Gemeinsame Studie: Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von

Höchstspannungsfreileitungen

Entsprechend einer Bitte des europäischen Energiekommissars Andris Piebalgs vom Dezember 2009 haben ENTSO-E und Europacable gemeinsam diese Studie erstellt, in der die Machbarkeit und technische Aspekte von Teilverkabelungen von Höchstspannungsfreileitungen (220–400 kV Wechselstrom) dargelegt werden.

Das Ziel dieses Dokuments ist, eine maßgebliche Information für zukünftige Energieübertragungsprojekte bereitzustellen, die allen interessierten Parteien zur Verfügung gestellt werden soll.

Teilverkabelungen können in einigen Fällen Teil einer Lösung für Energieübertragungsprojekte sein, die von vitalem Interesse für den Ausbau des europäischen Übertragungsnetzes sind. Aus diesem Grund hat die Verfügbarkeit von vereinbarten maßgeblichen Informationen zu diesem Thema grundlegende Bedeutung.

ENTSO-E und Europacable haben die folgenden Aspekte von teilweise in Erde verlegten Energie-Übertragungsleitungen überprüft:

1) Technische Aspekte von Höchstspannungskabeln mit Isolierung aus vernetztem Polyethylen (VPE)

2) Integration von Teilverkabelungen in Übertragungsnetze 3) Umweltaspekte einer Teilverkabelung 4) Kostenaspekte einer Teilverkabelung.

In dieser Studie wird die Erfahrung, die europäische Übertragungsnetzbetreiber mit der Einbindung von unterirdischen Hochspannungskabeln in ihre Übertragungsnetze im Laufe von vielen Jahren gewonnen haben, mit der technischen Expertise der führenden Herstellern von VPE-Hochspannungskabelsystemen in Europa zusammengeführt.

Angesichts der Komplexität der Integration von Teilverkabelungen in Hochspannungsübertragungsnetze erfordern alle Projekte eine einzelfallbezogene Analyse der erforderlichen technischen Spezifikationen für die Teilverkabelung.

Vor diesem Hintergrund sind ENTSO-E und Europacable übereingekommen, eine gemeinsame Beurteilung der grundlegenden Aspekte von Teilverkabelungen zu erstellen.

Es muss unterstrichen werden, dass diese Studie nur die technischen Aspekte von Teilverkabelungen behandelt. Es ist nicht Aufgabe dieser Arbeit zu definieren, wann und wo Teilverkabelungen eingesetzt werden könnten, um Freileitungen zu ergänzen. Diese Frage muss von den einzelnen Übertragungsnetzbetreibern sowie gegebenenfalls von anderen nationalen Planungsstellen oder Behörden beantwortet werden.

Diese Studie wurde in englischer Sprache dem europäischen Energiekommissar Günther Oettinger am 11. Januar 2011 geschickt und ist jetzt unter dem folgenden Link verfügbar: http://ec.europa.eu/energy/index_en.htm. Die hier vorliegende deutsche Übersetzung wird von Europacable zur Verfügung gestellt. Die englische Fassung ist als Originalreferenz zu betrachten. Brüssel, den 12. Januar 2011 Jean Verseille Thomas Neesen Chairman of ENTSO-E Secretary General Europacable System Development Committee

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Gemeinsame Studie:

Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von

Höchstspannungsfreileitungen

Diese Übersetzung wird von Europacable zur Verfügung gestellt. Die englische Fassung ist als Originalreferenz

zu betrachten.

Brüssel, im Dezember 2010

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1 Einführung

Seite 4

2 Zusammenfassung

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3 Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von Höchstspannungsfreileitungen

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3.1 Technische Aspekte von Hochspannungskabeln mit Isolierung aus vernetztem Polyethylen (VPE)

3.1.1 Historie der VPE-Kabel 3.1.2 Aufbau von VPE-Kabeln 3.1.3 Kabellängen / Transport 3.1.4 Verlegen von VPE-Kabeln 3.1.5 Verbindungsmuffen 3.1.6 Übergabestationen 3.1.7 Kabelendverschlüsse 3.1.8 Normen und Richtlinien, Lebensdauer 3.1.9 Lieferzeit / Produktionskapazität 3.1.10 Montagezeiten 3.1.11 Prüfzeiten / Inbetriebnahme

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3.2 Integration von Teilverkabelungen in Energieübertragungsnetze 3.2.1 Übertragungskapazität 3.2.2 Übertragungsverluste

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3.3 Zuverlässigkeit von Verbindungen mit Teilverkabelung 3.3.1 Zuverlässigkeit des Kabelabschnitts 3.3.2 Ausfälle 3.3.3 Reparaturdauer 3.3.4 Konsequenzen für Übertragungsnetzbetreiber im Planungsstadium 3.3.5 Automatische Wiedereinschaltfunktion

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3.4 Umweltaspekte einer Teilverkabelung 3.4.1 Umweltbeeinträchtigung im Betrieb 3.4.1.1 Grabenbreite bei direkt in Erde verlegten Kabeln 3.4.1.2 Landnutzung 3.4.1.3 Elektrisches und magnetisches Feld 3.4.1.4 Mögliche Erwärmung des Bodens 3.4.2 Umweltbeeinträchtigung während der Installation

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3.5 Kostenaspekte einer Teilverkabelung 3.5.1 Installationskosten 3.5.2 Betriebskosten

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4 Fallstudie 4.1 Technische Spezifikationen 4.2 Übertragungsschema für die Fallstudie 4.3 Art des Referenzkabels und für die Berechnung zu berücksichtigende Eigenschaften 4.4 Parameter der Installation 4.5 Berechnung der Strombelastbarkeit und der Abmessungen

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5 Anhang 26

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1 Einführung ENTSO-E und Europacable sind sich darüber einig, sich im Rahmen dieser Studie auf VPE-Kabel (Kabel mit Isolierung aus vernetztem Polyethylen) zu konzentrieren, die für die Teilverkabelung von Höchstspannungsfreileitungen für 220–400 kV Wechselstrom verwendet werden. Gleichstrom- und Unterseekabel werden hier nicht betrachtet und werden möglicherweise Gegenstand einer späteren Studie.

Wir möchten ausdrücklich den Ansatz der Teilverkabelung mit Längen in der Größenordnung von einigen Kilometern zur Ergänzung von Freileitungen in den Vordergrund stellen.

Die für VPE-Kabellösungen in teilweise erdverlegten Abschnitten erforderlichen technischen Spezifikationen hängen in hohem Maße von den Anforderungen an die Übertragungskapazität ab. Sie werden je nach Übertragungsleistung sehr unterschiedlich ausfallen. Der in dieser Studie vorgestellte Fall kann nur als Orientierung betrachtet werden. Es ist daher wichtig, die in dieser Studie aufgeführten Parameter für jedes Übertragungsprojekt im Einzelfall zu überprüfen. Das Ziel dieser Studie ist, einen Überblick über die Parameter zu geben, die berücksichtigt werden müssen, wenn eine mögliche Teilverkabelung eines Energieübertragungsprojekts mit Höchstspannung in Betracht gezogen wird. Darüber hinaus bietet diese Unterlage eine Fallstudie für typische Anforderungen einer teilweisen Erdverkabelung mit VPE-Kabeln.

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2 Zusammenfassung Entsprechend einer Bitte des europäischen Energiekommissars Andris Piebalgs vom Dezember 2009 haben ENTSO-E und Europacable gemeinsam diese Studie erstellt, in der die Machbarkeit und die technischen Aspekte von Teilverkabelungen von Höchstspannungsfreileitungen (220–400 kV Wechselstrom) dargelegt werden. Das Ziel dieses Dokuments ist, eine maßgebliche Informationsquelle für zukünftige Übertragungsprojekte bereitzustellen, die allen interessierten Parteien zur Verfügung gestellt werden soll. Es liefert Informationen zur Machbarkeit und zu technischen Aspekten von Teilverkabelungen von Höchstspannungsfreileitungen (220–400 kV Wechselstrom), die auf der Expertise von Kabelsystemherstellern und auf der Erfahrung beruhen, die europäische Übertragungsnetzbetreiber mit der Einbindung von Höchstspannungs-Erdkabeln in ihre Netze gewonnen haben. Das Dokument konzentriert sich auf die Verwendung von 400-kV-VPE-Kabeln, einer Technologie, die auf der Grundlage der internationalen Norm IEC 62067 gute Leistungen erzielt und für Übertragungsprojekte verfügbar ist. Es wird anerkannt, dass jedes Übertragungsprojekt aufgrund seiner spezifischen Merkmale einzigartig ist. Angesichts der Komplexität der Integration von Teilverkabelungen in Hochspannungs-Energieübertragungsnetze erfordern alle Projekte eine einzelfallbezogene Analyse der technischen Spezifikationen. Aus technischer Sicht kann Teilverkabelung eine praktikable Möglichkeit für Energieübertragungsprojekte sein, die von entscheidender Bedeutung für den Ausbau des europäischen Übertragungsnetzes sind. Zuverlässigkeit und Kosten haben höchste Bedeutung. Die Verwendung von IEC-Normen für Test- und Qualifizierungszwecke soll die Zuverlässigkeit der Kabelsysteme sicherstellen. Überwachungssysteme zur zusätzlichen Steigerung der Zuverlässigkeit sind verfügbar. Je nach Art und Umfang des Ausfalls können Reparaturzeiten bei Kabeln länger sein als bei Freileitungen. Wie bei jeder Übertragungsleitung erfordert auch die Teilverkabelung eine Risikobewertung durch den Übertragungsnetzbetreiber für die Integration der Leitung in das Netz. Die Investitionskosten für ein Erdkabel liegen normalerweise 5- bis 10-mal höher als die Kosten für eine Freileitung. Diese Kostenverhältnisse sind direkt mit der Übertragungskapazität der Leitung verbunden. Ein Faktor bis hinunter zum 3-fachen kann für Leitungen mit begrenzter Leistung und unter günstigen Bedingungen für das Verlegen oder bei teuren Freileitungen erzielt werden. Faktoren über dem 10-fachen können erreicht werden, wenn es sich um Doppelstromkreise mit hoher Übertragungskapazität handelt und wenn spezielle Strukturen erforderlich sind. Wo Teilverkabelungen in Betracht gezogen werden, gelten die genannten Vielfachen für den erdverlegten Teil der Übertragungsleitung; daher muss eine Entscheidung für teilweise Erdverkabelung die wirtschaftliche Gesamtbilanz des Übertragungsprojekts berücksichtigen. Eine solche Entscheidung muss außerdem sorgfältig mit sämtlichen Anspruchsberechtigten analysiert werden, insbesondere mit den Aufsichtsbehörden, deren Genehmigung der Übertragungsnetzbetreiber häufig benötigt, um über das Netzentgelt die Kosten angemessen umlegen zu können.

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Die Fallstudie liefert ein Beispiel für die Bemessung einer Kabelanlage, die die Anforderungen eines typischen Doppelstromkreises für 400 kV mit einer Übertragungsleistung von 2*2500 MVA erfüllt. Dieses kann heute als typische Lösung betrachtet werden, die für den Ausbau des europäischen Übertragungsnetzes verwendet wird. Sie zeigt, dass im Allgemeinen vier Kabelsysteme benötigt würden, wodurch ein Korridor von 20–25 Meter Breite entstünde, in dem keine tiefwurzelnden Bäume gepflanzt werden dürften und zu dem ein geeigneter Zugang bereitgestellt werden müsste.

3 Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von Höchstspannungsfreileitungen

3.1 Technische Aspekte von Hochspannungskabeln mit Isolierung aus vernetztem Polyethylen (VPE) 3.1.1 Historie der VPE-Kabel

Im Hochspannungsbereich (110 - 150 kV) haben Übertragungsnetzbetreiber und Mitgliedsunternehmen von Europacable mehr als 25 Jahre kommerzielle Erfahrung mit VPE-Kabeln.

VPE-isolierte 220 kV und 275 kV Höchstspannungskabel werden seit über 20 Jahren eingesetzt.

400 kV Höchstspannungskabel werden seit über 14 Jahren verwendet, wobei das älteste VPE-isolierte 400 kV Kabel seit 1996 in Kopenhagen betrieben wird; die Mehrheit der Projekte sind in den jüngsten Jahren in Betrieb gegangen (siehe 5. Anhang).

Mit 40 km Länge ist der längste VPE-isolierte Höchstspannungsdoppelstromkreis (500 kV in einem Tunnel verlegt) seit 2000 in Japan in Betrieb.

Mit über 1100 km Länge an installierten 220 kV und rund 200 km Länge an installierten 400 kV Stromkreisen1 in Europa ist dieses eine Technologie, die auf der Basis der internationalen

Norm IEC 62067 gute Leistungen erzielt und die für Übertragungsprojekte zur Verfügung steht.

Es wird anerkannt, dass jedes Übertragungsprojekt aufgrund seiner spezifischen Merkmale einzigartig ist.

3.1.2 Aufbau von VPE-Kabeln

1 Kupferleiter (alternativ Al) 2 Innere Leitschicht 3 VPE-Isolierung 4 Äußere Leitschicht 5 Längswassersperre 6 Kupferdrahtschirm und

Querwassersperre (aluminiumbeschichtete Folie)

7 PE-Außenmantel

Abbildung 1: Beispiel für den Aufbau eines VPE-Kabels; beachten Sie, dass es auch andere Lösungen gibt, z. B. Bleimäntel oder längsgeschweißte glatte Al-Mäntel (Durchmesser 140 mm, Gewicht 40 kg pro Meter).

1 Hiermit wird Folgendes festgelegt:

1. Kabelsystem = 3 einphasige Kabel 2. Stromkreis = Gruppe von n Kabelsystemen, die eine Übertragungsleitung bilden 3. Doppelstromkreis = zwei Stromkreise, die zwei separate Übertragungsleitungen bilden, um die Kapazität zu verdoppeln

4. Trassenlänge = Entfernung von Punkt A zu Punkt B

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3.1.3 Kabellängen / Transport

VPE-Kabel sind in Längen von bis zu 1.150 Meter als Einleiterkabel erhältlich. Für die meisten 400 kV Anwendungen werden sie normalerweise in Längen von 700-1.000 Meter geliefert.

Die wichtigsten Faktoren in Bezug auf die Länge sind logistischer Art: Gewicht und Größe der Kabeltrommel müssen für den Transport berücksichtigt werden.

Kabeltrommeln werden für gewöhnlich auf der Straße oder Schiene zur jeweiligen Baustelle transportiert.

Typische Abmessungen von Kabeltrommeln: o 4,20 m Gesamtdurchmesser o 2,50 - 3 m Gesamtbreite o 35 - 40 t Gewicht.

Abbildung 2: LKW-Transport einer

Kabeltrommel mit 400-kV-VPE-Kabel

3.1.4 Verlegen von VPE-Kabeln

VPE-Kabel können direkt in Erde oder in Tunneln, Kanälen oder Rohren verlegt werden, um den Anforderungen der Umgebung gerecht zu werden, um den Schutz gegen äußere Beschädigung zu erhöhen oder um die Verbindung mit anderen Installationen zu erleichtern.

Das VPE-Kabel wird mit einer Sandmischung umgeben, für eine bessere Wärmeableitung auch in einer Mischung aus Sand und Zement (zementgebundener Sand). Diese muss zur Baustelle gebracht und der Aushub (max. 30 %) muss abtransportiert werden.

Diese Verlegeart wird meistens in ländlichen Gebieten verwendet. Bei der Verlegung in Kanälen oder Rohren, um zusätzlichen mechanischen Schutz gegen äußere Beschädigung zu erzielen, kann der Zugang zum Kabel erleichtert werden. Wo oberirdisch zugängliche Trassen nicht möglich sind, kann das Kabel in Tunneln verlegt werden (wird in diesem Papier nicht betrachtet).

Abbildung 3: 220-kV-Kabelsystem, erdverlegt in Rohren

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3.1.5 Verbindungsmuffen

Kabelabschnitte werden alle 700-1.000 Meter durch sogenannte Verbindungsmuffen verbunden. Diese dreiphasigen Muffengruben haben normalerweise 10 m Länge, 2,50 m Breite und 2,10 m Tiefe. Der Standort der Muffengruben ist Teil der Planung um einen Zugang zu ermöglichen.

Verbindungsmuffen können direkt in Erde verlegt und lediglich mit einer Sandmischung umgeben werden. Wenn erforderlich, können Verbindungsmuffen in unterirdische Bauwerke eingebracht werden.

Oberirdisch sind diese Anlagen nicht oder kaum zu sehen.

Die Entwicklung vorgefertigter Muffen und Endverschlusstechnologien erleichtert die Errichtung auf der Baustelle und verkürzt die benötigte Zeit bis zur Fertigstellung.

Abbildung 4: Beispiel für einer 400

kV Muffengrube für direkte Erdverlegung; typische

Abmessungen: Länge 10 m, Breite 2,50 m, Tiefe 2,10 m

3.1.6 Übergabestationen

Übergabestationen verbinden die Freileitung mit dem teilverkabelten Abschnitt.

Die Größe der Übergabestation hängt im Wesentlichen von der Übertragungskapazität und den Schutzanlagen ab, die für die jeweilige Leitung erforderlich sind.

Die Größe einer Übergabestation wird je nach Spannung, Anzahl von Leitungen und Art von zusätzlich installierten Anlagen oder Zubehör zwischen 2.000 und 4.000 m2 liegen. Diese Komponenten können häufig optisch abgeschirmt werden, um den visuellen Eindruck etwas abzuschwächen.

Abbildung 5: Übergabestation Erdkabel / Freileitung (400 kV)

Übergabestationen umfassen Kabelendverschlüsse, Überspannungsableiter, Erdungsanschlüsse sowie einen Endmast für die Freileitung. Je nach den Designkriterien der Übertragungsnetzbetreiber werden möglicherweise Spannungswandler, Stromwandler sowie ein Gebäude für Zusatzausrüstungen integriert.

3.1.7 Kabelendverschlüsse

Kabelendverschlüsse werden im Allgemeinen innerhalb der Übergabe-stationen installiert.

Der Kabelendverschluss kann aus Porzellan oder einem Verbundmaterial bestehen.

Abbildung 6: Im Bau befindlicher 400 kV

Kabelendverschluss

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3.1.8 Normen und Richtlinien, Lebensdauer

Die internationale Norm IEC 62067 erfordert ein spezielles Präqualifizierungsprotokoll für Übertragungskabelsysteme. Dieser Präqualifizierungsvorgang, der für jeden Lieferanten und jedes System durchgeführt wird, besteht aus einem 12-Monats-Test, mit dem der dauerhafte zuverlässige Betrieb des vollständigen Kabelsystems (Kabel und Komponenten) nachgewiesen werden soll.

Mehrere Gremien, insbesondere IEC und CIGRE (Conseil International des Grands Réseaux Électriques) entwickelten Empfehlungen zur optimalen Vorgehensweise und geben harmonisierte Richtlinien für grundlegende Prinzipien der Höchstspannungskabeltechnologie heraus. Dieses gewährleistet, dass die Industrie ein Mindestmaß an Standardisierung und Qualität erzielt.

VPE-Kabel und Zubehör sind dafür ausgelegt, eine technische Lebensdauer von mehreren Jahrzehnten zu ermöglichen.

Überwachungssysteme, sowohl online als auch offline, ermöglichen eine kontinuierliche Überwachung der Kabeltemperatur sowie die Erfassung möglicher Teilentladungen, um rechtzeitig Maßnahmen zur Gewährleistung der Langlebigkeit zu ergreifen.

3.1.9 Lieferzeit / Produktionskapazität

Durch die Erhöhung ihrer Produktionskapazität antwortet die Kabelindustrie auf den weltweiten Nachfrageanstieg im Bereich der VPE-isolierten Höchstspannungskabel.

Auf Basis einer Fertigungskapazität von 120–140 km Einleiterkabel (220 kV und 400 kV) pro Jahr und Fertigungslinie, haben die europäischen Hersteller die Kapazität, um 2.000–3.000 Kilometer Einleiterkabel der Spannungsebenen 220 und 400 kV (700–1.000 km Systemlänge) inklusive des erforderlichen Zubehörs zu produzieren, zu testen, zu zertifizieren und zu installieren.

Europacable ist der Meinung, dass dies ausreicht, um dem Bedarf in Europa auf absehbare Zeit gerecht zu werden. Falls die Nachfrage nach VPE-Höchstspannungskabeln über diese Erwartung ansteigen sollte, ist die Industrie bereit, wie schon in der Vergangenheit, die Kapazität anzupassen, um die neue Nachfrage befriedigen zu können. Zwei bis drei Jahre sind nötig, um eine neue Fertigungsstraße zu bauen und zu qualifizieren.. 3.1.10 Montagezeiten

Die Montagezeit hängt von der Beschaffenheit der Kabeltrasse, der Verlegeart und den erforderlichen Tiefbauarbeiten ab.

Bei der Turbigo-Rho-Leitung in Mailand (Italien) dauerte der Bau eines 8,4 km langen Erdkabel Abschnitts eines 400 kV Doppelsystems entlang einer Straße 14 Monate bis zur Fertigstellung.2 Hier verlaufen Kabel an beiden Seiten von Stadtstraßen, kreuzen dabei andere Infrastrukturen und weisen mehrere grabenlose Querungen mittels Horizontalbohrtechnik auf. Der Boden bestand überwiegend aus Lehm mit Kieselsteinen. Die Mindestverlegetiefe betrug gemäß den italienischen Normen 1,20 Meter.

Die mittlere Montagezeit pro Kilometer (im Stadtgebiet direkt in Erde verlegt) beträgt 1,5 Monate/Kilometer für das Öffnen des Grabens pro Stromkreis, das Verlegen der Kabel und das Schließen des Grabens. Für das Verlegen des Kabels allein sind 1–2 Tage pro Kilometer und Phase erforderlich. Die genannten Montagezeiten beziehen sich auf die Arbeit von nur einem Tiefbau Team. Erhöht man die Anzahl der Teams, kann die Montagezeit reduziert werden. Befinden sich mehrere Systeme im selben Graben, verlängert sich die Dauer nur um 10–20 %.

2 CIGRE B1-302 Turbigo-Rho. An example of the use of Underground XPLE cables in a meshed transmission grid, 2006

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Bei der Verlegung müssen Umweltanforderungen beachtet werden. 3.1.11 Prüfzeiten / Inbetriebnahme

Nach der Verlegung wird das Kabelsystem Abschlussprüfungen unterzogen, wie sie die einschlägigen geltenden Normen vorsehen.

Die Prüfungen nach dem Verlegen bestehen aus einer Prüfung der Isolierung des Kabelsystems mit hoher Wechselspannung und einer Gleichspannungsprüfung des Außenmantels, um dessen Unversehrtheit sicherzustellen. Alle diese Tests werden vor Ort durchgeführt, die Wechselspannungs-prüfung mittels einer mobilen Prüfanlage, die mit einer Resonanzfrequenz zwischen 20 und 300 Hertz arbeitet. Prüfanlagen für Kabellängen von 20 km sind verfügbar.

Diese Prüfungen dauern normalerweise eine Woche inklusive der Vorbereitung und der Endkontrolle der Anordnung, je nach der Anzahl von Kabeln und Systemen, die gemäß IEC 62067 geprüft werden müssen.

Abbildung 7: Prüfung nach der Montage in

der Nähe eines Übergangs von der Freileitung zum Erdkabel

Nach der Montage können weitere Prüfungen durchgeführt werden, wie zum Beispiel die Teilentladungsprüfung in den Kabelgarnituren, die ungefähr eine weitere Woche dauern können, je nach Länge des Stromkreises und der Anzahl der Kabelgarnituren, die getestet werden müssen. Anzumerken ist, dass es bei dem Test nach der Montage darum geht sicherzustellen, dass Arbeitsvorgänge wie das Legen des Kabels, die Montage der Muffen und Endverschlüsse ordnungsgemäß ausgeführt wurden, und nicht darum, die Qualität des Kabels und des Zubehörs zu prüfen, die ja zuvor bereits zu 100 % im Werk geprüft wurden.

3.2 Integration von Teilverkabelungen in Energieübertragungsnetze Hier werden Fragen der Integration in Bezug auf die folgenden Aspekte angesprochen. Andere Erwägungen wie Schaltsequenzen, Blindleistungskompensation, potenzielle harmonische Oberschwingungen können bei einigen Projekten ebenfalls relevant sein. 3.2.1 Übertragungskapazität

Das Kabel soll so ausgelegt sein, dass es den Strom unter normalen und unter Notfallbedingungen im Rahmen des jeweiligen Netzes transportieren kann, um die Sicherheitsbestimmungen, die sich aus den europäischen Regulierungen ergeben, einzuhalten und den jeweiligen Bedingungen zu entsprechen.

Eine typische Höchstspannungsfreileitung besteht aus zwei Systemen, von denen jedes die Übertragung eines Nennstroms von 3.600 A erlaubt. Um das (n–1)-Kriterium zu erfüllen, wird jede der zwei Leitungen bis zu 70 % (das sind 2.520 A) unter Normalbedingungen belastet. Wenn ein System ausfällt, muss das andere in der Lage sein, kontinuierlich 3.600 A zu übertragen. Diese Werte entsprechen dem Grundszenario, das in Kapitel 4 untersucht wird.

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3.2.2 Übertragungsverluste

Der Leiter eines Erdkabels besteht üblicherweise aus Kupfer (manchmal Aluminium) und hat für gewöhnlich einen größeren Querschnitt als Freileitungen, für die normalerweise Aluminiumleiter verwendet werden. Durch die Verwendung von Bündelleitern für Freileitungen können sich die Querschnitte angleichen, jedoch hat Kupfer (Erdkabel) einen niedrigeren elektrischen Widerstand als Aluminium (Freileitung), daher sind unter den gleichen Bedingungen die Verluste in Erdkabeln geringer als in Freileitungen. Metallmantelverluste müssen für Erdkabel ebenfalls berücksichtigt werden: Sie hängen von der Konfiguration der Verlegung sowie der Verbindungsart des Metallmantels (Cross-Bonding) ab.

Die Verluste von Freileitungen und Erdkabeln hängen von den Abmessungen und der Anzahl der Leiter und Systeme pro Übertragungsstromkreis ab sowie von den Anforderungen an die Kühlung und an die Blindleistungskompensation. Die Verluste variieren auch stark je nach aktuell im Stromkreis vorhandener Stromstärke. Daher muss die Verlustberechnung in Bezug auf den Einzelfall erfolgen.

In Bezug auf die Teilverkabelung wird jedoch ein Kabelabschnitt von wenigen Kilometern Länge innerhalb eines gesamten Übertragungsstromkreises nur einen kleinen Teil der Verluste der gesamten Strecke erzeugen und die Energieverluste nicht signifikant erniedrigen.

3.3 Zuverlässigkeit von Verbindungen mit Teilverkabelung

3.3.1 Zuverlässigkeit des Kabelabschnitts VPE-Kabelsysteme werden gründlichen Testverfahren gemäß IEC-Normen mit thermischen und elektrischen Belastungen unterzogen, die über die normalen Betriebsbedingungen hinausgehen, bevor sie in Betrieb genommen werden. Qualifizierte Kabelsysteme werden vor der Auslieferung und Inbetriebnahme sorgfältig geprüft:

Nach der Fertigung werden VPE-Kabel und alle Systemkomponenten umfangreichen Prüfverfahren unterzogen, um die Einhaltung einer gleichmäßigen Qualität gemäß internationalen Normen zu bestätigen.

Nach der Montage wird das Kabelsystem einer Inbetriebnahmeprüfung unterzogen, um sicherzustellen, dass es ordnungsgemäß installiert wurde.

Ist das VPE-Kabelsystem erst im Boden, ist es sicher und gut gegen äußere Wettereinflüsse geschützt. Wie jede wichtige Infrastruktur müssen Lösungen zur Teilverkabelung sorgfältig geplant werden, damit sie gegen extreme Wetterbedingungen (wie Überflutung, Erdrutsche, Lawinen usw.) geschützt sind. Überwachungssysteme erlauben die direkte Messung der Kabelbelastung, um sicherzustellen, dass das Kabelsystem nicht überhitzt. Abbildung 8 zeigt unterschiedliche Temperaturverläufe in Abhängigkeit von der Messstelle. Die Temperaturmessung erfolgt idealerweise mittels einer Glasfaser innerhalb des Kabels im Bereich der Abschirmung (siehe Position 2 in Abbildung 8). Ansonsten kann die Glasfaser auch auf der Kabelmantel platziert werden. Eine Platzierung der Glasfaser zu weit vom Kabel entfernt im umliegenden Boden kann die Messgenauigkeit beeinträchtigen und sollte daher vermieden werden. Diese Möglichkeit sollte nur bei bereits bestehenden Kabelsystemen zum Einsatz kommen, wo es keine Alternative gibt.

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Abbildung 8: Unterschiede bei den Temperaturmesswerten

während Lastzyklen je nach Position des Sensors Eine Online-Überwachung von Teilentladungen kann zur Überwachung des Zustands des Kabelsystems eingesetzt werden. 3.3.2 Ausfälle Die gemeinsam von ENTSO-E und Europacable vereinbarte Referenz für diese Studie ist die Cigré Technical Brochure 379 „Update of Service Experience of HV Underground Cable Systems“. 3

Dieses Papier dokumentiert die Störungen an Landkabeln für den Zeitraum von 2000 bis 2005 für Kabelsysteme nach den Spannungsklassen 60 bis 219 kV und 220 bis 500 kV. In dieser Broschüre wird Ausfall definiert als „Jedes Vorkommnis an einem Kabelsystem, das es erforderlich macht, dass der Stromkreis abgeschaltet wird“, d. h. ein Ausfall wird unabhängig von der Ursache oder der Dauer des Ausfalls gezählt. Dies muss berücksichtigt werden, wenn man diese Untersuchung mit anderen Ausfallstatistiken vergleicht. Die Cigré-Untersuchung basiert auf Daten aus dem Zeitraum 2000–2005. Seither wurde eine bedeutende Anzahl von 400 kV Kabelsystemen in Europa installiert (siehe Kapitel 5 Anhang). Die Erfahrungen mit dem Betrieb dieser Systeme wird in der Untersuchung nicht berücksichtigt. Es besteht deshalb Einigkeit, dass es nützlich wäre, die Cigré-Daten in naher Zukunft zu aktualisieren. Ist das Kabel erst in Betrieb, wird es vom umgebenden Erdreich geschützt. Dennoch gehen 50 % der Kabelsystemausfälle auf Beschädigung von außen (z. B. andere Bauarbeiten) zurück, wie die Cigré Broschüre bestätigt. Da direkt in Erde verlegte Kabel eher Gefahr laufen, durch Außeneinwirkung beschädigt zu werden, als Kabelsysteme, die in Rohren oder Tunneln installiert sind, kann das Verlegen in Rohren oder Tunneln als geeignete Maßnahme zur Reduzierung des Risikos erwogen werden. Jedoch ist anzumerken, dass die Reparaturdauer von Kabeln, die in Rohren verlegt sind, länger ist als bei direkt in Erde verlegten Kabeln. Bezüglich der handwerklichen Ausführung wird in der Untersuchung Folgendes ausgesagt: „Unter den Daten gibt es Beispiele (ca. 50 %) für Fälle, bei denen ungenügende Schulung der Kabelmonteure zu einer erheblichen Anzahl von Ausfällen führte.“ Unter Berücksichtigung der Ausfallraten von Höchstspannungskabeln und Zubehör der Cigré Broschüre können Ausfallraten für ein bestimmtes Kabelsystem geschätzt werden. Geht man von einer Teilverkabelung von 10 Kilometern mit Einzelkabellängen von 1.000 Metern und einer Ausfallrate eines einzelnen Kabelsystems von 0,0307 Ausfällen pro Jahr aus, kann die Betriebszeit zwischen Ausfällen auf 33 Jahre geschätzt werden. Wenn die Leitung aus zwei Kabelsystemen

3 CIGRE 379 Update of Service Experience of HV Underground and Cable Systems, April 2009

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besteht, kann die Betriebszeit zwischen Ausfällen auf 16 Jahre abgeschätzt werden. Die Suche eines eventuell auftretenden Fehlers erfolgt mittels Standardverfahren zur Lokalisierung von Kabel- und Garniturenausfällen. 3.3.3 Reparaturdauer Laut Cigré Technical Brochure 379 wurden mehr als ein Drittel der Kabelfehler bei Höchstspannungskabelsystemen innerhalb einer Woche repariert und das Kabelsystem wieder in Betrieb genommen; bei über 75 % geschah dies innerhalb eines Monats. Darin enthalten sind die Fehlerlokalisierung, die Reparatur und die Prüfung. (Anzumerken ist, dass Ausfallzeiten von weniger als einem Tag und mehr als sechs Monaten in dieser Erhebung nicht berücksichtigt wurden.) „Die 13 % der extrudierten Wechselstromkabel, bei denen die Reparatur länger als drei Monate dauerte, sind möglicherweise darauf zurückzuführen, dass diese Reparatur nur eine sehr geringe Priorität hatte" (Cigré Technical Brochure 379). Betriebliche Einschränkungen haben jedoch möglicherweise in manchen Fällen zu einer derartigen Verzögerung zwischen Reparatur und Wiederinbetriebnahme beigetragen. Auf die Ausfallzeiten wirkt sich Folgendes aus:

Sicherer Zugang zur Reparaturstelle

Für Versorgungsnetzbetreiber und bei Bedarf unabhängige Experten nötige Klärungszeiten, um eine gründliche Untersuchung der Ursache für einen Ausfall zu beurteilen; unter außergewöhnlichen Bedingungen kann dies mehrere Monate dauern

Entscheidungen über Gegenmaßnahmen, um zukünftigen Ausfällen vorzubeugen

Verfügbarkeit/Bestellung/Lieferung von Ersatzteilen (Lagerhaltung wird empfohlen)

Reparaturen und Tests an sich können in weniger als drei Wochen durchgeführt werden.

3.3.4 Konsequenzen für Übertragungsnetzbetreiber im Planungsstadium Wie bei jeder Energieübertragungsleitung erfordert auch die Teilverkabelung eine Risikobewertung der Integration des Kabelsystems in das Netz. Dazu zählt:

eine Prüfung, ob Ausfälle mit besonders langer Dauer in Bezug auf den Netzbetrieb akzeptabel sind,

Identifizierung von Maßnahmen zur Minderung der Folgen, die bei einem Ausfall zu implementieren wären, und

jede Maßnahme (von der Entwurfsphase bis zu Betrieb und Instandhaltung), durch die die Gefahr von Ausfällen reduziert wird.

3.3.5 Automatische Wiedereinschaltfunktion Diese Funktionalität wird für Freileitungen verwendet; sie erlaubt es, die Leitung gleich nach einem Fehler wieder in Betrieb zu nehmen und auf flüchtige Fehler (die die Mehrheit der Fehler bei Freileitungen ausmachen) ohne Störung des Stromnetzes zu reagieren.

Da jeder Ausfall beim einem erdverlegten Leitungsabschnitt permanent ist, kann die automatische Wiedereinschaltung für diesen Abschnitt nicht verwendet werden. Um diesen funktionsspezifischen Schutz zu erhalten, sollten spezielle Schutz- und Messanlagen zur Lokalisierung des Fehlers verwendet werden, um zu klären, ob der erdverlegte oder der Freileitungsabschnitt betroffen ist, und um entsprechende Abhilfemaßnahmen zu veranlassen.

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3.4 Umweltaspekte einer Teilverkabelung 3.4.1 Umweltbeeinträchtigung im Betrieb

3.4.1.1 Grabenbreite bei direkt in Erde verlegten Kabeln

Die benötigte Breite hängt von der Anzahl der Kabel ab, die bedingt ist durch: o die gewünschte Übertragungskapazität o die allgemeine Geologie des Erdreichs o Bauten in der Umgebung (Unterkreuzen von Straßen, Autobahnen, Eisenbahnen,

Flüssen oder Wasserstraßen) o den Wärmewiderstand des wieder verfüllten Materials im Graben o andere Kabelsysteme in der Nähe o den verfügbaren Raum o die gegenseitige thermische Beeinflussung

Jede Kabelsystem wird in einem Graben verlegt, der etwa 1–1,50 Meter tief und 1–2 Meter breit ist. Wenn zwei Systeme in zwei separaten Gräben verlegt werden sollen, die einen Abstand von 5 Metern zueinander haben, würde die Gesamtbreite oder das Wegerecht unter 10 Metern liegen. Wenn drei Gräben erforderlich sind, läge die Gesamtbreite unter 15 Metern. Bei vier Gräben läge die Gesamtbreite bei rund 20–25 Metern. Auf jeden Fall müssen die Kabelsysteme permanent über die ganze Trasse zugänglich sein, was möglicherweise Vereinbarungen über Dienstbarkeiten erforderlich macht. Die folgenden Abbildungen zeigen unterschiedliche Beispiele von direkt in Erde verlegten 400 kV VPE-Kabelsystemen für einen Nennstrom pro System von 3.600 A (2.500 MVA). Wie man an den genaueren Berechnungen unter Kapitel 4 („Fallstudie“) sehen kann, hängt der empfohlene Abstand zwischen zwei Gräben vom Wärmewiderstand des Bodens, von der Konfiguration des Verlegens, von der Tiefe und von der Verbindungsart des Metallschirmes ab. Bei vier Kabelsystemen kann ein Arbeitsbereich zwischen den Systemen vorgesehen werden, um Reparaturen zu erleichtern.

Abbildung 9: Beispiel für ein einzelnes 400 kV Wechselstromsystem

mit einer Übertragungsleistung von 1.250 MVA (Abstand hängt vom Wärmewiderstand des Bodens ab)

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Abbildung 10: Beispiel für ein 400 kV Wechselstrom-Doppelsystem,

mit einer Übertragungsleistung von 2.500 MVA (Abstand hängt vom Wärmewiderstand des Bodens ab)

Abbildung 11: Beispiel für zwei 400 kV Wechselstrom-Doppelsysteme,

mit einer Übertragungsleistung von 5.000 MVA (Abstand hängt vom Wärmewiderstand des Bodens ab)

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3.4.1.2 Landnutzung

Die einzige Einschränkung bezüglich der Landnutzung über einem teilverkabelten Abschnitt besteht darin, dass keine tief wurzelnden Bäume innerhalb der Korridorbreite plus einem Rand von ca. 5 Metern gepflanzt werden dürfen, um zu verhindern, dass Wurzeln in den Kabelgraben eindringen. Abgesehen davon gibt es keine Einschränkungen bei der Kultivierung inklusive landwirtschaftlichem Anbau.

Die Verlegetiefe von Kabelsystemen muss so groß sein, dass Schäden am Kabelgraben oder an den Kabeln selbst durch landwirtschaftliche Tätigkeiten über den Kabeln vermieden werden. Der Korridor muss von Bauwerken jeder Art freigehalten werden.

Abbildung 12: Kabeltrasse oberirdisch

3.4.1.3 Elektrisches und magnetisches Feld Typische Spezifikationen:

Freileitung Erdkabel

Spannung (kV): 400 400

Anzahl Stromkreise: 2 2

Art der Leiter pro Stromkreis: 3 x 4x560/50 2 x 3 x 2.500 RMS Cu (parallel)

Maximale Leistung (MVA): 2 x 2.500 4 x 1.250

Maximaler Strom (A): 7.200 7.200

Strom pro Stromkreis (A): 3.600 3.600 (2 x 1.800 parallel)

Mindestabstand zum Boden (m): 8,0

Berechnungshöhe über dem Boden (m): 1,0 0,2

Tiefe bis Kabelmitte (m): 1,5

Abmessungen: Geometrie der Phasen wie in Abbildung 13 und 15

Die Abbildungen 14 und 16 zeigen, dass die Stärke des magnetischen Felds in beiden Fällen im gleichen Bereich von 65–70 μT liegt. Diese Berechnungen beziehen sich auf ein spezielles Beispiel für eine Freileitungs- und eine Erdkabelkonfiguration. Diese Werte verändern sich mit dem Abstand zum Boden bei Freileitungen und der Verlegetiefe der Kabel. Über dem Erdboden nimmt das magnetische Feld unter einer Freileitung langsamer ab als bei einem Kabel, wenn man sich von der Mittelachse wegbewegt.

In beiden Fällen (Freileitung, Erdkabel) überschreiten die Höchstwerte nicht die Richtwerte der EU-Empfehlung 1999/519/EG von 100 μT zur Exposition der Bevölkerung auf Basis von Werten, die von der International Commission on Non-Ionising Radiation (ICNIRP) festgelegt wurden.

17

Elektrisches Feld Da ein erdverlegtes Kabel abgeschirmt ist, besteht an der Erdoberfläche keine Exposition. Daher wird in diesem Fall das elektrische Feld einer Freileitung nicht gezeigt, da ein Vergleich mit einem Kabel nicht möglich ist.

Freileitung

Abbildung 13: Ein Stromkreis auf jeder Seite des Mastes

Magnetisches Feld Freileitung

Abbildung 14: Das magnetische Feld einer Freileitung 1 m über dem Boden und bei x Metern Abstand von der Mitte der Leitung berechnet

18

Erdkabel

Abbildung 15: Zwei Stromkreise, die aus je einem Doppelsystem bestehen

Magnetisches Feld Erdkabel

Abbildung 16: Das magnetische Feld eines Erdkabels 0,2 m über dem Boden und bei x Metern Abstand von der Mitte des Übertragungssystems berechnet

19

3.4.1.4 Mögliche Erwärmung des Bodens

Im Betrieb steigt die Temperatur des Kabels je nach Strombelastung und Belastungsfaktor. Die Wärmeabgabe an den umliegenden Boden hängt vom Füllmaterial ab.

Die Auswirkung der Wärmeabgabe auf die Bodentemperatur ist rein lokal und sehr begrenzt.

Nur bei langfristiger Volllast heizt sich der Boden direkt über dem Graben möglicherweise um ca. 2 °C auf – im Teillastbetrieb ist dieser Wert niedriger.

Wenn erforderlich, kann die Wärmeauswirkung zusätzlich verringert werden durch ein Kabel mit einem größeren Leiterquerschnitt.

3.4.2 Umweltbeeinträchtigung während der Installation

Die für eine Teilverkabelung einer Hochspannungsleitung erforderlichen Tiefbau-arbeiten können erhebliche Auswirkungen auf die Umwelt haben. Für die Erstellung des Grabens ebenso wie für die Anlieferung der Kabeltrommeln sind schwere Maschinen erforderlich. Während der Bauzeit sind Zufahrtswege und Transportstraßen zur Baustelle erforderlich. Nach der Fertigstellung werden sie wieder entfernt, doch müssen Anforderungen in Bezug auf einen Zugang während des Betriebs berücksichtigt werden.

Wasserstraßen oder besonders sensible Bereiche können mittels spezieller Bohrtechniken zum Verlegen des Kabels gekreuzt werden. Auf diese Weise können Entfernungen von bis zu 1 km überwunden werden. Diese Abschnitte bestimmen häufig die Bemessung der Verbindung oder die Abmessungen des Kabels.

In den meisten Fällen wird das Kabelsystem direkt in Erde verlegt, daher können 70-80% des Bodens wieder in den Graben verfüllt werden. Für die Dauer der Bauarbeiten kann der Boden entlang des Grabens gelagert werden. Bis zu 30 % des Füllmaterials muss zum Graben transportiert und die entsprechende Menge Aushub von der Baustelle abtransportiert werden.

Je nach Vegetationsart ist die Landschaft für gewöhnlich innerhalb von 18-24 Monaten wiederhergestellt. Die Oberflächenvegetation über der Anlage wird kontrolliert, um sicherzustellen, dass während der Lebensdauer des Kabelsystems keine Wurzeln in die Trasse eindringen.

Abbildung 17: Kabeltrasse auf der Baustelle

Abbildung 18: Verlegen von 400-kV-VPE-

Kabeln

20

3.5 Kostenaspekte einer Teilverkabelung Angesichts der EU-Wettbewerbsvorschriften kann Europacable nur allgemeine Aussagen in Bezug auf Kostenfaktoren von Teilverkabelungen machen. Darüber hinaus ist jedes Projekt einzigartig, und eine vollständige volkswirtschaftliche Beurteilung des Kabelsystems sollte vorgenommen werden, die die Installationskosten, die Lebenszykluskosten, die Instandhaltungskosten, die Auswirkungen auf Land/Eigentum, Umweltschutz usw. berücksichtigt.

Wenn Lebenszykluskosten und andere Kosten berücksichtigt werden, kann der Kostenfaktor im Vergleich zu Freileitungen (basierend auf selbsttragenden Masten) für direkte Erdverlegung zwischen 3 und 10 schwanken. Wo Teilverkabelung in Erwägung gezogen wird, gelten die genannten Vielfachen nur für den erdverlegten Teil der Leitung. Dieser Faktor muss anhand der spezifischen Anforderungen des Projekts überprüft werden, wobei auch die Kosten für die Übergabestationen und Kompensationsanlagen, sofern erforderlich, berücksichtigt werden müssen. Aus praktischer Sicht sollten drei Dimensionen berücksichtigt werden: 3.5.1 Installationskosten

Die Kosten von VPE-Kabelsystemen hängen von den spezifischen, für das System festgelegten Anforderungen ab. Neben dem Kabel selbst muss auch Zubehör wie Muffenbauwerke, Übergabestationen usw. berücksichtigt werden. Allgemein gesagt werden aufgrund der Komplexität der Technologie die Installationskosten für ein in Erde verlegtes Höchstspannungskabel pro Kilometer stets höher sein als die für eine Freileitung über die gleiche Distanz.

Bis zu 60 % der Installationskosten können durch die Tiefbauarbeiten entstehen, die für das Verlegen erforderlich sind. Diese hängen von der Art des Bodens ab, in dem das Kabel verlegt werden soll (Sand, Fels usw.), sowie von anderen Infrastrukturen, die die Trasse möglicherweise kreuzt. Mitgliedsunternehmen von Europacable werden in hohem Maße mit örtlichen Unternehmen zusammenarbeiten, die die Tiefbauarbeiten ausführen. Die Montage des Kabelsystems erfolgt durch speziell geschultes Personal.

Bei erdverlegten 400 kV VPE-Kabel Projekten, die in den letzten 10 Jahren in Europa fertiggestellt wurden, betrugen die Investitionskosten im Allgemeinen das 5- bis 10-fache derjenigen für eine Freileitung. Diese Kostenverhältnisse hängen direkt mit der Übertragungskapazität zusammen. Ein Faktor bis hinunter zum 3-fachen kann für Übertragungsleitungen mit begrenzter Leistung und unter günstigen Bedingungen für das Verlegen oder bei teuren Freileitungen erzielt werden. Faktoren von mehr als dem 10-fachen können sich ergeben, wenn es sich um Hochleistungsdoppelstromkreise handelt und wenn spezielle Strukturen erforderlich sind, zum Beispiel Projekte, bei denen Kabeltunnel gebaut werden müssen (hier sind Faktoren von mehr als dem 15-fachen zu erwarten) aufgrund der Kosten für die Tiefbauarbeiten. Höhere Faktoren sind auch im Vergleich zu Freileitungen mit abgespannten Masten zu beobachten.

Geht man davon aus, dass nur ein Zehntel der Länge des Projekts teilverkabelt werden soll und dass die Investitionskosten für diesen Abschnitt das 5- bis 10-fache des jeweiligen Freileitungsabschnitts betragen, würde eine Teilverkabelung die Investitionskosten der Projekte um das 1,5- bis 2-fache steigern, wobei die Kosten für Übergabestationen, Blindleistungskompensation usw. nicht berücksichtigt sind.

21

Dieses Beispiel zeigt, wie sensibel das wirtschaftliche Gleichgewicht von Energieübertragungsprojekten auf die Einbindung von Teilverkabelungen reagiert und dass eine solche Entscheidung sorgfältig mit allen Anspruchsberechtigten und insbesondere mit den Aufsichtsbehörden untersucht werden muss, deren Genehmigung der Übertragungsnetzbetreiber häufig benötigt, um die Kosten über das Netzentgelt auszugleichen.

3.5.2 Betriebskosten Die Arbeitsschutz- und Sicherheitsbestimmungen des Übertragungsnetzbetreibers verlangen Betriebsabläufe, deren Kosten sich nicht zu stark von den Betriebsausgaben für 400 kV Freileitungen unterscheiden. Ist ein Erdkabel erst einmal in Betrieb, ist es nahezu wartungsfrei. Überwachungssysteme erlauben die Überwachung von Teilentladungen. Wie jeder Freileitungskorridor muss auch die Trasse des Erdkabels regelmäßig inspiziert werden, damit keine Wurzeln in den Kabelgraben eindringen. In manchen Ländern muss der Korrosionsschutztest für den Außenmantel mit 5 kV Gleichspannung mindestens alle zwei Jahre durchgeführt werden.

Wie bereits erwähnt, macht der Kabelabschnitt nur einen begrenzten Teil der Gesamtlänge der Leitung aus und wird sich daher nicht bedeutend auf die Betriebsausgaben für die gesamte Verbindung auswirken. Die Instandhaltung der Freileitung/Erdkabel-Übergabestationen ist von gleicher Art wie bei Höchstspannungsumspannstationen.

22

4 Fallstudie Diese Fallstudie zielt darauf ab, genauere Zahlen zur Auslegung einer Teilverkabelung innerhalb einer typischen Freileitung bereitzustellen. 4.1 Technische Spezifikationen Ein in einem Graben direkt in Erde verlegtes 400 kV VPE-Kabelsystem, das zwei Umspannstationen mit den folgenden Spezifikationen verbindet:

Abfolge: Umspannstation– 35 km Freileitung – 7,5 km Erdkabel – 15 km Freileitung – Umspannstation

Bezugs-Nennspannung: 360–420 kV, 400 kV für Berechnungen

Maximale Systemspannung für 1 h: 440 kV

Minimale Spannung für 1 h: 350 kV

Nennstrom: 3.600 A

Kurzschlussleistung: 63 kA für 1 s

Wärmewiderstand des Bodens: 0,8 - 1,0 - 1,5 K.m/W

Betriebsbedingungen Fallstudie:

In Fall 1, wenn zwei Systeme verfügbar sind, muss jedes einzelne bis zu 70 % (entsprechend 2 x 2.520 A) übertragen, um das N-1-Kriterium zu erfüllen (Ausfall der eines Systems der Freileitung); wenn nur ein System verfügbar ist, muss es kontinuierlich 3.600 A übertragen.

In Fall 2 muss zusätzlich zu den oben genannten Bedingungen eine Notfalllast von 3.600 A simultan in beiden Systemen für eine Dauer von 70 Stunden übertragen werden. Diese Situation kann die Folge des Ausfalls einer anderen Leitung im Netz sein.

4.2 Übertragungsschema für die Fallstudie Der erdverkabelte Abschnitt soll aus zwei Stromkreisen mit je zwei Kabelsystemen bestehen, (insgesamt vier Kabelsysteme).

Transmission scheme for case study

35 km

overhead line

7,5 km

underground cable

15 km

overhead line

Transition station Transition station

9 cable sections with

8x12=96 joints and 24

terminals

Abbildung 19: Übertragungsschema für die Fallstudie

23

4.3 Art des Referenzkabels und für die Berechnung zu berücksichtigende Eigenschaften

1 Kupferleiter (alternativ Al) 2 Innere Leitschicht 3 VPE-Isolierung 4 Äußere Leitschicht 5 Längswassersperre 6 Kupferdrahtschirm und

Querwassersperre (aluminiumbeschichtete Folie)

7 PE-Außenmantel

Abbildung 20: Typischer Querschnitt eines VPE-Erdkabels (Durchmesser 140 mm, Gewicht 40 kg pro Meter)

Position

Beschreibung Nenndicke

(mm) Details

1 2 3 4 5 6

7

Leiter Innere Leitschicht Isolierung Äußere Leitschicht Längswassersperre Metallschirm Cu Drähte und Al-Folie Außenmantel

26,0

5,0

Kupfer 2.500 mm², Milliken Halbleitendes Polymer VPE Halbleitendes Polymer Leitfähige Quellbänder Cu Drähte + 0,2 Al-Folie mit Kleberbeschichtung PE schwarz ST7

Anmerkung: Dies ist ein Referenzkabeldesign zur Berechnung. Andere Kabeldesigns, d. h. mit einem anderen Leiter, anderen Isolierwanddicken und anderen Metallschirmen oder Ummantelungen sind als gültige Alternativen verfügbar. 4.4 Parameter der Installation

Kabel in Gräben direkt in Erde verlegt

Einzelne Gräben, ein System von drei Kabeln pro Graben

Verlegetiefe: 1,50 m bis zur Unterseite der Kabel

Kabelabstand: Der Kabelabstand hängt vom Wärmewiderstand des Bodens und dem Lastfaktor ab. Ein maximaler Phasenabstand von 350 mm sollte nicht überschritten werden, um das magnetische Feld innerhalb der geforderten 100 µT zu halten.

Ausgehend vom maximalen Phasenabstand sollte der Graben mindestens 1 m breit sein

Abbildung 21: Typischer Querschnitt eines Kabelgrabens

4.5 Berechnung der Strombelastbarkeit und der Abmessungen

1600

1500

A B

C

A B

500

24

Fall 1: Die Berechnungen der Strombelastbarkeit beruhen auf der IEC-Norm 60287 mit 3.600 A Dauerstrom, wenn nur eine Freileitung verfügbar ist (zwei Kabelsysteme mit jeweils 1.800 A). Wenn zwei Freileitungen verfügbar sind, beträgt die kontinuierliche Stromstärke 2.520 A pro Leitung (vier Kabelsysteme mit jeweils 1.260 A). Im Rahmen dieser Studie wurde vereinbart, die Berechnungen gemäß den nur international existierenden Normen durchzuführen. Zu beachten ist, dass diese Annahmen konservativ sind, da diese Normen die neueste Technologie noch nicht berücksichtigten (z. B. Querschnitte von mehr als 1.600 mm2, isolierte Drähte usw.). Berechnungen auf der Grundlage neuerer Daten gemäß der Empfehlung der CIGRE-Arbeitsgruppe B1.03 würden höhere Übertragungskapazitäten ergeben. Es ist wahrscheinlich, dass in naher Zukunft in die Norm solche Werte aufgenommen werden. Der Abstand zwischen den Kabeln (A in Abb. 21) in jedem einzelnen Graben und der Abstand der am nächsten zueinander liegenden Kabel von zwei verschiedenen Gräben (B) ist so gewählt, dass die geforderten 3.600 A pro Freileitung, also 1.800 A pro Kabelsystem, gewährleistet sind. Die Breite jedes einzelnen Grabens (C) hängt vom Abstand zwischen den Kabeln ab.

Übersicht Strombelastbarkeit pro Kabelsystem und Grabenabmessungen 1. Fall

Wärmewiderstand Boden 0,8 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,0 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,5 K.m/W (**)

Betriebsbedingungen (***)

Ein Stromkreis

Zwei Stromkreise

Ein Stromkreis

Zwei Stromkreise

Ein Stromkreis

Zwei Stromkreise

Nennstrom in A 1.800 1.730 1.800 1.780 1.800 1.579

Abstand zwischen Kabeln (A in mm)

200

300

1.000(*)

Abstand zwischen Kabelsystemen (B in mm)

2.500

5.000

8.000

Grabenbreite (C in mm - beispielhaft)

1.000

1.100

2.500

(*) Dieser Kabelabstand verursacht ein magnetisches Feld von 220 µT auf Bodenniveau, was über dem von der EU empfohlenen Höchstwert von 100 µT liegt, so dass eine spezielle Verfüllung erforderlich ist.

(**) Ein Wärmewiderstand des Bodens von 1,5 K.m/W ist nur an wenigen Stellen in Europa vorzufinden. Wann immer der Wärmewiderstand des Bodens so hoch ist, muss ein spezielles Stabilisierungsverfüllmaterial verwendet werden, um den Wärmewiderstand auf einen niedrigeren Wert zu senken. Die resultierenden Strombelastbarkeiten und Abmessungen sind daher nur beispielhaft.

(***)„Ein Stromkreis“ bedeutet, dass nur ein Stromkreis verfügbar ist und dass dieser kontinuierlich 3.600 A übertragen muss (1.800 A pro Kabelsystem). „Zwei Stromkreise“ bedeutet, dass beide Stromkreise verfügbar sind und dass jeder kontinuierlich 2.520 A übertragen muss; da zwölf Kabel in Betrieb sind, geht der verringerte Nennstrom auf den wechselseitigen thermischen Einfluss der höheren Anzahl der Kabel, die gleichzeitig Strom führen, zurück.

25

Fall 2: Die gleichen Annahmen wie oben für die Dauerlast mit einem gleichzeitigen Notbetrieb von 3.600 A in den beiden Freileitungen (vier Kabelsysteme mit jeweils 1.800 A) für eine Dauer von 70 Stunden. In diesem Fall erfolgt die Berechnung gemäß IEC-Norm 60287 für die Dauerlast und IEC 60853-2 für den Notbetrieb.

Übersicht Strombelastbarkeit pro Kabelsystem 2. Fall

(Grabenabmessungen wie für den 1. Fall)

Wärmewiderstand Boden 0,8 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,0 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,5 K.m/W

Zwei Stromkreise Zwei Stromkreise Zwei Stromkreise

Strombelastbarkeit im Normalbetrieb – A

1.260

1.260

1.260

Strombelastbarkeit während 70 h Notbetrieb – A

2.010

2.120

2.190

Sobald das System dafür ausgelegt wurde, dem Fall 1 gerecht zu werden, ist die zulässige Strombelastbarkeit im vorübergehenden Notbetrieb höher als in Fall 2 erforderlich. Die Situation, in der nur ein Stromkreis mit Dauerlast von 3.600 A in Betrieb ist, ist der limitierende Faktor, der für die Abmessungen des Grabens entscheidend ist. Alle anderen Bedingungen erlauben in Bezug auf den geforderten Wert eine höhere Strombelastung. Wenn nur der 2. Fall betrachtet werden soll, können der Kabelabstand und die Grabenabmessungen erheblich verkleinert werden.

26

5 Anhang Höchstspannungsübertragungsprojekte mit 220 kV VPE Kabeln werden seit den 1990er-Jahren in Europa installiert. Installationen befinden sich unter anderem an der Côte d’Azur, in Paris, Lissabon, Barcelona, Dublin, Madrid und Valencia. Übersicht über die wichtigsten 400 kV VPE Höchstspannungskabel-Installationen in Europa

Standort Projekt Projektart Leitungen x Länge (km)

Kabel pro

Phase

Leistung MVA Zeitraum

Verlege- und Kühlverfahren

Kopenhagen Eliminierung von Freileitungen im Stadtgebiet

Städtische Stromversorgun

g

1x22 1x12

1 995

1996 1999

Direkt erdverlegt

Berlin Verbindung westliches/östliches System

Städtische Stromversorgun

g

2x6 2x6

1 2x1100 1998 2000

Belüfteter Tunnel

Madrid Erweiterung Barajas-Flughafen

Kreuzung der Rollbahn

2x13 1 2x1.720 Winter 2x1.390 Sommer

2002 2003

Belüfteter Tunnel

Jutland Gebiet von herausragender Schönheit, Wasserweg und halbstädtische Bereiche

Teilweise Erdverkabelung

2x14 in 3 Abschnitten

1 2x500 Nennleistung

2x800 vorübergehend

e Überlast

2002 2003

Direkt erdverlegt & Rohre

London London St. Johns Wood-Elstree

Städtische Stromversorgun

g

1x20 1 1.600 2002 2005

Belüfteter Tunnel

Rotterdam Rhein-Wasserstraßen-kreuzungen

Wasserstraßen-kreuzungen

2x2,1 1 1.470 2004 2005

Direkt erdverlegt & Röhren

Wien Stromversorgung der Stadtmitte

Städtische Stromversorgun

g

2x5,5 1 2x620 2x1.040

2004 2005

In Betonblock verlegt

Mailand Abschnitt der Turbigo-Rho-Linie

Städtische Stromversorgun

g

2x8,5 2 2 x1.100 2005 2006

Direkt erdverlegt & Kabelkanal

London West Ham – Hackney

Städtische Stromversorgun

g

2x6,3 1 1.660 Sommer 1.950 Winter

2007 2008

Belüfteter Tunnel

Schweiz / Italien

Mendrisio – Cagno Verbindung internationaler

Netze

1x8 1 560 2007 2008

Direkt erdverlegt

Liverpool Kirkby-Lister Drive Städtische Stromversorgun

g

1x10 1 750 2007/10 Direkt erdverlegt & Kabelkanal

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Weitere Informationen erhalten Sie von: Jean Verseille Thomas Neesen Chairman of ENTSO-E Secretary General Europacable System Development Committee Email: jean.verseille@rte-france.com Email: t.neesen@europacable.com http://www.entsoe.eu http://www.europacable.eu