Abtransport der in den Kraftwerken Kopswerk I & II und Rodundwerk ...

Abtransport der in den Kraftwerken Kopswerk I & IIund Rodundwerk II der Vorarlberger Illwerke AGerzeugten elektrischen EnergieWissenschaftliche Studie im Auftrag derVorarlberger Illwerke AG, BregenzUniv.-Prof. Dr.-Ing. Hans-Jürgen HaubrichINSTITUT FÜR ELEKTRISCHE ANLAGEN UND ENERGIEWIRTSCHAFTFORSCHUNGSGESELLSCHAFT ENERGIE (FGE)RWTH AACHEN52056 Aachen, Schinkelstr. 6 • Tel. 0241 80-97652 • Fax 0241 80-92197

11 Einleitung1.1 HintergrundDie Vorarlberger Illwerke AG (Illwerke) betreibt im Einzugsgebiet der oberen undmittleren Ill im Westen Österreichs mehrere Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke.Die in diesen Kraftwerken erzeugte bzw. zum Pumpen benötigte elektrische Energiewird über unternehmenseigene Kraftwerks-Direktfreileitungen in die SchaltanlageBürs übertragen. Die eingesetzten Kraftwerksgruppen ermöglichen insbesondere dieVorhaltung von Spitzen- und Regelenergie und leisten somit einen bedeutsamenBeitrag zur Gewährleistung eines sicheren und stabilen Netzbetriebes.Derzeit errichten die Illwerke im Montafon in unmittelbarer Nähe zu den bestehendenKraftwerken das neue Pumpspeicherkraftwerk Kopswerk II (siehe Bild 1.1). Im Rahmendes Genehmigungsverfahrens für dieses Kraftwerk wurde mit lokalen Bürgerinitiativenein Strategieentwicklungsprozess vereinbart, der wissenschaftliche Untersuchungenzur Entwicklung des Montafon einschließt. Der Abtransport der in denKraftwerken der Illwerke erzeugten elektrischen Energie bildet dabei eine zentraleFragestellung. Zurzeit betreiben die Illwerke dazu ausschließlich Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen.Insbesondere aus wirtschaftlichen, aber auch aus technischenGründen hat sich wie bei den Illwerken auch bei anderen vergleichbaren Übertragungsaufgabenin Europa und weltweit die Freileitungstechnik als bestgeeigneterwiesen.Deren auffälligen Bauwerke evozieren jedoch immer wieder die Frage, ob ein Ersatzdurch unterirdische Leitungstechniken möglich sei. Im Rahmen des Strategieentwicklungsprozessessoll deshalb grundsätzlich untersucht werden, welche Alternativenzur Drehstromfreileitungstechnik für die durch Kopswerk II erweiterte Übertragungsaufgabebestehen und welche technischen, ökologischen und wirtschaftlichen Auswirkungender Einsatz unterirdischer Leitungstechniken im Vergleich zur Freileitungstechnikhat.

3Kopswerk II(3 x 200 MVA)∼ ∼ ∼Kopswerk I(3 x 102 MVA)∼ ∼ ∼2x257/60 mm 2 Al/St (500 MVA)2x450/40 mm 2 Al/St (750 MVA)2x800 mm 2 Aldrey (1000 MVA)2 km18 kmRodundwerk II(310 MVA)∼10 kmBürs220 kVStromkreis„Süd“Stromkreis„Nord“Bild 1.2: 220-kV-Drehstromfreileitung zwischen Partenen und BürsDie drei beschriebenen Kraftwerke und die Leitungstrasse zwischen Partenen undBürs bilden den Betrachtungsbereich für diese Studie. Die Spannungsebene ist auchfür die Übertragungsalternativen auf 220 kV festgelegt, da 110-kV-Leitungen keineausreichende Übertragungskapazität bieten und eine Umstellung auf 380 kV wegender vorhandenen 220-kV-Schaltanlagen und -Maschinentransformatoren unwirtschaftlichwäre.Die vorhandene 220-kV-Doppelfreileitung ist unterschiedlich beseilt (siehe Bild 1.2):• der Stromkreis „Süd“ auf dem Trassenabschnitt zwischen Bürs und Vandans(Anschluss Rodundwerk II) mit Zweierbündel vom Typ „2x800 mm 2 Aldrey“und auf dem folgenden Trassenabschnitt zwischen Vandans und Partenen(Anschluss Kopswerk II) mit Zweierbündel vom Typ „2x450/40 mm 2 Al/St“• der Stromkreis „Nord“ durchgängig mit Zweierbündel vom Typ„2x257/60 mm 2 Al/St“

4Die zugehörigen Übertragungskapazitäten zeigt Tabelle 1. Im Normalbetrieb ermöglichtdiese Leitung die zeitgleiche maximale Einspeisung aller Kraftwerke. Bei einemungünstigen Ausfall, wie z. B. dem Ausfall des Stromkreises „Süd“ zwischen Bürsund Vandans, ist während der seltenen und in der Regel kurzzeitigen Nichtverfügbarkeitnur eine eingeschränkte Leistungsübertragung möglich.2x257/60 mm 2Al/St2x450/40 mm 2Al/St2x800 mm 2AldreyGrenzstrom jeStromkreis in AGrenzleistung 1 jeStromkreis in MVA1330 1950 2600500 750 1000Tabelle 1: Übertragungskapazitäten von Freileitungen1.3 Ziel der UntersuchungenDie Berichter haben im Auftrag der Illwerke wissenschaftliche Untersuchungen zualternativen Leitungstechniken durchgeführt, deren Einsatz für die betrachtete Übertragungsaufgabeder Illwerke überlegenswert erscheint. Zu diesen Leitungstechnikenzählen beim heutigen Stand der Technik neben den derzeit eingesetzten Drehstromfreileitungen• Drehstromkabel,• gasisolierte Drehstromleitungen (GIL) sowie• Gleichstromübertragung mit Kabel (HGÜ).Die technische und wirtschaftliche Bewertung von Drehstromkabeln und gasisoliertenDrehstromleitungen im Vergleich zu Drehstromfreileitungen war bereits Gegenstandmehrerer Gutachten [1,2,3], deren Ergebnisse von unterschiedlichen Interessengruppenunterschiedlich interpretiert werden [4,5,6,7]. In dieser Studie werden auf1 bei: - 35°C Umgebungstemperatur- direkter Sonneneinstrahlung- Windgeschwindigkeit von 0,6 m/s quer zum Seil- Nennspannung 220 kV

5der Basis dieser Gutachten, Recherchen zu ähnlich gelagerten Projekten sowie Anfragenbei Anlagenherstellern und Netzbetreibern der aktuelle Stand der Techniksowie die technischen, ökologischen und wirtschaftlichen Eigenschaften der betrachtetenLeitungsvarianten gegenübergestellt und am Beispiel der vorliegenden Übertragungsaufgabequantifiziert. Im folgenden Kapitel 2 werden die technologischenGrundlagen der vier betrachteten Übertragungsalternativen beschrieben, für die inKapitel 3 konkrete Ausführungskonzepte zur Lösung der vorliegenden Übertragungsaufgabeentwickelt werden. Für jedes dieser vier Untersuchungsszenarienerfolgt eine detaillierte Bewertung und vergleichende Gegenüberstellung ihrer technischen,ökologischen und wirtschaftlichen Auswirkungen (Kapitel 4 und Kapitel 5).2 Stand der Technik2.1 Drehstromfreileitung (s. auch Bild B4)Drehstromfreileitungen haben sich seit vielen Jahrzehnten auf der ganzen Welt alsdas Standardbetriebsmittel für landgebundene Übertragungsaufgaben in Hoch- undHöchstspannungsnetzen bis heute 800 kV, demnächst sogar 1100 kV bewährt. Ihreinfacher Aufbau sowie die gut zugängliche Bauweise ermöglichen eine kostengünstigeErrichtung, geringe Fehlerhäufigkeit, schnelle Fehlerortung und kurze Reparaturdauern.Die auffälligen Bauwerke stören allerdings das Landschaftsbild, was einegeringe Akzeptanz in der Bevölkerung und lange Genehmigungsverfahren zur Folgehat.Bei Drehstromfreileitungen können mehrere Stromkreise auch unterschiedlicherSpannungsebenen auf einem Mast und somit in einer Trasse geführt werden. Mehrfachleitungensind wesentlich Platz sparender und kostengünstiger als eine entsprechendeZahl von Einfachleitungen, so dass in Österreich wie in seinen Nachbarländernvorzugsweise Mehrfachleitungen zum Einsatz kommen.Bei Freileitungen dient die umgebende Luft als Isoliermedium. Diese weist jedoch imVergleich zur Feststoffisolation der Kabel eine geringe elektrische Festigkeit auf, sodass große Abstände zwischen den Leitern sowie zwischen Leiter und Erde erforderlichsind. Die Abmessungen der Maste hängen von der Anzahl und der Spannungsebeneder aufliegenden Stromkreise ab. Im vorliegenden ÜbertragungsszenarioPartenen – Bürs werden „Tonnenmaste“ eingesetzt. Diese Bauform ist mit einer

6maximalen Breite von 15 m vergleichsweise schmal und deshalb für enge Täler geeignet,dafür mit 43 m vergleichsweise hoch. Schmale Maste und durch die Tallagevorgegebene geringe Mastabstände haben einen verhältnismäßig kleinen, von größeremBewuchs freizuhaltenden Schutzstreifen von nur 20 m Breite beiderseits derLeitungsachse zur Folge.Jeder Drehstromkreis besteht aus drei Phasen und jede Phase aus mindestens einemLeiterseil, das über Isolatoren an den Masttraversen befestigt ist. Einfachseilewerden üblicherweise nur für Betriebsspannungen bis 110 kV eingesetzt. Für höhereSpannungen ist eine Reduktion der elektrischen Randfeldstärke an den Leiterseilenund damit eine Reduktion der Koronaverluste, der Geräuschentwicklung und derStörung des Mittelwellenempfangs erforderlich. Für 220-kV-Leitungen werden deshalbüblicherweise zwei Leiterseile pro Phase parallel geschaltet, die in einem festenAbstand von z.B. 40 cm angeordnet sind. Auf diese Weise entstehen Bündelleiter mithoher Übertragungskapazität. Die betrachtete Drehstromfreileitung ist mit Zweierbündelnausgestattet. Die Leiterseile von 220-kV-Freileitungen sind heute überwiegendaus Aluminium und Stahl, z.T. auch aus Aluminiumlegierungen (z.B. Aldrey)gefertigt. Die notwendige Flexibilität wird durch den Einzeldrahtaufbau erreicht, eineausreichende mechanische Festigkeit für hohe Zugspannungen durch einen Kernaus Stahldrähten, um den mehrere Lagen Aluminiumdrähte angeordnet sind [27], dieden Strom führen.Alle Freileitungen weisen zusätzlich mindestens ein so genanntes Erdseil als Blitzschutzauf, das an der höchsten Stelle des Mastes installiert ist. Gleichzeitig dientdieses Seil bei 220 kV oder höheren Betriebsspannungen als Kompensationsleiterzur Reduktion der induktiven Beeinflussung und der Erdströme bei den häufigstenFreileitungsfehlern, den Erdkurzschlüssen.Meist in der Mitte des Spannfeldes zwischen zwei Masten haben die Leiterseile ihrengrößten Durchhang. Die Abmessung der Maste muss gewährleisten, dass auch beihöchstzulässiger Seiltemperatur an dieser Stelle der Sicherheitsabstand zum Erdbodeneingehalten wird.2.2 Drehstromkabel (s. auch Bilder B5 bis B7)Unterirdisch verlegte Drehstromkabel haben den Vorteil, dass sie nicht direkt sichtbarsind, allenfalls durch ihre von tiefwurzelndem Bewuchs und jeder Bebauung freienTrasse. Drehstromkabel werden auf der Höchstspannungsebene bisher nur eingesetzt,wenn Drehstromfreileitungen aufgrund äußerer Randbedingungen ausschei-

7den. Dazu zählen u.a. dicht bebaute Gebiete, Flusskreuzungen sowie rechtskräftigeVerfügungen zur Unterlassung der Errichtung einer Drehstromfreileitung [8,9,10].Selbst in diesen Fällen wird oftmals nur eine Teilverkabelung durchgeführt, da Drehstromkabelneben bauartbedingten betrieblichen Nachteilen (z.B. hohe Ladeströme,lange Reparaturzeiten) deutlich höhere Kosten aufweisen [11]. Für die unterirdischeVerlegung von Drehstromleitungen werden heute fast ausschließlich VPE-Kabeleingesetzt, die im Vergleich zu den früher eingesetzten Ölkabeln deutliche Vorteile,wie z.B. einen geringeren Wartungsaufwand, geringere dielektrische Verluste undhöhere Übertragungskapazitäten, aufweisen.Für Betriebsspannungen bis 123 kV sind VPE-Kabel bereits seit über 30 Jahren imEinsatz [22]. Durch Weiterentwicklung der Isolationsmaterialien und Fertigungstechnikenkönnen VPE-Kabel seit Mitte der 80er-Jahre auch für Betriebsspannungen bis245 kV und neuerdings bis zu 500 kV eingesetzt werden [8,10]. Somit kann bereitsauf eine langjährige Betriebserfahrung zurückgegriffen werden. Trotzdem sind aufder Höchstspannungsebene vor allem aus wirtschaftlichen Gründen bisher nur wenigeund vergleichsweise kurze Abschnitte mit Drehstromkabel realisiert.Für Spannungen von 220 kV und darüber werden nur Einleiterkabel gefertigt. Diedrei Einleiterkabel eines Drehstromkreises können grundsätzlich in einer Ebene odergebündelt verlegt werden. Die Art der Verlegung hat direkten Einfluss auf die thermischenund damit die elektrischen Eigenschaften, da die Verlustwärme der Kabel andas umgebende Erdreich abgeführt werden muss, das nicht über etwa 40°C erwärmtwerden soll. Zwangsgekühlte Kabel werden, da im vorliegenden Fall irrelevant, hiernicht betrachtet. Aus thermischer Sicht ist die gebündelte Verlegung ungünstiger, sodass Drehstromkabel für hohe Übertragungskapazitäten fast ausschließlich in einerEbene verlegt werden. Zusätzlich werden für hohe Übertragungskapazitäten derLeiterabstand und die Legetiefe optimiert. Beide Planungsgrößen haben zusätzlichEinfluss auf das an der Erdoberfläche messbare magnetische Feld (siehe Kapitel4.4).Die Breite einer Kabeltrasse hängt von der Anzahl der Stromkreise, der Art der Verlegungund den Abständen zwischen den Einzelleitern ab. Bei gebündelter Verlegungvon zwei Stromkreisen sind die Kabelgräben 2 m oder mehr breit, bei Verlegungin einer Ebene mindestens 3 m. Zusätzlich muss zu beiden Seiten des Kabelgrabensein Schutzstreifen von 2,5 bis 3 m eingehalten werden, in dem kein Bodeneingriffz.B. durch tiefwurzelnde Gehölze erlaubt ist. Somit ergibt sich für ein 220-kV-Doppelkabel eine Trassenbreite von ca. 10 m. In der Bauphase ist die notwendigeTrassenbreite noch deutlich größer, da zusätzlicher Platzbedarf für die Lagerung des

8Aushubes, einen Fahrweg für schwere Baumaschinen und die Lagerung von Baustoffenund Geräten besteht. In dieser Phase sind Trassenbreiten von 18 bis 30 mentlang der gesamten Trasse erforderlich.Die heute eingesetzten VPE-Isolierstoffe verfügen im Vergleich zu Luft über einedeutlich höhere elektrische Festigkeit und ermöglichen mit Betriebsfeldstärken vonbis zu 15 kV/mm den kompakten Aufbau moderner VPE-Kabel. So hat ein 220-kV-Drehstromkabel mit einem Leiterquerschnitt von 2000mm 2 einen Durchmesser vonnur 12 cm.Der Transport von Drehstromkabeln erfolgt auf speziellen Kabeltrommeln, derenGröße durch den Straßen- oder Schienentransport begrenzt ist. Dadurch ist gleichzeitigdie Abschnittslänge eines Einleiterkabels begrenzt. Je nach Kabelquerschnittmüssen die Kabelabschnitte in Abständen von 500 bis 1000 m durch Kabelmuffenverbunden werden. An diesen Kabelmuffen erfolgt auch das so genannte Cross-Bonding [19], das ein Auskreuzen der Kabelmäntel zur Verringerung der Mantelverlusteund –spannungen ist. Zur Überwachung dieses Cross-Bonding sind zugänglicheSchaltkästen zu installieren.2.3 Gasisolierte Drehstromleitungen GIL(s. auch Bilder B8 und B9)Gasisolierte Leitungen wurden als Weiterentwicklung der gasisolierten Schaltanlagentechnikfür die Übertragung großer Leistungen entwickelt. Ihr Einsatz ist auswirtschaftlichen Gründen ausschließlich auf der 220-kV- und 380-kV-Spannungsebene sinnvoll und bisher auf nur wenige Leitungsprojekte mit sehr kurzenLeitungslängen beschränkt. Dazu zählen insbesondere Kraftwerksanbindungenmit hohen Brandschutzanforderungen [12,13]. Die erste gasisolierte Drehstromleitungmit einer Nennspannung von 380 kV wurde 1976 zur Leistungsabfuhr im Stollendes Kavernenkraftwerks Wehr in Südbaden in Betrieb genommen.Ein gasisolierter 220-kV-Rohrleiter besteht aus einem metallenen Mantelrohr miteinem Durchmesser von ca. 50 cm, in dem sich konzentrisch der ebenfalls rohrförmigeLeiter mit einem Außendurchmesser von ca. 18 cm befindet. Zwischen dem spannungführendenInnenleiter und dem geerdeten Mantel wird ein Gasgemisch ausStickstoff und etwa 20 % Schwefelhexafluorid eingefüllt. Die elektrische Festigkeitvon Gasen hängt von der Höhe des Gasdrucks ab. Für 220-kV-Leitungen reicht einGasdruck von 7 bar aus, um bei einem Abstand von 160 mm zwischen Innenleiterund Mantel eine ausreichende Spannungsfestigkeit zu gewährleisten.

9Gasisolierte Drehstromleitungen werden vorzugsweise in Tunneln verlegt, könnenjedoch auch direkt in die Erde verlegt werden. Die Länge des einzelnen Rohrabschnittsist transportbedingt auf ca. 12 m begrenzt. Während die Rohrleitungssystemeder ersten Generation verschraubt wurden, werden die neuen Systeme verschweißt.Diese vor-Ort-Montage stellt erhebliche Reinheitsanforderungen. In Schaltanlagenwird diese Technologie bereits seit vielen Jahren erfolgreich eingesetzt [13].Mit gasisolierten Drehstromleitungen großer Länge existieren jedoch keine Betriebserfahrungen.Die im Vergleich zu Drehstromkabeln deutlich größeren Abmessungen machen auchbreitere Gräben erforderlich. So hat der Graben einer gasisolierten Drehstromleitungmit zwei Stromkreisen eine Breite von mindestens sechs Metern.2.4 Gleichstromübertragung HGÜ mit Kabel (s. auch Bild B10)Die Übertragungsleitung eines Gleichstromsystems besteht im Gegensatz zu Drehstromsystemenaus nur zwei Leiter pro Stromkreis, die den Gleichstrom hin- undzurückleiten. Da die kraftwerks- wie verbundseitige Einspeisung mit Drehstrom erfolgt,befindet sich an beiden Enden der Gleichstromverbindung eine Umrichterstationzur Umwandlung zwischen Gleich- und Wechselstrom. Die Gleichstromleitungkann grundsätzlich als Freileitung oder Kabel ausgeführt werden. Der Zielsetzungdieser Studie entsprechend wird hier jedoch die Gleichstromkabeltechnik untersucht.HGÜ-Systeme werden bereits seit einigen Jahrzehnten in klassischer Technik, mitThyristoren als Schaltelementen, zur Übertragung hoher Leistungen über sehr großeEntfernungen eingesetzt [14], bei Überlandverbindungen in Freileitungstechnik[20,23], bei Meeresunterquerungen in Kabeltechnik. In den letzten Jahren wurde mitder Verwendung von abschaltbaren leistungselektronischen Bauelementen, so genanntenIGBT’s, eine neue Generation der Gleichstromübertragung entwickelt. IhreVorteile sind u.a. die kostengünstigeren Kabel sowie der deutlich geringere Platzbedarfder Umrichteranlagen [15,16]. Aus diesen Gründen wird in dieser Studie ausschließlichdiese neue Technologie betrachtet. Mit Spannungen von ±150 kV werdenderzeit Übertragungskapazitäten von bis zu 550 MW erreicht [21,28], in naher Zukunftmit ±300 kV auch Übertragungskapazitäten von über 1000 MW [20,21]. Nachteilder HGÜ-Technik sind die sehr hohen Kosten für die Umrichterstationen undderen Verluste, die besonders bei – wie im vorliegenden Fall – kurzen Transportentfernungenstark ins Gewicht fallen.

10Die Verlegung der Gleichstromkabel ist ähnlich der von Drehstromkabeln. Da dieGleichstromübertragung grundsätzlich nur zwei Leiter je Stromkreis benötigt, sind dieGrabenbreiten entsprechend geringer. Die beiden Umrichterstationen haben mit jeetwa 50 m x 120 m einen sehr hohen Platzbedarf.3 UntersuchungsszenarienZur Bewertung der technischen, ökologischen und wirtschaftlichen Auswirkungen deralternativen Übertragungstechniken Drehstromkabel, gasisolierte Drehstromleitungund Gleichstromübertragung mit Kabel müssen hierfür zunächst analog zur existierendenFreileitungsausführung nach Bild 1.2 der konkreten Übertragungsaufgabeentsprechende Netzkonzepte entwickelt werden.3.1 Drehstromkabel - VerbindungBei Einsatz von VPE-Drehstromkabeln mit einem Leiterquerschnitt von 2000 mm 2und demzufolge 600 MVA Dauerbelastbarkeit kann mit zwei Stromkreisen die maximalmögliche Einspeisung aller drei Kraftwerke Kopswerk I,II und Rodundwerk IIabtransportiert werden.Beim planerisch und betrieblich zu unterstellendem störungsbedingtem Ausfall einesStromkreises können, ähnlich wie bei der existierenden Freileitungsübertragung nurnoch etwa 600 MVA abgeführt werden. Im Gegensatz zur Freileitungslösung, derenStörungen mit eigenem Personal der Illwerke innerhalb von 3 bis 5 Stunden geortetund beseitigt werden können, muss bei Kabelfehlern mit Reparaturzeiten von mehrerenWochen gerechnet werden (siehe Bild B14). Da ein derart lang beschränkterKraftwerkseinsatz aus Sicht der Illwerke nicht vertretbar ist, muss auch bei Ausfalleines Stromkreises ein uneingeschränkter Kraftwerksbetrieb möglich sein und dementsprechendÜbertragungsreserve vorgehalten werden (Bild 3.1).Rodundwerk II wird im Gegensatz zu heute eingeschleift, da T-Muffen für 220-kV-Kabel nicht Stand der Technik sind.

11Kopswerk II(3 x 200 MVA)∼ ∼ ∼Kopswerk I(3 x 102 MVA)∼ ∼ ∼VPE-Kabel 2000 mm 2 Cu (600 MVA)2 km18 kmRodundwerk II(310 MVA)∼10 kmBürs220 kVBild 3.1: Netzkonzept mit Drehstromkabel3.2 GIL - VerbindungGasisolierte Drehstromleitungen verfügen bauartbedingt über hohe Übertragungskapazitäten.Der für die vorliegende Aufgabe passende 220-kV-Leitungstyp weisteine maximale Übertragungskapazität von 1200 MVA auf, Übertragungskapazitätenbis 2300 MVA sind grundsätzlich möglich. Aus diesem Grund reichen, anders als beider Drehstromkabelvariante, zwei Stromkreise aus (siehe Bild 3.2), um auch beiAusfall eines Stromkreises die maximale Einspeisung aller drei Kraftwerke abzuführen.Da die Trasse zwischen den Kraftwerken Kopswerk I und II maximal mit306 MVA belastet wird, sind gasisolierte Drehstromleitungen auf diesem Abschnittaus technischen und wirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll. Ein VPE-Doppelkabelmit angepasster Übertragungskapazität (Leiterquerschnitt nur 1000 mm 2 Cu) ist fürdiese Anforderungen ausreichend.

12Kopswerk II(3 x 200 MVA)∼ ∼ ∼Kopswerk I(3 x 102 MVA)∼ ∼ ∼VPE-Kabel 1000 mm 2 Cu (300 MVA)Gasisolierte Rohrleitung (1200 MVA)2 km18 kmRodundwerk II(310 MVA)∼10 kmBürs220 kVBild 3.2: Netzkonzept mit GIL3.3 HGÜ - VerbindungUm die aufwändigen Umrichterstationen auf ein Mindestmaß zu beschränken, werdenfür diese Übertragungsvariante HGÜ-Kabel nur zwischen den StationenKopswerk II und Bürs eingesetzt. Bei diesem Netzkonzept werden zwei HGÜ-Systeme der neuen Generation mit einer Übertragungskapazität von je 550 MWbenötigt (siehe Bild 3.3).Bei Ausfall eines HGÜ-Systems ist für die u.U. lange Dauer der Reparaturmaßnahmenauch bei diesem Netzkonzept nur eine eingeschränkte Übertragungskapazitätvon 550 MW verfügbar. Viele Störungsanlässe führen jedoch nicht zum vollständigenAusfall des HGÜ-Systems, sondern lassen noch einen Betrieb mit halber Leistungund damit eine Gesamtübertragungsleistung von 825 MW zuzüglich des autarkenAnschlusses von Rodundwerk II zu. Aus diesem Grund und aufgrund der hohenKosten wird in Absprache mit dem Auftraggeber auf ein drittes HGÜ-System verzichtet.

13Kopswerk I(3 x 102 MVA)Kopswerk II(3 x 200 MVA)∼ ∼ ∼∼ ∼ ∼VPE-Kabel 1000 mm 2 Cu (300 MVA)VPE-Kabel 2000 mm 2 Cu (600 MVA)Gleichstromkabel (560 MW)2 km∼=18 kmBürs=∼10 kmRodundwerk II(310 MVA)∼∼=∼=220 kVBild 3.3: Netzkonzept mit GleichstromübertragungFür die kurzen Trassenabschnitte zwischen Kopswerk I und II sowie zwischen RodundwerkII und Bürs scheiden HGÜ-Systeme aus Kostengründen aus. Für derenÜbertragungserfordernisse von jeweils rd. 300 MVA sind Drehstromkabel mit einemLeiterquerschnitt von 1000 mm 2 Cu die günstigste Lösung. Aus Redundanzgründensind beide Trassenabschnitte mit Doppelkabel belegt.

144 Technologievergleich4.1 ÜbertragungskapazitätenDie Übertragungskapazität von Freileitungen ist durch die maximal zulässige Leiterseiltemperaturvon 80°C beschränkt. Da die Leiterseiltemperatur nahezu unverzögertder Belastung folgt, weisen Freileitungen keine nennenswerte thermische Elastizitätund somit keine Überbelastungsfähigkeit auf. Unzulässige Belastungszustände beeinträchtigendie mechanische Festigkeit der Leiterseile und führen zu unerlaubtemSeildurchhang [18]. Die für Freileitungsseile genannten zulässigen Belastungsströmesind so gewählt, dass bei ungünstigen Umgebungsbedingungen 2 die Leiterseiltemperatur80°C nicht überschritten wird. Die Übertragungskapazität ist damit im Wesentlichenvom Leiterquerschnitt abhängig. Für 220-kV-Freileitungen mit Zweierbündelsind Übertragungskapazitäten von 400 bis 1200 MVA je Stromkreis (siehe Tabelle 2)üblich. Nach Bild 1.2 hat die betrachtete 220-kV-Drehstromfreileitung unterschiedlicheBeseilungen mit Übertragungskapazitäten von 500, 750 und 1000 MVA.ArtFreileitungKabelGILÜbertragungskapazität je Stromkreis400 bis 1200 MVA (Zweierbündel)300 bis 700 MVA1000 bis 2300 MVATabelle 2:heute bis 550 MW (± 150 kV)HGÜzukünftig bis 1100 MW (± 300 kV)Übertragungskapazitäten von 220-kV-Leitungen und IGBT-HGÜDie Übertragungskapazität von Drehstromkabeln wird ebenfalls durch die an derGrenzfläche Leiter-Dielektrikum maximal zulässige Temperatur von 90°C begrenzt[29]. Bei den unterirdisch verlegten Drehstromkabeln wird die im Leiter anfallendeVerlustwärme durch die Isolierung und das Erdreich an die Erdoberfläche abgeleitet.Aufgrund deren schlechter Wärmeleitfähigkeit sind bei Drehstromkabeln zur Übertra-2 - Außentemperatur 35°C- direkte Sonneneinstrahlung- Windgeschwindigkeit 0,6 m/s quer zu den Leiterseilen

15gung gleicher Leistung größere Leiterquerschnitte als bei Freileitungen erforderlich.Das umgebende Erdreich kann jedoch vorübergehend große Wärmemengen zwischenspeichern,so dass Drehstromkabel je nach Vorbelastung für mehrere Stundenerheblich überlastet werden können.Maßgeblich für die Übertragungskapazität von Drehstromkabeln ist neben dem Leiterquerschnittauch die Art und Tiefe der Verlegung. So kann bei Verlegung in einerEbene aufgrund besserer thermischer Eigenschaften im Vergleich zur gebündeltenVerlegung eine um ca. 20 % höhere Übertragungskapazität [1] gegenüber Tabelle 2erreicht werden. Durch zusätzliche Maßnahmen, wie z.B. einer aktiven Kühlung odereiner thermischen Stabilisierung durch Einbettung in Magerbeton, kann die Übertragungskapazitätzusätzlich erhöht werden. Doch auch so erreichen Drehstromkabelnicht die Übertragungskapazitäten von Drehstromfreileitungen.Gasisolierte Drehstromleitungen wurden für die Übertragung hoher Leistungen entwickelt.Leitungen mit Strombelastbarkeit bis 4000 A sind im Einsatz, 6000 A sinderreichbar. Für die 220-kV-Spannungsbene bedeutet das Übertragungskapazitätenvon 1000 bis 2300 MVA. Die Überlastbarkeit gasisolierter Drehstromleitungen istgrößer als die von Drehstromkabeln und kann bis zu 100 % über mehrere Stundengehen.Die Gleichstromübertragung ist eine reine Wirkleistungsübertragung. Grenzen für dieÜbertragungskapazität sowie die Bereitstellung von Blindleistung an den Schnittstellenzu den Drehstromnetzen sind durch die maximale Stromtragfähigkeit der leistungselektronischenBauelemente (IGBT), die maximal zulässige Zwischenkreisspannungund die Übertragungskapazität der Gleichstromkabel gegeben. HGÜ-Systeme der neuen Generation sind modular aufgebaut. So kann ein solches Systemdurch Wahl der Zwischenkreisspannung (derzeit ±80 kV und ±150 kV) und der Übertragungskapazitätdes eingesetzten Gleichstromkabels (querschnittsabhängig bis1900 A) an die spezifische Übertragungsaufgabe angepasst werden. Systeme mitÜbertragungskapazitäten von bis zu 550 MW sind bereits heute im Einsatz (Tabelle2). Zukünftig können mit Zwischenkreisspannungen von ±300 kV Übertragungskapazitätenvon bis zu 1100 MW und damit die Übertragungskapazität klassischer HGÜ-Systeme erreicht werden.

164.2 Verfügbarkeiten (s. auch Bild B14)Die eminent wichtige Sicherheit der Stromversorgung hängt ganz wesentlich von derVerfügbarkeit, d.h. der Funktionsfähigkeit der Netzbetriebsmittel und hier wiederumder Leitungen ab. Die Verfügbarkeit elektrischer Leitungen wird im Wesentlichendurch störungsbedingte und deshalb stochastische Ausfälle sowie wartungsbedingteAbschaltungen beeinflusst. Planbare Abschaltungen sind oftmals weniger kritisch, daim Vorfeld dieser Maßnahmen gezielte Schalthandlungen zur Vermeidung kritischerNetzzustände durchgeführt oder diese Maßnahmen in hierfür geeignete Zeiten gelegtwerden können. Störungsbedingte Ausfälle werden im Wesentlichen durch KurzoderErdschlüsse hervorgerufen, die insbesondere durch Betriebsmittelschäden (z.B.durch Alterung), höhere Gewalt (z.B. Sturmschäden oder Blitzeinschläge) oder Einwirkungdurch Dritte (z.B. Kabelschaden durch Baggerarbeiten) entstehen.In Tabelle 3 sind für störungsbedingte Ausfälle die durchschnittlichen Ausfallhäufigkeiten,die mittleren Reparaturdauern nach einem Störfall sowie die daraus resultierendeNichtverfügbarkeit für Drehstromfreileitungen und Drehstromkabel der 220-kV-Spannungsebene aufgeführt. Die Kenngrößen basieren auf einer Auswertung derVDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik für die Jahre 1994 bis 2003 [24].BetriebsmittelmittlereReparaturdauerAusfallhäufigkeitNichtverfügbarkeit[1 / (a 100km)][h][h / (a 100km)]Drehstromfreileitung(statistisch belegt)Drehstromkabel(plausible Schätzwerte)0,6 3 1,80,7 3 5 bis 20 Tage 4 80 bis 340Tabelle 3: Verfügbarkeit von Drehstromfreileitung und DrehstromkabelInfolge ihres ungeschützten Aufbaus sind Drehstromfreileitungen allen atmosphärischenEinflüssen ausgesetzt. Ein großer Teil dieser Störungen, z.B. nach einemBlitzeinschlag, kann durch so genannte Kurzunterbrechungen, d.h. durch kurzzeitigesAbschalten des Leiters, folgenlos und nahezu unmerklich behoben werden.3 Schätzung auf Basis von 110-kV-Drehstromkabeln4 Angaben von Netzbetreibern und Kabelherstellern

17Dadurch reduziert sich die Ausfallhäufigkeit von Drehstromfreileitungen um 50 bis 70% auf den in Tabelle 3 dargestellten Wert und somit auf ein ähnliches Niveau wie beiDrehstromkabeln.Zur Ausfallhäufigkeit von 220-kV-Drehstromkabeln gibt es aufgrund zu geringer installierterLeitungslängen keine statistisch gesicherten Daten. Da sie in Material undAufbau jedoch mit 110-kV-Kabeln vergleichbar sind, wird deren aus langjährigerErfahrung abgeleitete Ausfallhäufigkeit in dieser Studie auf die 220-kV-Drehstromkabel übertragen. Problematisch bei 220-kV-Kabeln kann allerdings dasVerhalten der zahlreichen Kabelmuffen sein, die sich in der Vergangenheit stets alsSchwachstelle der Kabelanlagen herausgestellt haben.Der Vergleich der mittleren Reparaturdauern offenbart signifikante Unterschiedezwischen Drehstromfreileitung und Drehstromkabel. Übliche Ausfälle von Drehstromfreileitungenkönnen aufgrund der guten Zugänglichkeit innerhalb kurzer Zeit behobenwerden, so dass die Statistik eine mittlere Reparaturdauer von 3 Stunden ausweist.Bei Drehstromkabeln ist nach einem störungsbedingten Ausfall eine aufwändigeReparatur erforderlich, die einschließlich Fehlerortung, Aufgrabung und Muffeninstallationnach Angaben von Netzbetreibern und Kabelherstellern bei 220-kV-Drehstromkabeln durchschnittlich 5 bis 20 Tagen dauern kann. Die aus dem Produktvon Häufigkeit und Dauer resultierende Nichtverfügbarkeit wird demzufolge bei Drehstromkabelninsbesondere durch die hohen Reparaturdauern bestimmt. Während220-kV-Freileitungen durchschnittlich ca. 2 Stunden pro Jahr störungsbedingt nichtverfügbar sind, muss bei Kabeln mit Nichtverfügbarkeiten von 3 bis 15 Tagen proJahr gerechnet werden. Viele Netzbetreiber halten deshalb bei Kabelkonzeptenselbst in 110-kV-Netzen eine (n-1)-Sicherheit für unzureichend, was auch beimDrehstromkabelkonzept dieser Studie (Bild 3.1) berücksichtigt wurde.Für gasisolierte Drehstromleitungen liegen - mangels Masse - bisher keine störungsbedingtenVerfügbarkeitskennzahlen vor. Der Betrieb der wenigen kurzen Leitungslängenerfolgte mit sehr wenigen Störungen [13]. Die Reparaturdauern dürften ähnlichlang wie bei Drehstromkabeln sein, da Fehlersuche, Baustelleneinrichtung, Instandsetzungsowie Wiederinbetriebnahme einen vergleichbar aufwändigen Prozessdarstellen.Für HGÜ-Systeme existiert ebenfalls bisher keine Verfügbarkeitsstatistik. Die Herstellervon HGÜ-Systemen der neuen Generation garantieren für das Gesamtsystem,das die Umrichterstationen und die Gleichstromkabel umfasst, eine Nichtverfügbarkeitvon maximal 2 % oder 175 Stunden pro Jahr [21]. Davon sind jedoch bis zu 30Stunden pro Jahr geplante Abschaltungen für Wartungsarbeiten. Die Betriebserfah-

18rung der letzten Jahre zeigt, dass die garantierten Verfügbarkeitskenngrößen eingehaltenwerden. Insgesamt ist jedoch zu vermuten, dass HGÜ-Systeme eine deutlichgeringere Verfügbarkeit aufweisen als Drehstromsysteme. Dies ist im Wesentlichenauf die Nichtverfügbarkeit der Umrichteranlagen zurückzuführen. Auch dieVerfügbarkeit von Gleichstromkabeln ist bisher unbekannt, dürfte jedoch der Verfügbarkeitenvon Drehstromkabeln entsprechen, zumal auch der Muffenabstand von 0,5bis 1 km ähnlich ist.4.3 Lebensdauern (s. auch Bild B15)Für die Masten von Drehstromfreileitungen weist die Literatur Lebensdauern von 50bis 80 Jahren aus [29], wobei diese Zeiten in der Praxis durch regelmäßige Wartungs-und Ertüchtigungsmaßnahmen noch überschritten werden. Beseilung undArmaturen werden zustandsabhängig nach 25 bis 40 Jahren erneuert.Auf Basis der bekannten Altersabhängigkeit von VPE-Isolierungen wird für Drehstromkabeleine Lebensdauer von 40 Jahren prognostiziert [1]. Unter Berücksichtigungder langjährigen Betriebserfahrungen mit 110-kV-VPE-Kabeln erscheinen dieseBetriebsdauern auch für 220-kV-Drehstromkabel realistisch.Für gasisolierte Drehstromleitungen können heute noch keine belastbaren Angabengemacht werden. Da nach Aussagen von Anlagenherstellern das isolierende Gasgemischkeinem signifikanten Alterungsprozess unterliegt und bei gasisoliertenSchaltanlagen mit dieser Technologie Lebensdauern von 40 Jahren problemlos erreichtwerden [13], erscheint die Annahme ähnlicher Lebensdauern für gasisolierteDrehstromleitungen realistisch.HGÜ-Systeme werden in der Praxis auch für Nutzungsdauern von 40 Jahren ausgelegt[31]. Dabei sind für Gleichstromkabel gleiche Lebensdauern wie für Drehstromkabelzu erwarten. Hinsichtlich der Leistungselektronik in den Umrichteranlagen kannauf langjährige Erfahrungen in anderen Einsatzumgebungen verwiesen werden, sodass auch für diese Anlagen Nutzungsdauern von 40 Jahren und mehr realistischerscheinen.

19BetriebsmittelDrehstromfreileitung - Maste- Beseilung und ArmaturenLebensdauer[Jahre]80 und mehr40Drehstromkabel 40Gasisolierte Drehstromleitung 40Gleichstromübertragung 40Tabelle 4: Lebensdauern4.4 Umwelteinflüsse (s. auch Bilder B16 bis B18)Wesentliches Argument gegen Freileitungen ist die Beeinträchtigung des Landschaftsbildesdurch die auffälligen Masten mit Beseilung und die Trassen, die – beiWalddurchquerung sogar als Schneisen – in ihrer Nutzung eingeschränkt sind. Zwarist eine landwirtschaftliche Nutzung, in Ausnahmefällen sogar eine Bebauung, möglich,die Höhe von Pflanzen und Bauwerken ist jedoch in diesem etwa 40 m breitenStreifen begrenzt. In diesem Bereich sind auch Geräuschbelästigungen nicht auszuschließen,sowohl direkt hörbar wie auch indirekt durch Störung der Mittelwellenfrequenzen.Kabel für Drehstrom oder Gleichstrom wie auch GIL sind weder direkt sichtbar nochhörbar, indirekt ist ihr Verlauf aber durch die wesentlich restriktiveren Nutzungsmöglichkeitenihrer Trasse zu erkennen. Die Trassenbreite ist mit 10 bis 15 m deutlichgeringer als bei Freileitungen, dafür muss jedoch in einer Breite von 20 bis 30 mwährend der Bauphase Freiraum geschaffen werden für Bodenaushub und Schwertransporte.Bei Freileitungen ist das nur während der Bauphase an den Maststandortenerforderlich. Bei HGÜ ist der große Platzbedarf von etwa 50 m x 120 m je Umrichterstationvon Nachteil.Um spannungsführende Leiter bildet sich ein elektrisches Feld, um stromführendeLeiter zusätzlich ein magnetisches Feld aus, die beide bei Drehstromleitungen mitBetriebsfrequenz 50 Hz pulsieren, bei Gleichstromleitungen ein zeitlich konstantesGleichfeld sind.Da metallische Kapselungen – und als solche wirkt auch das elektrisch gut leitendeErdreich – elektrische Felder abschirmen, gibt es bei unterirdisch verlegten Kabeln

20und GIL auch kein elektrisches Außenfeld; bei GIL auch kein magnetisches Außenfeld,da der Rückstrom im Außenrohr das Feld des Leiterstromes nahezu voll kompensiert.Gleichstromkabel emittieren zwar ein Magnetfeld in den zugänglichen Trassenbereich.Bei diesem Gleichfeld sind jedoch, wie beim gleichartigen und stärkerenErdmagnetfeld, keine negativen Induktionswirkungen möglich.Verbleiben also die elektrischen und magnetischen Wechselfelder der Drehstromfreileitungenund das magnetische Wechselfeld des Drehstromkabels, die für Dauerexpositionnach ÖVE/ÖNORM E 8850 [25] die Grenzwerte von 5 kV/m bzw. 100 µTeinhalten müssen.Die Felder der in dieser Studie betrachteten Drehstromfreileitungen und Drehstromkabellassen sich recht genau berechnen. Dabei werden die 220-kV-Doppelfreileitung aus Kapitel 1.2 und eine entsprechende 220-kV-Doppelkabeltrassebei maximaler Einspeisung aller Kraftwerke, also einer Belastung von 600 MVA jeStromkreis, untersucht. Unter diesen ungünstigen Randbedingungen ergeben sichfür die Drehstromfreileitung am Ort des maximalen Durchhangs die in Bild 4.1 veranschaulichtenFeldstärken. Am ungünstigsten Ort erreichen die Feldstärken in 1 mHöhe über Erde 3,7 kV/m und 15,3 µT, halten also die Vorgaben ein.Elektrisches FeldMagnetisches Feld0,1 kV/m0,3 kV/m0,75 kV/m1,5 kV/m5 kV/m10 kV/m2 µT5 µT15 µT30 µT100 µT200 µTMesshöhe1m über Erdboden40mBild 4.1:Elektrisches und magnetisches Feld im Nahbereich der220-kV-DrehstromfreileitungDas gilt auch für das Magnetfeld des Drehstromkabels (Bild 4.2), das allerdings demGrenzwert nahe kommt.

21FreileitungElektrisches Feldmax. 3,7 kV/m(bei 220 kV)Magnetisches Feldmax. 15,3 µTKabel - max. 82,3 µTGrenzwert beiDauerexposition5 kV/m 100 µTTabelle 5: Maximale Feldstärken bei Drehstromfreileitung und -kabelDieses relativ starke Magnetfeld kann aber durch hierauf orientierte Maßnahmenverringert werden, so durch größere Verlegetiefe (höhere Kosten), engere Verlegungder drei Einzelkabel jedes Drehstromsystems (geringere Übertragungsfähigkeit) undVerzicht auf Unterdrückung der Mantelströme [26] (größere Verluste).Magnetisches Feld1 µT10 µT25 µT50 µT100 µT200 µTMesshöhe(0,2m über Erdboden)3,5mBild 4.2: Magnetisches Feld einer Drehstromkabeltrasse mit zwei Stromkreisen

225 WirtschaftlichkeitUm unterschiedliche Leitungsvarianten wirtschaftlich bewerten und vergleichen zukönnen, müssen die Aufwendungen für die einmalige Errichtung und den laufendenBetrieb der Anlagen vergleichbar gemacht werden. Als Betriebskosten werden hierdie Instandhaltungs- und Verlustkosten berücksichtigt.5.1 InvestitionskostenZu den Investitionskosten zählen die Kosten für Planung, Beschaffung, Montage undInbetriebnahme der jeweiligen Anlagen [2]. Dabei beinhalten die Kosten für die Planungeiner Höchstspannungsleitung auch die Aufwendungen für Genehmigung undEntschädigung. Die einmalig während der Nutzungsdauer anfallenden Investitionskostenwerden mit Hilfe der Annuitätsmethode in jährliche Kosten umgerechnet. Indieser Untersuchung werden dazu ein Kalkulationszinssatz von 6% pro Jahr undNutzungsdauern nach Tabelle 6 berücksichtigt. Die Kostendaten wurden in engerAbstimmung mit Anlagenherstellern und Netzbetreibern sowie auf der Basis aktuellerGutachten und Veröffentlichungen [1,2,3,6,28,30,33,34] ermittelt und im Anhangzusammengefasst. Dabei sind vor allem die Tiefbaukosten der unterirdischen Leitungsvariantensehr projektspezifisch und hier aus den Erfahrungen der Illwerkeabgeschätzt.BetriebsmittelNutzungsdauer[Jahre]Freileitung - Maste 80Freileitung - Beseilung und Armaturen 40Drehstromkabel 40Gasisolierte Drehstromleitung 40Gleichstromkabel 40Umrichteranlagen (HGÜ) 40Tabelle 6: Nutzungsdauern für die wirtschaftliche Bewertung

235.2 InstandhaltungskostenZu den Instandhaltungskosten zählen regelmäßige Ausgaben für Wartung und Instandhaltungder Anlagen, die hier als in jährlichem Abstand anfallend unterstelltwerden. Bei Freileitung müssen regelmäßig Sichtkontrollen der Beseilung, Isolatoren,Maste und Fundamente erfolgen. Darüber hinaus müssen Freileitungstrassen füreinen sicheren Betrieb regelmäßig von ausuferndem Bewuchs befreit werden. Indeutlich größeren Zeitabständen erfolgen Revisionen der Maste und Armaturen. Fürdie betrachtete Doppelleitung (siehe Kapitel 1.2) sind dafür nach Auskunft der Illwerkerd. 90.000 € pro Jahr anzusetzen.Bei Drehstromkabeln resultieren derartige Instandhaltungskosten nur aus regelmäßigenÜberprüfungen der Cross-Bonding-Systeme, der Prüfung der Überspannungsableitersowie der Pflege der Trassenoberflächen. Somit ist der Instandhaltungsaufwandgeringer als bei Freileitungen. Der Instandhaltungsaufwand für gasisolierteDrehstromleitungen und Gleichstromkabel ist ähnlich dem für Drehstromkabel [12].Aus diesem Grund werden in Absprache mit dem Auftraggeber die Instandhaltungskostenaller in dieser Studie betrachteten unterirdischen Leitungsvarianten einheitlichmit 15.000 € pro Jahr bewertet.Die Instandhaltungskosten der Umrichterstationen sind aufgrund des Verschleißesder leistungselektronischen Bauelemente und des höheren Inspektionsaufwandesdeutlich höher. In [28] wurden hierfür jährlich 0,5 % der Investitionskosten einer Umrichteranlagegenannt und hier übernommen.5.3 Verlustkosten (s. auch Bild B20)Die Übertragung elektrischer Energie mittels Kabel oder Freileitung ist mit Verlustenverbunden. Bei praxisüblicher Leitungsbelastung werden die Leitungsverluste imWesentlichen durch Stromwärmeverluste verursacht. Sie sind direkt von der Belastungder Leitung abhängig und dem Quadrat des Stromes oder bei näherungsweisekonstanter Betriebsspannung dem Quadrat der übertragenen Leistung proportional.Diese Verluste werden im Folgenden als lastabhängige Verluste bezeichnet. ImGegensatz dazu entstehen lastunabhängige Verluste schon allein bei anliegenderBetriebsspannung. Bei Kabeln sind das die Verluste im Dielektrikum, bei Freileitungendie witterungsabhängigen Koronaverluste.Da Drehstromkabel im Gegensatz zu Freileitungen wie auch zu GIL hohe Ladeströmeaufnehmen und damit die herkömmliche Blindleistungsbilanz stark verändern,

24wird für diese Übertragungsvariante eine 100%-ige Ladestromkompensation unterstellt.Nicht nur die Kosten, auch die Verluste der hierfür benötigten Ladestromspulensind zu berücksichtigen. Die Beschaffung der Verlustenergie hat im liberalisiertenund unbundelten Markt zu marktorientierten Preisen zu erfolgen. Hierfür werdenBeschaffungskosten von 3,5 ct / kWh angesetzt.In Bild 5.1 sind die resultierenden Jahresverlustkosten der in dieser Studie betrachteten220-kV-Übertragungsalternativen dargestellt. Da die Stromwärmeverluste sichvon Jahr zu Jahr mit dem jeweiligen Belastungsverlauf ändern, wird eine Bewertungmit zwei unterschiedlichen praxistypischen Jahresbelastungsverläufen durchgeführt.Die daraus abgeleitete Verluststundenzahl von 1000 h/a repräsentiert ein Jahr mitdurchschnittlich niedrigen und die Verluststundenzahl von 2000 h/a ein Jahr mitdurchschnittlich hohen Belastungen.Die Freileitungsvariante weist die höchsten Leitungsverluste auf, da die noch wesentlichhöheren HGÜ-Verluste vorwiegend durch die Umrichterstationen verursachtwerden, was auch aus Verlustsicht die HGÜ-Lösung für die betrachtete Übertragungsaufgabeals ungeeignet ausweist. Lastunabhängige Verluste fallen nur beiDrehstromkabeln ins Gewicht, die aber insgesamt nach der GIL-Variante mit ihremsehr großen Leiterquerschnitt die verlustgünstigste Lösung darstellen.60lastabhängige Verluste (T V = 1000 h/a)lastabhängige Verluste (T V = 2000 h/a)lastunabhängige VerlusteGWha30150GasisolierteDrehstromleitungDrehstromfreileitungDrehstromkabelGleichstromübertragungBild 5.1: Übertragungsverluste der Kraftwerksableitung im Montafon

255.4 Gesamtkostenvergleich (s. auch Bild B22)Die annuitätischen Gesamtkosten der vier betrachteten ÜbertragungsalternativenDrehstromfreileitung, Drehstromkabel, gasisolierte Drehstromleitung und Gleichstromübertragungsind in Bild 5.2 dargestellt. Alle Übertragungsvarianten mit unterirdischverlegten Leitungen sind wesentlich teurer als die bestehende Freileitungslösung.Die HGÜ-Variante scheidet aus wegen der hierfür zu geringen Übertragungsentfernungvon rd. 30 km, die GIL-Variante wegen der zu geringen Übertragungsleistungvon rd. 600 MVA je Stromkreis. Technisch angemessen wäre allenfalls die Drehstromkabel-Variante,die sich jedoch, nicht zuletzt auch wegen des aus Sicherheitsgründennotwendigen dritten Kabels, als fast 8-fach teurer als die mit großem Abstandbilligste und auch technisch günstigste Freileitungslösung erweist.40Mio. €a2010InvestitionskostenInstandhaltungskosten13,41,7Verlustkosten (T V = 2000 h/a)Verlustkosten (T V = 1000 h/a)35 bis 5021,50GasisolierteDrehstromleitungDrehstromfreileitungDrehstromkabelGleichstromübertragungBild 5.2: Annuitätische Gesamtkosten der Übertragungsvarianten5.5 Volkswirtschaftliche BetrachtungDie vorgestellten vier Übertragungsalternativen haben sehr unterschiedliche Auswirkungenauf die österreichische Volkswirtschaft, da Herstellung und Errichtung derzugehörigen Anlagen in sehr unterschiedlichem Maß im Inland erfolgen kann. Bei der

26Variante mit Freileitungstechnik bleibt nahezu die gesamte Wertschöpfung in Höhevon knapp 15 Mio. € in Österreich, da Maste, Fundamente, Armaturen und Beseilungdurch nationale Anbieter hergestellt und installiert werden können.Drehstromkabel und gasisolierte Drehstromleitungen für 220 kV werden in Österreichnicht hergestellt und müssen importiert werden. Trotzdem können österreichischeUnternehmen Projektierung, Tiefbauarbeiten und Installation übernehmen. Im Fallder Übertragungsvariante Drehstromkabel verbleiben knapp 70 % oder rd.130 Mio. € der Wertschöpfung im Inland, im Fall der GIL-Variante knapp 60 % oderrd. 180 Mio. €.Auch bei der HGÜ-Variante müssen nahezu alle technischen Anlagen importiertwerden. Umrichtertransformatoren, Gebäude und Tiefbauarbeiten für die Kabelverlegungkönnen durch einheimische Firmen hergestellt werden mit einem Anteil vonetwa einem Drittel der Investitionskosten oder rd. 160 Mio. €.Aachen, den 18. Juli 2007(Univ.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. Haubrich)

27Literaturverzeichnis[1] Brakelmann, H.Netzverstärkungs-Trassen zur Übertragung von Windenergie:Freileitung oder Kabel?Studie im Auftrag des Bundesverbandes WindEnergie e.V., 2004[2] Oswald, R.Vergleichende Studie zu Stromübertragungstechniken im HöchstspannungsnetzStudie im Auftrag der Niedersächsischen Landesregierung, 2005[3] Jarass, L.; Obermair, G.Netzeinbindung von Windenergie in Schleswig-HolsteinGutachten für das Ministerium für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr desLandes Schleswig-Holstein, 2005[4] E.ON Netz GmbHBewertung der Studie„Netzverstärkungs-Trassen zur Übertragung von Windenergie:Freileitung oder Kabel“Stellungnahme, 2004 (zu [1])[5] Bundesverband WindEnergie e.V.Bewertung der E.ON-Stellungnahme zur StudieStellungnahme, 2004 (zu [4])[6] E.ON Netz GmbHNeue Studie bestätigt: Freileitungen im Höchstspannungsnetz signifikantgünstiger als Kabel oder GILStellungnahme, 2005 (zu [2])[7] Deutsche Energie Agentur GmbH (dena)Ausbau des Stromtransportnetzes: Technische Varianten im VergleichInformationsbroschüre, 2006[8] Europäische KommissionUndergrounding of electricity lines in EuropeBackground paper, Dezember 203

28[9] Argaut, P.The in-service 400 kV Aarhus-Aalborg line in DenmarkTransnational luncheon ICC falls 2004, St. Petersburg[10] Bjorlow–Larsen, K.; del Brenna, M.; Kaumanns, J.; Meier, R.; Kirchner,M.; Argaut, P.Large projects of EHV underground cable systemsInternational Conference on Insulated Power Cables JICABLE,Paris, 2003[11] Association of European transmission system operators (ETSO)ETSO position on user of underground cables to develop European400 kV networksJanuar 2003[12] Koch, H; Hopkins, MOverview of gas insulated lines (GIL)IEEE Power Engineering Society General Meeting, San Francisco, 2005,S. 940 – 944[13] Koch, H.; Pöhler, S.; Schmidt, S.Vorteile der Energieübertragung mit gasisolierten Leitungen (GIL)etz, H. 6/2002, S. 38 – 43[14] Pohv, D.Use of HVDC and FACTSProceedings of the IEEE, Vol. 88, H. 2, Feburar 2000[15] Hanson, J.; Sandeberg, P.Selbstgeführte Umrichter im elektrischen VersorgungsnetzETG-Fachberichte Band 103, S. 33 – 39,VDE-Verlag Berlin, Offenbach[16] Rehtanz, C.; Hanson, J.;Johansson, S.Netzverstärkungen und Offshore-Anbindungen mitselbstgeführten HGÜTagungsband zum VDE-Kongress 2004, BerlinS. 297 – 302, VDE Verlag, Berlin, Offenbach, 2004[17] VDN e.V. beim VDEWVDN-Störungs- und VerfügbarkeitsstatistikAuswertungen der Berichtsjahre 2004 und 2005

29[18] Consentec Gmb; IAEW, RWTH AachenAnalysis of Electricity Network Capacitiesand Identification of CongestionStudie im Auftrag der European Commission Directorate-General Energyand TransportAbschlussbericht, Dezember 2001[19] Brakelmann, H.; Jensen, M.Redundantes Drehstrom-Einleiterkabelsystem mit Schirmspannungs-KompensationElektrizitätswirtschaft, Jg. 104 (2005), Heft 4, S. 38 - 47[20] Wensky, D.Gleichstrom – Netzanbindung großer Offshore-WindparksElektrizitätswirtschaft, Jg. 104 (2005), Heft 19, S. 60 – 64[21] ABB AGIt’s time to connect - Technical description of HVDC Light® technologyInformationsmaterial des Herstellers[22] Kaumanns, J.Moderne VPE-Kabel im 110-kV-Verteilnetz – neue Ansätze undinnovative TechnikenETG-Fachberichte Band 98 (2005), S. 89 – 94,VDE-Verlag, Berlin, Offenbach[23] Vancers, I.; Christofersen, D.; Leirbukt, A.; Bennett, M.A survey of the reliability of HVDC systems throughout the worldduring 2003 – 2004Cigré 2006, Paris[24] VDN e.V. beim VDEW BerlinVDEW-Störungs- und verfügbarkeitsstatistikVWEW-Verlag, Frankfurt am Main, Jahrgänge 1994 bis 2003[25] Österreichisches NormungsinstitutÖVE/ÖNORM E 8850: Elektrische, magnetische und elektromagnetischeFelder im Frequenzbereich von 0 Hz bis 300 GHz - Beschränkungder Exposition von PersonenWien, 2006[26] Brakelmann, H.; Jensen, M.Neues sechsphasiges System hoher Übertragungsleistung für VPEisolierteHVAC-See- und LandkabelElektrizitätswirtschaft, Band 105 (2006), Heft 4, S. 34 – 43

30[27] Haubrich, H.-J.Elektrische Energieversorgungssysteme – Technische und WirtschaftlicheZusammenhängeAachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 13, Verlag Mainz, Aachen3. Auflage 1996[28] Handschin, E.; Schulz, W.; Taylor, R.Bewertung der möglichen Übertragungstechniken für Offshore-WindenergieEnergiewirtschaftliche Tagesfragen, Heft 3, 57. Jg., 2007, S. 44 ff.[29] Oswald, B.; Müller, A.; Krämer, M.Technischer und wirtschaftlicher Vergleich von Übertragungsalternativenim HöchstspannungsnetzEnergiewirtschaftliche Tagesfragen, 56. Jg. (2006), Heft 8, S. 22 ff.[30] Czisch, G.; Trieb, F.Interkontinentale Stromverbünde – Perspektiven einer VollversorgungEuropas aus regenerativen Quellenhttp://www.iset.unikassel.de/abt/w3-w/projekte/stromverbuende_a4.pdf[31] Skog, J.HVDC Transmission and Lifetime Expectancyhttp://www.tennet.nl[32] Franke, P.VPE-Kabel auf dem VormarschSiemens EV-Report 4/94, S. 2251-4[33] Matheus, C.Technische und wirtschaftliche Einsatzmöglichkeiten supraleitenderEnergiekabelAachener Beiträge zur Energieversorgung, Band 105, Klinkenberg Verlag,Aachen, 2005[34] Häusler, M.Energietransport über Land und See mit Gleichstrom, in: RegenerativeStrom für Europa durch Fernübertragung elektrische EnergieAFES-PRESS, Mosbach, 1999

31Anhang ADatenbasisA.1 Wirtschaftliche DatenKalkulationszinssatz: 6 % pro Jahr (Nominalzins)Investitionskosten - LeitungenBetriebsmittelKostenNutzungsdauer[Jahre]DrehstromfreileitungMaste für 2 Stromkreise 360.000 €/km 80Beseilung und Armaturenfür einen StromkreisDrehstromkabel60.000 €/km 40VPE 1000 mm 2 (Cu) 300.000 €/km 40VPE 2000 mm 2 (Cu) 500.000 €/km 40Grabenkosten inkl. Verlegungfür zwei StromkreiseGrabenkosten inkl. Verlegungfür drei StromkreiseGasisolierte Drehstromleitung3.500.000 €/km 405.000.000 €/km 40Stromkreis (1200 MVA) 2.500.000 €/km 40Grabenkosten inkl. Verlegungfür zwei StromkreiseGleichstromübertragungGleichstromkabelHin- und Rückleiter (560 MW)Grabenkosten inkl. Verlegungfür zwei Stromkreise6.000.000 €/km 40500.000 €/km 402.500.000 €/km 40Umrichterstation (550 MW) 80 Mio. € 40

32Investitionskosten – sonstige AnlagenBetriebsmittelKostenNutzungsdauer[Jahre]Gasisoliertes 220-kV-Schaltfeld 1.000.000 € 40Anlagen zur Ladestromkompensation7.000 €/Mvar 40InstandhaltungskostenBetriebsmittelKostenDoppelfreileitungDrehstromkabelGasisolierte DrehstromleitungGleichstromkabel3000 €/(a km)500 €/(a km)500 €/(a km)500 €/(a km)Umrichterstation 0,5 %/a 5VerlustkostenArbeitspreis35 €/MWh5 bezogen auf InvestitionskostenQuelle: [28]

33A.2 Technische DatenLeitungs-TypR’[mΩ/km]G’[nS/km]C’[nF/km]I th[A]Drehstromfreileitung2 x 257/60 mm 2 Al/St 57 30 12,2 13302 x 450/40 mm 2 Al/St 31 32,2 11,8 19502 x 800 mm 2 Aldrey 21 34,6 11 2600DrehstromkabelVPE 1000 mm 2 (Cu) 18 74 215 900VPE 2000 mm 2 (Cu) 13 70 228,4 1525Gasisolierte DrehstromleitungGIL 1200 MVA 10 ∼ 0 54,5 3150GleichstromkabelHVDC light cable2000 mm 2 7 - - 1870

34Anhang BAbschlussvortrag „Bürgerinitiative“am 14.06.2007Abtransport der in den Kraftwerken Kopswerk I & IIund Rodundwerk II der Vorarlberger Illwerke AGerzeugten elektrischen EnergieUniv.-Prof. Dr.-Ing. H.-J. HaubrichDipl.-Ing. Frank WirtzSchruns, 14.06.2007

351Ausgangspunkt Errichtung des neuen Pumpspeicherkraftwerks „Kopswerk II“ durch dieVorarlberger Illwerke AG (VIW) im Montafon Abtransport dieser zusätzlich erzeugten elektrischen Energie unter Nutzung dervorhandenen Anschlussleitungen zwischen Partenen und Bürs Forderung nach einem unterirdischen Netzanschluss Wissenschaftliche Untersuchung der heute verfügbaren technischenAusführungsmöglichkeiten2Derzeitige LeitungssituationBisheriger Netzanschluss(Kopswerk I und Rodundwerk II)Kopswerk I(3 x 102 MW)∼ ∼∼Leitung neuZusätzlicher Netzanschluss(Kopswerk II)Kopswerk II(3 x 200 MW)∼ ∼∼∼ ∼∼Kopswerk I(3 x 102 MW)2 kmmax.750 MWmax.500 MWmax.750 MWmax.500 MWRodundwerk II(310 MW)∼Rodundwerk II(310 MW)∼18 kmmax.1000 MWmax.500 MWmax.1000 MW10 kmmax.500 MWBürs (220 kV)

363Randbedingungen der Übertragungsaufgabe Vorhandene Schaltanlagen und Blocktransformatoren in 220-kV-Technik Übergang auf 380 kV nicht wirtschaftlichUntersuchungsrelevante Technologiealternativen Drehstromfreileitung (HDÜ-FL) 220 kV (Referenz) Feststoffisolierte Drehstromkabel (HDÜ-KB) Gasisolierte Drehstromleitung (GIL) Gleichstromübertragung mit Kabel (HGÜ-KB)220 kV220 kV±150 kV4220-kV-Drehstromfreileitung Partenen-Bürs „Tonnenmast“ schmale Maste (15m) schmale Trasse (40m) hohe Maste (43m) Mastabstand ca. 300m Beseilung 2 Stromkreise (2 x 3 Phasen) Zweierbündel Blitzschutzseil Belastbarkeit je Stromkreis 500 bis 1000 MWStromkreisKops SüdStromkreisKops Nord

375220-kV-Drehstromkabel Erdverlegung gebündelt in einer Ebene Belastbarkeit je Stromkreis 300 bis 700 MW Grabenbreite (für 2 Stromkreise) in einer Ebene: 3,5m Schutzstreifen 2,5 bis 3m zu beiden Seiten Trassenbreite in Bauphase 18 bis 30m mit Fahrweg Kompensationsanlagen erforderlich6220-kV-Drehstromkabel – Einleiterkabel❍ AufbauØca. 12cm❍ TransportMantel (Kunststoff)Schirm (Kupfer)äußere LeitschichtVPE-Isolierunginnere LeitschichtLeiter (Kupfer) Transport auf speziellen Kabelrollen Maximale Transportlängeca. 1000 m mindestens 3 Muffen pro km evtl. ein Schaltkasten pro km(Cross-Bonding)

387220-kV-Drehstromkabel – VerlegungRückfüllmaterial1,5m AAbdeckungEinleiterkabelBettungssand0,5m 0,8m3,5m8220-kV-Gasisolierte Drehstromleitung (GIL) Verlegung direkt in Erde im Tunnel Abschnittslänge ca. 12m Belastbarkeit je Stromkreis 1000 bis 2300 MW Grabenbreite (für 2 Stromkreise) Erdverlegung: 6,5m Querschnittca. 50 cm20% SF 680% N 2Isolator

399220-kV-Gasisolierte Drehstromleitung – VerlegungRückfüllmaterialAbdeckungRohrleiterBettungssand1,5m A2,2m1,0m B6,5m D10Gleichstromübertragung mit KabelGleichstromkabel(2 Leiter)(Drehstrom)UmwandlungDrehstrom inGleichstrom(+)(-)UmwandlungGleichstrom inDrehstromKraftwerkseinspeisungÜbertragungsnetz(Drehstrom) Verlegung Erdverlegung (wie Drehstromkabel) Grabenbreite (für 2 Stromkreise) ähnlich Drehstromkabel Platzbedarf einer Umrichterstation ca. 120 x 50m Übertragungsleistung je Stromkreis heute bis 550 MW zukünftig bis 1100 MW

4011Vergleich der Übertragungskapazitätenbei zwei Stromkreisen2500MW15001000KraftwerksleistungKopswerk I/II und Rodundwerk IIKraftwerksleistungKopswerk I/II5000GasisolierteDrehstromleitungDrehstromfreileitungDrehstromkabelGleichstromübertragung12Einsatzgebiete Drehstromfreileitung landgebundene Übertragungsaufgaben weltweit Standardbetriebsmittel für Hoch- und Höchstspannungsnetze Drehstromkabel wenn Freileitungen aufgrund äußerer Randbedingungen nicht möglich(Großstadt, Flusskreuzung, Naturschutzgebiet, etc.) ca. 0,8% der 220-kV- und 380-kV-Leitungslänge in Österreich Gasisolierte Drehstromleitung bisher nur wenige sehr kurze Strecken vorzugsweise in Kraftwerken und Schaltanlagen Gleichstromübertragung in Freileitungstechnik für hohe Leistungen und weite Übertragungsentfernungen in Kabeltechnik für Meeresunterquerungen zur Kupplung asynchroner Netze Umrichterstationen an Leitungsanfang und -ende

4113Betriebserfahrung Drehstromfreileitung 100-jährige Betriebserfahrung Drehstromkabel langjährige Betriebserfahrung Unsicherheit über Muffenverhalten Gasisolierte Drehstromleitung Technologie in Schaltanlagen langjährig bewährt praktisch keine Betriebserfahrung mit längeren Übertragungsleitungen Gleichstromübertragung mit Seekabeln großer Länge langjährige Betriebserfahrung geringe Erfahrung mit Kabelmuffen14Verfügbarkeitsvergleich einer 30 km-langen Leitung Drehstromfreileitung und Drehstromkabel (220 kV)BetriebsmittelDrehstromfreileitungAusfallhäufigkeitalle 5 JahreReparaturdauerpro Ausfall3 bis 5 Stunden(aus Statistik)Drehstromkabelalle 5 Jahre(?)5 bis 20 Tage(Erfahrungswerte)Quelle: VDN-Störungs- undVerfügbarkeitsstatistik 94-03 Gleichstromübertragung großer Einfluss von Umrichterausfällen Kabelverfügbarkeit unbekannt HGÜ-System bis zu 6 Tagen pro Jahr störungsbedingt nicht verfügbar

4215Lebensdauern Drehstromfreileitung Seile, Armaturen Gestänge Drehstromkabel aus 110-kV-Ebene abgeleitet25 bis 40 Jahre≥ 80 Jahre40 Jahre Gasisolierte Drehstromleitung 40 Jahre bisher keine Langzeiterfahrung Schätzung aus Erfahrung mit SF 6 -Schaltanlagen Gleichstromübertragung40 Jahre bisher keine Langzeiterfahrung ähnliche Lebensdauer wie für Drehstromkabel erwartet16Umwelteinflüsse Drehstromfreileitung Beeinträchtigung des Landschaftsbildes Funkstörung (Mittelwelle) und Geräusche durch Koronaentladung Einschränkung der Trassennutzung (40m) Emission elektrischer und magnetischer Felder Drehstromkabel und Gasisolierte Drehstromleitung weder sichtbar noch hörbar, aber Bodenerwärmung starke Einschränkung der Trassennutzung (bis zu 10m) kein elektrisches Feld höhere magnetische Felder an der Erdoberfläche (bei GIL vermeidbar) Platzbedarf für Kompensationsanlagen (nicht bei GIL) Gleichstromübertragung erheblicher Platzbedarf für Umrichteranlagen magnetisches Gleichfeld ohne Induktionswirkung

4317Feldwirkung - Drehstromfreileitung Annahme: 2 Stromkreise mit je 600 MWElektrisches FeldMagnetisches Feld0,1 kV/m0,3 kV/m0,75 kV/m1,5 kV/m5 kV/m10 kV/m2 µT5 µT15 µT30 µT100 µT200 µTMesshöhe1m über Erdboden40m3,7 kV/mMaximale Feldstärkeauf Messhöhe15,3 µT5 kV/mGrenzwert100 µT18Feldwirkung - Drehstromkabel Annahme: 2 Stromkreise mit je 600 MWMagnetisches Feld1 µT10 µT25 µT50 µT100 µT200 µTMesshöhe(0,2m über Erdboden)3,5mMax. Feldstärkeauf MesshöheGrenzwert82,3 µT100 µT

4419Wirtschaftlichkeit Drehstromfreileitung relativ niedrige Investitionskosten durch einfachen Aufbau Instandhaltungsaufwand höher als bei Kabeln Drehstromkabel Investitionskosten wesentlich höher als bei Freileitungen (Faktor 3 bis 10) stark von ortsspezifischen Tiefbaukosten bestimmt zusätzliche Kosten durch Ladestromkompensation Gasisolierte Drehstromleitung sehr hohe Investitionskosten gegenüber Freileitung (Faktor 7 bis 15) Instandhaltungsaufwand ähnlich Drehstromkabeln Gleichstromübertragung aufwändige Umrichterstationen Kabelkosten ähnlich Drehstromkabeln20Verluste am Beispiel der „Montafon“-Leitung60Bandbreite der VolllaststundenhochniedrigGWha30Energieverbrauch vonca. 10.000 Haushalten150GasisolierteDrehstromleitungDrehstromfreileitungDrehstromkabelGleichstromübertragung

4521Annahmen zur Kostenrechnung Investitionskosten Zinssatz6 %/a Nutzungsdauer Freileitung - Gestänge: 80 JahreFreileitung - Beseilung: 40 JahreKabel und GIL: 40 Jahre Instandhaltungskosten Freileitung 3000 €/(km a) Kabel und GIL 500 €/(km a) Verlustkosten Arbeitspreis35 €/MWh22Kostenvergleich am Beispiel der „Montafon“-LeitungInvestitionenBetriebVerluste4035 bis 50Mio. €a201013,421,51,70GasisolierteDrehstromleitungDrehstromfreileitungDrehstromkabelGleichstromübertragung

4623Zusammenfassung Einsatz alternativer Leitungstechnologien für „Montafon“-Leitung austechnischer Sicht möglich Kosten unterirdischer Leitungsalternativen im Vergleich zum Neubau einerDrehstromfreileitung Drehstromkabel: Faktor 8 Gasisolierte Drehstromleitung: Faktor 12 Gleichstromübertragung: Faktor 20 bis 30 Abbau der vorhandenen Drehstromfreileitung extrem unwirtschaftlich Verfügbarkeit der Drehstromfreileitung deutlich höher als bei Drehstromkabelund Gleichstromübertragung Feldemissionen bei Drehstromfreileitung unkritisch Hohe magnetische Felder bei Drehstromkabel Kein elektrisches und magnetisches Außenfeld bei gasisolierter Drehstromleitung Keine Induktionswirkung bei Gleichstromkabel