Vergleich Erdkabel - Freileitung im 110-kV

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Gutachten zum
Vergleich Erdkabel – Freileitung
im 110-kV-Hochspannungsbereich
im Auftrag des
Ministeriums für Wirtschaft und Europaangelegenheiten
des Bundeslandes Brandenburg, Potsdam
Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. L. Hofmann
Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. B. R. Oswald
Leibniz Universität Hannover
Hannover, den 16. Dezember 2010
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
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Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung und Zielsetzung ................................................................................................ 4
2 Grundsätzliches zur Netzstruktur, Netzplanung und Netzbetrieb ................................ 5
2.1 Struktur und Aufgaben der Stromnetze ........................................................................ 5
2.2 Netzplanung und Netzbetrieb........................................................................................ 7
3 110-kV-Netze im Versorgungsgebiet der E.ON edis und envia Verteilnetz ................ 12
3.1 Stromkreislängen ........................................................................................................ 12
3.2 Sternpunkterdung ........................................................................................................ 12
4 Aufbau und Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln ........................... 17
4.1 Aufbau von 110-kV-Freileitungen .............................................................................. 17
4.2 Aufbau von 110-Kabeln .............................................................................................. 20
4.3 Parameter und Betriebsverhalten von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln ................ 23
4.4 Thermische Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln .......................... 27
4.5 Verluste von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln ....................................................... 29
5 Auswirkungen der Leitungsart auf das 110-kV-Netz ................................................... 32
5.1 Zulässige Leitungslängen bei Resonanz-Sternpunkterdung ....................................... 32
5.2 Leistungsflussverhältnisse .......................................................................................... 35
5.3 Netzverluste und Blindleistungsverhältnisse .............................................................. 36
5.4 Kurzschlussstromverhältnisse ..................................................................................... 37
5.5 Ausfallverhalten .......................................................................................................... 37
5.6 Nutzungsdauer ............................................................................................................ 38
5.7 Instandhaltung: Wartung, Inspektion und Instandsetzung .......................................... 38
5.8 Leitungsschutz ............................................................................................................ 39
6 Umstellung von Resonanz-Sternpunkterdung auf niederohmige Sternpunkterdung 40
6.1 Niederohmige Sternpunkterdung ................................................................................ 40
6.2 Maßnahmen zur Umstellung ....................................................................................... 41
7 Niederfrequente elektromagnetische Felder .................................................................. 42
7.1 Vorsorgewerte, Messpunkte und Randbedingungen gemäß 26. BImSchV ................ 42
7.2 Magnetische Felder ..................................................................................................... 43
7.3 Elektrische Felder ....................................................................................................... 45
8 Umwelterhebliche Wirkungen des Leitungsbaus .......................................................... 47
9 Zusammenfassung ............................................................................................................ 50
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10 Literatur- und Quellenverzeichnis .................................................................................. 52
11 Anhang............................................................................................................................... 53
11.1 Theoretische Grundlagen der Berechnung von magnetischen Feldern ...................... 53
11.2 Theoretische Grundlagen der Berechnung von elektrischen Feldern ......................... 54
12 Glossar ............................................................................................................................... 57
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
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Einleitung und Zielsetzung
Durch die verstärkte und noch weiter zunehmende Leistungseinspeisung von Windenergieanlagen in die 110-kV-Netze macht sich ein Ausbau dieser Netze erforderlich. Bisher waren die
110-kV-Netze nahezu reine Freileitungsnetze. Der Kabelanteil liegt im Mittel bei 6 % und beschränkt sich fast ausschließlich auf den städtischen Bereich.
Der Netzausbau mit Freileitungen ist durch die Bevölkerung in der letzten Zeit stark in die
Kritik geraten und stößt nicht nur in der 110-kV-Spannungsebene auf Ablehnung. Die Bürgerinitiativen fordern stattdessen eine Erdverkabelung oder zumindest eine Teilverkabelung
in sensiblen Trassenabschnitten.
Freileitungen und Kabel haben konstruktionsbedingt unterschiedliche Betriebsparameter und
weisen demzufolge auch unterschiedliches Betriebsverhalten auf. Das gilt generell für Freileitungen und Kabel in allen Spannungsebenen. Allerdings verschieben sich die Unterschiede
mit wachsender Spannung mehr zu Ungunsten der Kabel.
Die folgenden Ausführungen des Gutachtens beschränken sich weitgehend auf 110-kVFreileitungen und -Kabel und sind nicht ohne Weiteres auf die 380-kV-Ebene übertragbar. Sie
sollen zu einer sachlichen Diskussion um das für und wider von Freileitungen oder Kabeln
beitragen, indem die unterschiedlichen Eigenschaften von Freileitungen und Kabeln erläutert
und gegenübergestellt werden.
Im Einzelnen besteht die Zielsetzung des Gutachtens in:
– dem Vergleich der technischen Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Erdkabeln
– der Beschreibung ihrer Auswirkungen auf das Netz, die Netzplanung und den Netzbetrieb
– der Bestimmung der Größenordnung und dem Vergleich der elektromagnetischen Felder
von typischen Kabel- und Freileitungsanordnungen
– dem Aufzeigen der ökologischen Auswirkungen durch Bau und Betrieb der Leitungen
Der Vergleich von Freileitungen und Kabeln ist nur sinnvoll, wenn beide Leitungsarten annähernd die gleiche Übertragungsfähigkeit aufweisen. 110-kV-Freileitungen werden grundsätzlich als Doppelleitung ausgeführt. Als Leiterseilquerschnitt wählt man 240 oder 265 mm2,
wobei aus Gründen der Verlustminimierung dem größeren Querschnitt der Vorzug gegeben
werden sollte. Als Kabel werden heute in der Mittel- und Hochspannungsebene nur noch
VPE-Kabel in Form von Einleiterkabeln eingesetzt. Jeweils drei solcher Einleiterkabel bilden
ein Drehstromsystem. Als leistungsgleiches Äquivalent zur Doppel-Freileitung kommen zwei
Kabelsysteme bestehend aus je drei 110-kV-VPE-Einleiterkabeln mit einem KupferLeiterquerschnitt von 630 mm2 oder einem Aluminium-Leiterquerschnitt von 1000 mm2 in
Frage.
Die Charakterisierung der Eigenschaften von Freileitungen und Kabeln, ihrer Auswirkungen
auf das Netz und der elektromagnetischen Felder erfolgt auf der Grundlage physikalischer
Gesetze und ist deshalb objektiv. Um die in der Studie dargelegten Aussagen nachvollziehen
zu können, ist es nicht vermeidbar, einige mathematische Beziehungen und Abhängigkeiten
anzugeben und den einen oder anderen Fachbegriff zu verwenden. Die Fachbegriffe werden
in einem Glossar im Anhang der Studie erklärt. Die Grundlagen zur Berechnung der elektrischen und magnetischen Felder sind ebenfalls angefügt.
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Grundsätzliches zur Netzstruktur, Netzplanung und Netzbetrieb
2.1 Struktur und Aufgaben der Stromnetze
Die Netze der elektrischen Energieversorgung sind hierarchisch in mehreren Spannungsebenen aufgebaut. Das ist dadurch bedingt, dass man mit einer bestimmten Spannung nur eine
bestimmte Übertragungsentfernung technisch und wirtschaftlich erreichen kann. Die Spannungsebenen sind historisch entstanden. Man unterscheidet nach Spannungsebenen zwischen
Höchstspannung (HöS, 380 kV und 220 kV), Hochspannung (HS, 110 kV), Mittelspannung
(MS, 10 kV, 20 kV und 30 kV) und Niederspannung (NS, 230/400 V). Das Höchstspannungsnetz erstreckt sich über das gesamte Versorgungsgebiet und wird deshalb auch Übertragungsnetz genannt. Großkraftwerke speisen generell in das Höchstspannungsnetz ein. Die
220-kV-Spannungsebene ist nach dem Ausbau des 380-kV-Netzes eigentlich nicht mehr erforderlich und wird deshalb nicht weiter ausgebaut und wenn möglich zurückgebaut.
Die 110-kV-Netze und Mittelspannungsnetze sind die sog. Verteilnetze. Ihnen kommt die
Aufgabe zu, die Kraftwerksleistung zu den territorial verteilten Abnehmern weiterzuleiten.
Aufgrund ihrer beschränkten Übertragungsfähigkeit (s. Abschnitt 3.2) sind die Verteilnetze in
regional begrenzte Teilnetze unterteilt.
Aus Gründen der Versorgungszuverlässigkeit sind das 380-kV- und die 110-kV-Netze vermascht und damit redundant aufgebaut. Die MS- und NS-Teilnetze haben aus Kostengründen
einfachere Strukturen (Strahlen- oder offen betriebene Ringnetze), weil vom Ausfall einer
Leitung nur ein verhältnismäßig kleiner Netzbezirk betroffen ist.
380/220 kV
kVkkkVkV
kkV
110 kV
kV
10/20 kV
kkkV
Bild 2.1. Aufbau und hierachische Struktur des Stromnetzes
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Bild 2.2 zeigt die Entwicklung der gesamten Stromkreislänge in der HS- und HöS-Ebene des
deutschen Stromnetzes aufgeteilt nach Freileitungs- und Kabelanteil in den Jahren von 1970
bis 2006. Eine getrennte statistische Erfassung der Freileitung- und Kabelanteile ist dabei offensichtlich nur bis 1994 durchgeführt worden.
Bild 2.2. Entwicklung der Stromkreislängen der öffentlichen Versorgung in Deutschland 1955 – 2000,
Quelle: DVG
Tabelle 2.1 enthält eine Übersicht der Stromkreislängen in den Spannungsebenen des deutschen Stromnetzes für das Jahr 2008. Die Datenbasis für diese Auswertung ist die Störungsund Verfügbarkeitsstatistik /3/, in der leider nicht die Daten aller Netzbetreiber erfasst werden. Die HöS-Ebene ist nahezu vollständig erfasst, während die HS-Ebene mit fast 70 % und
die MS- und NS-Ebene zu mehr als dreiviertel erfasst wurden.
Es ist ersichtlich, dass der Kabelanteil mit zunehmender Spannung drastisch zurückgeht. So
sind in der HöS-Spannungsebene deutlich weniger als 1 % und in der HS-Spannungsebene
nur ca. 6 % der Leitungen und zwar fast ausschließlich im städtischen Raum verkabelt. Zudem ist der Anteil der VPE-Kabel gegenüber dem der klassischen Öl- und Gasdruckkabel
noch relativ gering.
Der geringe Kabelanteil in der Hoch- und Höchstspannungsebene ist dadurch begründet, dass
mit steigender Spannung zum einen die Anforderungen an das Kabel wachsen und zum anderen die Kosten gegenüber der Freileitung deutlich ansteigen. Es galt deshalb bisher für die
Netzplanung der Grundsatz, das Kabel nur dort eingesetzt werden, wo aus raum- und sicherheitstechnischen Gründen Freileitungen nicht möglich sind.
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Tabelle 2.1. Stromkreislängen in den Spannungsebenen des deutschen Stromnetzes, Stand 2008, /3/
Gesamt
Stromkreislängen
(Werte gerundet)
Freileitung
Kabel
in km
in %
in km
in % 5)
in km
in % 5)
gesamt
35.761
100,0
k. A. 6)
k. A.
k. A.
k. A.
erfasst
35.642
99,7
35.541
99,7
102
0,3
gesamt
93.239
100,0
k. A.
k. A.
k. A.
k. A.
erfasst
64.712
69,4
60.676
93,8
4.035
6,2
gesamt
505.000
100,0
k. A.
k. A.
k. A.
k. A.
erfasst
404.525
80,1
116.005
28,7
288.520
71,3
gesamt
1.150.000
100,0
k. A.
k. A.
k. A.
k. A.
erfasst
876.436
76,2
121.710
13,9
754.726
86,1
HöS-Ebene 1)
HS-Ebene
2)
MS-Ebene 3)
NS-Ebene 4)
1)
Höchstspannungs-Ebene: Netze mit Nennspannungen über 125 kV
Hochspannungs-Ebene: 72,5 kV bis 125 kV
3)
Mittelspannungs-Ebene: 1 kV bis 72,5 kV
4)
Niederspannungs-Ebene: Netze mit Nennspannungen bis 1 kV
5)
Bezugsgröße ist die jeweils erfasste Stromkreislänge
6)
k. A. = keine Angabe
2)
2.2 Netzplanung und Netzbetrieb
Oberster Grundsatz für die Planung der Netze, den Netzbau und Netzausbau sowie den Netzbetrieb ist das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnergiewirtschaftsgesetzEnWG i.d.F. vom 07.07.2005). Es verpflichtet die Energieversorgungsunternehmen zu „einer
möglichst sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas“.
Dabei kommt es darauf an, ein ausgewogenes Verhältnis zwischen diesen in sich widersprüchlichen Forderungen herzustellen, ohne dass einer der Aspekte überbetont oder unterbewertet wird (Bild 2.3).
Versorgungszuverlässigkeit
V
U
Umweltverträglichkeit
W
Wirtschaftlichkeit
Bild 2.3. Kompromiss zwischen Versorgungszuverlässigkeit,
Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit
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Versorgungszuverlässigkeit (einschließlich Versorgungssicherheit und Servicequalität),
Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit (einschließlich Effizienz) bilden demzufolge
auch die Bewertungskriterien bei einem Leitungsbauvorhaben mit Freileitungen oder Kabeln
(Bild 2.4).
Versorgungszuverlässigkeit
Elektrische
thermische
mechanische
Eigenschaften
Verhalten im
Normal- und
im gestörten
Betrieb
Wirtschaftlichkeit
Umweltverträglichkeit
Investitionskosten
Natur und
Landschaft
Betriebskosten
(Verlustkosten
Wartungskosten)
Sonstige Kosten
z. B. Reparaturkosten
Elektromagnetische
Verträglichkeit
Geräusche
Bild 2.4. Detaillierte Bewertungskriterien für Leitungen
Elektrische Netze zur öffentlichen Stromversorgung werden heute nach dem (n-1)-Prinzip geplant und betrieben. Ein Netz erfüllt die Anforderungen dieses Kriteriums, wenn es den störungsbedingten Ausfall einer Komponente (Netzbetriebsmittel, Erzeugungseinheit) ohne unzulässige Einschränkungen seiner eigenen Übertragungs- oder Verteilungsfunktion übersteht.
Es befindet sich dann in einem „verletzbaren Zustand“ (s. Bild 2.5), d. h. die Versorgung aller
Verbraucher ist noch sicher gestellt, allerdings würde ein Einfachausfall eines weiteren Betriebsmittels u. U. zu einem gestörten Netzbetrieb führen, der eine Versorgungsunterbrechung
zur Folge hat. Ein sogenannter Mehrfachausfall (common-mode-Ausfall) würde direkt zu einer Versorgungsunterbrechung führen. Dieser Störfall fällt allerdings nicht unter das (n-1)Kriterium und wird im Allgemeinen nicht in der Netzplanung berücksichtigt.
Im (n-1)-Störfall dürfen die festgelegten technischen Grenzen des Netzes und seiner Betriebsmittel nicht verletzt werden, damit es zu keiner Störungsausweitung kommt (siehe auch
TransmissionCode 2007 /1/).
Mit anderen Worten: Ein Netz ist (n-1)-sicher geplant, wenn es bei Nichtverfügbarkeit eines
beliebigen Netzbetriebsmittels seine Netzfunktion unter Inkaufnahme tolerierbarer Funktionseinschränkungen noch erfüllen kann, ohne dass
– es zu dauerhaften Überschreitung der zulässigen Belastung von Betriebsmitteln kommt,
– die Spannung im Netz die zulässigen Grenzen über- bzw. unterschreitet,
– es zu unzulässigen Versorgungsunterbrechungen kommt
– es zu einer Störungsausweitung (Folgeauslösungen) kommt.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
Normal:
(n-1) – Kriterium erfüllt
9
b
a
a
Verletzbar:
(n-1) – Kriterium nicht erfüllt,
Versorgung aller Abnehmer noch
sichergestellt
b
a
Gestört:
Versorgungsunterbrechung,
ggf. Netzauftrennung
b
a: Fehler, Abschaltungen
b: Netzführungsmaßnahmen
Bild 2.5. Zustandsdiagramm eines Netzes
Im HöS- und HS-Netz wird unter der sehr allgemeinen Aussage „unzulässige Einschränkungen seiner Übertragungsfunktion“ die Bildung von Inselnetzen oder der Schwarzfall von
Teilnetzen oder des Gesamtnetzes verstanden.
Im MS- und NS-Netz werden dagegen kurzzeitige Versorgungsunterbrechungen von einer
begrenzten Anzahl von Netzanschlussnehmern als zumutbar angesehen, die z. B. in MSNetzen bei Schaltmöglichkeiten nur vor Ort bis zu einer Stunde betragen können.
Die Überprüfung dieser Kriterien wird im Rahmen der Netzplanung als auch in der Netzbetriebsführung durch eine sog. (n-1)-Ausfallsimulation (Netzsicherheitsrechnung), bei denen
unabhängige Einfachausfälle aller bzw. der wichtigsten Betriebsmittel simuliert werden,
überprüft.
Die Einhaltung des (n-1)-Kriterium ist nur bei ausreichender Redundanz möglich. Leitungen
im Hochspannungsnetz werden deshalb normalerweise immer als Doppelleitungen ausgeführt. Redundanz bedeutet zugleich, dass im Normalbetrieb nicht alle Leitungen und Transformatoren voll ausgelastet sein dürfen.
Im Gegensatz hierzu erfolgt ein Netzanschluss von dezentralen Erzeugungsanlagen (z. B. eines Windparks) und ggf. die interne Verkabelung innerhalb eines Windparks nicht auf Basis
des (n-1)-Kriteriums. Hintergrund ist, dass der jeweilige Netzbetreiber dem Anschlussbegehrenden einen technisch und wirtschaftlich geeigneten Netzanschlusspunkt anbietet und der
Anschlussbegehrende für die Durchführung alle technischen Maßnahmen von der Erzeugungsanlage bis zum Netzanschlusspunkt und auch für den anschließenden Betrieb dieser Anlagen verantwortlich ist. Diese Netzanschlussleitungen gehören somit auch nicht zum öffentlichen Stromversorgungsnetz und damit auch nicht in den Verantwortungsbereich des jeweiligen Netzbetreibers. Der Anschlussbegehrende wird deshalb in der Regel aus wirtschaftlichen Überlegungen auf eine (n-1)-sichere Auslegung seiner Anschlussleitung verzichten, da
diese eine zusätzliche Leitungsverbindung zwischen Erzeugungsanlage und Netzanschlusspunkt erfordert und nimmt damit bei Ausfall dieser Anschlussleitung eine Einspeisebeschränkung in Kauf.
Ein weiteres wichtiges und notwendiges Planungskriterium ist die Überprüfung der Kurzschlussstromverhältnisse für verschiedene Belastungs- und Einspeiseszenarien des Netzes
gemäß der DIN EN 60909. Hiermit werden zum einen die Betriebsmittel und Anlagen hinsichtlich ihrer mechanischen und thermischen Kurzschlussfestigkeit ausgelegt. Zum anderen
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wird die Einstellung der Schutzeinrichtungen überprüft, um sicherzustellen, dass die minimalen Kurzschlussströme größer als die maximalen Betriebsströme sind. Des Weiteren dient die
Kurzschlussstromberechnung auch der Überprüfung der Erdungsbedingungen (s. Abschnitt
5.1), der Untersuchung der Beeinflussungsproblematik und der Beurteilung der Spannungsqualität und Netzrückwirkungen.
Neben diesen Planungskriterien erlangt die Forderung nach einer ausreichenden Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung eine immer stärkere Bedeutung, insbesondere im Hinblick auf
die Einführung der Anreiz- und Qualitätsregulierung in den Stromnetzen. Da die MSNetzebene bis zur 110-kV-Netzebene im Wesentlichen die Versorgungszuverlässigkeit bestimmen, ist gerade für diese Netze die Berücksichtigung der Zuverlässigkeitseigenschaften
der Betriebsmittel und Netzstrukturen von besonderer Bedeutung. Versorgungsunterbrechungen werden durch den Ausfall mehrerer Betriebsmittel (Leitungen oder Transformatoren)
verursacht. Diese können sowohl deterministische Ursachen (geplante betriebsbedingte Abschaltungen für Wartungszwecke) als auch störungsbedingte Ursachen (z.B. atmosphärische
Einwirkungen, Kurzschlüsse, etc.) haben. Die störungsbedingten Ursachen sind zufällig und
lassen sich deshalb auch nur mit statistischen Kenngrößen beschreiben und bewerten.
Bei der probabilistischen Zuverlässigkeitsanalyse werden durch eine rechnerische Simulation
des determiniert-stochastischen Prozesses „elektrische Energieversorgung“ Kenngrößen für
die erwartende Versorgungszuverlässigkeit berechnet, die natürlich nur den Charakter von
Prognosewerten haben und Wahrscheinlichkeitsgrößen sind. Das Ausfallverhalten der einzelnen Betriebsmittel wird dabei auf Basis von Werten aus der Vergangenheit beschrieben. Die
FFN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik (vormals VDN- bzw. VDEW-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik) stellt hierfür die notwendige Datenbasis zur Verfügung, da sie die Anzahl
und Dauer der zufallsbedingten Ausfälle von Betriebsmitteln in den unterschiedlichen Netzebenen für einen Großteil der deutschen Netze seit Jahren erfasst /2/, /3/, /4/ (s. auch Abschnitt 5.5).
Das zufällige Ausfallverhalten eines Netzelementes, hier der Leitung einschließlich der Leistungsschalter, Trennschalter und Messwandler, wird durch die Ausfallrate λ´ (pro 100 km und
Jahr) und die mittlere Aus-Dauer (MTTR) charakterisiert /16/. Die mittlere Aus-Dauer umfasst die Zeit vom Störungseintritt bis zum Zeitpunkt, in dem das Betriebsmittel wieder betriebsbereit zugeschaltet ist. Aus dem Kehrwert der mittleren Aus-Dauer ergibt sich die Instandsetzungsrate μ.
Ausgehend von aus der Statistik bekannten Werten für λ´ (pro 100 km und Jahr) und μ, berechnet sich die Verfügbarkeit (Wahrscheinlichkeit dafür, dass sich die Leitung im Betrieb
befindet) einer Einfachleitung mit der Länge l aus:
V

 +   l
(2.1)
Die Nichtverfügbarkeit (Wahrscheinlichkeit dafür, dass sich die Leitung im Aus-Zustand befindet) ist das Komplement der Verfügbarkeit:
Q  1V 
  l
 +   l
(2.2)
Anschaulicher ist die Zeitdauer der Nichtverfügbarkeit bezogen auf ein Jahr:
Q  Q
8760h
1a
(2.3)
Die zeitorientierte Bewertung der Verfügbarkeit nach den Gln. (2.1) bis (2.3) hat den generellen Nachteil, dass einzelne, für die Betriebssicherheit aber relevante Ereignisse darin unterge-
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11
hen. So erfahren beispielsweise 100 Ereignisse mit einer Aus-Dauer von je einer Stunde die
gleiche Bewertung wie ein Ereignis mit einer Aus-Dauer von 100 Stunden. Dieses eine Ereignis kann beispielsweise der Ausfall eines Kabelsystems sein. In diesem Fall interessiert
den Netzbetreiber aber nicht der statistische Wert der Nichtverfügbarkeit, sondern das Einzelereignis und insbesondere die Frage, wie lange es dauert, bis die Leitung wieder betriebsbereit
ist. Zuverlässigkeitsbewertungen sollten deshalb auch ereignisorientiert erfolgen, wobei insbesondere die Reparaturdauer ein wichtiges Kriterium darstellt.
Neben diesen Zustandskenngrößen, die sich auf die störungsbedingten Ausfälle beziehen,
sind äquivalente Kenngrößen für wartungsbedingte Ausfälle definiert. Man unterscheidet die
Wartungsdauer und die Wartungsrate. Sie entsprechen der mittleren Zeitdauer, die für eine
planmäßige Wartung benötigt wird, bzw. der mittleren Anzahl der pro Zeiteinheit an einem
Betriebsmittel erforderlichen Wartungsarbeiten.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
3
12
110-kV-Netze im Versorgungsgebiet der E.ON edis und envia Verteilnetz
3.1 Stromkreislängen
Die in den 110-kV-Netzen der E.ON edis AG und envia Verteilnetz Gmbh vorhandenen Freileitungs- und Kabelsystemlängen gehen aus Tabelle 3.1 hervor. Der Verkabelungsgrad liegt
in allen Netzgebieten unter 1 %. Der Einsatz von Kabeln erfolgte dabei bisher überwiegend
im städtischen Bereich. Auf die technischen Ausführungen der Freileitungen und Kabel wird
in Kapitel 4 näher eingegangen. Aufgrund einer weitgehenden Standardisierung kann man
davon ausgehen, dass die Freileitungen im Netzbereich eines Netzbetreibers die gleichen
Maste und Leiterseilquerschnitte und damit gleiche Leitungsbeläge aufweisen (siehe Abschnitt 4.3).
Tabelle 3.1. 110-kV-Freileitungs- und Kabelsystemlängen der envia Verteilnetz und E.ON edis
Unternehmen
Envia Verteilnetz Gmbh1)
E.ON edis AG
1)
Teilnetz
Freileitungssystemlänge
in km
Kabelsystemlänge in km
bzw. Anteil in %
Rot
1050
<1%
Blau
190
<1%
Nord
2372
< 0,1 %
Ost
1119
< 0,1 %
West
1809
< 0,1 %
nur Netzgebiet im Bundesland Brandenburg
3.2 Sternpunkterdung
Die 110-kV-Freileitungsnetze in Ostdeutschland werden wie die meisten 110-kV-Netze in
Deutschland gelöscht oder wie man auch sagt, mit Resonanz-Sternpunkterdung oder Erdschlusskompensation betrieben. Im Ausland wurde diese Art der Sternpunkterdung nur zögerlich oder überhaupt nicht eingeführt. Das liegt daran, dass es sich bei der ResonanzSternpunkterdung um eine Erfindung der AEG im Jahr 1919 durch den Ingenieur Petersen
(1880 - 1946) handelt. Die Alternative zur Resonanz-Sternpunkterdung ist die niederohmige
Sternpunkterdung, auf die später noch eingegangen wird. Die Bezeichnung gelöscht rührt daher, dass bei dieser Betriebsart der am häufigsten vorkommenden Fehler in Freileitungsnetzen, der einpolige Erdschluss von selbst wieder verlöscht, sofern es sich um einen Lichtbogenfehler handelt. Ursachen für Erdschlüsse können Blitzschlag, Vogelflug, Fremdschichten
auf Isolatoren oder in die Leitungstrasse gewachsenen Baumzweige u. a. sein. Zur Erläuterung des Löschvorganges dient das Bild 3.1.
Auf der rechten Seite in Bild 3.1 sind die Erdkapazitäten und Erdableitungsleitwerte aller Leitungen in CE und GE zusammengefasst. Die anderen Leitungsparameter spielen beim Erdschluss keine Rolle und sind deshalb weggelassen. Auf der linken Seite sind die drei im Stern
geschalteten Wicklungen und der Sternpunkt einer Seite eines Netztransformators stellvertretend für alle Transformatoren dargestellt. Im Sternpunkt ist eine Löschspule (auch als Petersenspule bezeichnet) stellvertretend für alle Löschspulen im Netz gegen Erde angeschlossen. LM ist die Induktivität der Spule. Der Leitwert GM steht für die Verluste der Spule. Der
Erdschlussreststrom IR teilt sich an der Durchschlagstelle in den kapazitiven Erdschlussstrom
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
13
ICE durch die Leiter-Erde-Kapazitäten CE der beiden nicht betroffenen Leiter und den induktiven Strom IME durch die Löschspule, sowie die beiden Verlustströme IGE und IGM auf. Je nach
Einstellung der Löschspule kompensieren sich die induktiven und kapazitiven Teilströme
teilweise oder ganz, so dass an der Erdschlussstelle nur noch ein Reststrom IR auftritt. Dieser
setzt sich aus einem Blindanteil herrührend von der nicht vollständigen Kompensation der
kapazitiven und induktiven Teilströme und einem Wirkanteil, herrührend von den Verlustströmen, zusammen (s. Bild 3.2).
Transformatorwicklung
zusammengefasste Leitungen
SP
Löschspulen
GM
F
LM
IR
CE
ILM
IGM
GE
ICE
IGE
Bild 3.1. Stromverteilung bei der Resonanz-Sternpunkterdung
Wenn der Reststrom eine bestimmte Größe (130 A im 110-kV-Netz, /13/) nicht überschreitet,
verlöscht er im nächsten Nulldurchgang von selbst, vorausgesetzt es handelt sich um einen
Lichtbogenfehler. Das betroffene Freileitungssystem ist dann wieder voll betriebstüchtig.
Liegt der Erdschluss auf einer Kabelstrecke, so wird das Kabel an der Fehlerstelle zerstört
und der Erdschluss bleibt bestehen. Der eigentliche Vorteil der Resonanz-Sternpunkterdung
kommt deshalb bei Kabeln nicht zum Tragen. Es besteht lediglich die Möglichkeit, das Netz
mit einem Dauererdschluss aufgrund des kleinen Reststromes noch solange weiter zu betreiben bis man das fehlerhafte Kabel geortet und abgeschaltet hat.
Allerdings werden, wie das Bild 3.2 zeigt, bei Dauererdschluss die Leiter-Erde-Spannungen
der beiden gesunden Leiter im gesamten Netz auf das Wurzel-3-fache angehoben, wodurch es
an einer beliebigen Isolationsschwachstelle des Netzes zu einem weiteren Isolationsdurchschlag und damit zu einem Doppelerdkurzschluss mit hohen Strömen kommen kann. Der
Doppelerdkurzschluss wird zwar vom Kurzschlussschutz der Leitungen erfasst und führt auch
zur Leitungsabschaltung, jedoch ist dabei nicht immer gewährleistet, dass das Netz dann auch
erdschlussfrei ist. Liegen die Durchschlagstellen nämlich auf verschiedenen Leitungen, so ist
nach Abschaltung der ersten Leitung lediglich der Zustand vor dem Doppelerdkurzschluss
wiederhergestellt womit auch wieder die Gefahr eines erneuten Doppelerdkurzschlusses besteht.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
14
ICE
UL3
ILM
UME
IRb
IR
IRw
UL2
ILM
Bild 3.2. Ströme und Spannungen bei Erdschluss
im Netz mit Resonanz-Sternpunkterdung
Unter Beachtung der unterschiedlichen Phasenlage der einzelnen Teilströme ergibt sich für
den sog. Reststrom an der Erdschlussstelle der Ausdruck:
2
2
I R  d 2  v 2  I CE  I Rw
 I Rb
(3.1)
wobei d die sog. Dämpfung und v die sog. Verstimmung sind:
d
GE
GM

 CE 3 CE
v  1
I LM
1
 1 2
I CE
 3LMCE
(3.2)
(3.3)
Der kapazitive Erdschlussstrom ICE berechnet sich unabhängig von der Art der Sternpunkterdung nach der Beziehung:
'  l  3  CE'  l U n
I CE  I CE
(3.4)
Er wächst mit zunehmender Leitungslänge l des Netzes. Die Tabelle 4.2 enthält die kilometrischen Werte für die 110-kV-Freileitung und -kabel.
Bei richtiger Einstellung der Löschspule (v = 0) kompensieren sich die beiden Blindstromanteile, und es bleibt nur der durch die Leitwerte fließende Wirkreststrom IRw und ein in den
obigen Gleichungen nicht berücksichtigter Anteil von Oberschwingungsströmen übrig. Üblicherweise wird dieser Anteil durch einen Zuschlag von 5 % zum Wirkreststrom angenommen.
Eine Besonderheit der Netze mit Resonanz-Sternpunkterdung besteht darin, dass bereits im
Normalzustand eine Verlagerungsspannung am Sternpunkt (oder den Sternpunkten) auftritt.
Ursache hierfür sind ungleiche Leiter-Erde-Kapazitäten, wie sie insbesondere bei unverdrillten Freileitungen auftreten. Die Verlagerungsspannung berechnet sich aus der Beziehung:
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
U ME 
k
d 2  v2

15
U nN
(3.5)
3
mit dem Unsymmetriefaktor:
k
(GEL1  jCEL1 )  a 2 (GEL2  jCEL2 )  a 2 (GEL3  jCEL3 )
CEL1  CEL2  CEL3
Die Abhängigkeit der Verlagerungsspannung im Normalbetrieb von der Verstimmung ist im
Bild 3.3 zusammen mit der des Reststromes dargestellt. Das Maximum bei v = 0 beträgt:
U ME, max 
k U nN

d
3
(3.6)
Wegen des geringen Werts der Dämpfung tragen bereits kleine Unsymmetriefaktoren zu erheblichen Verlagerungsspannungen bei. Zur Einhaltung der zulässigen Verlagerungsspannung
von 6,4 kV im Normalbetrieb betreibt man die 110-kV-Netze bei noch genügendem Vorrat
zur Löschgrenze überkompensiert mit einer Verstimmung von etwa 5 % bis 10 % (s. Bild
3.3). Überkompensation wird gewählt, damit das Netz beim Ausfall von Leitungen nicht in
den Resonanzpunkt fällt.
UME
IR
IR(d = 0)
IRw
v1
v=0
v
v>1
Bild 3.3. V-Kurve des Reststromes bei Erdschluss und Glockenkurve der Verlagerungsspannung im
Normalbetrieb in Netzen mit Resonanz-Sternpunkterdung mit dem üblichen Arbeitspunkt bei v  1
Zur Einstellung der Verstimmung auf den gewünschten Arbeitspunkt (z. B. v = 10 %) wird
die Induktivität einiger Löschspulen über den sog. Verstimmungsgradregler verändert. Bei der
Tauchkernspule im Bild 3.4 erfolgt die Änderung der Induktivität durch Ein- oder Ausfahren
des Eisenkernes. Der Verstimmungsgradregler nutzt die Abhängigkeit der Verlagerungsspannung von der Verstimmung. Hierfür ist eine ausgeprägte Glockenkurve, d. h. eine bestimmte
Unsymmetrie erwünscht.
Neben der selbsttätigen Verlöschung der Lichtbogenfehler hat die ResonanzSternpunkterdung den Vorteil, dass der kleine Reststrom bei Freileitungen an der Durchschlagstelle keinen Schaden anrichtet und die kleinen über Erde fließenden Teilströme keine
oder nur unwesentliche Beeinflussungen und auch nur geringe Schritt- und Berührungsspannungen an den geerdeten Anlagen verursachen. Dadurch kann der Aufwand für den Netz-
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
16
schutz und die Erdung der Freileitungsmaste und sonstiger Anlagen klein bleiben. Der einzige
Mehraufwand besteht in der Anschaffung und Aufstellung der Erdschlusslöschspulen.
Die erforderliche Spulenleistung ergibt sich bei Überkompensation (v < 0) aus der Beziehung:
QSpule 
Un
U
I M  n (1  v ) I CE
3
3
(3.7)
Das Bild 3.4 zeigt eine Erdschlusslöschspule in der Ausführung als Tauchkernspule. Zur Erzielung einer ausgewogenen Kompensations-Stromverteilung im Erdschlussfall und zur Vermeidung der Gefahr der Bildung von Teilnetzen mit freien Sternpunkten bei Ausfall von Betriebsmitteln sind die Erdschlusslöschspulen relativ gleichmäßig über das Netz zu verteilen.
Bild 3.4. 12,7-Mvar-Tauchkern-Erdschlusslöschspule
Überschreitet der Reststrom die Löschgrenze von 130 A im 110-kV-Netz, so müsste entweder
eine Netztrennung in weitere Teilnetze vorgenommen werden, in denen dann jeweils wieder
die Resonanz-Sternpunkterdung zur Anwendung kommen könnte, oder das Netz müsste auf
eine niederohmige Sternpunkterdung (NOSPE) umgestellt werden. Beide Maßnahmen sind
mit erheblichem Aufwand und Kosten verbunden. Gegen eine Netztrennung spricht das Erfordernis zusätzlicher (n-1)-sicherer Einspeisungen aus dem überlagerten 380-kV-Netz.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
4
17
Aufbau und Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln
4.1 Aufbau von 110-kV-Freileitungen
Eine Freileitung besteht aus den Masten mit ihren Fundamenten, den Leiterseilen, Erdseilen,
den Isolatoren und Armaturen zum Verbinden, Tragen und Abspannen der Leiterseile sowie
zum Lichtbogenschutz der Isolatoren.
Man unterscheidet hinsichtlich der Funktion zwischen Tragmasten, Abspannmasten, Winkelmasten, Winkelabspannmasten, Verdrillungsmasten und Endmasten. Während Tragmaste
lediglich das Seilgewicht aufnehmen, dienen Abspannmaste zur Aufnahme der Seilzugkräfte.
Winkel- und Winkelabspannmaste sind erforderlich, wenn die Richtung der Leitung geändert
werden muss. Sie sind deshalb kräftiger auszuführen als Tragmaste. Besonders stabile Endmaste sind erforderlich, wenn die Freileitung auf eine Kabelanlage übergeht oder in ein Umspannwerk eingeführt wird. Verdrillungsmaste sind spezielle Abspannmaste, an denen die
Plätze der Leiterseile am Mast getauscht werden. Das Verdrillen wird nur bei längeren Leitungen durchgeführt, um die Leitung hinsichtlich ihrer elektrischen Parameter zu symmetrieren.
Neben der mechanischen Beanspruchung der Maste durch das Seilgewicht und die Zugkräfte
müssen die Maste die Belastungen durch Wind, Raureif und Eislasten aushalten.
Die in Deutschland vorherrschende Mastkonstruktion für 110-kV-Freileitungen ist der Stahlgittermast aus Winkelprofilen (s. Bild 4.1 links). Gegenüber den ebenfalls anzutreffenden
Stahlvollwandmasten (s. Bild 4.1 rechts) haben Stahlgittermaste den Vorteil, dass sie vor Ort
am Boden aus vormontierten Einzelteilen mit Hilfe eines Autokranes aufeinandergesetzt oder
gestockt werden können, so dass keine Transportprobleme bestehen. Die Stahlgittermaste
werden gegen Verrottung feuerverzinkt und mit einem Schutzanstrich versehen, der üblicherweise alle 15-20 Jahre erneuert werden muss.
Bild 4.1. 110-kV-Freileitungsmaste in Stahlgitter- und Stahlvollwandbauweise
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
18
Nach der Bauform der Maste und der geometrischen Anordnung der Isolatoren am Mast ergeben sich verschiedene Mast- und Mastkopfbilder. Dabei spielt auch die Anzahl und Anordnung der Erdseile eine Rolle. Das Bild 4.2 zeigt schematisch die historisch entstandenen und
heute zum Teil noch anzutreffenden Mastkopfbilder.
Bild 4.2. Mastkopfbilder von 110-kV-Freileitungen (Doppelleitungen). Von links oben nach rechts
unten: Tannenbaummast, umgekehrter Tannenbaummast, Tonnenmast, Mehrebenenmast, Donaumast,
Einebenen oder Horizontalmast
Die älteste Bauform ist der Tannenbaummast. Im deutschen 110-kV-Leitungsnetz überwiegen
heute der Donaumast und der Horizontal- oder Einebenenmast. Horizontalmaste in der Ausführung als Einständer- oder Portalmaste (für Winkel- und Winkelabspannmaste) sind vorwiegend in Ostdeutschland anzutreffen. Sie wurden in der DDR nach standardisierten Abmessungen errichtet (s. Bild 4.3 links). Die wesentlichen Gründe hierfür waren die vergleichsweise niedrigen Errichtungskosten, die für das Verdrillen und Reparaturen günstige
Anordnung der Leiterseile sowie die geringe Bauhöhe. Mit zwei Erdseilen ausgerüstet, sind
die Horizontalmaste besonders gewittersicher. Die Höhe eines normalen Tragmastes beträgt
rund 21 m. Nachteilig ist dagegen die breite Ausladung von rund 18 m, die zu einer großen
Trassenbreite führt.
Für zukünftige Leitungsbauprojekte sieht die envia Verteilnetz Horizontalmaste mit den Abmessungen in Bild 4.3 rechts vor.
Die Entfernung zwischen zwei Masten ist die Spannweite. Das dazwischen liegende Feld
wird als Spannfeld bezeichnet. Die durchschnittliche Spannweite im ebenen Gelände beträgt
bei 110-kV-Freileitungen etwa 300 m. Größere Spannweiten erfordern höhere Masten entsprechender Stabilität. Die konkrete Spannfeldlänge ist in Abhängigkeit von den örtlichen
Gegebenheiten festzulegen.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
19
Bild 4.3. links: 110-kV-Horizontaltragmast nach DDR-Standard. Höhe 20,8 m, Breite der Traverse
17,8 m; rechts: 110-kV-Horizontalmast nach Angaben der envia Verteilnetz mit h = 17028 mm und
H = 17170 mm
Als Isolatoren werden ab der 110-kV-Spannungsebene aufwärts Hängeisolatoren in Form von
Langstäben aus Porzellan oder neuerdings auch aus Kunststoff verwendet.
Die Größe und Ausführung der Mastfundamente sind von der Funktion und der Höhe der
Maste sowie von den Bodenverhältnissen abhängig. Sie werden je nach Bodenbeschaffenheit
als Betonplattenfundament oder als Pfahlgründung vor Ort mit einem Minimum an Erdarbeiten ausgeführt.
Als Leiterseile wurden früher ausschließlich Kupferseile verwendet. Die erste 110-kVDrehstromfreileitung Europas von Riesa nach Lauchhammer mit einer Länge von 56 km war
als Doppelleitung mit Leiterseilen aus Kupfer mit einem Querschnitt von 42 mm2 ausgerüstet.
Heute werden ausschließlich genormte Stahl-Aluminium-Verbundseile eingesetzt (Bild 4.4).
Diese bestehen aus einem verseilten Kern mit sieben Stahldrähten, um den zwei Lagen Aluminiumdrähte mit entgegen gesetztem Schlag geschlungen sind. Der Stahlkern sorgt für die
mechanische Festigkeit, während der Aluminiumquerschnitt für die Stromtragfähigkeit maßgebend ist.
Bündelleiter (Leiter aus zwei bis vier parallelen Einzelleitern, wie sie in der Höchstspannungsebene eingesetzt werden) kommen bei 110-kV-Leitungen nur in Ausnahmenfällen und
dann nur als Zweierbündel für besonders hoch belastete Leitungen vor.
Die Leiterseile werden auf Spulen in Längen von etwa 3000 m angeliefert. Zum Anbringen
der Seile werden an den Masten Seilrollen befestigt, durch die zunächst leichtere Vorseile und
dann das Zugseil geführt werden. Mit einer Seilwinde wird dann das eigentliche Leiterseil
von den Spulen auf die Maste gezogen, wobei die Spulen mit Bremsen versehen sind. Die
einzelnen Seillieferlängen werden durch Backenstromklemmen miteinander verbunden. Nach
dem Seilzug erfolgt noch das Einregulieren des Durchhanges.
Die Erdseile haben hauptsächlich die Aufgabe die Leitung gegen direkte Blitzeinschläge in
die Leiterseile zu schützen. Des Weiteren sollen sie im Fall eines Erdkurzschlusses oder Doppelerdkurzschlusses (s. Abschnitt 3.2) die Ströme über Erde reduzieren, um die Beeinflussung
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
20
von parallelen Leitern und die Schritt- und Berührungsspannung an den Masten zu begrenzen.
Zur Einhaltung der zulässigen Schritt- und Berührungsspannung ist neben einer guten Leitfähigkeit der Erdseile ein genügend kleiner Masterdungwiderstand erforderlich. Die Maste werden deshalb je nach der Bodenleitfähigkeit über Stab- oder Ringerder geerdet.
Bild 4.4. Aufbau eines Freileitungsverbundseiles
Die Erdseile werden direkt oder isoliert auf den Masten angebracht. Bei isolierten Erdseilen
wird die Verbindung zum Mast durch ein lösbares Band aus verzinktem Stahl oder Kupfer
hergestellt. Durch Lösen des Bandes ist es möglich, den Masterdungswiderstand zu messen.
4.2 Aufbau von 110-Kabeln
Für alle neuen Kabelanlagen in der Mittel-, Hoch und Höchstspannungsebene kommen heute
nur noch VPE-Kabel mit vernetztem Polyethylen als Isolierstoff in Frage. Diese haben gegenüber den klassischen Bauarten (Gasaußen- und Gasinnendruck- und Niederdruckölkabel)
folgende Vorteile:
– niedrigere Dielektrizitätszahl und damit kleinerer Kapazitätbelag und höhere Übertragungsleistung
– kleinerer dielektrischer Verlustfaktor tanδ und damit kleinere dielektrische Verluste (s.
Abschnitt 4.5)
– hohe elektrische Festigkeit und damit geringere Isolierdicke
– geringeres Gewicht, geringerer Biegeradius
– umweltfreundlicher als Niederdruckölkabel, bei denen die Gefahr der Verseuchung des
Grundwassers durch Leckagen besteht.
Die ersten 110-kV-VPE-Kabel wurden in den 70er-Jahren eingesetzt. In den Folgejahren kam
es vermehrt zu Frühausfällen, weil man zunächst nicht erkannt hatte, dass die VPE-Isolierung
empfindlich gegen geringste Verunreinigungen und kleinste Hohlräume, sowie eindiffundiertes Wasser ist. Durch die Verwendung von reinstem VPE, die Verbesserung der Fertigung,
insbesondere die Dreifachextrudierung der Isolierung und Leitschichten in einem Arbeitsgang
und Maßnahmen gegen das Eindringen von Wasser sowie der Einführung der Teilentla-
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
21
dungsmessung am fertigen Kabel, wurden diese Herstellungs- und Materialprobleme überwunden und es gelang etwa ab 1980, Kabel mit einer erwarteten Nutzungsdauer von
40 Jahren herzustellen. Heute werden VPE-Kabel für Spannungen bis 500 kV gefertigt. Allerdings ist bis jetzt der Einsatz der VPE-Kabel in der Höchstspannung, nicht zuletzt wegen
den gegenüber der Freileitung mehrfachen Kosten, auf wenige Kilometer beschränkt (s. Bild
2.2).
Kunststoffkabel sind stets Einleiterkabel. Drei Einleiterkabel bilden ein Drehstromkabelsystem. Als Leitermaterial wird wahlweise Kupfer oder Aluminium eingesetzt. Für Querschnitte
bis 1000 mm2 werden mehrdrähtige Rundleiter verwendet (s. Bild 4.5). Für größere Querschnitte geht man zur Minderung des Skineffektes zu Segmentleitern über. Unmittelbar auf
die Leiteroberfläche wird zur Glättung der Leiteroberfläche die sog. innere Leitschicht aus
homogenem leitfähigem Material aufgebracht (s. Bild 4.6). Über dieser befindet sich die Isolation aus VPE und darüber die sog. äußere Leitschicht. Die beiden Leitschichten dienen zur
Vermeidung von hohen Spitzen in der elektrischen Feldstärke und sorgen für eine günstige
radiale Feldverteilung. Die Wanddicke der Isolierung beträgt bei 110-kV-Kabeln 18 mm. Auf
der äußeren Leitschicht ist der Schirm aus Kupferdrähten in einer längswasserdichten Einbettung aufgebracht. Der Schirm ist mit leitfähigen Bändern umwickelt. Darüber befindet sich
ein querwasserdichter Aluminium- oder Bleimantel, der von einem PE-Mantel, der das Kabel
gegen äußere Beschädigungen schützt, umgeben ist.
Bild 4.5. Werkstoffe und Ausführungsformen von Kabelleitern (Quelle: Pfisterer)
Bild 4.6. 110-kV-VPE-Einleiterkabel. Außendurchmesser 82 mm, Gewicht 10 kg/m, Aufbau von innen nach außen: mehrdrähtiger Leiter, innere Leitschicht, VPE-Isolierung, äußere Leitschicht, leitfähige Polsterung, Schirm aus Kupfer, Querleitwendel aus Kupfer, Trennschicht, Stahlbandbewehrung,
PE-Außenmantel (Quelle: Nexans)
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
22
Zu einer Kabelanlage gehören Muffen und Endverschlüsse, die man unter dem Sammelbegriff
Garnituren zusammenfasst. Da die Kabellieferlängen auf einer Spule beschränkt sind, müssen
längere Kabelstrecken durch Muffen verbunden werden. Bei 110-kV-Kabeln beträgt die Lieferlänge auf einer Spule (s. Bild 4.7) mit einem Durchmesser von 3,1 m etwa 1000 m. Die
Muffen werden einfach in Sand eingebettet im Erdboden verlegt und nur in Spezialfällen in
aus Beton gefertigte Gruben (sog. Muffenbauwerke) untergebracht. Endverschlüsse bilden an
den Kabelenden den Übergang vom Isoliermedium VPE auf das Isoliermedium Luft. Zum
Schutz der Kabel gegen Überspannungen werden parallel zu den Endverschlüssen noch Überspannungsableiter angeordnet.
Bild 4.7. Legewagen mit Trommelantrieb (Quelle: Pfisterer)
rückverfüllter
Erdboden
0,5
1,35
ca. 1,6
Die Legung von 110-kV-Kabeln mit kleinen Querschnitten kann bei entsprechenden Bodenverhältnissen durch Einpflügen erfolgen. Größere Querschnitte werden im offenen Graben
verlegt. Das Bild 4.8 zeigt schematisch ein Grabenprofil für zwei Systeme. Die Legetiefe von
ca. 1,35 m wählt man mit Rücksicht auf einen genügenden Schutz vor Eingriffen durch landwirtschaftliche Nutzgeräte.
thermisch stabilisiertes
Bettungsmaterial
ca. 1,5
Bild 4.8. Kabelgraben mit einem Kabelsystem und PVC-Leerrohren
für ein zweites Kabelsystem. Maße in cm
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
23
Die Legung im Dreieck hat gegenüber der flachen Legung den Vorteil geringer Zusatzverluste und geringer magnetische Felder (s. Abschnitte 4.5 und 7.2). Die flache Legung (s. Bild
4.9) mit Abstand ist für hoch belastete Kabel zweckmäßig, weil sich die Kabel mit wachsendem Abstand gegenseitig weniger thermisch beeinflussen. Allerdings wird der Graben entsprechend breiter, so dass die Tiefbaukosten steigen.
Manche Netzbetreiber bevorzugen die Legung der Kabel in PE-Rohren. Dadurch wird das
Auswechseln einzelner Kabelabschnitte erleichtert und die Kabel werden zusätzlich geschützt. Nachteilig sind die zusätzlichen Kosten für die Rohre und eine gewisse Einbuße an
Belastbarkeit durch den zusätzlichen Wärmewiderstand der Rohre. Die Querung von Wasserund Verkehrswegen erfolgt durch Bohrpressen oder bei extrem langen Unterquerungen durch
das HDD-Bohrspülverfahren (Horizontal Direct Drilling).
Bild 4.9. Flache Legung von zwei Systemen im
Kabelgraben mit Rollenausbau (Quelle: Pfisterer)
4.3 Parameter und Betriebsverhalten von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln
Die wesentlichen Betriebsparameter sowohl der Freileitung als auch des Kabels sind der
ohmsche Widerstand R, die Induktivität L bzw. die Reaktanz X = ωL, die Kapazität C und der
Ableitungsleitwert G. Sie sind Bestandteil der Leitungsersatzschaltung im Bild 4.10 mit der
sich das Betriebsverhalten erklären lässt /11/.
Der ohmsche Widerstand wird durch den Leiterquerschnitt und das Leitermaterial (Kupfer
oder Aluminium) und in geringem Maße durch die Temperatur bestimmt. Die Leitfähigkeit
von Kupfer ist etwa 1,6-fach höher als die von Aluminium, so dass ein Aluminiumleiter bei
einem gleichen ohmschen Leitwert einen etwa 1,6-fachen Querschnitt und einen etwa 1,27fachen Durchmesser als ein Kupferleiter aufweisen muss. Das Gewicht des leitwertgleichen
Aluminiumleiters beträgt aber nur etwa die Hälfte des Kupferleiters, so dass die Entscheidung
für ein Kupfer- oder Aluminiumkabel schließlich auch eine Kostenfrage ist, zumal der Aluminiumpreis z. Z. nur bei etwa einem Drittel des Kupferpreises liegt.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
R
A
B
IB
Iλ
IA
UA
L
G
2
C
2
24
C
2
G
2
UB
Bild 4.10. Pi-Ersatzschaltung von Freileitung und Kabel mit Betriebsparametern. Die Unterstreichung
der Ströme und Spannungen verweist darauf, dass es sich um Wechselstromgrößen handelt.
Die anderen Betriebsparameter (L, C und G) hängen von der Geometrie der Leitung und dem
Isolierstoff ab. Aufgrund der stark unterschiedlichen Geometrie (ausgedehnt bzw. gedrungen)
und des unterschiedlichen Isoliermediums (Luft bzw. VPE) weisen Freileitung und Kabel unterschiedliche Induktivitäten (Reaktanzen) und stark unterschiedliche Kapazitäten und Ableitungsleitwerte auf. Die Reaktanz der Kabel hängt von der Art der Legung der drei zu einem
Drehstromsystem gehörenden Einleiterkabel (im Dreieck oder flach) ab, während die der
Freileitung vom Mastkopfbild beeinflusst wird. Die Kapazität C der Freileitung setzen sich
aus den Leiter-Erde-Kapazität CE und der dreifachen Leiter-Leiter-Kapazität zusammen.
Beim Kabel spielt die Kapazität zwischen den einzelnen Kabelleitern wegen der Schirmung
keine Rolle, so dass für Kabel C = CE gilt. Gleiches gilt für die Ableitungsbeläge von Freileitung und Kabeln. Auf die Bedeutung der Leiter-Erde-Kapazitäten und die Leiter-ErdeAbleitungsleitwerte wird in Abschnitt 3.2 näher eingegangen.
Die Werte für die Betriebsparameter werden gewöhnlich pro km für ein Drehstromsystem angeben. Die längenbezogenen Parameter bezeichnet man als Beläge und kennzeichnet sie
durch einen Strich am Symbol. So ist z. B. R´ die Bezeichnung für den Widerstandsbelag.
Die Größenordnungen der Betriebparameter für die hier zu vergleichende 110-kV-Freileitung
und die 110-kV-VPE-Kabel sind in der Tabelle 4.1 gegenübergestellt. Die ohmschen Widerstände sind für 20 C und für 40 C angegeben. Die temperaturabhängige Widerstanderhöhung
beträgt für Aluminium und Kupfer näherungsweise 4 % bei einer Temperaturerhöhung von
10 °K gegenüber 20 °C.
Tabelle 4.1. Betriebsparameter der vergleichbaren 110-kV-Freileitung und -Kabel
Parameter
Freileitung
Al/St 265/35 1)
VPE-Kabel (Kupferleiter)
N2XS(FL)2Y1×RM/50 1)
VPE-Kabel (Aluminiumleiter)
NA2XS(FL)2Y1×1000 RM/50 2)
R20' m/km
109,5
28,3
29,1
R40' m/km
118,3
32,6
33,5
X ' /km
0,381
0,126
0,12
G ' nS/km
40
60
72
C ' nF/km
9,4
190
230
CE' nF/km
4,7
190
230
1)
2)
Horizontalmast
Legung im Dreieck, Schirm beidseitig geerdet
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
25
Aufgrund der unterschiedlichen Betriebsparameter weisen Freileitungen und Kabel auch unterschiedliches Betriebsverhalten auf.
Der ohmsche Widerstand und die Reaktanz des Kabels und damit der gesamte Wechselstromwiderstand (die sog. Impedanz) sind kleiner als die der Freileitung, womit geringere
stromabhängige Verluste (s. Abschnitt 4.5), ein geringerer Spannungsabfall längs des Kabels
und ein geringerer induktiver Blindleistungsbedarf QL (s. auch Abschnitt 5.3) verbunden sind.
Durch die Kapazitäten und Ableitungsleitwerte fließen Ströme zur Erde (beim Kabel über den
geerdeten Schirm) ab, die den Leiterquerschnitt beanspruchen und damit insbesondere beim
Kabel wegen seiner relativ hohen Kapazität (etwa 20 bis 24-fach gegenüber der Freileitung)
die übertragbare Leistung einschränken. Die mit den Kapazitäten verbundenen Ströme heißen
folgerichtig kapazitive Ströme oder Leerlauf- oder Ladeströme und verursachen kapazitive
Blindleistung QC. Die mit den Ableitungsleitwerten verbundenen Ströme heißen Ableitungsströme. Sie entstehen durch die, wenn auch sehr geringe Restleitfähigkeit der Isolierung, für
die der Ableitungsleitwert ein Maß ist.
Sowohl der kapazitive Strom IC als auch der Ableitungsstrom IG fließen unabhängig von der
Belastung in gleichbleibender Höhe, sobald die Leitung unter Spannung gesetzt wird. Sie
hängen außer von C´ bzw. G´ von der Spannung ab und wachsen mit der Leitungslänge l:
IC 
1
 C ' lU n
3
(4.1)
IG 
1
G ' lU n
3
(4.2)
Zwei wichtige Leitungskenngrößen sind der Wellenwiderstand ZW und die natürliche Leistung Pnat. Der Wellenwiderstand ist, da für seine Berechnung der ohmsche Widerstands- und
Ableitungsbelag vernachlässigt werden können, vom Verhältnis von Induktivität und Kapazität abhängig:
ZW 
L'
C'
(4.3)
Die natürliche Leistung, ist die Übertragungsleistung, bei der sich die induktive und kapazitive Blindleistung der Leitung gegenseitig aufheben. Sie berechnet sich näherungsweise zu:
Pnat 
U n2
ZW
(4.4)
Die Belastung der Leitungen mit der natürlichen Leistung ist aus betrieblicher Sicht optimal,
da Blindleistungsflüsse vom Netz zur Leitung oder umgekehrt und die damit verbundenen
Verluste vermieden werden, und der Spannungsabfall längs der Leitung nahezu Null ist. Ein
Blick auf die Tabelle 4.2 zeigt, dass die natürliche Leistung der Freileitung deutlich unter der
dauend zulässigen Leistung Sd liegt, während die Verhältnisse beim Kabel aufgrund des deutlich geringeren Wellenwiderstandes umgekehrt sind. Kabel können deshalb nur unterhalb der
natürlichen Leistung betrieben werden. Freileitungen werden aus wirtschaftlichen Gründen
(Ausnutzung des Leiterquerschnitts) auch oberhalb der natürlichen Leistung betrieben. Allerdings nehmen mit der Überschreitung der natürlichen Leistung der Spannungsabfall und die
induktive Blindleistung zu, und zwar umso mehr je länger die Leitung ist. Der übernatürliche
Betrieb ist deshalb auch nur bis zu einer bestimmten Leitungslänge möglich.
Auf die zulässige Dauerleistung von Freileitungen und Kabeln wird im Abschnitt 4.4 noch
näher eingegangen
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
26
Tabelle 4.2. Betriebsgrößen der vergleichbaren 110-kV-Freileitung und -Kabel für die Parameter in
Tabelle 4.1 (Werte gerundet)
Parameter
Freileitung
Al/St 265/35
VPE-Kabel (Kupferleiter)
N2XS(FL)2Y1×RM/50
VPE-Kabel (Aluminiumleiter)
NA2XS(FL)2Y1×1000 RM/50
I C' in A/km
0,19
3,8
4,6
2)
QC' in kvar/km
35,7
722
874
' in A/km
I CE
0,28
11,4
13,8
Z W in /km
360
46
41
Pnat in MW
34
263
279
Sd in MVA
130
158 1)
158 1)
zul in °C
80
90
90
1)
2)
Legung im Dreieck, Schirm beidseitig geerdet, Belastungsgrad m = 0,7
Betrag
Im folgenden Bild 4.11 sind die unterschiedlichen Blindleistungsverhältnisse für die Freileitung und die Kabel mit den Parametern nach Tabelle 4.1 in Abhängigkeit von der übertragenen Leistung gegenübergestellt. Kapazitive Blindleistung ist dabei mit einem negativen Vorzeichen versehen.
Im Leerlauf beziehen sowohl Freileitung als auch Kabel kapazitive Blindleistung (Ladeleistung). Sie berechnet sich pro km Leitungslänge nach der Beziehung:
QC'   C ' U n2
(4.5)
Mit wachsender Übertragungsleistung S wächst auch die induktive Blindleistung nach der
Beziehung:
S2
'
QL   L ' 2
Un
(4.6)
Die gesamte von der Leitung pro km Leitungslänge aufgenommene oder abgegebene Blindleistung ist:
Q '  QL'  QC'
(4.7)
Bei der natürlichen Leistung ist der Blindleistungshaushalt der Leitung ausgeglichen, also
Q '  0 . Für die Freileitung beträgt die natürliche Leistung 34 MW (s. auch Bild 4.11). Die
natürliche Leistung der Kabel wird wegen Sd < PNat im zulässigen Übertragungsbereich nicht
erreicht.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
27
800
1
600
Q / kvar/km
400
200
0
-200
-400
2
3
-600
-800
-1000
0
Pnat F
50
100
150
S / MVA
Bild 4.11. Blindleistung in Abhängigkeit von der übertragenen Leistung.
1 Freileitung 265/30, 2 Kabel 630 mm2 Kupfer, 3 Kabel 1000 mm2 Aluminium
4.4 Thermische Eigenschaften von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln
Aufgrund ihres unterschiedlichen Aufbaus und der verschiedenen Umgebungsbedingungen
unterscheiden sich Freileitung und Kabel auch deutlich hinsichtlich ihrer thermischen Eigenschaften. Bei Freileitungen wird die zulässige Temperatur durch die mechanische Festigkeit
der Leiterseile und den Durchhang der Leiterseile bestimmt. Die dauernd zulässige Leitertemperatur beträgt für Al/St-Seile 80 °C. Bei höheren Temperaturen kommt es zu Entfestigungserscheinungen an den Leiterseilen und zu einem unzulässigen Durchhang, so dass die
vorgeschriebene Mindesthöhe über dem Erdboden von 6 m nicht mehr eingehalten wird.
Aufgrund der guten Abführung der Verlustwärme durch die umgebende Luft haben Freileitungen keine nennenswerte thermische Zeitkonstante, so dass die Leiterseiltemperatur nahezu
unverzögert dem Belastungsspiel folgt. Damit bestimmt die Höchstlast, auch wenn sie nur
kurzzeitig auftritt, die höchste Temperatur des Leiterseiles.
Die dauernd zulässige Belastung Sd der Freileitung wird gewöhnlich für Windgeschwindigkeiten von 0,6 m/s und 35 °C Umgebungstemperatur angegeben. Für die 110-kV-Freileitung
Al/St 265/35 beträgt die Dauerleistung 130 MVA (s. auch Tabelle 4.2). Dem entspricht ein
dauernd zulässiger Strom von 682 A. Unter günstigeren thermischen Umgebungsbedingungen
kann die zulässige Dauerleistung zumindest zeitweise weiter erhöht werden.
Bei Kabeln hängt die Ableitung der Verlustwärme an die Erdoberfläche von den Wärmewiderständen der Isolierung und des Erdbodens ab. Der Wärmewiderstand des Erdbodens ist
stark von seinem Feuchtigkeitsgehalt abhängig. Feuchter Boden leitet die Wärme besser als
trockener Boden. Der spezifische Wärmewiderstand des trockenen Bodens kann mit
2,5 K·m/W angenommen werden, während man bei feuchtem Boden mit 1,0 K·m/W rechnet.
Bei hoch ausgelasteten Kabeln trocknet der Boden in unmittelbarer Nähe des Kabels aus. Um
die damit verbundene Verringerung der Wärmeleit- und Übertragungsfähigkeit zu vermeiden,
füllt man den Trockenbereich mit speziellem Bettungsmaterial bestehend aus einem KiesSand- oder Sand-Zement (Magerbeton)-Gemisch, das auch im trockenen Zustand einen spezifischen Wärmewiderstand kleiner als 1,2 K·m/W aufweist, aus.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
28
Mit Rücksicht auf die Lebensdauer der VPE-Isolierung darf die höchste dauernd zulässige
Temperatur an der Leiteroberfläche 90 °C nicht überschreiten. Die sich an der Leiteroberfläche einstellende Temperatur hängt von der Höhe und dem zeitlichen Verlauf der übertragenen
Leistung, der Art der Erdung der Schirme (ein- oder zweiseitig), der Legetiefe, der Anordnung der Kabel (im Dreieck oder flach), vom Abstand der Kabel untereinander, der Anzahl
weiterer Systeme im selben Graben, von dem Wärmewiderstand der Isolierung und des Erdreiches sowie von der Temperatur an der Erdoberfläche ab. Durch den thermischen Einfluss
eines zweiten Kabelsystems im Graben geht die Belastbarkeit um ca. 15 % zurück.
Durch den gegenüber bewegter Luft wesentlich schlechteren Wärmeabtransport durch die Isolierung und das Erdreich sowie deren Wärmespeichervermögen führen Belastungsänderungen
beim Kabel im Gegensatz zu der Freileitung zu merklich verzögerten Temperaturänderungen.
Die dafür maßgebende thermische Zeitkonstante liegt in der Größenordnung von mehreren
Stunden, so dass das Kabel bei Wechsellast über einen längeren Zeitraum mit einer größeren
Leistung als bei Dauerlast betrieben werden kann. Die thermische Grenzleistung des Kabels
hängt somit vom Belastungsgrad m ab und wächst mit kleiner werdendem Belastungsgrad.
Eine typische Wechsellast, die häufig für die Kabeldimensionierung herangezogen wird, ist
die sog. EVU-Last, wie sie im Bild 4.12 dargestellt ist. Der Mittelwert der Leistung wird als
Belastungsgrad m bezeichnet. Für die EVU-Last ist m = 0,7, während für Dauerlast m = 1,0
gilt.
Bild 4.12. typischer Leistungsverlauf (Tageslastgang) mit m = 0,7 /15/
Für die Auslegung der Kabel, die für die Ableitung von Windleistung eingesetzt werden, ist
der Erwartungswert der fluktuierenden Windenergieleistung unter Berücksichtigung der
thermischen Zeitkonstanten des Kabels maßgebend.
Das Bild 4.13 zeigt einen Vergleich der übertragbaren Leistung verschiedener 110-kVKabeltypen mit einer 110-kV-Freileitung. Im Bereich bis etwa 150 km zeigt das 110-kVVPE-Kabel etwa die gleichen Übertragungseigenschaften wie eine 110-kV-Freileitung. Die
Begrenzung der Übertragungsleistung mit wachsender Länge erfolgt bei den Kabeln durch
den stark zunehmenden Ladestrom, während bei der Freileitung der zulässige Spannungsab-
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
29
fall begrenzend wirkt. Typisch für die Kabel ist, dass sie sich ab einer bestimmten Länge
durch den Ladestrom selbst auslasten und dann praktisch keine Leistung mehr übertragen
können.
Leistung in MVA
150
100
50
0
0
50
100
150
200
Länge in km
Bild 4.13. Übertragungsleistung von 110-kV-Freileitungen und –Kabeln in Abhängigkeit von der
Länge, cos = 1, Umax = 114 kV, Umin = 96 kV /12/, /17/. blau: Ölkabel, 800 mm2, Cu, schwarz: Gasdruckkabel, 800 mm2, Cu, rot: VPE-Kabel, 630 mm2, Cu, grün: Freileitung, Al/St 265/35
4.5 Verluste von 110-kV-Freileitungen und -Kabeln
Man unterscheidet bei beiden Leitungsarten zwischen spannungsabhängigen und stromabhängigen Verlusten (Bild 4.14). Zusätzliche Verluste beim Betrieb von Leitungen entstehen,
wenn Blindleistungskompensationsspulen aufgestellt werden müssen.
Verluste
spannungsabhängige
Verluste
stromabhängige
Verluste
zusätzliche
Verluste
Bild 4.14. Verlustanteile der Leitungen
Die spannungsabhängigen Verluste entstehen in der Isolierung durch die Ableitungsströme
und zum Teil im Leiter durch den Ladestrom. Sie fallen im Normalbetrieb mit konstanter
Spannung ständig in gleichbleibender Höhe an. Für ihre Berechnung kann angenommen werden, dass an den Enden der Leitung im Mittel die Netznennspannung Un/√3 anliegt. Es gilt
dann für ein Drehstrom-Leitungssystem pro km:
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
'  3 G '(
PVU
Un 2
)  G ' U n2
3
30
(4.8)
und speziell für Un = 110 kV:
'
PVU
G'
 12,1
W / km
nS/km
(4.9)
Der Leitwertbelag G´ von Freileitungen ist witterungsabhängig. Für die Verlustberechnung
zieht man einen Jahresmittelwert heran. Bei Kabeln berechnet sich der Leitwertbelag aus
G '   C ' tan 
(4.10)
wobei δ der sog. Verlustwinkel ist. Die Verlustleistung pro km eines Kabelsystems kann aber
auch direkt aus der kapazitiven Ladeleistung (Gl. (4.5)) mit dem Tangens des Verlustwinkels
erhalten werden:
'  tan   QC'
PVU
(4.11)
Die stromabhängigen Verluste sind dem Quadrat des Stromes, und wenn man konstante
Netzspannung voraussetzt, dem Quadrat der übertragenen Scheinleistung S proportional. Es
gilt dann für ein Drehstrom-Leitungssystem pro km:
PVI'  R '
S2
U n2
(4.12)
und speziell für Un = 110 kV:
PVI'
1
R'
 S 




kW/km 12100 mΩ / km  MVA 
2
(4.13)
wobei S die Gesamtleistung und R´ der wirksame Wechselstromwiderstandsbelag bei der Leitertemperatur sind.
Bei Kabeln enthält R´ neben dem Leiterwiderstand einen Anteil, der die zusätzlichen Verluste
durch Stromverdrängung im Leiter und die Verluste im Kabelschirm berücksichtigt. Die Zusatzverluste durch Stromverdrängung lassen sich bei größeren Querschnitten (ab 1000 mm2)
durch den Einsatz von Segmentleitern verringern. Die Verluste in den Kabelschirmen entstehen durch die magnetischen Wechselfelder der Leiterströme. Diese verursachen zum einen
Wirbelströme und zum anderen Induktionsspannungen längs der Schirme. Die Wirbelstromverluste lassen sich durch die Ausführung der Schirme aus einzelnen Drähten klein halten.
Um die induzierten Schirmspannungen zu begrenzen, müssen die Kabelschirme beidseitig geerdet werden. Dadurch kommt es zu Schirmströmen, die mit Stromwärmeverlusten verbunden
sind. Die Höhe der Schirmströme hängt neben der Höhe der Leiterströme auch von der Kabellegung ab. Sie sind am geringsten bei Legung der drei Einleiterkabel im Dreieck und am
größten bei Legung in der Ebene mit großem Leiterabstand. Aus Sicht der Verluste ist es deshalb angebracht, die Kabel im Dreieck anzuordnen, sofern dies aus Gründen der Belastbarkeit
möglich ist. Die Größenordnung des Zusatzwiderstandes für 110-kV-Kabel mit Rundleitern
liegt bei Legung im Dreieck in der Größenordnung von 20 %.
Die gesamten Verluste ergeben sich aus der Summe von spannungsabhängigen und stromabhängigen Verlusten:
'  PVU
'  PVI'
PVges
(4.14)
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
31
Das Bild 4.15 zeigt den Verlauf der Verluste der 110-kV-Freileitung und der beiden 110-kVKabeltypen mit den Parametern nach Tabelle 4.1 in Abhängigkeit von der übertragenen Leistung. Die Verlustkurven der beiden Kabeltypen liegen praktisch übereinander. Bei 110-kVLeitungen sind die spannungsabhängigen Verluste relativ klein (einige hundert Watt pro km),
so dass man sie (außer im Leerlauf) gegenüber den stromabhängigen Verlusten vernachlässigen kann. Im Bild 4.15 sind sie (bei S = 0) auch kaum zu erkennen.
250
PV / kW/km
200
Freileitung
150
100
Kabel
50
0
0
50
100
150
S / MVA
Bild 4.15. Verluste von 110-kV-Freileitung und -Kabeln in Abhängigkeit von der
übertragenen Leistung (Parameter nach Tabelle 4.1, Widerstandsbelag bei 40 °C)
Die stromabhängigen Verluste der Kabel betragen nur wenig mehr als ein Viertel der der Freileitung. Das liegt daran, dass man die Verluste des Kabels wegen der schlechteren Abfuhr der
Verlustwärme zwangsläufig klein halten muss, was durch einen vergleichsweise großen Leiterquerschnitt und den Einsatz von Kupferleitern erreicht wird. Bei Freileitungen hingegen
kann man den Leiterseilquerschnitt so wählen, dass ein Optimum an Investitions- und Verlustkosten erzielt wird.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
5
32
Auswirkungen der Leitungsart auf das 110-kV-Netz
5.1 Zulässige Leitungslängen bei Resonanz-Sternpunkterdung
Beim Leitungszubau mit Kabeln wächst insbesondere aufgrund der wesentlich größeren Leiter-Erde-Kapazitäten CE' (vgl. Tabelle 4.1) der kapazitive Erdschlussstrom und damit auch der
Reststrom um ein Vielfaches gegenüber einem Zubau mit Freileitungen gleicher Länge. Das
hat zur Folge, dass schon bei wesentlich kürzeren Kabellängen als beim Zubau mit Freileitungen die Löschgrenze von 130 A erreicht wird.
Für den kapazitiven Erdschlussstrom im gemischten Netz gilt:
'  lF   CE,K
'  lK )
I CE  3U n ( CE,F
(5.1)
'
CE,F
kapazitiver Erdschlussstrom der Freileitungen pro km
'
CE,K
kapazitiver Erdschlussstrom der Kabel pro km
lF
gesamte Freileitungslänge (Systemlänge) im Netz
lK
gesamte Kabellänge (Systemlänge) im Netz
Einzubeziehen in die Systemlängen sind dabei z. B. auch Anschlussleitungen von Windparks,
die in das 110-kV-Netz einspeisen und nicht dem jeweiligen Netzbetreiber gehören.
Der Reststrom ergibt sich wieder nach Gl. (3.1) jedoch mit anderen Ausdrücken für die
Dämpfung und Verstimmung.
Die Verstimmung ist zur Einhaltung des zulässigen Reststromes und der Verlagerungsspannung im Normalbetrieb auch beim Zubau weiterer Leitungen konstant zu halten, wofür der
Verstimmungsgradregler sorgt. Bei Ausschöpfung des Regelbereiches muss die Spulenleistung durch Aufstellen weiterer oder leistungsstärkerer Spulen entsprechend vergrößert werden.
Für die Dämpfung im gemischten Freileitungs- und Kabelnetz gilt, getrennt nach Leitungsund Spulenanteil (vgl. Gl. (3.2)):
d
' lF  GE,K
' lK
GE,F
' lF   CE,K
' lK
 CE,F

GM / 3
' lF   CE,K
' lK
 CE,F
 d L  dS
(5.2)
Der Anteil dL der Leitungen an der Dämpfung hängt vom Verhältnis der Kabel- und Freileitungslängen ab:
1
dL  dF 
mit
' l
d K CE,K

 K
d F CE,F
' lF
C' l
1  E,K  K
' lF
CE,F
 f(
lK
)
lF
(5.3)
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
dF 
'
GE,F
'
CE,F
und
dK 
33
'
GE,K
(5.4)
'
CE,K
Der Anteil dS der Erdschlusslöschspulen entspricht wegen ICE ≈ IM den relativen Spulenverlusten. Diese liegen in der Größenordnung von 2 %.
PV,Spulen
GM / 3
GM U n GM U n2
GM U n2
3
3
dS 






 (CE,F  CE,K )
3
U n I CE
3
U n I M Sr,Spulen
3 I CE
(5.5)
Die Dämpfung in Freileitungsnetzen ist stark witterungsabhängig und liegt für 110-kVFreileitungen im Jahresmittel in der Größenordnung von 5 %. Um sicher zu sein, dass der
Erdschlussstrom auch bei „schlechtem“ Wetter verlöscht, ist es sinnvoll bei der Ermittlung
der zulässigen Leitungslänge einen etwas höheren Wert, etwa 7 % anzunehmen. Für VPEKabel rechnet man mit einer deutlich geringeren Dämpfung von 0,1 %.
Aus der Löschbedingung:
d
I R,zul  I CE,zul d 2  v 2  I CE,zul v 1  ( )2
v
(5.6)
ergeben sich mit Gl. (5.1) folgende zulässige Längen an Freileitungen und Kabeln in einem
gemischten Netz:
lF,zul 
I R,zul
' v 1  ( d )2
3U nCE,F
v

'
CE,K
'
CE,F
lK,zul  lF,zul,max 
'
CE,K
'
CE,F
(5.7)
lK,zul
Für ein reines Freileitungsnetz oder ein reines Kabelnetz erhält man als Grenzlängen aus Gl.
(5.7) bei lK,zul = 0 bzw. lF,zul = 0 unter Beachtung des jeweiligen Ausdrucks für die Dämpfung:
lF,zul 
lK,zul 
I R,zul
(5.8)
' v 1  ( d F  dS ) 2
3U nCE,F
v
I R,zul
(5.9)
' v 1  ( d K  dS ) 2
3U nCE,K
v
Die entsprechenden Zahlenwerte für die Freileitung und Kabel sind in Tabelle 5.1 eingetragen.
Tabelle 5.1. Dämpfung und Grenzlängen (Systemlängen) für die Resonanz-Sternpunkterdung von
Freileitungs- und Kabelnetzen (Leitungsparameter nach Tabelle 4.1)
Freileitung
Al/St 265/35
Cu-Kabel
N2XS(FL)2Y 1630 RM/35
Al-Kabel
NA2XS(FL)2Y 11000 RM/50
d = dL + dS
0,07 + 0,02
0,001 + 0,02
0,001 + 0,02
lzul,max / km
4330
203
168
Bei konstant bleibender Dämpfung stellt die Gl. (5.7) eine abfallende Gerade dar. Tatsächlich
verringert sich aber die resultierende Dämpfung mit zunehmendem Kabelanteil nicht unwe-
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
34
sentlich von dF + dS = 9 % auf dK + dS = 2,1 %, so dass man die Gl. (5.7) iterativ auswerten
müsste. Man begeht aber keinen großen Fehler (zumal auf der sicheren Seite), wenn man die
Gerade nach Gl. (5.7) einmal mit dF + dS und einmal mit dK + dS zeichnet und die beiden
Fußpunkte für die Grenzlängen des reinen Freileitungs- und Kabelnetzes durch eine Gerade
verbindet, wie das im Bild 5.1 demonstriert ist.
lF,zul
lF,zul,max
Gl. (5.7) für d = dK + dS
Gl. (5.7) für d = dF + dS
Näherung für
veränderliche Dämpfung
lK,zul,max
lK,zul
Bild 5.1. Genäherte Auswertung der Gl. (5.7)
Das Bild 5.2 zeigt die aus der Sicht der Resonanz-Sternpunkterdung maximal zulässigen Leitungslängen im gemischten Netz mit den Freileitungs- und Kabeldaten nach Tabelle 4.1. Beispielhaft ist abzulesen, dass bei einer vorhandenen Freileitungslänge von 1000 km noch ein
Zubau an Kabeln mit einem Kupferquerschnitt von 630 mm2 von 131 km möglich ist, während für die Kabel mit einem Aluminiumquerschnitt von 1000 mm2 wegen ihrer größeren Kapazität nur noch 109 km zulässig sind.
Die bei Leitungszubau von Freileitungen und Kabeln zusätzlich erforderliche Spulenleistung
bei Überkompensation berechnet sich mit dem Längenzuwachs (Systemlänge) ΔlF und/oder
ΔlK aus:
ΔQSpule 
Un
U
' ΔlF  I CE,K
' ΔlK )
(1  v ) ΔI CE  n (1  v )( I CE,F
3
3
(5.10)
Die Auswertung von Gl. (5.10) mit den Kapazitätsbelägen für die Freileitung und die beiden
Kabel entsprechend Tabelle 4.1 zeigt Bild 5.3.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
35
5000
lF,zul / km
4000
630 mm2 Cu
3000
2000
1000 mm2 Al
1000
0
0
50
100
150
lK,zul / km
200
250
Bild 5.2. Für die Resonanz-Sternpunkterdung noch zulässige Längen (Systemlängen) von 110-kVFreileitungen und –Kabeln für v = 5 % überkompensiert, dF = 7 %, dK = 0,1 %, dS = 2 % und einem
Oberschwingungsgehalt von 5 % im Reststrom
140
Kabel 1000 mm2 Al
120
 QSpule / MVA
100
80
60
Kabel 630 mm2 Cu
40
20
0
0
Freileitung
50
100
150
 l / km
Bild 5.3. Erforderliche Spulenleistung in Abhängigkeit von der Systemlänge
beim Zubau von Freileitungen und Kabeln bei v = 5 %
5.2 Leistungsflussverhältnisse
Der Leistungsfluss im Netz richtet sich nach den Spannungen der Einspeiseknoten und den
Impedanzen der Leitungen. Er kann in Grenzen durch die Stufung der Einspeisetransformatoren beeinflusst werden. Der Leistungsfluss ist so einzustellen, dass das zulässige Spannungsband im Netz eingehalten wird und die Spannungen an den 110-kV-MS-Transformatoren bestimmte vorgegebene Werte, die wiederum für die Spannungsverhältnisse der unterlagerten
Mittelspannungsnetze maßgebend sind, eingehalten werden.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
36
Beim Netzausbau mit Kabeln ist zu beachten, dass Kabel eine deutlich geringere Impedanz
als eine Freileitung gleicher Länge haben. Die Impedanz der hier betrachten 110-kV-Kabel
beträgt nur etwa ein Viertel bis ein Drittel der der 110-kV-Freileitung (s. Tabelle 4.1). Eine
Netzerweiterung mit Kabeln hat deshalb andere Auswirkungen auf den Leistungsfluss als der
Ausbau mit Freileitungen. Um den gewünschten Leistungsfluss bei Einhaltung der Spannungsbänder sicher zu stellen und zu vermeiden, dass durch Änderungen im Leistungsfluss
Leitungen überlastet werden, ist es – wie bei jeder Netzerweiterung - erforderlich detaillierte
Leistungsflussberechnung und (n-1)-Ausfallsimulation (Netzsicherheitsrechnung) im Vorfeld
entsprechend den Bewertungskriterien des (n-1)-Kriteriums in Abschnitt 2.2 vorzunehmen.
Ein ausgeglichener Parallelbetrieb von Freileitungen und Kabeln ist aufgrund der unterschiedlichen Impedanzverhältnisse nicht möglich.
5.3 Netzverluste und Blindleistungsverhältnisse
Kabel haben – wie im Abschnitt 4.3 begründet – generell niedrigere Stromwärmeverluste als
Freileitungen. Im 110-V-Netz spielen die spannungsabhängigen Verluste keine Rolle. Die
stromabhängigen Verluste von 110-kV-Kabeln und -Freileitungen verhalten sich der Größenordnung der Widerstände entsprechend wie etwa 1:4. Eine Verringerung der gesamten Netzverluste (Transformator- und Leitungsverluste) wird aber erst bei deutlichem Kabelanteil an
der gesamten Leitungslänge spürbar werden. Da mit wachsendem Kabelanteil auch der Anteil
der kapazitiven Blindleistung des Netzes zunimmt, ist man ab einem bestimmten Kabelanteil
gezwungen, Blindleistungskompensationsspulen zu installieren. Deren Verluste bewegen sich
in der Größenordnung von 1,5 bis 2 ‰ der Bemessungsleistung und machen einen Teil der
durch die Kabel erzielten Verlusteinsparung wieder zunichte.
Ein reines Freileitungsnetz bzw. ein Netz mit einem geringen Kabelanteil weist im Starklastfall einen induktiven Blindleistungsbedarf auf, während es im Schwachlastbetrieb einen kapazitiven Blindleistungsbedarf besitzt, der durch eine entsprechende Kompensationsdrosselspule weitgehend kompensiert werden muss, da der Blindleistungsaustausch mit dem überlagerten Netz vertraglich festgelegte und mit Pönalen belegte Grenzwerte nicht überschreiten darf.
Bei Zubau mit Kabeln verschiebt sich dieses Verhältnis bis das Netz grundsätzlich einen kapazitiven Blindleistungsbedarf besitzt, der gegenüber dem bei Netzausbau mit Freileitungen
im Schwachlastfall ein Vielfaches betragen kann und mit einer entsprechend größeren Drosselspulenleistung kompensiert werden muss.
Der zusätzliche Bedarf an Kompensationsleistung bei Netzausbau mit Freileitungen oder mit
Kabeln kann für den Schwachlastfall mit dem Ladestrom aus Gl. (4.1) abgeschätzt werden:


ΔQkomp   CF'ΔlF  CK' ΔlK U n2
CF'
Kapazitätsbelag der Freileitungen pro km
CK'
Kapazitätsbelag der Kabel pro km
lF
zusätzliche Freileitungslänge (Systemlänge) im Netz
lK
zusätzliche Kabellänge (Systemlänge) im Netz
(5.11)
Die Auswertung von Gl. (5.11) mit den Kapazitätsbelägen für die Freileitung und die beiden
Kabel entsprechend Tabelle 4.1 zeigt Bild 5.4. Der Bedarf an zusätzlicher Kompensationsleistung steigt bei Netzausbau mit Kabeln entsprechend dem Verhältnis der Betriebskapazitäten
um fast das 20-fache bzw. 24-fache gegenüber dem bei Netzausbau mit Freileitungen an.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
37
140
Kabel 1000 mm2 Al
 Qkomp / MVvar
120
100
80
60
Kabel 630 mm2 Cu
40
20
Freileitung
0
0
50
100
150
 l / km
Bild 5.4. Abschätzung des zusätzlichen Bedarfs an Kompensationsleistung bei Netzausbau mit Freileitungen oder mit Kabeln
5.4 Kurzschlussstromverhältnisse
Die Höhe der Kurzschlussströme an einer bestimmten Stelle im Netz hängt von der resultierenden Impedanz des Netzes an dieser Stelle ab. Die resultierende Impedanz an der Kurzschlussstelle setzt sich aus den Impedanzen der Einspeisetransformatoren und den Leitungen
entsprechend der Netzstruktur zusammen. Kabel bewirken aufgrund ihrer gegenüber der Freileitung geringeren Impedanz eine Verringerung der resultierenden Impedanz und tragen damit
zu einer Erhöhung der Kurzschlussströme bei. Es ist deshalb erforderlich – wie bei jeder
Netzerweiterung generell – eine detaillierte Kurzschlussstromberechnung vorzunehmen und
ggf. Maßnahmen zur Begrenzung der Kurzschlussströme vorzusehen.
5.5 Ausfallverhalten
Das Ausfallverhalten der Leitungen wird durch die FFN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik (vormals VDN- bzw. VDEW-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik) und separat durch die
einzelnen Netzbetreiber statistisch erfasst. Tabelle 5.2 enthält die Ausfallhäufigkeiten und die
Aus-Dauern für die Berichtsjahre 1994 bis 2001 /4/ getrennt nach Netzen mit ResonanzSternpunkterdung und Netzen mit niederohmiger Sternpunkterdung.
Tabelle 5.2. Zuverlässigkeitskenndaten von 110-kV-Leitungen /4/
stochastischer Anteil
(unabhängige Einfachausfälle)
110-kV kompensiert
110 kV niederohmig geerdet
Freileitung
Kabel
Freileitung
Kabel
Ausfallrate
1/(100 km·a)
0,218
0,432
0,789
0,657
Aus-Dauer
h
3,20
66,09
2,74
68,22
Die in Tabelle 5.2 angegebenen Daten beruhen auf der Auswertung von rund 60 % der
Stromkreislängen im deutschen öffentlichen Versorgungsnetz mit Nennspannungen über 1 kV
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
38
dar. Die Ausfallhäufigkeiten in den einzelnen 110-kV-Netzen können sich z. B. durch die Altersstruktur der Netzbetriebsmittel, die eingesetzten Kabeltypen (Papiermasse-, Öl-, VPEKabel etc.), der Häufigkeit von atmosphärischen Störungen, das Vorhandensein von ländlichen oder städtischen Versorgungsstrukturen, der Art der Sternpunkterdung, dem Instandhaltungsaufwand, der untersuchten Grundgesamtheit, etc. davon deutlich unterscheiden. Die Angaben zur Aus-Dauer bewegen sich dagegen in engen Grenzen, weil die Abläufe zur Fehlerortung und Reparatur weitgehend bekannt sind.
Die Ausfallrate der Kabel ist in Netzen mit Resonanz-Sternpunkterdung etwa doppelt so groß
wie die der Freileitung, während sie in niederohmig geerdeten Netzen geringer ist. Demgegenüber ist die Aus-Dauer der Freileitung in beiden Netzarten um mehr als das 20-fache geringer als die der Kabel. Dadurch ergibt sich insgesamt eine deutlich höhere Nichtverfügbarkeit der Kabel, die etwa um den Faktor 40 in Netzen mit Resonanz-Sternpunkterdung und etwa um den Faktor 20 in Netzen mit niederohmiger Sternpunkterdung größer ist als die der
Freileitung.
5.6 Nutzungsdauer
Für Freileitungen ist eine Nutzungsdauer von 80 Jahren und mehr nachgewiesen. Nutzungsdauer erhaltende Maßnahmen (s. Abschnitt 5.7) lassen sich bei der Freileitung leicht durchführen, teilweise sogar unter Spannung.
Die Isolierung der Kabel wird thermisch beansprucht und unterliegt somit einem Alterungsprozess. Somit wird die Nutzungsdauer der Kabel insbesondere durch die Langzeitfestigkeit
der VPE-Isolierung bestimmt. Längere Überlastungen und Kurzschlüsse mit Überschreitungen der Grenztemperatur wirken Nutzungsdauer verringernd. Langzeiterfahrungen über 80
Jahre und mehr wie bei der Freileitung liegen für die VPE-Kabel noch nicht vor. Die ersten
110-kV-VPE-Kabel wurden 1973 eingesetzt. Man rechnet bei den 110-kV-VPE-Kabeln ähnlich wie bei den Massekabeln mit einer Nutzungsdauer von 40 bis 50 Jahren.
5.7 Instandhaltung: Wartung, Inspektion und Instandsetzung
An Instandhaltungsarbeiten fallen bei der Freileitung die Inspektion, ggf. die Freihaltung der
Trasse von Bewuchs und alle 25 bis 30 Jahre eine neue Mastbeschichtung an. Die Isolatoren,
Leiterseile und Mastfundamente werden auf Basis von regelmäßigen Begehungen der Leitungstrasse oder auch durch Abfliegen mit Hubschraubern kontrolliert. Das Auswechseln von
Isolatoren kann ggf. unter Spannung erfolgen. Nach etwa der Hälfte der Nutzungsdauer kann
es notwendig werden, die Leiterseile auszutauschen.
Die am häufigsten vorkommenden Fehler in Freileitungsnetzen, der einpolige Erdschluss,
verlöscht von selbst, sofern es sich um einen Lichtbogenfehler handelt, so dass aufgrund der
selbstheilenden Isolation der Freileitung ein Weiterbetrieb sofort möglich ist.
Im Gegensatz zu Freileitungen führt im Fehlerfall ein Isolationsdurchschlag in Kabeln immer
zu einem irreversiblen Schaden an der Durchschlagstelle, der eine Reparatur unumgänglich
macht. Die Fehlerstelle muss zunächst geortet werden, was in gelöscht betriebenen Netzen (s.
Abschnitt 3.2) kompliziert ist, da sich der gegenüber dem Betriebsstrom relativ kleine Erdschlussstrom kaum bemerkbar macht. Das Kabel muss frei gelegt, das beschädigte Stück herausgetrennt und ein neues Stück mit zwei Muffen eingesetzt werden. Der Zeitaufwand bis zur
Wiederinbetriebnahme ist beträchtlich und kann bis zu einer Woche dauern. Während dieser
Zeit befindet sich das Netz ggf. im verletzbaren Zustand (s. Abschnitt 2.2 und Bild 2.5).
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
39
5.8 Leitungsschutz
Als Kurzschluss- und Überlastschutz werden bei der Freileitung und beim Kabel die gleichen
Geräte (Distanz- und Überstromschutz, neuerdings auch Differenzialschutz) eingesetzt. Zum
Schutz vor Blitzüberspannungen werden Freileitungen mit Erdseilen ausgerüstet. Kabel werden ebenfalls vor einlaufenden Überspannungswellen an den Kabelenden durch Überspannungsableiter geschützt.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
6
40
Umstellung von Resonanz-Sternpunkterdung auf niederohmige Sternpunkterdung
6.1 Niederohmige Sternpunkterdung
In Netzen mit niederohmiger oder strombegrenzender Sternpunkterdung werden die Sternpunkte (oder einige Sternpunkte) der Transformatoren über Spulen geerdet, deren Impedanzen so klein sind, dass die einpoligen Erdfehlerströme große, kurzschlussartige Werte von einigen kA erreichen und sich dadurch deutlich vom Betriebsstrom unterscheiden. Man spricht
dann im Unterschied zur Resonanz-Sternpunkterdung auch von Erdkurzschlüssen anstatt von
Erdschlüssen. Die Höhe der Erdkurzschlussströme lässt sich über die Spulenimpedanzen einstellen (daher auch die Bezeichnung strombegrenzende Sternpunkt-Erdung). In ländlichen
110-kV-Netzen begrenzt man die Erdkurzschlussströme auf etwa 10 kA, während man in
städtischen 110-kV-Kabelnetzen mit Rücksicht auf die Schritt- und Berührungsspannungen
und im Hinblick auf die Beeinflussungproblematik nur etwa 5 kA zulässt.
Die Erdkurzschlussströme werden selektiv vom Leitungsschutz erfasst. Dieser veranlasst zunächst eine beidseitige Abschaltung des betroffenen Leiters (nicht der gesamten Leitung) weil
es (im Freileitungsnetz) sehr wahrscheinlich ist, dass es sich um einen Lichtbogenfehler handelt (zur Erinnerung: 80 % der einpoligen Fehler im Freileitungsnetz sind Lichtbogenfehler).
Nach einer kurzen stromlosen Pause (maximal bis 1,5 s) wird der Leiter wieder beidseitig zugeschaltet. Lag tatsächlich ein Lichtbogenfehler vor, so ist dieser während der stromlosen
Pause verloschen, und die Leitung ist in der Regel wieder voll funktionsfähig. Die sog automatische Wiedereinschaltung (AWE) ist erfolgreich verlaufen. Die kurze einpolige Unterbrechung führt im redundanten Netz zu keiner Versorgungseinschränkung. Ist der Kurzschluss
während der stromlosen Pause nicht verloschen, so handelt es sich um einen sog. satten Kurzschluss. In diesem Fall verläuft die AWE erfolglos und die Leitung wird unverzögert dreipolig abgeschaltet. Vorraussetzung für die Durchführung der einpoligen AWE sind einpolig
schaltbare Leistungsschalter. Diese sind zwar in der Hochspannungsebene in der Regel vorhanden, doch sind unter Umständen nicht alle Leistungsschalter mit einem Einzelantrieb ausgerüstet.
Die Gefahr von Doppelerdkurzschlüssen ist gegenüber der Resonanz-Sternpunkterdung weitaus geringer, da die Verlagerungsspannung der beiden gesunden Leiter bei Erdkurzschluss
zum einen unter dem 1,4-fachen des Leiter-Erde-Nennwertes bleibt und zum anderen der
Erdkurzschluss nur kurze Zeit besteht (zur Erinnerung: Im Fall des Erdschlusses bei der Resonanz-Sternpunkterdung beträgt die Verlagerungsspannung das 1,73-fache des Leiter-ErdeNennwertes).
Die Erdkurzschlussströme teilen sich an der Kurzschlussstelle in Teilkurzschlussströme auf.
Die Aufteilung erfolgt bei der Freileitung auf die Erdseile und den Erdboden und bei Kabeln
auf den geerdeten Schirm und den Erdboden. Ein Maß für die Aufteilung ist der sog. Reduktionsfaktor. Er gibt an, welcher Anteil des gesamten Erdkurzschlussstromes über das Erdreich
zurückfließt. Für Freileitungen mit gut leitenden Erdseilen liegt der Reduktionsfaktor in der
Größenordnung von 0,5 bis 0,6, d. h. 50 bis 60 % des Erdkurzschlussstromes fließen über Erde und die Erdungsanlagen zurück zu den Transformatorsternpunkten. Bei Kabeln hängt der
Reduktionsfaktor vom Querschnitt des Schirmes ab.
Die Teilkurzschlussströme über Erde verursachen an der Kurzschlussstelle und in der unmittelbaren Nähe Potentialanhebungen gegenüber der Bezugserde, die mit Schritt- und Berührungsspannungen verbunden sind. Der zulässige Wert der Berührungsspannung ist für das
110-kV-Netz in Abhängigkeit von der Stromflussdauer des Erdfehlers definiert /14/. Bei Einhaltung dieses Grenzwertes kommt es auch zu keinen unzulässigen Schrittspannungen. Zu-
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
41
dem können die Teilkurzschlussströme über Erde unzulässige Beeinflussungen von parallel
geführten fremden Leitungssystemen bewirken.
6.2 Maßnahmen zur Umstellung
Wenn die Löschbedingung der Resonanz-Sternpunkterdung durch einen zu hohen Kabelanteil
nicht mehr erfüllt ist (s. Abschnitt 5.1), wird eine Umstellung der Sternpunkterdung auf niederohmige Sternpunkterdung erforderlich. Eine Umstellung der Sternpunkterdung kann auch
dadurch begründet sein, dass ab einem bestimmten Kabelanteil sich die Erdschlüsse vermehrt
als Dauererdschlüsse ausbilden und nicht mehr von selbst verlöschen. Alternativ besteht die
Möglichkeit den Reststrom durch Netztrennung zu verringern.
Für eine Netztrennung müsste mindestens ein neues Umspannwerk für die (n-1)-sichere Anbindung des neu entstehenden Teilnetzes an das überlagerte HöS-Netz errichtet werden, was
erhebliche Investitionskosten nach sich zieht.
Eine zusammenfassende Übersicht der Maßnahmen zur Umstellung von ResonanzSternpunkterdung auf niederohmige Sternpunkterdung gibt das Bild 6.1.
Maßnahmen bei der Umstellung auf niederohmige Sternpunkterdung
Auswahl der zu erdenden
Transformatorsternpunkte
Auslegung des
Leitungsschutzes
Begrenzung des 1-poligen
Kurzschlussstromes
AWE bzw, selektive
Fehlerabschaltung
Austausch von
Leistungsschaltern
Auslegung der
Erdungsanlagen
Einhaltung der zulässigen Schritt- und Berührungsspannungen
und Vermeidung unzulässiger Beeinflussungen
Bild 6.1. Erforderliche Maßnahmen bei der Umstellung von Resonanz-Sternpunkterdung auf niederohmige Sternpunkterdung
Neben der Auswechselung der Löschspulen durch niederohmigen Spulen in den zu erdenden
Transformatorsternpunkten müssen u. U. der Leitungsschutz und die Leistungsschalter für die
Automatische Wiedereinschaltung ertüchtigt werden. Durch die hohen Teilkurzschlussströme
kann es erforderlich werden, die Erdungsverhältnisse an den Freileitungsmasten zu verbessern. Sämtliche Maßnahmen sind mit einem hohen Aufwand verbunden und können zu erheblichen Kosten führen.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
7
42
Niederfrequente elektromagnetische Felder
Bei den elektrischen und magnetischen Feldern von Freileitungen und Kabeln in der öffentlichen elektrischen Energieversorgung handelt es sich um niederfrequente Felder mit einer Frequenz von 50 Hz. Für Ihre Bestimmung können damit quasistatische Verhältnisse angenommen werden.
Ein magnetisches Feld wird immer dann verursacht, wenn elektrische Ladungen bewegt werden, wenn also elektrische Ströme fließen. Elektrische Felder von Leitungen werden durch
Ladungen hervorgerufen, die immer dann entstehen, wenn eine Leitung unter Spannung gesetzt wird.
Die elektrischen und magnetischen Felder von Freileitungen und Erdkabeln können in der
Planungsphase durch Berechnung bestimmt und im Betrieb auch durch Messungen überprüft
werden, wobei eine gute Übereinstimmung zwischen den Berechnungen und den Messungen
erreicht wird. Im Anhang sind für eine Vertiefung die wesentlichen Grundlagen der Berechnung von niederfrequenten elektrischen und magnetischen Feldern dargestellt.
Im Folgenden erfolgt die Angabe der aktuellen Vorsorgewerte und der durch die 26. BImSchV /6/ festgelegten Messpunkte und Randbedingungen sowie eine Darstellung von Ergebnissen verschiedener Beispielrechnungen, die typische Feldverläufe zeigen und Anhaltswerte
für die Größe der maximal auftretenden elektrischen und magnetischen Felder geben. Konkrete Werte sind aufgrund der unterschiedlichen Abmessungen und elektrischen Größen jeweils
projektbezogen zu berechnen.
7.1 Vorsorgewerte, Messpunkte und Randbedingungen gemäß 26. BImSchV
In der 26. BImSchV /6/ sind Vorsorgewerte für die elektrische Feldstärke und die magnetische Flussdichte festgelegt. Im Bereich der niederfrequenten Felder gelten für ortsfeste
Stromversorgungsanlagen die in Tabelle 7.1 angegebenen Vorsorgewerte.
Tabelle 7.1. Vorsorgewerte der 26. BImSchV im niederfrequenten Bereich
Frequenz in Hz
50
1)
elektrische Feldstärke E in kV/m
magnetische Flussdichte B in T
1)
5
1001)
Effektivwerte = Ersatzfeldstärke bzw. Ersatzflussdichte (siehe Anhang)
Die 26. BImSchV legt fest, dass Freileitungen, Erdkabel, Bahnstromoberleitungen und Elektroumspannanlagen zur Vermeidung von schädlichen Umwelteinwirkungen so zu errichten
und zu betreiben sind, dass in ihrem Einwirkbereich in Gebäuden und auf Grundstücken, die
nicht nur zum vorübergehenden Aufenthalt von Menschen bestimmt sind, bei höchster betrieblicher Anlagenauslastung und unter Berücksichtigung von Immissionen durch andere
Niederfrequenzanlagen die Vorsorgewerte der elektrischen Feldstärke und magnetischen
Flussdichte nicht überschritten werden.
Dem nicht nur vorübergehenden Aufenthalt dienen Gebäude und Grundstücke, in oder auf
denen nach der bestimmungsgemäßen Nutzung Personen regelmäßig länger, d. h. mehrere
Stunden, verweilen. Als Anhaltspunkt ist dabei die üblicherweise anzunehmende durchschnittliche Aufenthaltsdauer einer einzelnen Person heranzuziehen /7/.
Nur zum vorübergehenden Aufenthalt von Menschen dienen dagegen Orte, an denen die
Verweilzeit des Einzelnen in der Regel gering ist. Hierzu zählen beispielsweise Gänge, Flure,
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
43
Treppenräume, Toiletten, Vorratsräume - soweit sie außerhalb von Wohnungen liegen - sowie
Abstellräume, Heiz-, Kessel- oder Maschinenräume, Räume, die nur zur Lagerung von Waren
oder Aufbewahrung von Gegenständen dienen, und Garagen. Auch Orte, an denen sich zwar
ständig Menschen aufhalten, die Verweilzeit des Einzelnen aber in der Regel gering ist, wie
beispielsweise Bahnsteige und Bushaltestellen, dienen im Sinne der Verordnung nur dem vorübergehenden Aufenthalt /7/.
Entsprechend /7/ ist für die Bestimmung der Felder die höchste betriebliche Anlagenauslastung heranzuziehen. Bei Freileitungen und Erdkabeln sind dies der maximale betriebliche
Dauerstrom sowie die Netznennspannung. Der maximale betriebliche Dauerstrom wird z. B.
durch den thermisch maximal zulässigen Dauerstrom oder die maximal zulässige Übertragungsleistung festgelegt.
Kurzzeitige Überschreitungen der Vorsorgewerte in Tabelle 7.1 um bis zu 100 %, deren Dauer insgesamt nicht mehr als 5 % eines Beurteilungszeitraums von einem Tag ausmacht, und
kleinräumige Überschreitungen der Vorsorgewerte für die elektrische Feldstärke um nicht
mehr als 100 % außerhalb von Gebäuden bleiben außer Betracht solange keine durch Berührungsspannungen hervorgerufenen Belästigungen auftreten /6/.
Bei Messungen von niederfrequenten Feldern im Freien unter Hochspannungsleitungen und
anderen homogenen Feldern genügt es im Allgemeinen, an einem Messort einen Messpunkt
in einer Höhe von 1 m über Standfläche und bei Erdkabeln einen Messpunkt in einer Höhe
von 20 cm vorzusehen /7/.
7.2 Magnetische Felder
Die entsprechend der 26. BImSchV /6/ berechneten Ersatzflussdichten der Magnetfelder für
eine Freileitung mit Tragmasten entsprechend Bild 4.2 (rechts) sind in Bild 7.1 für den Punkt
der maximalen Ersatzflussdichte, die am Ort des maximalen Durchhangs und damit des minimalen Bodenabstands auftritt, für unterschiedliche Belastungen in Abhängigkeit vom Abstand x von der Trassenmitte dargestellt. Der minimale Bodenabstand tritt bei ebenen Erdoberflächen in der Spannfeldmitte auf und darf für 110-kV-Freileitungen minimal 6 m betragen. Im Einzelnen sind drei Fälle dargestellt:
– Fall 1: Belastung beider Freileitungssysteme mit der maximal zulässigen Dauerleistung Sd
entsprechend Tabelle 4.2 (2Sd)
– Fall 2: Belastung beider Freileitungssysteme mit der halben maximal zulässigen Dauerleistung Sd (2Sd/2)
– Fall 3: Belastung eines Freileitungssystems mit der maximal zulässigen Dauerleistung ((n1)-Betrieb, 1Sd)
Der Fall 1 (in schwarz) stellt die maximal mögliche Belastung der Freileitung entsprechend
der Forderung der 26. BImSchV dar, der allerdings aus Sicht des Netzbetriebes relativ unwahrscheinlich ist. Realistisch sind nur der Fall 2 (in blau) und der Fall 3 (in rot).
Die höchste Ersatzflussdichte ergibt sich im Fall 3 mit 22,5 T. Aber auch dieser Wert liegt
noch deutlich unter dem Vorsorgewert von 100 T. Die Ersatzflussdichte nimmt mit größer
werdenden Abstand x von der Trassenmitte ab und beträgt im Abstand von 15 m noch 44 %
ihres Maximalwertes. Des Weiteren erkennt man anhand des Vergleiches des Falls 2 mit Fall
3, dass sich die magnetischen Felder der beiden Leitungssysteme teilweise gegenseitig kompensieren. Dieser Kompensationseffekt kann durch die Wahl der Phasenfolge in beiden Systemen maximiert werden. Dieser Fall ist hier dargestellt.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
44
25
B / µT
20
15
10
5
0
-15
-10
-5
0
x/m
5
10
15
Bild 7.1. magnetische Ersatzflussdichte in der Höhe 1,0 m über der Erdbodenoberfläche für die Freileitungsanordnung in Bild 4.2 (rechts) in Abhängigkeit vom Abstand zur Trassenmitte; schwarz: Fall 1
(2Sd), blau: Fall 2 (2Sd/2), rot: Fall 3 (1Sd)
Von der Spannfeldmitte in Richtung der beiden Maste verringern sich die magnetischen Felder auf ca. 20 % ihres Maximalwertes aufgrund der größer werdenden Bodenabstände der
Leiterseile, die sich in Mastnähe mehr als verdoppeln.
Zum Vergleich zeigt Bild 7.2 den Verlauf der magnetischen Ersatzflussdichte für eine VPEKabelanlage nach Bild 4.8 bei Verwendung des 110-kV-VPE-Kabels in Bild 4.6 in Abhängigkeit vom Abstand x von der Trassenmitte für die gleichen drei Belastungsfällen wie für die
Freileitung.
16
14
12
B / µT
10
8
6
4
2
0
-15
-10
-5
0
x/m
5
10
15
Bild 7.2. magnetische Ersatzflussdichte in der Höhe 0,2 m über der Erdbodenoberfläche für die Kabelanordnung in Bild 4.8 in Abhängigkeit vom Abstand zur Trassenmitte; schwarz: Fall 1 (2Sd), blau:
Fall 2 (2Sd/2), rot: Fall 3 (1Sd)
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
45
Die Ersatzflussdichte nimmt im Vergleich zur Freileitung aufgrund der dichter zusammen liegenden Leiter sehr schnell mit größer werdenden Abstand von der Trassenmitte ab und beträgt im Abstand von 15 m deutlich weniger als 2 % ihres Maximalwertes. Des Weiteren erkennt man anhand des Vergleiches des Betriebs mit der maximal zulässigen Dauerleistung
(Fall 1) mit dem (n-1)-Betrieb (Fall 3), dass sich die Felder nicht verdoppeln, sondern sich
auch hier der schon erwähnte Kompensationseffekt der beiden Systeme einstellt.
Im Bereich der Muffen ist mit geringfügig größeren magnetischen Feldern zu rechnen, da die
Kabel hier einen größeren Abstand zueinander einnehmen.
Der Vergleich der Ersatzflussdichten der Freileitung mit denen der Kabelanlage zeigt, dass
die Maximalwerte der Magnetfelder der Kabelanlage aufgrund der dichter zusammen liegenden Leiter (Dreieckslegung) geringer sind und auch deutlich schneller mit wachsendem Abstand von der Trassenmitte abklingen. Die Maximalwerte des Magnetfeldes der Freileitung
und des Kabels liegen mit Werten kleiner 21 µT (Freileitung) bzw. 16 µT (Kabel) deutlich
unter dem in der 26. BImSchV genannten Vorsorgewert von 100 µT. Die Werte für die Freileitung entsprechen auch den pauschalen Angaben von 11…21 µT für eine 110-kVFreileitung in /8/.
7.3 Elektrische Felder
Im Folgenden wird nur die Ersatzfeldstärke entsprechend der 26. BImSchV für das elektrische Feld der Freileitung dargestellt. Ein Kabel weist kein äußeres elektrisches Feld auf. Die
anliegende Spannung wird vollständig über der inneren Isolation aus VPE des Kabels abgebaut.
Bild 7.3 zeigt die Ersatzfeldstärke der elektrischen Felder für eine Freileitung mit Tragmasten
entsprechend Bild 4.2 (rechts) und zwei Erdseilen für den Punkt der maximalen Feldstärke in
Abhängigkeit vom Abstand x von der Trassenmitte. Der minimale Bodenabstand ist wieder zu
6 m angenommen. Dargestellt ist die Ersatzfeldstärke für den Normalbetrieb (schwarz) und
für den (n-1)-Fall (rot) bei Ausfall/Abschaltung des rechten Freileitungssystems.
Man erkennt, dass die Ersatzfeldstärke im Normalbetrieb symmetrisch zur Trassenmitte bei
x = 0 verläuft und zwei ausgeprägte Maxima und mehrere lokale Maxima und Minima aufweist, die aus dem großen räumlichen Abstand der Leiter resultieren. Das Feld klingt mit größer werdendem Abstand von der Trassenmitte deutlich ab. Die maximale Feldstärke der 110kV-Freileitung liegt mit 1,9 kV/m deutlich unter dem in der 26. BImSchV genannten Vorsorgewert von 5 kV/m. Die Größenordnung findet man auch generell für 110-kV-Freileitungen
in /8/. Durch die Wahl der Phasenfolge in beiden Systemen kann der Verlauf und der Maximalwert der elektrischen Ersatzfeldstärke beeinflusst werden.
Das Profil der elektrischen Feldstärke in Abhängigkeit vom Abstand x von der Trassenmitte
und der Position z entlang des Spannfeldes ist in Bild 7.4 dargestellt. Mit zunehmendem Bodenabstand der Leiterseile in Richtung der beiden Maste (z = 150 m) nimmt das resultierende elektrische Feld ab. Die ausgeprägten Maxima und Minima entlang der x-Koordinate finden sich im gesamten Spannfeld (-150 m < z < 150 m) wieder.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
46
2
E / kV/m
1.5
1
0.5
0
-15
-10
-5
0
x/m
5
10
15
Bild 7.3. Elektrische Ersatzfeldstärke in der Höhe 1,0 m über der Erdbodenoberfläche für die Freileitungsanordnung in Bild 4.2 (rechts) mit zwei Erdseilen für eine Leiter-Erde-Spannung von 110/3 kV
in Abhängigkeit vom Abstand zur Trassenmitte; schwarz: Normalbetrieb, rot: (n-1)-Betrieb
2
E / kV/m
1.5
1
0.5
0
200
20
0
z/m
0
-200
-20
x/m
Bild 7.4. Elektrische Ersatzfeldstärke in der Höhe 1,0 m über der Erdbodenoberfläche für die Freileitungsanordnung in Bild 4.2 (rechts) mit zwei Erdseilen für eine Leiter-Erde-Spannung von 110/3 kV
in Abhängigkeit vom Abstand x zur Trassenmitte und der Position z entlang des Spannfeldes
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
8
47
Umwelterhebliche Wirkungen des Leitungsbaus
Die Klassifizierung der umwelterheblichen Wirkungen beim Bau von Freileitungen oder Kabeln geht aus Bild 8.1 hervor.
Umwelterhebliche Wirkungen
baubedingt
anlagenbedingt
zeitlich begrenzt
betriebsbedingt
zeitlich unbegrenzt
Bild 8.1. Umwelterhebliche Wirkungen des Leitungsbaus
Im Folgenden sind die einzelnen Wirkfaktoren für die Errichtung und den Betrieb einer Freileitung und einer Kabelanlage nach /10/ zusammengestellt (s. Tabelle 8.1 und Tabelle 8.2).
Sie gelten im Prinzip für den Leitungsbau in jeder Spannungsebene. Allerdings nehmen mit
höherer Spannung aufgrund der größeren Dimensionen der Freileitungen und der dickeren
Kabel und breiteren Kabelgräben der Flächenbedarf sowie die Transport-, Bau- und Montageleistungen und die technologischen Anforderungen zu.
Tabelle 8.1. Umweltrelevante Wirkfaktoren bei der Errichtung und dem Betrieb einer Freileitung
baubedingt
anlagenbedingt
Betriebsbedingt
Freimachung der Baustelleneinrichtung und Zuwegung
Flächenbeanspruchung durch
die Maste
Elektrische und magnetische
Felder
Flächenbeanspruchung durch
Baustelleneinrichtung, Materiallagerung und Zuwege an den
Maststandorten
Bodenversiegelung durch die
Mastfundamente
Optische und akustische Wirkungen durch Wartungs-, Reparatur- und Freihaltungsmaßnahmen
Bodenaushub für Mastfundamente und Abfuhr überschüssigen Aushubs
Freihaltung des Schutzstreifens
von Bebauung und hochwüchsiger Vegetation
Optische und akustische Wirkungen durch Bautätigkeit und
Verkehr
Optische Wirkungen durch die
Maste und Leiterseile
Auf die Entstehung und Größenordnung der elektrischen und magnetischen Felder bei der
Freileitung und den Kabeln wurde im Kapitel 7 eingegangen. Geräusche in der Nähe von
Hochspannungsleitungen infolge von Koronaentladungen treten nur bei Spannungen von
220 kV aufwärts auf.
Die umweltfachliche Bewertung der oben zusammengestellten Wirkfaktoren erfolgt im Hinblick auf die im Folgenden genannten Schutzgüter:
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
48
– Mensch
– Tiere und Pflanzen
– Boden
– Wasser
– Landschaft
Tabelle 8.2. Umweltrelevante Wirkfaktoren bei der Errichtung und dem Betrieb einer Kabelanlage
baubedingt
anlagenbedingt
betriebsbedingt
Freimachung der Kabeltrasse
von Vegetation und Anlegen einer Baustrasse längs der Trasse
Einbringung der Kabel und ggf.
thermisch stabilisierter Bettungsmaterialien sowie von
Abdeckplatten in den Boden
magnetische Felder
Flächenbeanspruchung durch
Baustelleneinrichtung und Materiallagerung längs der gesamten Trasse und Baustrasse
Dauerhafte Freihaltung der Kabeltrasse von Bebauung und
hochwüchsiger Vegetation
Erwärmung des Bodens im
Umfeld des Kabels,
dosierte Bodenaustrocknung
Abtrag des Mutterbodens und
Abfuhr des nicht rückverfüllbaren Überschusses.
Bodenaushub entsprechend
Grabenprofil. Möglicherweise
Wasserhaltung erforderlich.
ggf. optische Wirkungen durch
die freigehaltene Kabeltrasse
Optische und akustische Wirkungen durch Reparatur- und
Freihaltungsmaßnahmen
Optische und akustische Wirkungen durch Bautätigkeit und
Verkehr
Ohne hier eine – den umweltfachlichen Experten vorbehaltene – detaillierte Bewertung der
umweltrelevanten Auswirkungen der Errichtung und des Betriebs einer Freileitung oder eines
Kabels auf die einzelnen Schutzgüter vornehmen zu wollen, lässt sich jedoch das Folgende
allgemein feststellen.
Betrachtet man die Gesamtheit der Auswirkungen auf die Schutzgüter, so haben sowohl die
Freileitung als auch das Kabel Vor- und Nachteile.
Bezogen auf das Schutzgut Mensch ist das Kabel aufgrund der geringeren optischen Wirkung
im Vorteil. Bezüglich der elektromagnetischen Felder muss man dem Kabel zugute halten,
dass es kein äußeres elektrisches Feld aufweist. Das Magnetfeld an der Erdoberfläche unmittelbar über dem Kabel kann bei ebener Legung mit einem gewissen Abstand größer als das
einer gleich belasteten Freileitung an der gleichen Stelle sein, nimmt allerdings auch dann
nach beiden Seiten mit wachsendem Abstand schneller ab als das der Freileitung. Subjektiv
werden die von einer Freileitung ausgehenden Felder von einer Mehrheit der Bevölkerung als
Beeinträchtigung der Gesundheit empfunden. Ein schlüssiger Nachweis einer gesundheitsschädigenden Wirkung der von den Leitungen ausgehenden Felder wurde bisher allerdings
nicht erbracht. Generell gilt, dass bei allen Leitungsbauprojekten die in der 26. BImSchV /6/
vorgeschriebenen Vorsorgewerte eingehalten werden müssen, sofern in ihrem Einwirkbereich
Gebäude und Grundstücke liegen, die nicht nur zum vorübergehenden Aufenthalt von Menschen bestimmt sind. Ein wesentlicher Grund für die Ablehnung einer Freileitung ist sicher
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
49
auch in der Entwertung von Grundstücken in unmittelbarer Nähe einer Freileitungstrasse zu
sehen.
Hinsichtlich der Wirkungen auf das Schutzgut Tiere und Pflanzen kommt dem speziellen
Trassenverlauf eine besondere Bedeutung zu. Dabei spielen die Beeinträchtigung von Biotopen und der Vogelflug eine entscheidende Rolle. Für die Querung von Wäldern ist sowohl bei
Freileitungen als auch bei Kabeln eine Schneise zu schlagen, die bei Kabeln allerdings weniger breit sein kann. Mit Freileitungen ist es andererseits auch möglich Waldgebiete mit entsprechend höheren Masten zu überspannen.
Die Schutzgüter Boden und Wasser werden durch den Bau und Betrieb einer Kabelanlage
weit stärker beeinträchtigt als durch eine Freileitung. Die Unterquerung von Wasserläufen
und Verkehrswegen mit Kabeln stellt im Gegensatz zur Freileitung einen erheblichen Eingriff
in den Boden und Wasserhaushalt dar. Der dauerhafte Flächenverbrauch ist bei der Freileitung auf die Maststandorte beschränkt, während beim Kabel die gesamte Trasse nur einer eingeschränkten Nutzung unterliegt.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
9
50
Zusammenfassung
In der folgenden Tabelle 9.1werden die technischen und betrieblichen Eigenschaften von 110kV-Freileitungen und –Kabeln und deren Auswirkungen auf das Netz nochmal zusammengefasst.
Tabelle 9.1. Technische und betriebliche Eigenschaften von 110-kV-Kabeln im Vergleich zu 110-kVFreileitungen und deren Einfluss auf den Ausbau der 110-kV-Netze (Angaben pro System)
Freileitung Al/St 265/35
Einfachleiter
VPE-Kabel mit Kupferleiter
N2XS(FL)2Y 1×630 RM/50 1)
Aufbau
Voluminöser, aber einfacher Aufbau
durch die erforderlichen Isolationsabstände zu den Leitern und Erde.
Gedrungener komplizierter Aufbau
durch den Einsatz des festen Isolierstoffes VPE. Kabelschirm und äußere
Hüllen erforderlich.
Belastbarkeit
130 MVA bei 0,6 m/s Windgeschwindigkeit und 35°C Umgebungstemperatur. Bei günstigeren Umweltbedingungen höhere Belastbarkeit.
158 MVA bei Dreiecksverlegung und
beidseitiger Erdung der Schirme. Bei
zwei Systemen im gleichen Graben
geht die Belastbarkeit um etwa 15 %
zurück.
Überlastbarkeit
Begrenzt durch Entfestigung der Leiterseile und Einhaltung des zulässigen Durchhanges bei längerer Überschreitung der zulässigen Leitertemperatur von 80 C.
Überlastung mit Überschreitung der
maximal zulässigen Leitertemperatur
von 90°C führt zur Verringerung der
Lebensdauer der Isolierung.
Elektrische Festigkeit
(Isolierung)
Nicht alternde, nach Durchschlägen
selbstheilende Luftisolierung.
Alternde VPE-Isolierung. Alterung
abhängig von elektrischer und thermischer Belastung.
ohmscher Widerstand bei 40 °C
118 mΩ/km
etwa 33 mΩ/km. Genauer Wert abhängig von Art der Legung und Erdung der Schirme (s. Verluste).
Reaktanz
0,3 bis 0,4 Ω/km. Genauer Wert abhängig von Mastkopfbild.
etwa halb so großer Reaktanzbelag
wie FL 2). Genauer Wert abhängig
von der Art der Legung. Entsprechend geringerer Spannungsabfall
und höherer Kurzschlussstromeintrag.
Betriebskapazität
8 bis 9 nF/km. Genauer Wert abhängig von Mastkopfbild.
190 nF/km. Entsprechend höherer
Ladestrom und kapazitive Blindleistung als FL (mehr als 20-fach).
Erdkapazität
4 bis 6 nF/km. Genauer Wert abhängig von Mastkopfbild und von der
Art und Anzahl der Erdseile.
Bei Einleiterkabeln ist die Erdkapazität gleich der Betriebskapazität.
Entsprechend höherer kapazitiver
Erdschlussstrom als FL (s. dort).
kapazitiver
Erdschlussstrom
Richtwert 0,3 A/km. Genauer Wert
abhängig von Mastkopfbild und Art
und Anzahl der Erdseile.
Mit 12 A/km etwa 40-facher kapazitiver Erdschlussstrom als FL.
Eigenschaft
1)
2)
Alternativ VPE-Kabel mit Aluminiumleiter NA2XS(FL)2Y1×1000 RM/50
FL = Freileitung, K = Kabel
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
51
Blindleistungsbedarf
Im Schwachlastbetrieb kapazitiver,
im Starklastbetrieb induktiver Blindleistungsbedarf.
Im gesamten Betriebsbereich hoher
kapazitiver Blindleistungsbedarf
(s. Betriebskapazität).
Verluste
Aufgrund des höheren ohmschen Widerstandes größere Verluste als
K 2) (s. dort).
Etwa 0,3-fache Verluste wie FL. Genauer Wert abhängig von der Legung
und Erdung der Schirme.
Leitungsschutz
Distanzschutz und Überstromschutz.
In Netzen mit Resonanzsternpunkterdung (s. dort) 2- oder 3-polige Ausführung. In niederohmig geerdeten
Netzen 3-polige Ausführung mit 1poliger Automatischer Wiedereinschaltung (AWE).
Distanzschutz und Überstromschutz
in 3-poliger Ausführung. Automatische Wiedereinschaltung nicht sinnvoll, da Fehler immer Dauerfehler.
Fehlerverhalten
Größere Fehleranzahl als K durch atmosphärische Einwirkungen. Die
meisten Fehler sind jedoch einpolige
Lichtbogenfehler ohne Folgen.
Geringere Fehleranzahl als FL. Fehler
sind aber immer mit Schaden und
aufwändiger Reparatur verbunden
(s. Nichtverfügbarkeit).
Nichtverfügbarkeit
Reparaturdauer Stunden. Im Extremfall wenige Tage. Geringste Nichtverfügbarkeit.
Reparaturdauer Wochen. Deutlich
höhere Nichtverfügbarkeit als Freileitung (mehr als 20-fach).
Nutzungsdauer
Nachgewiesen hohe Nutzungsdauer
von mehr als 80 Jahren.
Abhängig von der Alterung der Isolierung. Angenommene Nutzungsdauer 40 Jahre.
Betriebserfahrung
Im Einsatz seit 1912
(Riesa - Lauchhammer).
Im Einsatz seit ca. 1970. Nach anfänglichen Frühausfällen keine negativen Betriebserfahrungen.
Umweltwirkung
Landschaftsbeeinträchtigung durch
Sichtbarkeit. Bodeneingriff auf Maststandorte beschränkt. Breitere Trasse
als K. Nutzung und Bebauung der
Trasse bedingt zulässig.
Abhängig von der Legung. Bei Legung im Graben stärkere Eingriffe in
Boden und Wasserhaushalt längs der
gesamten Trasse als bei FL. Stark
eingeschränkte Trassennutzung.
elektromagnetische
Verträglichkeit
Magnetische Flussdichte <21 µT und
elektrische Feldstärke < 2 kV/m deutlich kleiner als Vorsorgewerte von
100 µT bzw.5 kV/m.
Kein äußeres elektrisches Feld. Magnetische Flussdichte <16 µT deutlich
unter Vorsorgewert von 100 µT.
Anteil in 110-kVNetzen
Mehrzahl der 110-kV-Netze sind
Freileitungsnetze mit äußerst geringem Kabelanteil.
Kabelanteil in den deutschen 110-kVNetzen liegt im Durchschnitt bei 6 %.
Einsatz vorwiegend im städtischen
Bereich.
Einfluss auf Sternpunkterdung
der 110-kV-Netze
Die meisten 110-kV-Netze in
Deutschland werden mit Resonanzsternpunkterdung betrieben, bei der 1pol. Lichtbogenfehler von selbst verlöschen (s. Fehlerverhalten).
Resonanzsternpunkterdung in Kabelnetzen oder Freileitungsnetzen mit
hohem Kabelanteil nicht sinnvoll, da
Erdfehler im K immer Dauerfehler
sind.
Einfluss auf Erweiterung der
110-kV-Netze
Problemlos möglich. Erst bei Zubau
von sehr großen Freileitungslängen
Umstellung der Resonanzsternpunkterdung auf niederohmige Sternpunkterdung erforderlich.
Bereits bei Zubau von geringen Kabellängen Umstellung der Resonanzstern-punkterdung auf niederohmige
Sternpunkterdung und eventuell
Blindleistungskompensation erforderlich.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
52
10 Literatur- und Quellenverzeichnis
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VDN e. V.: TransmissionCode 2007, Netz und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, VDN 2007
/2/
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Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (FNN): Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2008. Oktober 2009
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Obergünner, M., Schwan, M., Krane, C., Pietsch, K., von Sengbusch, K., Bock, C.,
Quadflieg, D.: Ermittlung von Eingangsdaten für Zuverlässigkeitsberechnungen aus der
VDN-Störungsstatistik. http://www.iaew.rwth-aachen.de/, 2004
/5/
Simonyi, K.: Theoretische Elektrotechnik. 9. Auflage. Berlin: VEB Deutscher Verlag
der Wissenschaften 1979
/6/
26. Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung
über elektromagnetische Felder – 26. BImSchV). Bundesgesetzblatt Jahrgang 1996,
Teil 1, Nr.66, 16.12.1996
/7/
Hinweise zur Durchführung der Verordnung über elektromagnetische Felder
(26. Bundes-Immissionsschutzverordnung) in der überarbeiteten Fassung gemäß Beschluss des Länderausschusses für Immissionsschutz, 107. Sitzung, 15. bis 17. März
2004
/8/
Strahlenschutzkommission (SSK): Schutz vor elektrischen und magnetischen Feldern
der elektrischen Energieversorgungn und –anwendung. Empfehlungen der Strahlenschutzkommission, 221. Sitzung der Strahlenschutzkommission am 21./22.02.2008.
/9/
Erné, M.: Catenaria Leibniz und die Kettenlinie. http://www.iazd.unihannover.de/~erne/catenaria/
/10/ Umweltplan GmbH: Umweltfachlicher Variantenvergleich Freileitung-Kabel.
Stralsund/Güstrow, 2008
/11/ Oeding, D.; Oswald, B. R.: Elektrische Kraftwerke und Netze. 6. Auflage 2004 Springer-Verlag Berlin Heidelberg New York
/12/ Fricke, K. G.; Paschen, R.; Steckel, R. D.: AC underground HV-lines – comparison and
new aspects. Cigré 1996, Bericht 21/22-07
/13/ DIN VDE 0228, Teil 2: Maßnahmen bei Beeinflussung von Fernmeldeanlagen durch
Starkstromanlagen; Beeinflussung durch Drehstromanlagen
/14/ DIN VDE 0101: Starkstromanlagen mit Nennspannungen über 1 kV
/15/ VDEW Kabelhandbuch 5. Auflage 1997 Verlags- und Wirtschaftsgesellschaft der
Elektrizitätswerke m.b.H
/16/ Hütte Taschenbücher der Technik Elektrische Energietechnik Band 3 Netze 29. Auflage
Springer-Verlag 1988
/17/ Fricke, K.-G.; Rittinghaus, D.: Freileitungen und Kabel in Mittelspannungs- und Hochspannungsnetzen der Energieversorgung. 67. Kabelseminar der Universität Hannover,
21. und 22.02.2006
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
53
11 Anhang
11.1 Theoretische Grundlagen der Berechnung von magnetischen Feldern
Ein magnetisches Feld wird immer dann verursacht, wenn elektrische Ladungen bewegt werden, wenn also elektrische Ströme fließen. Das magnetische Feld wird durch die magnetische
Feldstärke H beschrieben, die eine gerichtete Größe ist und durch einen Vektor mit den drei
Raumkomponenten Hx, Hy und Hz dargestellt wird. Bei einem langen, stromdurchflossenen,
in Richtung der Ortskoordinaten z verlaufenden Leiter i am Ort (x0i, y0i) (s. Bild 11.1) verläuft
die magnetische Feldstärke entlang einer kreisförmigen Feldlinie um den Leiter. Die zKomponente der magnetischen Feldstärke ist dann gleich Null, und die x- und yKomponenten berechnen sich im Raumpunkt (x, y) aus /5/:
 H xi 
I  sin a  
I   y  y0i  
Hi  
 i 
 i2



 H yi  2ri  cos a   2ri  x  x0i 
(11.1)
mit dem Abstand Leiter-Raumpunkt:
ri 
 x  x0i 2   y  y0i 2
(11.2)
B
y
Aufpunkt
90o  α
r
z
Erdboden
y0i
x
x0i
Leiter i
α
Bild 11.1. Stromdurchflossener Leiter i am Ort (x0i, y0i), magnetische Induktion im Aufpunkt und Abmessungen Leiter-Aufpunkt
Die magnetische Flußdichte oder Induktion B gibt die Stärke des Magnetfeldes auf einer bestimmten Fläche an. Sie ergibt sich aus:
B  μH  μ0 μrel H
(11.3)
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
54
Für den Luftraum gilt rel  1 , d. h.   0 .
Bei der Betrachtung einer Mehrleiteranordnung sind die Magnetfelder aller Leiter inklusive
der Rückleiter (z. B. vierter Leiter bei Drehstromkabeln, Kabelschirme) in die Betrachtung
einzubeziehen. Sie können aufgrund der Linearität des betrachteten Systems überlagert und
vektoriell addiert werden.
B x  Bx e jx   Bxi e ji  
B y  By e
j y
  Byi e ji 
0
I
2
0
I
2
i
i
sin a i  ji
 y  y0i  e ji

e   0  Ii
ri
2
ri 2
cos a i  ji 0
x  x0i ji
e 
Ii
e

ri
2
ri 2
(11.4)
(11.5)
Durch die Überlagerung der Teilfelder sind die Effektivwerte und die Phasenwinkel der xund der y-Komponente der resultierenden magnetischen Induktion im Allgemeinen unterschiedlich. Damit bewegt sich der resultierende Vektor der Induktion im allgemeinen Fall auf
einer Ellipse in der x-y-Ebene. Man spricht deshalb auch von elliptischen Drehfeldern.
Aus den Beträgen der resultierenden Teilkomponenten der magnetischen Flussdichte wird die
sogenannte Ersatzflussdichte, die für die Bewertung der Magnetfelder und die Einhaltung der
Vorsorgewerte entscheidend ist, gemäß der 26. BImSchV /6/ wie folgt gebildet:
Bers  Bx2  By2  Bz2
(11.6)
11.2 Theoretische Grundlagen der Berechnung von elektrischen Feldern
Elektrische Felder werden sowohl von Ladungen selbst als auch durch Änderungen magnetischer Felder hervorgerufen. Sie werden durch die elektrische Feldstärke beschrieben, die eine
gerichtete Größe ist und durch einen Vektor mit den drei Raumkomponenten Ex, Ey und Ez
dargestellt wird.
Es kann im Folgenden von niederfrequenten Wechselströmen ausgegangen werden, so dass
noch quasistatische Verhältnisse angenommen werden können. Daraus folgt, dass sich zum
einen das elektrische Feld der sich langsam zeitlich veränderlichen Ladung so verhält wie das
einer konstanten Ladung. Zum anderen ist in jeder Ebene senkrecht zur Leitung das Feld rotationsfrei /5/. Damit entspricht das elektrische Feld dem eines elektrostatischen Feldes, für das
ein skalares Potential und damit auch elektrische Spannungen eindeutig und wegunabhängig
definiert werden können.
Die Berechnung der Komponenten der elektrischen Feldstärke in x- und in y-Richtung, d. h.
quer zur Leitung, kann aufgrund der quasistationären Verhältnisse vereinfachend mit der für
stationäre Stromkreise gültigen Spiegelungsmethode erfolgen. Es wird hierfür die Leiteranordnung in Bild 11.2 betrachtet, in der der Leiter als Träger einer Linienladung und der Spiegelleiter als Träger einer Linienladung entgegengesetzter Polarität dargestellt sind.
Die Leiterpotentiale und das Erdpotential können für ein kurzes Leitungsstück als konstant
angenommen werden. Damit ist das elektrische Feld zwischen den Leitern und dem Erdboden
eindeutig zu bestimmen. Man erhält für die Komponenten des von einer Linienladung auf
Leiter i erzeugten elektrischen Feldes über dem Erdboden mit der elektrischen Feldkonstante
ε0 (Permittivität des Vakuums):
E xi  x, y  

Q'i 
x  x0i
x  x0i


2
2
2
2
2π 0   x  x0i    y  y0i   x  x0i    y  y0i  
(11.7)
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
55
und:

Q'i 
y  y0i
y  y0i



2π 0   x  x0i 2   y  y0i 2  x  x0i 2   y  y0i 2 
E yi  x, y  
(11.8)
Leiter i
y0i
α
r
y
α
E i
Aufpunkt
Ei
z
Erdboden

x0i
x
r
 y0i
α
Spiegelleiter i
Bild 11.2. Linienladung i am Ort (x0i, y0i), elektrische Feldstärke im Aufpunkt und Abmessungen Linienladung-Aufpunkt
Die x- und die y-Komponente der elektrischen Feldstärke im Erdboden (y  0) können aufgrund der genannten Näherungen und der quasistationären Verhältnisse vernachlässigt werden.
Bei der Betrachtung einer Mehrleiteranordnung sind die elektrischen Felder der Linienladungen auf allen Leitern in die Betrachtung einzubeziehen. Sie können aufgrund der Linearität
des betrachteten Systems überlagert und vektoriell addiert werden.
Durch die Überlagerung der Teilfelder sind die Effektivwerte und die Phasenwinkel der xund der y-Komponente der resultierenden elektrischen Feldstärke im Allgemeinen unterschiedlich. Damit spricht man auch hier wieder von elliptischen Drehfeldern.
Die Linienladungen können durch die mit den bekannten Kapazitätskoeffizientenbelägen C'ik
gegebene Proportionalität ihrer Teillinienladungen zu den Leiter-Erde-Spannungen ersetzt
werden. Bei Vorgabe der über einem Leitungsstück als konstant anzusehenden Leiter-ErdeSpannungen Uk kann anschließend anschließend das elektrische Feld mit den Gln. (10.7) und
(10.8) in guter Näherung bestimmt werden:
n
Q'i   C'ik U k
k 1
(11.9)
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
56
Eine detaillierte Feldberechnung z. B. mit der Finiten-Elemente-Methode liefert genauere Ergebnisse, die aber keine grundsätzlich abweichenden Zahlenwerte und Aussagen ergeben.
Aus den Beträgen der resultierenden Teilkomponenten der elektrischen Feldstärke wird die
sogenannte Ersatzfeldstärke, die für die Bewertung des elektrischen Feldes und die Einhaltung der Vorsorgewerte entscheidend ist, gemäß der 26. BImSchV /6/ wie folgt gebildet:
Eers  Ex2  Ey2  Ez2
(11.10)
Das Leiterseil nimmt zwischen den beiden Aufhängepunkten an den Masten den Verlauf der
Kettenlinie ein, dessen mathematische Lösung im Jahre 1690 parallel von Gottfried Wilhelm
von Leibniz, Johann Bernoulli und Christiaan Hygens erarbeitet wurde /9/. Die Form der
Seilkurve wird vom Eigengewicht G  pro m Seillänge, der Länge des Leiterseils L und der
auf das Leiterseil wirkenden Horizontalkraft, die ihrerseits von der sich einstellenden Seilkurve abhängt, beeinflusst.
Bei gleich hohen Aufhängepunkten befindet sich der tiefste Punkt des Leiterseils in der Mitte
des Spannfeldes. Dort ergibt sich aufgrund des geringsten Abstands zum Erdboden das maximale elektrische Feld.
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
57
12 Glossar
Begriff
Bedeutung
Ausfall
zufallsbedingte Beendigung der Fähigkeit einer Betrachtungseinheit, eine geforderte Funktion zu erfüllen
Ausfallhäufigkeit
Anzahl der zufallsbedingten Ausfälle pro Jahr
Ausfallrate
mittlere Anzahl von Ausfällen bezogen auf 1 km Leitungslänge und Jahr
Aus-Dauer
Dauer des zufallsbedingten Nichtbetriebes
Belastungsgrad
Verhältnis von mittlerer Leistung zu maximaler Leistung
während einer Zeitdauer (meist 1 Tag oder 1 Jahr)
Belastbarkeit
thermische Grenzleistung
Blindleistung
Anteil der Scheinleistung, die keine Arbeit verrichtet
Blindleistungsbedarf
Leistungsbedarf der Induktivitäten und Kapazitäten
Bündelleiter
Aufbau eines Leiters aus mehreren parallelen Teilleitern
Dielektrizitätszahl
Materialkonstante des Isolierstoffes
Distanzschutz
Leitungsschutz dessen Auslösecharakteristik vom Kurzschlussort (von der Distanz zum Messort) abhängt
Doppelerdkurzschluss
zwei gleichzeitige Erdkurzschlüsse auf verschiedenen Leitern
an verschiedenen Stellen des Netzes
Doppelleitung
Leitung mit sechs Leitern zur Übertragung von zwei Drehstromsystemen
Drehstromsystem
aus drei gleich großen um 120° Phasen verschobenen Spannungen und Strömen gebildetes Wechselstromsystem
Endverschluss
Übergangselement vom Kabel zum Anschlusspunkt
EVU-Last
spezieller Tageslastgang mit einer mittleren Leistung von 0,7
bezogen auf den Maximalwert der Leistung
Erdschluss
Verbindung eines Leiters mit der Erde, in Freileitungsnetzen
meist über einen Lichtbogen
Fehler
Störungen des Normalbetriebes z.B. durch Kurzschlüsse
Impedanz
aus Wirk- und Blindwiderstand gebildeter Wechselstromwiderstand
Isolation
alle durch Isolierung gewonnenen Eigenschaften
Isolierung
alle zur Isolation verwendeten Werkstoffe
Kabelgarnitur
Kabelmuffen und Endverschlüsse
Ladeleistung
durch die Leitungskapazitäten verursachte Leistung
Ladestrom
durch die Leitungskapazitäten verursachter Strom
Leitungsbelag
Leitungsparameter pro km Leitung
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
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Begriff
Bedeutung
Muffe
Verbindungselement für Kabelabschnitte
natürliche Leistung
Übertragungsleistung, bei der der Blindleistungshaushalt der
Leitung ausgeglichenen ist (kapazitive gleich induktive
Blindleistung)
(n-1)-Kriterium
der Ausfall eines beliebigen Betriebsmittels (hier Leitungen)
führt nicht zur Überlastung der verbleibenden Betriebsmittel
Netznennspannung
Spannung nach der ein Netz benannt wird (hier 110 kV)
Reaktanz
Scheinwiderstand einer Induktivität oder Kapazität bei
Wechselstrom (induktive und kapazitive Reaktanz)
Resistanz
Wirkwiderstand einer Leitung
Schaden
bleibende nachteilige Veränderung, die zeitnah repariert werden muss
Schaltanlage
Einrichtung zur Verbindung mehrer Leitungen
Scheinleistung
aus Wirk- und Blindleistung gebildete Gesamtleistung im
Wechsel- oder Drehstromnetz
Skineffekt
Stromverdrängungseffekt bei Wechselstrom. Der Strom wird
mit wachsender Frequenz aus dem Inneren des Leiters verdrängt
Spannungsabfall
Differenz der Spannungsbeträge am Anfang und Ende der
Leitung
spannungsabhängige
Verluste
Anteil der Verluste, der quadratisch von der Spannung abhängt
stromabhängige Verluste
Anteil der Verluste, der quadratisch vom Strom abhängt
thermische Grenzleistung
höchste, durch die zulässige Leitertemperatur bestimmte
Dauerleistung
thermisch stabilisierte
Bettung
Bettungsmaterial mit einem Wärmewiderstand kleiner gleich
1,2 K·m/W
Umspannanlage
Schaltanlage mit Transformatoren zur Kupplung von Netzen
verschiedener Nennspannung
Verluste
Gesamtheit der Leistung, die nutzlos in Wärme umgewandelt
wird
Verlustfaktor
Verhältnis der mittleren Verluste zu den maximalen Verluste
während einer Zeitdauer
Versorgungszuverlässigkeit
Fähigkeit einer Betrachtungseinheit (Leitung), innerhalb der
vorgegebenen Grenzen ihre Funktion zu erfüllen
Wellenwiderstand
aus der Induktivität und Kapazität gebildeter Leitungsparameter
Wirkleistung
Anteil der Scheinleistung, der in Arbeit umgesetzt werden
kann
Vergleich Erdkabel – Freileitung im 110-kV-Hochspannungsbereich
Begriff
Bedeutung
Zusatzverluste
außerhalb des Leiters entstehende Verlustanteile
Zusatzwiderstand
Berücksichtigt die Zusatzverluste in der Ersatzschaltung der
Leitung
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