betroffenen Stellen auch gravierende Eingriffe in bestehende Wassernutzungen 

und -rechte erfolgen. 

Geotechnische Risiken: Setzungen während der Betriebsphase im Bereich der verfüllten Künette 

können auch bei gewissenhafter Ausführung und Verdichtung nicht ausgeschlossen 

werden. Insbesondere im geneigten Gelände können dadurch neue lineare Depressionen als 

bevorzugte Abflusswege entstehen, welche erhöhte Erosion zur Folge haben. Der Anschnitt 




von ohnehin labilen Hängen kann großflächig während Bau- und Betriebsphase in Kombination 

mit einer nicht zu verhindernden Drainagewirkung der Kabelleitung zu gravierenden 

und folgeschweren Hanginstabilitäten führen. 

 

 

Querung von Schutz- und Schongebieten: Eine Grabung innerhalb von Trinkwasserschutzgebieten 

ist wegen der zu erwartenden Beeinflussung der geschützten Trinkwasserspender nicht 

vorstellbar, es sind daher solche Bereiche zu umfahren und dadurch Verlängerungen der Kabeltrasse 

zu erwarten. Es ist abzuschätzen, dass im Trassenverlauf etwa 20 Schutz- sowie 

auch Schongebiete berührt werden. Für Schongebiete ist im Detail nach den jeweiligen Geboten 

der jeweiligen Verordnung eine Grabung vorstellbar, es ist jedoch auch bei rechtlicher 

Freigabe die bedeutende Drainagewirkung zu berücksichtigen. 

Beeinträchtigung durch Gerinnequerungen: Durch die erheblichen baulichen Maßnahmen im 

Bereich der Uferböschungen und der Gerinnesohlen sind vorwiegend während der Bauphase 

gravierende Beeinflussungen der Oberflächengewässer zu besorgen. Diese sind vor allem in 

Hinsicht auf wasserbautechnische Belange sowie die Hochwassersituation von großer Relevanz. 

Auch gehören die Einhänge der Gerinne im Innergebirg zu den labilsten Zonen entlang 

der Leitungstrasse, wie multiple rezente Anrisse und Massenbewegungen zeigen. Diese sind 

geotechnisch kaum zu beherrschen und auch in Hinsicht auf die Betriebsphase und die Versorgungssicherheit 

als höchst problematisch einzustufen. 

Somit zeigt sich, dass das Erdkabel als technische Alternative zur Freileitung während der Bau- wie 

auch der Betriebsphase zu erheblich größeren Auswirkungen auf die geologisch-hydrogeologischen 

und die geotechnischen Verhältnisse führt und daher der Variante Freileitung eindeutig der Vorzug zu 

geben ist. 

Wildbach- und Lawinenverbauung 

Die technische Alternative Erdkabel wirft hinsichtlich der Aspekte der Wildbach- und Lawinenverbauung 

sowohl während der Errichtung, als auch während des Betriebs mehrere Fragen auf. 

Während der Errichtung im Sommer ist das Wasser der zu querenden Wildbäche über den Aushubbereich 

zu leiten. Dieser übersteigt mit einer Breite von rund 15-20 m deutlich jenes Maß, das bei der 

Errichtung von Wildbachsperren üblich ist. In Anbetracht der Tatsache, dass die Errichtung des Erdkabels 

in der warmen Jahreszeit und damit in jener Zeit, in der Gewitter zu erwarten sind, erfolgt, ist 

das Risiko von Schadereignissen in der Bauphase sehr hoch. 

In der Betriebsphase ist zu berücksichtigen, dass die Standardüberschüttung von 1,2 m für Wildbäche 

zu gering sein kann. Da Wildbäche im Falle von Extremereignissen Eintiefungen, die deutlich über 

1,2 m hinausgehen, erfahren können, ist eine Freilegung eines Erdkabels durch Wildbäche nicht ausgeschlossen. 

Maßnahmen wären dagegen zu ergreifen. 

Im Störfall besteht die Möglichkeit, dass durch erhöhte Wasserführung (z.B. Schneeschmelze) eine 

Freilegung des Erdkabels zu Reparaturzwecken über mehrere Wochen hinweg nicht erfolgen kann. 

Falls eine Kabelleitung in Lawinengebieten verläuft kann es hier Bereiche geben, die im Winter im 

Störfall bei Lawinengefahr mehrere Tage nicht zugänglich sind. Darüber hinaus können Lawinenablagerungen 

von 20 m und mehr die Freilegung des Erdkabels im Störfall erheblich erschweren. 

Verkehr 

Aus verkehrlicher Sicht wurden die Auswirkungen der technischen Alternative „Erdkabel“ wie z.B. 

zusätzliche Verkehrsmengen während der Bauphase, die Verkehrsstärken während der Betriebsphase, 

Beeinträchtigungen der Verkehrsqualität und Leistungsfähigkeit vor allem durch den Schwerverkehr 

und die Auswirkungen auf die Verkehrssicherheit durch Inhomogenität der Verkehrszusammen- 




setzung analysiert. Als Ergebnis der auf durchschnittlichen Werten und Annahmen beruhenden Beurteilung 

ist – im Vergleich zur Freileitungstrasse – folgendes festzuhalten: 

 

 

Da zum Bau der technischen Alternative „Erdkabel“ wesentlich mehr Fahrten zum An- und Abtransport 

von Materialien, für Hilfsmaterialen und für Mannschaftstransporte notwendig sind, 

entsteht aus verkehrlicher Sicht über die Bauzeit von über sieben Jahren ein rund 20-fach höheres 

Risiko eines Unfalles mit Personenschaden als beim Bau einer Freileitung (welche in 

weniger als der Hälfte der Bauzeit errichtet werden kann). In Bezug auf die Verkehrssicherheit 

ist somit die Freileitungstrasse einer Erdkabel-Variante deutlich vorzuziehen. 

Durch die rund 10-fach erhöhte Tagesverkehrsstärke beim Bau der Erdkabel-Variante gegenüber 

der Freileitung ergeben sich auf den Landesstraßen der Klasse B und L abschnittsweise 

Einschränkungen in Bezug auf die Leichtigkeit und Flüssigkeit des Verkehrsablaufes gegenüber 

dem prognostizierten Ist-Zustand und dies hauptsächlich in jenen Bereichen, welche 

auch ohne zusätzliches Verkehrsaufkommen schon hoch ausgelastet sind (z.B. im Bereich 

der Gemeinden Elixhausen, Eugendorf, Hallwang, St. Johann im Pongau). 

Eine Beurteilung aus verkehrlicher Sicht für den Aspekt Verkehrssicherheit sowie in Bezug auf die 

Flüssigkeit und Leichtigkeit des Verkehrsablaufes ergibt deutliche Vorteile für die Freileitung. Insgesamt 

sind jedoch aus verkehrlicher Sicht beide technischen Alternativen als umweltverträglich einzustufen, 

da hauptsächlich während der Bautätigkeit vermehrt Verkehr zu erwarten ist, während zusätzliche 

Servicefahrten in der Betriebsphase nur von untergeordneter Bedeutung sind. 

Schall 

Aus schalltechnischer Sicht sind für die Beurteilung der technischen Alternative in der Bauphase potenzielle 

Schallemissionen aus Arbeitsgeräten und Transportmitteln zu betrachten. 

Aufgrund der höheren Kubaturen, die an diversen Materialen zu bewegen sind, ist bei der Kabelvariante 

3a während der Bauphase mit den höchsten Beurteilungspegel in Bezug auf die Baustellen zu 

rechnen. Beim Verkehr errechnen sich ebenfalls bei dieser Variante die höchsten Pegel. 

Die Immissionsschallpegel durch den Einsatz der Baumaschinen sind bei gleichen Abständen vom 

Baustellenrand bzw. der Fahrbahnachse bei den Immissionspunkten um mehr als 10 dB höher als die 

durch den Einfluss der LKW-Fahrten. Bei zwei Schallquellen, deren Schalldruckpegel um mehr als 

10 dB unterschiedlich sind, kommt es zu keiner Steigerung des höheren Schalldruckpegels. Daher 

kommt es bei gleichen Abständen vom Baustellenrand bzw. der Fahrbahnachse durch die LKW- 

Fahrten zu keinen Erhöhungen der Beurteilungspegel aus dem Einfluss der Baustelle. 

Zusammenfassend zeigt sich, dass bei allen drei Kabelvarianten die Emissionen während der Bauphase 

um ein Vielfaches über den Emissionen bei der Errichtung der Freileitung liegen. 

Während der Betriebsphase sind Schallemissionen durch Kühlaggregate bei den Kabelvarianten K1 

und K2 in Abschnitten mit forcierter Kühlung bzw. durch Ventilatoren beim Kabelgang zu erwarten. 

Somit sollten die Stationen mit den Kühlgeräten nicht in der Nähe von Wohnobjekten errichtet werden. 

Im Übrigen sind jedoch während der Betriebsphase keine Emissionen zu erwarten. 

Elektrische und magnetische Felder 

Elektrische und magnetische Felder von Erdkabeln im Vergleich zu Freileitungen werden im Kapitel 

4.3.2 behandelt. 

Zusammenfassend ist festzuhalten, dass elektrische Felder aufgrund der elektrischen Isolierung der 

Kabel im Gegensatz zur Freileitung vollständig geschirmt werden. Für die magnetischen Felder stellt 

der Kabelschirm und das Erdreich jedoch kein Hindernis dar und magnetische Felder treten auch an 

der Oberfläche auf. 




Das aus dem Stromfluss resultierende Magnetfeld oberhalb und seitlich der Kabeltrasse ist maßgeblich 

durch die gewählte Anordnung der Kabel bedingt. Das Magnetfeld beträgt bei der einebnigen Ausführung 

ca. 45 µT über dem Kabel (auf Geländeoberkante) beim maximalen Dauerstrom von 2.250 A 

je Doppelkabel. Bei der angeführten Verlegevariante wird der von der EU angegebene Grenzwert von 

100 µT (EU Recommendation 199/519/EC) selbst bei voller Auslastung der Kabelanlage nicht erreicht. 

Im Vergleich zu einer Freileitung ist das magnetische Feld direkt über dem Kabel höher, fällt 

aber mit zunehmendem seitlichem Abstand schneller ab. Durch diesen schnelleren Abfall verringert 

sich im Vergleich zur Freileitung der Abstand zum 1-µT-Wert auf ca.2 x 25 m. 

Luft und Klima 

Aus Sicht des Fachbereichs Luft und Klima wurde für den Vergleich der Kabelvariante und der Freileitung 

die Untersuchung exemplarisch für den Bau von einem durchschnittlichen Abschnitt mit einem 

Kilometer Länge durchgeführt. Für die Freileitung wurde angenommen, dass für 1 km Länge ca. 4 

Masten errichtet werden müssten. Für die Anfahrtswege für Materialan- und -abtransporte wurden die 

gleichen Wegstrecken genommen. NOx, PM10 und PM2.5 wurden als die relevanten Luftschadstoffparameter 

in der Bauphase definiert und bilanziert. 

Im Vergleich zur Freileitung liegen bei der Kabelvariante die Emissionen im Bau um ein Vielfaches 

höher. Dies gilt vor allem für die Staubemissionen. Vor allem bei der Kabelvariante K3a ist aufgrund 

der höheren Kubaturen, die an diversen Materialen zu bewegen sind, mit der höchsten Gesamtstaubemissionen 

zu rechnen. Die Kabelvariante K3c (Tunnelstrecke) weist bei den NOx-Emissionen die 

höchsten Werte auf, aufgrund des Einsatzes von Stromaggregaten für die dezentrale Strombereitstellung 

für die Tunnelvortriebsmaschinen. 

Während der Betriebsphase sind keine relevanten Emissionen zu erwarten. 

Boden und Landwirtschaft 

Die Braunerde als dominierender Bodentyp ist über lange Bereiche der Trasse, insbesondere wo ein 

hoher Feinbodenanteil vorliegt, als verdichtungsanfällig zu charakterisieren, ebenso wie Braunlehm, 

Gley, Semipodsol, Brauner Auboden, Niedermoor und Pseudogley. Die landwirtschaftliche Nutzung 

liegt fast ausschließlich als Grünland vor. 

Während der Bauphase ist mit einer Flächeninanspruchnahme von ca. 25 m Breite zu rechnen, was 

dazu führt, dass diese die Inanspruchnahme von landwirtschaftlichen Flächen bei der Kabelvariante 

um ein Vielfaches größer ist als bei einer Freileitung. Darüber hinaus ist beim Bau der Kabelleitung zu 

berücksichtigen, dass der Transportaufwand für Bodenaushub, Hinterfüllungsmaterial, Beton, Armierung 

und die Kabel wesentlich höher sein würde, als für das notwendige Material bei Bau einer Freileitung. 

Dies ist insbesondere für die zur Verdichtung neigenden Böden bei gleichzeitig problematischen 

Witterungsverhältnissen (Jahresniederschläge bis 1.600 mm) im Trassenraum von Bedeutung. Nach 

Fertigstellung der Bauarbeiten kann die Bodenoberfläche wiederhergestellt (rekultiviert) und landwirtschaftlich 

genutzt werden. Durch die Bodentiefe von mindestens 1,2 m oberhalb des Kabels in landwirtschaftlich 

genutzten Gebieten ist gewährleistet, dass durch einjährige Kulturpflanzen und normale 

Kultivierungsmaßnahmen keine Störung der Kabelzone bzw. des Kabelganges erfolgt. Der Wiederherstellungsaufwand 

einer agrarisch nutzbaren Fläche nach Ende der Bauarbeiten ist dann erhöht, 

wenn die Kabeltrasse durch eine ausdauernde Kultur führt. Im Fall von Grünland muss mit mindestens 

einem zusätzlichen Jahr für das Anwachsen und Etablieren der Pflanzengesellschaft gerechnet werden, 

bis die Produktivität und Stresstoleranz wieder ungefähr der ungestörten Grünlandgesellschaft 

entspricht. 

Für vergleichbare Trassenlängen kann zusammenfassend festgehalten werden: 




 

 

 

 

Bereits in der Bauphase wird für eine Kabelleitung eine wesentlich größere Menge Boden 

aufgegraben und bewegt als für die Errichtung von Freileitungsmasten. 

Diese Bauphase ist ca. doppelt so lang wie bei einer Freileitung. 

In der Bauzeit wird die gesamte Vegetation entlang der Kabelstrecke entfernt. 

Nach Ablauf der Lebensdauer des Kabels (ca. 40 Jahre) wiederholt sich dieser Aufwand bei 

der direkten Erdverlegung wieder. Bei der Verlegung in Rohren, Kabelgängen oder Tunnel ist 

der Aufwand deutlich geringer, da die Trasse nicht geöffnet werden muss. 

In Bezug auf Landwirtschaft kann festgehalten werden, dass während der Bauzeit der Kabelleitung 

viele Felder gequert und dadurch getrennt werden, sodass die Erreichbarkeit der zufahrtabgewandten 

Flächen nur mit zusätzlichem Aufwand oder Umwegen für die Landwirte möglich sein wird, insb. der 

Tierauftrieb sowie das Einbringen von Heu und Grünfutter. Weiters kann man davon ausgehen, dass 

die Bauzeit der Kabeltrasse sich über eine mehrjährige Periode erstrecken wird und dadurch auch 

mehrere Vegetationsperioden beeinflussen wird. 

Auch in der Betriebsphase ist die dauerhafte Flächeninanspruchnahme der Kabeltrasse höher als bei 

der Freileitung. Während des Betriebes einer Kabelleitung sind weitere Einflussfaktoren auf die Umwelt 

zu berücksichtigen wie die Temperaturerhöhung im Boden, das Magnetfeld und die Geräuschentwicklung 

der Kühlungs- bzw. Lüftungsbauwerke. 

Eine unzulässige Bodenerwärmung in der Umgebung der Kabel bzw. des Kabelganges oder Tunnels 

müsste durch eine geeignete Planung und Betrieb der Anlage unbedingt vermieden werden. Andernfalls 

wäre ein schnelleres Austrocknen des Bodens zu erwarten. In einem solchen Fall würde ein Teil 

der Pflanzenwurzeln einer oberhalb des Kabelganges stockenden Kultur den wärmeren bzw. trockeneren 

Teil des Bodens in der Nähe der Kabel erreichen und entsprechende Signale an die oberirdischen 

Teile der Pflanzen weiterleiten. Die Reaktionen können fallweise verschieden sein und von 

einer simplen Ausweichreaktion der Wurzeln bis zu Trockenstress-Anpassungserscheinungen mit 

vermindertem Wachstum und beschleunigter Reife der ertragsbildenden Pflanzenteile reichen. Bei 

einer ausreichenden Wasserversorgung kann es aber auch zu einer Erhöhung des Pflanzenwachstums 

kommen, vor allem durch einen früheren Vegetationsbeginn im Frühjahr. Prinzipiell ist bei wärmeren 

Bodenbedingungen mit besseren Überwinterungsmöglichkeiten für Pflanzenschädlinge und 

Krankheitserregern zu rechnen. Allerdings ist dafür die tatsächliche Bodenerwärmung in den obersten 

20 cm von größerer Bedeutung als in der unmittelbaren Kabel- bzw. Kabelgang-Umgebung, da landwirtschaftlich 

relevante Schädlinge bzw. Krankheiten eher in den oberen Bodenschichten überwintern. 

Bei einem in Erde verlegten Kabel breitet sich das magnetische Feld im Boden aus und kann die Bodenoberfläche 

mit der dortigen Vegetation bzw. Tierbesatz erreichen. Diesbezüglich wird in der Literatur 

teilweise von einer Stimulation von Keimung, Wurzel- oder Jugendwachstum durch Magnetfelder 

berichtet. Diese Effekte traten jedoch nur bei einzelnen Arten auf, waren nicht immer reproduzierbar 

und erforderten Feldstärken von zumindest 40 bis 80 μT. 

In Bezug auf Weidetiere bestehen keine Hinweise, dass die zu erwartenden magnetischen Feldstärken 

die Tiere beeinträchtigen würden, jedoch ist im Falle der Bauweise „Kabelgang“ und „Tunnel“ mit 

einer gewissen Geräuschentwicklung durch Lüfter und Kühlaggregate zu rechnen. Zur Vermeidung 

ungebührlicher Beunruhigung der Tiere wären in diesem Falle gegebenenfalls entsprechende schallisolierende 

Maßnahmen an den Bauwerken erforderlich. 

Abschließend kann festgestellt werden, dass die Alternative der Erdverkabelung der Höchstspannungsleitung 

für die Landwirtschaft und das Schutzgut Boden einen wesentlich tiefgehenderen Eingriff 

darstellt als die Errichtung der Freileitung. 




Biotope und Ökosysteme 

Eine im Boden vergrabene Leitung (Kabel) wäre während des Baus mit erheblichen und tiefgreifenden 

Veränderungen des Naturhaushaltes verbunden. Vor allem die terrestrische Lebenswelt würde zumindest 

vorübergehend großflächig zerstört. Dies wäre auf Grund der linearen Baustelle mit Rodung, 

Erdbewegung, Verkehr auch durch umfangreiche eingriffsmindernde Maßnahmen nicht zu verhindern. 

Nach erfolgter Rekultivierung verbleiben in der Betriebsphase vor allem im Wald Schneisenbereiche, 

stellenweise ergibt sich eine geänderte Vegetation im Bereich der überschütteten Künette. 

Ein Vergleich der Eingriffsflächen zeigt, dass die Erdverkabelung in der Bauphase den wesentlich 

größeren Eingriff darstellt. Der Vergleich in Tabelle 7-2 zeigt, dass die Erdverkabelung in der Bauphase 

eine um den Faktor 5,3 größere Flächeninanspruchnahme darstellt. 

Bei der Trassierung der geplanten Hochspannungsfreileitung konnte durch die Wahl der Maststandorte 

bestmöglich naturschutzfachlich wertvollen Bereichen ausgewichen werden. Eine Freileitung bietet 

in dieser Hinsicht sehr gute Möglichkeiten der Eingriffsextensivierung durch Wahl der Eingriffsflächen 

in Abstimmung mit der ökologischen Wertigkeit des Landschaftsraumes. Allein der Umstand, dass 

beim geplanten Freileitungsprojekt nur sehr wenige gefährdete Arten und diese durchwegs nur auf 

Individualebene, ohne Gefährdung der jeweiligen Population, vom Projekt betroffen sind, ist dafür ein 

untrüglicher Indikator. 

Bei einer Kabeltrasse in offener Bauweise ist die Vermeidung eines Eingriffes in wertvolle Lebensräume 

wesentlich schlechter möglich und zum Teil unmöglich, da eine entsprechende Flexibilität der 

Führung der Kabeltrasse nicht gegeben ist. Auch die Flächigkeit des Eingriffes insgesamt reduziert die 

Möglichkeit der Eingriffsvermeidung drastisch. Zu bedenken ist, dass auch eine Verkabelungstrasse 

dem menschlichen Siedlungsraum ausweichen wird, das heißt, dass auch die Trasse eines Erdkabels 

in vielen Bereichen möglichst im unbesiedelten und daher im Regelfall in naturschutzfachlich wertvollen 

Landschaftsräumen verlaufen würde. Massive Eingriffe in wertvolle Naturräume sind daher bei 

dieser Variante zu erwarten. 

Hinzu kommt die zeitliche Komponente. Da die Baudauer erheblich länger ist, sind bei der offenen 

Bauweise sämtliche abträglichen Effekte auf den terrestrischen Naturraum deutlich größer als bei 

einer Freileitung. Nicht nur der direkte Eingriff in die Tierwelt sondern auch Isolationsphänomene für 

diverse Tierpopulationen kommen in wesentlich größerem Ausmaß zum Tragen. 

In der Betriebsphase ist die Wirkung beider Anlagen (Freileitung und Kabel) auf den terrestrischen 

Naturhaushalt ähnlich. Allerdings sind Tätigkeiten, wie Wartung, Austausch der Kabelstränge und 

Reparaturen bei einem Störfall mit Grabungsarbeiten und damit mit erneuten größeren Eingriffen in 

die Biozönosen verbunden (ausgenommen bei Tunnelverlegung). 

Forstwirtschaft 

Beim Erdkabel muss in der Bauphase eine durchgehende, unterschiedlich breite Schneise (Arbeitsstreifen) 

in Waldflächen gerodet werden, wobei nach Baufertigstellung die Randbereiche der Schneise 

wieder bewaldet werden können, während der zentrale Teil über dem Kabel aus sicherheitstechnischen 

Gründen ständig von tiefwurzelnden Sträuchern/Bäumen freigehalten werden muss (Freihaltestreifen). 

Unter allen möglichen Auswirkungen, die sich durch die Errichtungen einer Freileitung oder eines Kabels 

auf den Wald ergeben, fallen die Rodungen durch die hohe Eingriffsintensität (Eingriff in Waldbestand 

und Waldboden) am stärksten ins Gewicht. Da bei einer Freileitung nur punktuelle Rodungen für 

die Maste erforderlich sind und kein Freihaltestreifen erforderlich ist, wodurch der Waldboden im Bereich 

der Trasse weiterhin für Zwecke der Waldkultur genutzt werden kann, ist der Bedarf an Ro- 




dungsflächen um ein Vielfaches geringer als bei einer Kabelverlegung, auch wenn diese im für den 

Wald günstigeren Verfahren (Kabelgang) durchgeführt wird. 

Von Schlägerungen sind bei der Freileitung durch die in Altbeständen in der Regel breitere Trasse 

größere Waldflächen als bei den Kabelvarianten betroffen. Schlägerungen finden aber auch im Zuge 

der normalen Waldnutzung statt, und haben, da kein mechanischer Eingriff in den Waldboden stattfindet, 

weit geringere Auswirkungen als Rodungen. Zudem besteht bei einer Freileitung die Möglichkeit, 

die Eingriffsbreite in ökologisch wertvollen Waldbeständen durch höhere Masten zu verringern oder 

durch Waldüberspannungen gänzlich zu vermeiden. 

Bei den anderen Einwirkungsfaktoren – indirekte Flächenbeanspruchung, Trennwirkungen, Veränderungen 

des Wasserhaushalts – ergeben sich bei der Freileitung durch die geringere Eingriffsintensität 

geringere Auswirkungen auf Wald und Wild als bei der Kabelvariante. 

Landschaftsbild und Erholungswert der Landschaft 

Während der Bauausführung der Erdkabeltrasse können durch Baustelleneinrichtung und -betrieb 

zeitlich befristete Beeinträchtigungen entstehen. Es ist mit temporärer Beeinträchtigung von Orts- und 

Landschaftsbild sowie Freizeit, Erholung und Fremdenverkehr zu rechnen. Ausschlaggebend sind die 

Wirkung von Baumaschinen, Installationsbauwerken und Erdlagern z.B. vor Ortsrändern sowie, betreffend 

Freizeit und Erholung, die visuellen Beeinträchtigung. Da die Bauzeit der Erdkabeltrasse ca. das 

Doppelte einer Freileitungstrasse beträgt, und die Erdbewegungen ein Vielfaches erreichen, werden 

die Auswirkungen der Erdkabeltrasse in der Bauphase als wesentlich höher eingestuft. 

In der Betriebsphase sind durch den unterirdischen Verlauf der Erdkabeltrasse in der Offenlandschaft 

allenfalls geringe Auswirkungen auf das Landschaftsbild sowie den Erholungswert zu erwarten. Bei 

Waldquerungen tritt die von Gehölzbewuchs frei zu haltende Schneise insbesondere bei Schneelage 

deutlich in Erscheinung. Schachtbauwerke, Kompensationsanlagen und (bei Teilverkabelungen) 

Übergangsstationen markieren das Bauwerk zusätzlich. Insbesondere Übergangsstationen nahe 

landschaftlich sensiblen Bereichen sind kritisch zu bewerten. Insgesamt sind die Auswirkungen als 

gering, im Einzelfall auch als erheblich einzustufen. 

Das Erdkabel wird gegenüber der Freileitung als erkennbar, nicht jedoch als wesentlich bessere Lösung 

bewertet. Während bei der Freileitung Auswirkungen auf das Landschaftsbild i.d.R. erheblich 

sind, sind diese bei Erdkabeln i.d.R. als gering, im Einzelfall allerdings ebenfalls als erheblich einzustufen. 

Raumordnung inkl. Siedlungsraum, Ortsbild, Freizeit, Erholung und Tourismus 

Während der Bauausführung der Erdkabeltrasse können durch Baustelleneinrichtung und -betrieb 

zeitlich befristete Beeinträchtigungen (insb. Lärm und Erschütterungen) entstehen. Spezielle dauerhafte 

Auswirkungen durch die Bauphase auf die Aspekte der Raumordnung sind nicht zu erwarten. 

Eine Berücksichtigung von Bestandsanlagen und technischer Infrastruktur sind im Rahmen der Trassierung 

vorzunehmen. Da die Bauzeit der Erdkabeltrasse ca. das Doppelte einer Freileitungstrasse 

beträgt, werden die Auswirkungen der Erdkabeltrasse jedoch hier als höher eingestuft. 

Während des Betriebs der Erdkabeltrasse sind insbesondere visuelle Auswirkungen und Zerschneidungseffekte 

zu berücksichtigen. Insbesondere Auswirkungen auf die Aspekte der Raumordnung 

infolge einer Nutzungskonkurrenz sind von Bedeutung. Die Erdkabeltrasse bildet einen dauerhaft freizuhaltenden 

Bereich, der für andere Nutzungen nicht oder nur mit Einschränkungen zur Verfügung 

steht. Ausgeschlossen ist eine bauliche Nutzung der Trasse durch andere Vorhaben z.B. zur Siedlungsentwicklung. 

Kabeltrassen benötigen eine geringere Trassenbreite, müssen jedoch i.d.R. vollständig 

unbebaut bleiben. Da die technischen Rahmenbedingungen Vorgaben für die Trassenführung 

beinhalten (z.B. max. Radien) kann es zur Zerschneidung von potenziellen seitens der Gemeinden für 




eine Siedlungsentwicklung vorgesehenen Flächen kommen, die zwar nicht zur Gänze verbraucht 

werden, jedoch nicht mehr in sinnvoll bebaut bzw. aufgeschlossen werden können. 

In Bezug auf das Ortsbild wird das Erdkabel gegenüber der Freileitung als deutlich bessere Lösung 

bewertet. Hinsichtlich Freizeit, Erholung und Tourismus hat das Erdkabel geringe Auswirkungen, es 

bestehen jedoch Nutzungsbeschränkungen auf der Kabeltrasse. Es zeigt sich, dass die Erdkabeltrasse 

in der Betriebsphase deutliche Vorteile hinsichtlich der visuellen Auswirkungen und der Aspekte 

Ortsbild, Freizeit, Erholung und Tourismus aufweist. 

Zusammenfassend zeigt sich, dass mit Ausnahme des Aspektes Ortsbild sowie daran gekoppelter 

Freizeit und Erholungseignungen die Unterschiede zwischen dem Erdkabel und der Freileitung differenziert 

betrachtet werden müssen. Maßgeblich in Bezug auf die Raumordnung ist, dass die Möglichkeiten 

eine optimierte Trasse zu finden, im Falle eines Freileitungsprojektes höher sind und ein Ausweichen 

in siedlungsraumferne Gebiete deutlich leicht ist, als dies bei einer Kabeltrasse der Fall ist. 

Die negativen Auswirkungen auf den Siedlungsraum und die Siedlungsentwicklung, im Sinne einer 

vorausschauenden Planung und Entwicklung von Gebieten für Wohnen und Arbeiten durch die Gemeinden 

sind daher bei einer Kabeltrasse höher als bei einer Freileitung, da eine Kabeltrasse in direkterem 

Zusammenhang mit einer Flächeninanspruchnahme sowie potenziellen Zerschneidung von 

Flächen steht. Die Auswirkungen auf den Menschen sind jedoch dort, wo die jeweilige Trasse im 

Nahbereich bereits bebauter Gebiete (z.B: Wohnstandorte) verläuft als geringer zu bewerten. 

Sach- und Kulturgüter 

Da die Kabeltrasse dauerhaft von Gebäuden und vergleichbaren baulichen Objekten frei gehalten 

werden muss, und die Querung von Straßen-, Bahn- und vergleichbaren Trassen zumindest baulich 

berücksichtigt werden muss, stellen die vorhandenen baulichen Sachgüter, ggf. auch dingliche Rechte 

(z.B. Bergrechte, Wasserrechte), hohe Anforderungen an die Planungsphase. 

Auswirkungen auf Kultur- und Sachgüter resultieren sowohl bei einer Erdkabeltrasse als auch bei der 

Freileitung im Wesentlichen aus den Bauarbeiten. Nicht grundsätzlich auszuschließen sind z.B. Auswirkungen 

auf Bodendenkmäler, archäologische Fundstätten oder Fundzonen. Dies macht eine vorlaufende 

archäologische Befundung bzw. Fundbergung erforderlich. Aufgrund des insgesamt um ein 

Vielfaches größeren direkten Flächenanspruchs der Kabeltrasse im Vergleich zu einer Freileitung ist 

das Konfliktpotenzial aus archäologischer Sicht um ein Wesentliches höher zu bewerten. 

Insgesamt werden im Vergleich zur Freileitung die möglichen Auswirkungen auf Kultur- und Sachgüter 

in der Bauphase als deutlich höher eingestuft. Ausschlaggebend hierfür ist der größere Umfang erforderlicher 

Erdarbeiten bei Erdkabeltrassen mit dem damit verbundenen größeren Zeitaufwand (erhöhter 

Flächenbedarf, erhöhter Bodenabtransport, erhöhte Transportwege). Nach Abschluss der Bauphase 

werden die Auswirkungen als mehr oder minder gleichwertig eingeschätzt. 




8 Zusammenfassung/Fazit 

Die APG reicht eine Freileitung zur UVE ein und legt im Rahmen dieser UVE auch die technische 

Alternative zur Freileitung, nämlich die Kabelleitung, vor. 

Die Freileitung wird seit vielen Jahrzehnten für die 380-kV-Ebene eingesetzt und es bestehen auch 

Leitungen mit 1.000 kV (Japan, Canada, Indien). Sie ist eine robuste und bewährte Technik zu günstigen 

Kosten. Weil sie schon so lange und erfolgreich gebaut wird, sehen einige Kritiker die Freileitung 

als veraltete Technik an. Es ist jedoch gerade die seit langem bewährte Technik, auf die die Energieversorgungsunternehmen 

vertrauen. Zudem werden Freileitungen laufend verbessert und neue innovative 

Lösungen entwickelt. Das Alter dieser Methode oder Technik ist also kein Kriterium. 

Freileitungen können in schwierigem Gelände und geologisch instabilen Schichten, durch entsprechende 

punktuelle Gründung der Mastfundamente, sicher errichtet werden. Somit sind vielfach Trassenvarianten 

möglich, die sich fernab von Siedlungsgebieten befinden. Eine Kabelverlegung ist in 

geologisch instabilen Schichten nicht denkbar und somit verbleiben vor allem im gegebenen Projektgebiet 

die Täler und somit auch der Siedlungsraum für die Kabeltrasse. 

Der geplante 380-kV-Höchstspannungsring in Österreich ist einzigartig. Dieser 380-kV-Ring bildet das 

Rückgrat der österreichischen Energieversorgung. Es müssen somit höchste Anforderungen an Versorgungssicherheit 

und -zuverlässigkeit gestellt werden. Das ist derzeit nur mit einer Freileitung zu 

erreichen. 

Weltweit bestehen derzeit nur sehr wenige 380-kV-Kabelleitungen. Überwiegend sind das Seekabel 

und Kabel in städtischen oder vorstädtischen Gebieten. 380-kV-Kabel über freies Land sind die große 

Ausnahme. Das 380-kV-Netz der europäischen ENTSO-E (EU und Balkanländer) besteht 

 

 

 

zu 98,8 % aus Freileitungen 

zu 1,2 % aus Kabeln (überwiegend Seekabel) 

nur 0,27 % der 380-kV-Leitungen des ENTSO-E-Netzes sind Landkabel, ein Großteil dieser 

Kabel ist in Städten verlegt. 

Dementsprechend wenig aussagekräftig ist die Statistik über diese Kabel. Trotz der geringen Kabellängen 

ist jedoch zu erkennen, dass die Reparaturzeiten von 380-kV-Höchstspannungskabeln wesentlich 

über jenen von Freileitungen liegen. Diese Kabelsysteme stehen in dieser Zeit für die Stromversorgung 

nicht zur Verfügung. Beispiele aus Berlin, Wien und Mailand zeigen, dass mehrere Wochen 

bis Monate für die Reparaturen erforderlich sein können. Ausgeführte 380-kV-Kabelleitungen 

zeigen im Schadensfall eine höhere Reparaturdauer als Freileitungen. 

In Österreich bestehen 380-kV-Kabelleitungen nur in Wien und als kurze Stücke in Umspannanlagen. 

Wien kann Kabelausfälle, die schon mehrmals vorgekommen sind, verkraften (mit monatelangen Reparaturdauern), 

weil es sich hier nicht um ein Übertragungs- sondern eine Verteilnetzleitung handelt. 

In Wien kann ein benachbartes Teilnetz die Versorgung eines gestörten Netzes kurzzeitig übernehmen. 

Diese Möglichkeiten gibt es im geplanten 380-kV-Ring der APG nicht. 

Im Rahmen der Darstellung der technischen Alternative „Erdkabel“ wurden mögliche Auswirkungen 

auf einzelne Schutzgüter durch die UVE-Fachbereichsersteller untersucht. Zusätzlich zum Kostenaspekt, 

bei dem die Freileitungsausführung der Kabelvariante überlegen ist, zeigt sich, dass die Bauphase 

einer Erdkabelverlegung aus Sicht aller Fachbereiche auf Grund der längeren Bauzeit und der 

deutlich mehr bewegten Massen mit wesentlich höheren Auswirkungen verbunden ist, als jene der 

Freileitung. In der Betriebsphase ist das Kabel mit erheblicheren Auswirkungen aus Sicht der Fachbereiche 

Geologie und Hydrogeologie, Boden und Landwirtschaft, Forstwirtschaft sowie Raumordnung- 




Teilaspekt Siedlungsraum gegenüber der Freileitung verbunden. Positiver zu bewerten als die Freileitung 

ist die Kabelvariante in der Betriebsphase für die Fachbereiche Elektromagnetische Felder, 

Schall, Landschafts- und Ortsbild. Aus Sicht der anderen Fachbereiche sind beide Varianten in der 

Betriebsphase mit vergleichbaren Auswirkungen verbunden. 

Für das eingereichte Projekt einer 380-kV-Leitung, die Bestandteil der einzigen Ringleitung Österreichs 

ist, ergibt sich nach wie vor die Freileitungsvariante als beste Ausführung. 




9 Verzeichnisse 

9.1 Tabellenverzeichnis 

Tabelle 3-1: Bodenverteilung und Bodentypen ................................................................................ 12 

Tabelle 3-2: 

Der Untersuchung zugrunde gelegte Kreuzungen im Projektgebiet für Vollverkabelung 

..................................................................................................................................... 12 

Tabelle 3-3: Optimierungsmöglichkeiten ......................................................................................... 22 

Tabelle 3-4: Platzerfordernis in den Umspannwerken durch Freileitung und Kabelvariante .......... 32 

Tabelle 4-1: 

Übersicht der wichtigsten 400-kV-Kunststoff Höchstspannungskabelinstallationen in 

Europa (Quelle A, Pkt. 5 Anhang) ............................................................................... 44 

Tabelle 6-1: Investitionskosten für Vollverkabelung (109 km) ......................................................... 54 

Tabelle 6-2: Investitionskosten für Teilverkabelung (6 km) ............................................................. 54 

Tabelle 6-3: Vergleichsfaktoren der Investitionskosten für Kabel und Freileitung ........................... 54 

Tabelle 6-4: Gesamtkosten für Vollverkabelung (109 km) .............................................................. 55 

Tabelle 6-5: Gesamtkosten für Teilverkabelung (6 km) ................................................................... 55 

Tabelle 6-6: Vergleichsfaktoren der Gesamtkosten für Kabel und Freileitung ................................ 55 

Tabelle 7-1: Systemabstand und Trassenbreiten während der Bauzeit und im Betrieb ................. 59 

Tabelle 7-2: 

Tabelle 7-3: 

Tabelle 7-4: 

Direkt beanspruchte Fläche während der Bauzeit und im Betrieb (jeweils 

Vollverkabelung 109 km mit der jeweiligen Verlegeart angenommen) ....................... 60 

Anzahl der LKW-Fuhren für größere Materialtransporte in und aus dem Baugebiet 

(jeweils Vollverkabelung 109 km mit der jeweiligen Verlegeart angenommen) .. 60 

Anzahl der LKW-Fuhren für größere Materialtransporte in und aus dem Baugebiet auf 

Grundlage der Verteilung nach Tabelle 3-1 und 3-2 (Vollverkabelung 109 km) .... 61 

9.2 Abbildungsverzeichnis 

Abbildung 3-1: Schematische Übersicht der Systemführung für die Freileitung mit zwei Systemen (6 

Phasen) (Anmerkung: Details zur Systemführung sind im Fachbeitrag 

„Vorhabensbeschreibung“ zu finden)........................................................................... 18 

Abbildung 3-2: Schematische Übersicht der Systemführung für die Kabelleitung mit zwei 

Doppelkabeln (4 Kabelsysteme, 12 Phasen) .............................................................. 18 

Abbildung 3-3: links: 2 Kabel mit Kunststoffisolierung (XLPE oder VPE genannt); rechts: Kabel mit 

Isolierflüssigkeit gefüllt („fluid-filled“ Kabel) ................................................................. 19 

Abbildung 3-4: Prinzipskizze: Querschnitt Kabelkünette für ein System (3 Phasen), direkt in Erde 

verlegt, ohne künstliche Kühlung ................................................................................. 21 

Abbildung 3-5: Beispieltrasse für zwei 380-kV-Doppelkabel (nicht maßstäblich), Quelle A ................ 22 

Abbildung 3-6: Einlagige Anordnung direkt verlegt für zwei 380-kV-Doppelkabel, Quelle C .............. 23 

Abbildung 3-7: Weite Dreiecksverlegung für zwei 380-kV-Doppelkabel im Rohr, Quelle C ................ 23 

Abbildung 3-8: Einlagige Anordnung direkt verlegt für zwei 380-kV-Doppelkabel, Quelle D .............. 24 




Abbildung 3-9: Prinzipdarstellung: Trassenbreite während der Bauzeit (nicht maßstäblich) .............. 25 

Abbildung 3-10: Trassenbreite – Beispiel Randstad Süd (Quelle: Tennet NL) ..................................... 25 

Abbildung 3-11: Trassenbreite – Ausarbeitung der Fa. GA ................................................................... 25 

Abbildung 3-12: links: Blick in einen begehbaren offen hergestellten Kabelgang (Madrid, Flughafen 

Barajas) (Quelle: INMR Q2 2012); rechts: Blick in den Kabeltunnel Berlin 

(Durchmesser 3 m) (Quelle: APG) ............................................................................... 27 

Abbildung 3-13: Künettenquerschnitt eines künstlich gekühlten Kabelsystems (Quelle K)................... 28 

Abbildung 3-14: Muffenmontage unter „Reinraumbedingungen am Feld“ in einem Muffenzelt (Quelle: 

Tennet NL) ................................................................................................................... 30 

Abbildung 3-15: Erdverlegung, Muffenbunker zur Aufnahme der Verbindungsmuffen, Beispiel 

Wienstrom, ein System 380-kV-Kabel, Dimensionen 12 x 2,5 x 2,3m (Quelle K) ....... 30 

Abbildung 3-16: Kabeltunnel mit Muffe, Beispiel Tunnel in Berlin (Quelle: BEWAG/50 Hertz) ............. 31 

Abbildung 3-17: Kabelendverschluss – Höhe/Länge bei 380 kV knapp 5 m (Quelle: GeneralCable) ... 31 

Abbildung 3-18: Kompensationsspule für ein Kabelsystem (beispielhaft) ............................................. 32 

Abbildung 4-1: Vergleich des deutschen und des österreichischen 380-kV-Netzes. Deutschland hat 

34 dicht mit einander vermaschte 380-kV-Ringe (orange), die APG möchte den ersten 

österreichischen 380-kV-Ring schließen. (Quelle: VDE, APG) ................................... 35 

Abbildung 4-2: Leitungssysteme in den Niederlanden, rot: 380-kV-Leitungen. Im Hauptring des 

Landes (durch das Oval hervorgehoben) sind keine Kabel gestattet. ......................... 36 

Abbildung 4-3: Mitgliedsstaaten der ENTSO-E .................................................................................... 38 

Abbildung 4-4: links: Löschen eines in Brand geratenen 220-kV-Endverschlusses bei einem 

Baueinsatzkabel rechts: Schadensstelle am Baueinsatzkabel (Quelle: APG) ............ 39 

Abbildung 5-1: Schematische Darstellung der Systemführung für die Freileitung mit zwei Systemen 

und einer Teilverkabelung mit zwei Doppelkabeln (beispielhaft) ................................ 49 

Abbildung 5-2: Prinzipielle Darstellung einer Teilverkabelung (von links: Endabspannmast – 

Kabelübergangsstation – Kabel – Muffen – Kabel - Muffen usw. – 

Kabelübergangsstation – Endabspannmast). Quelle: Energinet, APG, Terna, 

Wienstrom .................................................................................................................... 49 

Abbildung 5-3: 380 kV-Kabelübergangsstation in London, Gebäude als Einhausung als Schutz vor 

Vandalismus und Terrorismus (Quelle: National Grid) ................................................ 50 

Abbildung 5-4: Skizze und Foto einer Kabelübergangsstation in Mailand (Quelle: TERNA) .............. 51 

Abbildung 6-1: Kostenarten .................................................................................................................. 52 

Abbildung 6-2: Darstellung der Barwertmethode ................................................................................. 52 

Abbildung 7-1: Hochwassersituation der Salzach bei Golling 2002 .................................................... 56 

Abbildung 7-2: Prinzipskizze: Querschnitt Kabelkünette für ein System (3 Phasen), ohne künstliche 

Kühlung, Abstand der Phasen zu einander 45 cm ...................................................... 58 

Abbildung 7-3: Beispieltrasse für zwei 380-kV-Doppelkabel, Quelle A, nur grundsätzliche Darstellung. 

Im vorliegenden Bericht wurde ein Abstand Phase/Phase von 45 cm angenommen 

und ein Abstand System/System (jeweils zur nächstgelegenen Phase) von 200 cm, 

Verlegetiefe 175 cm ..................................................................................................... 58 




Abbildung 7-4: links: Blick in einen begehbaren offen hergestellten Kabelgang (Madrid, Flughafen 

Barajas) (Quelle: INMR Q2 2012) rechts: Blick in den Kabeltunnel in Berlin (3 m 

Durchmesser) (Quelle: APG) ....................................................................................... 59 

Abbildung A-1: Querschnitt einer GIL ................................................................................................... 77 

Abbildung A-2: 220-kV-GIL in Genf ...................................................................................................... 78 

Abbildung B-1: Prinzipdarstellung des Konzeptes der PowerTubes (Quelle: E) ................................. 81 

Abbildung B-2: Geometrische Anordnung der Kabelphasen eines Doppelkabelsystems beim „Phase- 

Splitting“ (Quelle: C) .................................................................................................... 82 

Abbildung B-3: Prinzipdarstellung: Umschaltung mit Trennern in der Übergangsstation (Quelle: E) .. 83 

9.3 Quellenverzeichnis 

A 

B 

C 

D 

ENTSO-E, Europacable; Joint Paper: Feasibility and technical aspects of partial undergrounding 

of extra high voltage power transmission lines; Jänner 2011; 

http://ec.europa.eu/energy/studies/index_en.htm 

Cigre WG B1.10; Update of service experience of HV underground and cable systems; Paper 

379; April 2009 

Brakelmann, H.; Teilverkabelungen im alpinen und voralpinen Bereich, Studie im Auftrag der 

APG, 2012 

Oswald, B.R.; 380-kV-Salzburgleitung - Auswirkungen der möglichen (Teil)Verkabelung des Abschnittes 

Tauern-Salzach neu; Studie im Auftrag der e-control; 2007 

E Brakelmann, H.; Hohe Betriebssicherheit durch gekapselte Kabel; ew Dossier Jg 110 Heft 24; 

2011 

F 

G 

Land Niedersachsen 

http://www.ndr.de/regional/niedersachsen/hannover/energiekonzept123.html 

Berlin im Stromverbund mit Europa, Fachreport „380 kV-Diagonalverbindung“ 

H Vortrag von 50 Hz bei IEEE Bern 2010 

I 

J 

Nr 469 der Beilagen zum stenographischen Protokoll des Salzburger Landtages (4. Session der 

14. Gesetzgebungsperiode), Bericht der Landesregierung zur Entschließung des Salzburger 

Landtages betreffend die 380 kV-Leitung über den Gaisberg“ 

http://www.salzburg.gv.at/00201lpi/14Gesetzgebungsperiode/4Session/469.pdf 

Cigre 2006 ; Development of a new 380 kV double circuit XLPE insulated cable system in the 

Netherlands ; Paper B1-107 ; 2006 

K Cigre 2006 ; 400 kV Vienna – The Vienna 400 kV North Input ; Paper B1-101 ; 2006 

L 

M 

Deutscher Netzentwicklungsplan (NEP); Mai 2012 www.netzentwicklungsplan.de 

Entscheid zur Querung des Rennsteig in Thüringen 

http://www.thueringen.de/imperia/md/content/tlvwa2/350/rov_380kv/lp_beurteilung.pdf 

http://www.thueringen.de/imperia/md/content/tlvwa2/350/rov_380kv/anhang2_ro_uvkp.pdf 

N National Grid, UK; Undergrounding high voltage electricity transmission; 2009 

O Studie der KEMA zur Verkabelung der Salzburgleitung; Jänner 2008 




P Stellungnahme der APG zur Studie der KEMA zur Verkabelung der Salzburgleitung; April 2008 

Q VEÖ - Workshop „380 kV-Kabel im Übertragungsnetz“, Tagungsband; September 2002 

R 

IFK Pflugverlegung, www.verlegepflug.at 

S Cigre Session 2012, Paper B1-104 

T 

Jicable 2011, Paper A.3.7 

U ENTSO-E Statistical Yearbook, 2010; 

https://www.entsoe.eu/resources/publications/general-reports/statistical-yearbooks/ 




Anhang A 

Sonstige Kabeltechnologie - Gas Isolierte Leitungen (GIL) 

Neben der Kabeltechnik gibt es eine weitere Methode zur unterirdischen Leitungsführung, bei der kein 

fester Isolierstoff, sondern ein Gas verwendet wird. Diese Anlagen verwenden das Isoliergas-Gemisch 

Schwefelhexafluorid (SF 6 ) und Stickstoff (N 2 ) als Isoliermedium. Gas isolierte Leitungen (GIL) haben 

Übertragungseigenschaften, die denen einer Freileitung ähnlich und günstiger sind als jene von Kabeln. 

GIL wurden in den für diese Leitung erforderlichen Längen von 109 km weltweit noch nicht annähernd 

gebaut. Die derzeit längste GIL in einem Leitungszug hat 1,1 km Trassenlänge (Stand Sommer 

2012). Sie besteht beim Flughafen Frankfurt am Main und ist bislang die einzige, die direkt in 

Erde verlegt wurde. Die zweitlängste GIL mit 0,42 km besteht in Genf und wird mit 220 kV betrieben. 

Sie ist in einem betonierten begehbaren Kabelgang verlegt. Das Kostenverhältnis dieser GIL (Genf) 

im Vergleich zu einer Freileitung beträgt 15 : 1, was sicherlich auch seinen Grund in der kurzen Länge 

hat. 

Aus diesen und anderen Gründen hat sich die APG entschlossen, in ihrer technischen Alternative 

nicht die GIL, sondern die Kabeltechnik mit kunststoffisolierten Kabeln darzustellen. Zur Abrundung 

wird die GIL dennoch in diesem Kapitel dargestellt. 

A.1 Gas Isolierte Schaltanlagen - GIS 

Die Anwendung von Geräten mit SF 6 als Isoliermittel in Schaltanlagen ist bei Schaltern und Sammelschienen 

in den sogenannten „Gas Isolierten Schaltanlagen (GIS)“ seit vielen Jahren üblich. Als Vorteile 

ergeben sich in erster Linie deutlich geringere Baugrößen. Dadurch wird die Errichtung von 

Schaltanlagen in bebauten Gebieten vielfach überhaupt erst möglich. Diese Anlagen bestehen aus 

druckdichten geflanschten Bauteilen, die zu Schaltergruppen, einfachen oder mehrfachen Sammelschienen, 

usw., zusammengefügt werden. 

A.2 Gas Isolierte Leitungen - GIL 

Die Umlegung dieser Idee auf Leitungen, nämlich durch SF 6 isolierte „Gas Isolierte Leitungen (GIL)“ 

zu bauen, erfolgte ebenfalls schon vor vielen Jahren, hat sich aber bis heute nicht in größerem Umfang 

durchgesetzt. GIL verhalten sich betrieblich ähnlich wie eine Freileitung. Typische Anwendungsformen 

bestehender GIL sind Kraftwerksleitungen und Verbindungen in Schaltanlagen über 

wenige hundert Meter. 

Abbildung A-1: 

Querschnitt einer GIL 




Eine GIL besteht je Phase aus einem metallischen Rohr von ca. 60 cm Durchmesser, in dessen Mitte 

der elektrische Leiter geführt wird, der selbst ein Rohr mit ca. 10 cm Durchmesser ist. Dieser Leiter ist 

durch Abstandhalter aus Kunststoff zentral fixiert (siehe Abbildung A-1). GIL haben geringere magnetische 

Felder als Erdkabel bei vergleichbarer Leistung. 

Alle GIL müssen geschottet werden, wenn sie eine gewisse Länge überschreiten, um das Austreten 

von SF 6 im Schadensfall zu begrenzen. Dazwischen gibt es bewegliche Kontaktteile, um die Längenänderungen 

auszugleichen. 

Es ist zu unterscheiden zwischen GIL der 1. und der 2. Generation. 

A.2.1 GIL der 1. Generation 

Diese GIL sind im Wesentlichen aneinandergeschraubte Anlagenbauteile, die durch gedichtete Flansche 

miteinander verbunden sind. Nachteile bei dieser Ausführung sind die Undichtheiten an den Verbindungsstellen 

und die konstruktionsbedingten sehr hohen Errichtungskosten. 

Die erste Anlage dieser Bauart für 380 kV besteht seit 1976 bei den Schluchseewerken (DT) als zweisystemige 

Kraftwerksleitung mit ca. 0,7 km Länge. 

Die weltweit längste GIL der 1. Generation existiert seit 1998 in Japan im Netz des EVU Chubu mit 

einer Betriebsspannung von 275 kV und einer Länge von 3.300 m. Es wurden zwei Systeme in einem 

gemeinsamen Tunnel verlegt. Pro System können 2.850 MVA übertragen werden. Der Tunnel läuft 

zwischen 24 und 36 m unter Niveau und hat in der Mitte einen Ventilationskanal zur Oberfläche. Die 

Bauzeit betrug 24 Monate. Die Kosten werden als außerordentlich hoch bezeichnet. 

A.2.2 GIL der 2. Generation 

Bei der Herstellung dieser Art von GIL nützt man Erfahrungen aus dem Bau von Pipelines. Die einzelnen 

Rohre werden vor Ort zusammengeschweißt. Diese GIL sind mit einem Gasgemisch aus 20 % 

SF 6 und 80 % N 2 als Isoliermedium gefüllt, anstatt reinem SF 6 , dadurch kann die Menge des Treibhausgases 

SF 6 reduziert werden. Im Gegenzug ist eine Erhöhung des Drucks im Rohr notwendig, um 

die dielektrischen Eigenschaften des Isoliermediums zu erhalten. 

Abbildung A-2: 

220-kV-GIL in Genf 

Abbildung A-2 zeigt die 220-kV-GIL in Genf unter der Ausstellungshalle PALEXPO. Zwei Systeme mit 

je drei Rohren. Einzelne Rohrlänge 14 m. Die Kosten betragen 14,9 Mio €/km. 




Die Inbetriebnahme erfolgte 2001, die Trassenlänge beträgt 420 m. Die GIL ist Teil einer bestehenden 

220-kV-Freileitung. Die Rohre wurden vor Ort verschweißt. 

Im Jahr 2010 ging die 1,1 km lange GIL beim Frankfurter Flughafen in Betrieb. Sie ist für 380 kV ausgelegt, 

wird aber derzeit mit 220 kV betrieben. Diese GIL ist direkt in Erde verlegt. 

A.3 Gesetzliche Bestimmungen 

SF 6 ist ein sogenanntes „Treibhausgas“ mit einer Wirkung, die um den Faktor 24.000 über jener von 

CO 2 liegt. Die Abbauzeit beträgt 32.000 Jahre, Auch bildet SF 6 in Verbindung mit Wasser Säuren. SF 6 

unterliegt deshalb EU-weit einem umfangreichen Anwendungsverbot, ist aber für die Elektrotechnik 

unter gewissen Auflagen gestattet. Diese Auflagen umfassen u.a. eine Darstellung der gekauften und 

verbrauchten Mengen sowie der Leckagen und die Darstellung der Entsorgung und Wiederaufarbeitung. 

Die Schweizer Richtlinie von VSE / AES „Umgang mit SF 6 in schweizerischen Elektrizitätsversorgungsunternehmen“ 

weist im Punkt 2. „Allgemeines“ auf die Besonderheiten und Gefährlichkeit von 

SF 6 hin: 

Für die 380-kV-Leitung NK St. Peter – NK Tauern stellt sich die Situation folgendermaßen dar: Bei 

einem Rohrdurchmesser von 600 mm, einem Druck von 7 bar und einem Gasgemisch von 20 % SF 6 

und 80 % N 2 benötigt man für 2 Systeme GIL über 109 km ca. 2.540 Tonnen Gasgemisch, das etwa 

1.450 Tonnen reines SF 6 enthält, was einem Gegenwert von 33.000.000 Tonnen CO 2 entspricht. 

In Frankreich bestehen Bedenken, GIL wegen des Treibhausgases SF 6 einzusetzen. Für lange Projekte 

sieht man GIL als noch nicht ausreichend genug entwickelt an. In Sidney wurde für die Unterquerung 

der Stadt mit einer 330-kV-Leitung aus Gründen des Umweltschutzes gegen eine GIL und für 

ein XLPE-Kabel entschieden. 

A.4 Kosten 

Für eine nähere Betrachtung kämen nach Ansicht der APG aufgrund der günstigeren Kosten und der 

einfacheren Montage nur GIL der 2. Generation in Frage. 

Ein GIL-Projekt nahe Rom brachte ein Kostenverhältnis von 26:1 und wurde verworfen. 

Die EOS, die eine 220-kV-GIL unter der PALEXPO in Genf betreibt (seit 2001), nennt ein Kostenverhältnis 

von 12-15 : 1 im Vergleich zu einer Freileitung. 

A.5 Fazit zur GIL 

Nach heutigem Wissensstand kann eine GIL 

 

 

 

aufgrund der sehr geringen weltweiten Erfahrung mit einer GIL der 2. Generation im Übertragungsnetz 

(größte Längen 1,1 km und 0,42 km) 

aufgrund der hohen Investitionskosten 

nachdem weltweit keine Erfahrung mit erdverlegten GIL der 2. Generation für 380 kV im Übertragungsnetz 

für derart große Länge, wie sie hier erforderliche wäre, besteht, 

aufgrund des hohen Anteils an SF 6 

derzeit nicht als Ersatz für die als Freileitung eingereichte Leitungsverbindung angesehen werden. 




Anhang B 

Grundsätzliche Überlegungen zu neuartigen Kabellegungen 

Im folgenden Kapitel werden überblicksmäßig innovative Ideen zur Verlegung von Kabeln betrachtet, 

für die es noch keine Ausführungsbeispiele für den betrachteten Fall einer 380-kV-Leitung gibt. Diese 

stellen jeweils Sonderformen bzw. Kombinationen der Verlegung nach Variante K2 und K3 dar, da sie 

in Rohren in begehbaren bzw. nicht begehbaren Tunneln oder Kanälen verlegt werden. Die Darstellungen 

stammen überwiegend von Ausarbeitungen von Prof. Brakelmann. 

B.1 Power Tubes – Kabelverlegung in Aluminiumrohren in begehbaren Tunneln 

B.2 Kabelkanal – Kabelverlegung in nicht begehbaren Kabelgängen 

B.3 Reserveader 

B.4 Pflugverlegung 

Es wird jedoch darauf hingewiesen, dass diese Verlegearten bislang für eine Verwendung im aktuellen 

Vorhaben nach Ansicht der APG lediglich Ideenstatus erreicht haben und noch in keinem vergleichbaren 

Projekt zur Anwendung gekommen sind. 

In der folgenden Tabelle sind Verlegemöglichkeiten angeführt. Der Fokus in diesem Kapitel liegt auf 

jenen Verlegemethoden, die neue Ideen bzw. Vorschläge darstellen, jedoch noch in keinem 380-kV- 

Kabelprojekt zur Anwendung kamen. Konkret sind dies Konzepte der Power-Tubes, Phase-Splitting, 

Reserveadern und die Pflugverlegung. 

Verlegemethode 

für 380 kV schon in 


konkretes 

aktuelles 

380-kV-Projekt 

bereits 

bestehend 

neue 

Idee/Vorschlag 

Verlegung in Erde bzw. therm. 

Block, ungekühlt 

Wien, DK, GB, 

Kopenhagen, 

Mailand, CH 

Randstad NL, 

Frankreich - Spanien 

(DC-Leitung) 

X 

Verlegung in Erde bzw. therm. 

Block, forciert gekühlt 

Wien, London, GB nichts bekannt X 

Verlegung in Rohren in Erde bzw. 

therm. Block, ungekühlt 

DK, Rheinquerung 

NL, Mailand, Istanbul 

Amprion DE, 

Randstad NL 

X 

Verlegung in Rohren in Erde bzw. 

therm. Block, künstlich gekühlt 

nichts bekannt nichts bekannt X 

Tunnel natürlich belüftet 

Wien 

Frankreich - Spanien 

(DC-Leitung) 

X 

Tunnel mit Zusatzbelüftung bzw. 

Kühlung 

London, Berlin, 

Madrid, Tokio 

nichts bekannt 

X 

Phase-Splitting im Leitungskanal/Mantelrohr, 

freie Luftkonvektion 

näherungsweise 

Berlin 

(Phasenoptimierung) 

nichts bekannt 

X 

Phase-Splitting im Mantelrohr mit 

2 Systemen, hinterfüllt, gekühlt 

nein nichts bekannt X 




Verlegemethode 

für 380 kV schon in 


konkretes 

aktuelles 

380-kV-Projekt 

bereits 

bestehend 

neue 

Idee/Vorschlag 

Phase-Splitting im offenen Kabelgraben, 

2 Systeme, gekühlt 

Power Tubes im Kabelgang/Tunnel 

Verlegen einer Reserveader, 

Tunnel/Kabelgang, Erdverlegung 

oder Rohr 




Einpflügen Kabel im Rohr nein nichts bekannt X 

B.1 Verlegung als Power Tubes (Quelle: C und E) 

Diese Art der Verlegung stellt in gewisser Weise eine Kombination der Varianten K2 und K3 dar. Die 

Kabel werden dabei in Aluminiumrohren in Tunneln oder Kabelgängen verlegt. Bei günstiger Anordnung 

können schmale Trassen erreicht und im besten Fall bereits bestehende Infrastruktur genutzt 

werden. 

Jede Kabelphase wird in einem dickwandigen Aluminiumrohr gekapselt. Die Aluminiumrohre sind in 

bestimmten Abständen elektrisch miteinander verbunden und geerdet (siehe Abbildung B-1). Durch 

diese Anordnung werden in den Rohren von den im Kabel fließenden Leiterströmen entgegen gerichtete 

Ströme induziert, die das Magnetfeld schwächen – ähnliches findet sich bei gasisolierten Leitungen. 

Abbildung B-1: Prinzipdarstellung des Konzeptes der PowerTubes (Quelle: E) 

Durch die starre Erdung der Kabel werden Fragen des Cross-Bondings überflüssig und die Möglichkeit 

eröffnet Reserveadern im Tunnel mitzuverlegen. Im Fehlerfall kann bei entsprechend ausgeführ- 




ten Möglichkeiten zur Umschaltung auf diese, die Nichtverfügbarkeit der Kabelsysteme deutlich reduziert 

werden. Zusätzlich werden durch den Koaxialbetrieb der Kabel die Problematiken im Tunnel wie 

Explosions- und Brandgefahr, hohe Magnetfelder und mechanische Kräfte reduziert bzw. beseitigt. 

Das Konzept an sich bringt viele Vorteile. Die Herstellung solch eines Systems ist jedoch ungleich 

aufwändiger und kostenintensiver als eine Verlegung nach den aufgeführten Methoden in Kapitel 3.6. 

Aus diesen Gründen und der Tatsache, dass diese Art der Verlegung noch nie in der Praxis zur Anwendung 

kam, wird sie in der vorliegenden UVE nicht näher betrachtet. 

B.2 Verlegung mit optimierter Phasenfolge – Phase-Splitting (Quelle: C) 

Die Motivation für diese Art der speziellen Verlegung bildet die Überlegung zur Minimierung des resultierenden 

Magnetfeldes einer Kabelanlage. Dazu werden zwei Kabelsysteme – also 6 Phasen – mit 

optimierter Phasenfolge verlegt (diese Idee trägt den Namen „Phase-Splitting“). Die Phasen werden 

dabei in einem symmetrischen Sechseck angeordnet, wobei durch die Phasenanordnung die Phasen 

eines Kabelsystems in einem symmetrischen Dreieck zu liegen kommen (siehe Abbildung B-2). 

L2 

L1 

L3 

L3 

L1 

L2 

Abbildung B-2: 

Geometrische Anordnung der Kabelphasen eines Doppelkabelsystems beim „Phase-Splitting“ 

(Quelle: C) 

Werden beide Systeme mit der gleichen Phasenfolge beaufschlagt, so ist durch die geometrische 

Anordnung das resultierende Drehfeld des einen Kabelsystems dem des zweiten Kabelsystems um 

180° versetzt – ihm also gegengesetzt. Dies führt zu einer weitgehenden Auslöschung des Magnetfeldes. 

Bei dieser Art der Verlegung bleiben einige Fragen offen: Einerseits ist die Herstellung der geometrischen 

Anordnung für eine optimierte Phasenfolge aufwändig, egal ob diese in einem Mantelrohr mit 

Hinterfüllung oder in Erde verlegt werden. Die beschriebene Anordnung der Kabel erfordert durch die 

dichte Verlegung unbedingt die Mitverlegung einer Zwangskühlung. 

Bei Reparaturen an einer Phase müssen beide Systeme außer Betrieb genommen werden, da andernfalls 

immer eine unter Spannung stehende Phase benachbart wäre. Das betrifft auch das Ausziehen 

einer Phase aus dem PE-Rohr. 

Wie auch die Verlegemethode B.1 bietet die eben beschriebene Methode einige Vorteile. Diese werden 

durch eine aufwändige und kostenintensive Verlegung erkauft. Ein Projekt mit solch einer Verlegung 

von 380-kV-Kabeln ist derzeit nicht bekannt, es besteht auch keine praktische Erfahrung. 

Die Lage der Rohre im Hüllrohr kann nach dem Einbringen nicht kontrolliert bzw. verbessert werden. 

Eine Reparatur nach Beschädigung oder Kabelschaden erscheint sehr schwierig oder nur unter kompletter 

Demontage aller im Rohr befindlichen Systeme möglich. 




B.3 Verlegung von Reservephasen 

(Quelle: C und E) 

Lange Reparaturzeiten führen zu 

intensiven Überlegungen, Reservekabelsysteme oder Reserveadern 

zu verlegen, die im Schadensfall ferngesteuert oder händisch zugeschaltet werden können. Bislang 

bestehen 

theoretische Konzeptee für solchee Lösungen, die sich in einem hoffnungsvollen 

Entwicklungszustand 

befinden. Ein konkretes Projekt, das die Mitverlegungg von einer oder mehr Reserve- 

adern vorsieht, ist derzeit nicht bekannt. Es stehen noch zu viele offene Fragenn wie Schirmbehand- 

lung, Unsymmetrien, mitunter notwendige dauerhafte Überwachung 

der Reservephasen, Garantiefra- 

die noch 

gen, Mantelprüfung 

oder Wechselspannungsprüfung vor dem Einschalten usw. . im Raum, 

eingehend untersucht werden müssen. Es muss sichergestellt werden, dass diee Reservephasen je- 

von der Freileitung auf das Kabel könnte eine Umschaltmöglichkeit auf Reserveadern vorgesehen 

werden (siehe Abbildung B-3). Einerseits kann dies mit vorgefertigten und schnell montierbaren Ver- 

derzeit einsatzbereit und zuschaltbar sind. 

In den Publikationenn Quelle C und E wird folgendes vorgeschlagen: Innerhalb der Übergangsfelder 

bindungselementen 

händisch erfolgen. Dies würde eine Nichtverfügbarkeit von wenigen Stunden bedeuten. 

Andererseitss kann mit Trennschaltern eine schnellere Umschaltung erfolgen und die Nichtverfügbarkeit 

läge im Minutenbereich. 

Sieht man eine Möglichkeit zur Umschaltung auf Reserveadern vor, kann das Prinzip des Auskreuein 

ande- 

zens der 

Kabelschirme (Cross-Bonding) nicht mehr zur Anwendung kommen. Man müsste 

res Konzept der Schirmbehandlung vorsehen, wie beispielsweise eine einseitige Erdung der einzelnen 

Schirmabschnitte. Ob dies ohne weiteres einfach möglich 

ist, muss imm jeweiligen Fall geprüft werden. 

Reserveadern dürfen 

keine unzulässigen Asymmetrien und keine unzulässige Erhöhung des magneti- 

für 

schen Feldes bewirken. Durch die zusätzlichen Phasen 

erhöht sich der finanzielle Mehraufwand 

die Kabel um 17 % sowie um die 

Aufwendungen für Schalter etc. 

Aufgrund 

der noch vielen offenen Punkte wurde dieser Ansatz für die gegenständliche Untersuchung 

nicht aufgenommen. 

Abbildung 

B-3: 

Prinzipdarstellung: 

Umschaltungg mit Trennernn in der Übergangsstation (Quelle: E) 


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B.4 Pflugverlegung (Quelle C und R) 

Die Firma IFK aus Salzburg bietet eine Spezialpflugverlegung an, mit deren Technik Rohre mit einem 

Durchmesser von bis zu 500 mm bis in eine Tiefe von 2,20 m abgelegt werden können. In die so verlegten 

Rohre können anschließend Kabel eingezogen werden. Auf der Spannungsebene 110 kV kam 

diese Verlegetechnik bereits zum Einsatz. 

Für das betrachtete Projekt ist aufgrund der hohen Leistungsanforderungen eine möglichst gute thermische 

Stabilisierung der Kabel vorzusehen. Bei Mitverlegung einer Zwangskühlung ist eine ausreichende 

thermische Kopplung notwendig. Für 380-kV-Kabelleitungen mit den Anforderungen und den 

topographischen und geologischen Bedingungen der Salzburgleitung wurde die Pflugverlegung noch 

nicht angewendet. Die Unsicherheiten hierbei sind bei der Pflugverlegung zu hoch und daher kommt 

sie für dieses Projekt nicht in Frage.

380-kv - eb - technische alternative - jan. 2013 ... - Land Salzburg

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