Institut für Elektrische Anlagen - Keine 110kV-Freileitung TU Graz.pdf · Stromversorgung des...

WISSENSCHAFTLICHES GUTACHTEN 110-kV-Leitungsverbindung Almtal - Kremstal

Auftraggeber: Amt der oberösterreichischen Landesregierung,

Landesrat für Umwelt, Energie, Wasser und KonsumentInnenschutz

Endbericht

Wissenschaftliche Ausarbeitung

Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. techn. Lothar Fickert Dipl.-Ing. Tobias Haring, M.A. (Econ.)

Ao. Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr. techn. Herwig Renner Dipl.-Ing. Dr. techn. Ernst Schmautzer

Projekt-Nummer: 2010-62

Dezember 2010

Institut für Elektrische Anlagen

A - 8010 GRAZ, Inffeldgasse 18 Telefon: (+43 316) 873 - 7550 Telefax: (+43 316) 873 - 7553

Institutsvorstand: Univ.-Prof. Dr. Lothar Fickert

Stromversorgung des Raumes Almtal/Kremstal Seite 1

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung ........................................................................................... 4

1.1 Veranlassung, Überblick und Aufgabenstellung ................................... 4

1.2 Gliederung, Methode und Umfang des Gutachtens .............................. 6

1.3 Zur Verfügung gestellte Unterlagen ........................................................ 7

2 Technische Aspekte zur Beurteilung der Spannungsqualität des Netzes ................................................................................................. 9

2.1 Allgemeine Forderungen ......................................................................... 9

2.2 Netzspannungsqualität .......................................................................... 10

2.3 Netzsicherheit und Netzzuverlässigkeit ............................................... 12

2.4 Dezentrale Einspeisungen ..................................................................... 24

2.5 Sonstige Kriterien zur Beurteilung der Qualität der Versorgung ....... 35

2.6 Energieeffizienz und Smart Grids ......................................................... 38

2.7 Elektromagnetische Felder .................................................................... 44

3 Derzeitige Situation der Stromversorgung .................................... 65

3.1 Stromversorgung in Österreich ............................................................. 65

3.2 Netzversorgungsqualität Österreich ..................................................... 70

3.3 Stromversorgung in Oberösterreich ..................................................... 73

3.4 Beurteilung der Netzversorgungssituation des Raums Kremstal/Almtal/Vorchdorf/Steyr ........................................................................ 75

4 Untersuchung der Versorgungsvarianten ..................................... 94

4.1 Variante 1: Derzeitiger Netzzustand (Nullvariante) .............................. 95

4.2 Variante 2: Dezentrale Einspeisungen .................................................. 97

4.3 Variante 3: Verstärkung des 30-kV-Netzes in der Region Almtal ..... 101

4.4 Variante 4: 30-kV-Ersatzlösung der Region Almtal und 30-kV-Ersatzversorgung für die Region Kremstal ..................................................... 104


4.5 Variante 5: 110-kV-Kabelverbindung (Vollverkabelung) Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden .......... 107

4.6 Variante 6: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden, mit einseitiger Verwendung von Trenntransformatoren .......................................................... 116

4.7 Variante 7: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden, mit zweiseitiger Verwendung von Trenntransformatoren .......................................................... 122

4.8 Variante 8: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden .................................... 130

4.9 Variante 9: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse (ohne Umspannwerk im Trassenverlauf)133

4.10 Variante 9A: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach .................................................... 136

4.11 Variante 9B: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach, mit einseitiger Verwendung von Trenntransformatoren ....................................................................................... 139

4.12 Variante 9C: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach, mit zweiseitiger Verwendung von Trenntransformatoren ....................................................................................... 145

4.13 Variante 10: 110-kV-Verbindung Kirchdorf – Klaus zzgl. 110-kV-Verbindung Vorchdorf – Kremsmünster .......................................................... 149

4.14 Variante 11: 110-kV-Gemeinschaftsleitung ÖBB-EAG Vorchdorf – Wartberg ............................................................................................................. 152

4.15 Variante 12: Kraftwerksbau in der Region Kirchdorf ......................... 156

5 Vergleich der Varianten ................................................................. 160

5.1 Untersuchungsumfang ........................................................................ 160

5.2 Kostenbetrachtungen ........................................................................... 161


5.3 Methodik ................................................................................................ 164

6 Erkenntnisse des Gutachtens ...................................................... 169

7 Appendix ........................................................................................ 171

7.1 Netzspannungsqualität ........................................................................ 171

7.2 Netzsicherheit und Netzzuverlässigkeit ............................................. 173

7.3 Dezentrale Energieerzeugung ............................................................. 176

7.4 Berechnung von elektrischen und magnetischen Feldern ............... 188

7.5 Stellungnahme zum Dokument „110 kV ade! - Fragen zum wissenschaftlichen Gutachten “110-kV-Leitungsverbindung Almtal - Kremstal (Zwischenbericht)” vom 6. Februar 2011 ......................................... 200

7.6 Stellungnahmen zum Dokument „Gemeindeamt Steinbach am Ziehberg, Brief vom 04. Februar 2011-02-21: Fragen zum Zwischenbericht „Wissenschaftliches Gutachten 110-kV-Leitungsverbindung Almtal – Kremstal““ .......................................................................................................... 234

8 Literaturverzeichnis ...................................................................... 240


1 Einleitung

1.1 Veranlassung, Überblick und Aufgabenstellung

Mit Schreiben der Oberösterreichischen Landesregierung, Landesrat für Umwelt,

Energie, Wasser und KonsumentInnenschutz, vom 08.09.2010 wurde das Institut für

Elektrische Anlagen der Technischen Universität Graz beauftragt, ein Gutachten

über die Versorgungssituation der Regionen Almtal - Kremstal zu erstellen, in dem

insbesondere die Notwendigkeit der geplanten 110-kV-Leitung Vorchdorf – Kirchdorf

und deren Auswirkungen auf die regionale Stromversorgung beurteilt sowie mögliche

Alternativen zur Verbesserung der Stromversorgung untersucht werden sollen.

Das Gutachten soll dabei konkret drei getrennte Fragestellungen der

oberösterreichischen Stromversorgung behandeln, nämlich

- Analyse des Bedarfs einer 110-kV-Verbindung Vorchdorf - Kirchdorf zur

Sicherstellung der Versorgungssicherheit inkl. der Berücksichtigung von

Stromverbrauchsszenarien

- Untersuchung der Trassenführung inkl. Bewertung von Alternativen

- Technische Möglichkeiten und wirtschaftliches Umfeld einer Verkabelung

(Voll- bzw. Teilverkabelung)

Die Stromversorgung der Region Almtal erfolgt derzeit über 30-kV-Leitungen aus

dem

• Umspannwerk Gmunden (ca. 76 km Gesamtleitungslänge, ca. 35 km

Hauptleitungslänge),

• Umspannwerk Kirchdorf (ca. 20 km Gesamtleitungslänge, ca. 16 km

Hauptleitungslänge bis Scharnstein),

• Umspannwerk Vorchdorf (ca. 54 km Gesamtleitungslänge, ca. 23 km

Hauptleitungslänge bis Steinfelden).

Das Almtal südlich von Vorchdorf besitzt derzeit einen Leistungsbedarf von 17 MW.

Nach Abzug von saisonal schwankender dezentraler Erzeugung muss eine

gesicherte Leistungsdifferenz von bis zu 16,2 MW über die 30-kV-Netze transportiert

werden.


Die Stromversorgung der Region Kremstal erfolgt über eine 110-kV-Doppelleitung,

ausgehend vom Umspannwerk Steyr Nord. Ein Ausfall am Beginn dieser Stichleitung

würde dazu führen, dass keine adäquate Versorgung der Region Kirchdorf -

Kremsmünster - Bad Hall möglich ist. Die Region Steyr besitzt einen

Versorgungsanschluss zum Österreichischen Verbundnetz über das Umspannwerk

Ernsthofen, bzw. eine betriebsmäßig geöffnete Verbindung zum steirischen Netz.

Die 110-kV-Verbindung von Vorchdorf über Steinfelden nach Kirchdorf ist aus Sicht

der Energie AG deswegen anzustreben, weil das 110-kV-Netz der Region Vorchdorf

- Almtal - Kremstal derzeit nur über zwei nicht miteinander verbundene 110-kV-

Stichleitungen (Doppelsystem) Traunfall - Vorchdorf und Steyr Nord - Bad Hall

Kremsmünster - Kirchdorf versorgt wird. Die Energie AG sucht daher nach einer

Möglichkeit im Sinne eines Lückenschlusses, eine 110-kV-„Ring“verbindung zu

schaffen, um die Versorgungssicherheit der Regionen Almtal, Kremstal und Steyr zu

erhöhen. Es handelt sich um eine offene Ringverbindung, da im Umspannwerk

Kremsmünster eine Trennstelle vorgesehen ist.

Prinzipiell ergeben sich vier getrennte Problemkreise, nämlich die langfristig

gesicherte:

- Stromversorgung der Region Kremstal,

- Stromversorgung der Region Vorchdorf,

- Stromversorgung der Region Almtal,

- Stromversorgung der Region Steyr.

Die angestrebte Lösung zur Verbesserung der Stromversorgung soll alle der oben

angesprochenen Problemkreise abdecken und mit möglichst geringem finanziellem

Aufwand realisiert werden können.

Seitens der Energie AG wird als Lösung eine 110-kV-Freileitung (Doppelsystem),

ausgehend vom Umspannwerk Vorchdorf über ein neu zu errichtendes

Umspannwerk in Steinfelden bis zum Netzpunkt Kirchdorf angestrebt (Schließung

einer 110-kV-(Ring)Verbindung über Vorchdorf - Steinfelden - Kirchdorf -

Kremsmünster - Bad Hall - Steyr Nord). Alle der genannten Forderungen werden

somit laut Energie AG erfüllt.

Seitens Vertreter von Bürgerinitiativen wird eine alternative Trassenführung (siehe

Alternativen), eine alternative Technologiewahl (Kabel) bzw. anderwärtige Lösung

ohne 110-kV-Leitungsbau angestrebt.


1.2 Gliederung, Methode und Umfang des Gutachtens

Seitens des Auftraggebers wurden die Anforderungen an das Gutachten formuliert,

nämlich dass

- eine Analyse des Bedarfs einer 110-kV-Verbindung Vorchdorf - Kirchdorf zur

Sicherstellung der Versorgungssicherheit inkl. der Berücksichtigung von

Stromverbrauchsszenarien,

- eine Untersuchung der Trassenführung inkl. Bewertung von Alternativen, und

- eine Analyse der technischen Möglichkeiten und wirtschaftliches Umfeld einer

Verkabelung (Voll- bzw. Teilverkabelung),

stattfindet.

Zu diesem Zweck erfolgt im Gutachten zunächst eine technisch-wissenschaftliche

Analyse des Istzustandes der Versorgungssituation des Raumes Almtal hinsichtlich

der Parameter Spannungsqualität und Versorgungssicherheit, sowie eine

Abschätzung der Entwicklung des Strombedarfs der Region und der daraus

resultierenden künftigen Versorgungsanforderungen.

Für die Verbesserung der beschriebenen Versorgungsproblematik wurden seitens

der Energie AG und der Initiative „110 kV ade!“ auch eine Reihe alternativer

Varianten erarbeitet, die im Gutachten nach technisch-wirtschaftlichen Kriterien

wissenschaftlich näher untersucht und einander gegenübergestellt werden. Eine

konkrete und detaillierte Trassenuntersuchung ist nicht Gegenstand dieses

Gutachtens.

Als zusätzlicher Aspekt steht die Versorgungssicherheit im Rahmen der

Liberalisierung des Strommarktes im Blickpunkt der Öffentlichkeit und im Interesse

der Wirtschaft.


1.3 Zur Verfügung gestellte Unterlagen

Von EAG zur Verfügung gestellt 1. 30-kV-Netzplan und Beantwortung div. Fragen, Mail von Gahleitner

Bernhard, Freitag, 19. November 2010 16:33

2. Dauerlinien und Lastgänge der Umspannwerke Kirchdorf, Ball Hall,

Kremsmünster, Vorchdorf, Großraum Steyr, 2010-11-12_GaB_Detail-Lasten

SAK.pptx

3. Netzplan der EAG, Netzplan_incl_SZ.pdf, Stand 23.7.2009

4. Powerpoint-Präsentation der Stellungnahmen der EAG per 10.11.2010, SAK

Summe FAQs aktuell.pptx

5. Lastdaten und Lastgänge, 2010-09-27_GaB_Lasten SAK.pptx, von EAG

6. Häufig gestellte Fragen / Alternativen zur Stromversorgung Almtal und

Kremstal (SAK), SAK Alternativen aktuell.pdf

7. Projektinformation Stromversorgung Almtal und Kremstal, Almtalleitung.pdf

8. Stromverbrauchsentwicklungen, SAK Stromverbrauchsentwicklungen und

+£bersicht UW Gebiete 20100602.pdf

9. Stromversorgung Almtal und Kremstal, Notwendigkeit und

Alternativenprüfung, 2010-05-20 SAK Notwendigkeit und Alternativen

final.pdf

10. Verbrauchsdiagramme der Region SAK, Verbrauchsdiagramme_UWs_2.pdf

Weitere zur Verfügung gestellte Unterlagen 11. Initiative „110 kV ade!“: Fotomontagen von Leitungsanlagen: Montage

Mast.jpg, Montage Almtal.jpg, Mongtage Inzersdorf.jpg, Montage

Steinbach.jpg

12. Initiative „110 kV ade!“: Themen und Fragen für eine Studie "Neugestaltung

der Stromversorgung des Alm- und Kremstals", 11.06.2010,

Studienthemen.pdf

13. IFK Gesellschaft m.b.H.: Richtpreisangebot für eine Kabelverlegung,

Richtpreisangebot IFK.pdf

14. Initiative „110 kV ade!“: Themen und Fragen für das Gutachten

Stromversorgung Almtal – Kremstal, Studienthemen.pdf


15. Initiative „110 kV ade!“: Präzisierungen und Ergänzungen zum Themen- und

Fragenpapier “Neugestaltung der Stromversorgung des Alm- und Kremstals

11.06. 2010”, Themen_Fragen_TUG.pdf

16. Stromversorgung Almtal und Kremstal, Notwendigkeit und

Alternativenprüfung, Projektprüfung EAG_2.pdf

17. „110 kV ade! - Fragen zum wissenschaftlichen Gutachten “110-kV-

Leitungsverbindung Almtal - Kremstal (Zwischenbericht)” vom 6. Februar

2011, übermittelt vom Büro Landesrat Rudi Anschober am 08. Februar 2011

11:15

18. Gemeindeamt Steinbach am Ziehberg, Brief vom 04. Februar 2011-02-21:

Fragen zum Zwischenbericht „Wissenschaftliches Gutachten 110-kV-

Leitungsverbindung Almtal – Kremstal, übermittelt vom Büro Landesrat Rudi

Anschober am 08. Februar 2011 11:15


2 Technische Aspekte zur Beurteilung der Spannungsqualität des Netzes

2.1 Allgemeine Forderungen

Die allgemein bekannten und gültigen Anforderungen an die Energieversorgung sind,

dass die Bereitstellung der Energie

• in ausreichendem Maße

• versorgungssicher mit entsprechender Qualität

• wirtschaftlich

• umweltfreundlich

• gesellschaftspolitisch akzeptierbar

erfolgen muss [23].

In ausreichendem Maße bedeutet, dass keine Engpässe in der Versorgung

auftreten dürfen und eine entsprechende Reserve für die künftige Entwicklung

vorzusorgen ist. Da die elektrische Energie die Besonderheit aufweist, dass wegen

des Energieerhaltungssatzes in jedem Augenblick das Leistungsgleichgewicht

zwischen Erzeugung und Verbrauch gegeben sein muss, bedeutet diese

physikalische Tatsache, dass keine Engpässe sowohl bei der Leistung als auch

langfristig bei der insgesamt gelieferten Energie auftreten dürfen.

Versorgungssicher mit entsprechender Qualität bedeutet, dass im Betrieb nicht

nur alle technischen Anforderungen wie Ausfallsicherheit, Kurzschlussfestigkeit,

Spannungsfestigkeit, Erdschlusslöschung usw. erfüllt sein müssen, sondern dass die

den Kunden zur Verfügung gestellte Spannung auch den entsprechenden

Qualitätskriterien (Einhaltung des Spannungsniveaus, der Frequenz usw.) an die

Spannung bei unterschiedlichsten Lastbedingungen genügen muss und auch die

entsprechenden Qualitätskriterien der Versorgungssicherheit erfüllt sein müssen.

Wirtschaftlich bedeutet, dass die Energiebereitstellung mit möglichst niedrigen

Kosten für den Kunden erfolgen soll, d.h. dass Investitionen in den Ausbau des

Elektroenergiesystems – also den Ausbau von Leitungen und Kraftwerken dem

Nutzen angemessen sein sollen, und dass Verluste im Betrieb bei der

Stromerzeugung, der Übertragung und im Verbrauch optimiert werden müssen.


Aus volkswirtschaftlicher Sicht ist darüber hinaus zu fordern, dass

wirtschaftspolitische Zielsetzungen erfüllt werden sollen, d.h. z.B. dass

Importabhängigkeit und Handelsbilanzdefizite gering gehalten werden und günstige

Voraussetzungen für die wirtschaftliche Entwicklung einer Region etc. realisiert

werden sollen.

Umweltfreundlich bedeutet, dass schädliche Auswirkungen auf Mensch und Natur

vermieden bzw. minimiert werden müssen, d.h. dass zulässige Emissionsgrenzen

eingehalten werden und Eingriffe in die Natur und das Landschaftsbild möglichst

gering gehalten werden müssen.

Gesellschaftspolitisch akzeptierbar heißt schließlich, dass die Energiepolitik die

Akzeptanz für einen Kraftwerksbau oder Netzausbau bei der Bevölkerung finden

muss, wobei die Bevölkerung auf der Basis definierter Rahmenbedingungen in den

Entscheidungsprozess einzubinden ist. Dies bedeutet z.B., dass die Notwendigkeit

eines Netzausbaus zu begründen ist, entsprechende Alternativen zu untersuchen

sind und nur jene Lösung realisiert werden soll, die allen Kriterien – aus der Sicht des

Gemeininteresses unter bestmöglicher Achtung der Interessen Betroffener – am

besten entspricht.

2.2 Netzspannungsqualität

2.2.1 Allgemeines

Unter Netzspannungsqualität wird verstanden, dass die charakteristischen Merkmale

der Versorgungsspannung, wie z.B.

• der Betrag der Spannung

• die Kurvenform des Spannungsverlaufs

• die Frequenz

• die Symmetrie des Drehstromsystems

möglichst konstant sein sollen, bzw. sich nur in gewissen vorgegebenen

Toleranzgrenzen verändern dürfen. Diese Forderung gilt nicht nur hinsichtlich der

Energieerzeugung, sondern sie gilt für jeden Punkt des Netzes – insbesondere auch

im Fall sogenannter Netzrückwirkungen, d.h. wenn die Abweichungen durch den

Betrieb störender Verbraucher hervorgerufen werden.


Um Verbraucher, insbesondere gewerbliche und industrielle Großverbraucher, in

einem Netz mit hoher Spannungsqualität versorgen zu können, bedarf es einer

entsprechenden Spannungssteifigkeit des Netzes, die wiederum aus

Zuverlässigkeitsgründen optimal nur durch geringe Netzimpedanzen - und dies

bedeutet durch genügend hohe Kurzschlussleistung - realisiert werden kann.

Oberschwingungserzeugende Anlagen mit einer Anschlussleistung von 50 kW

können bei einer Kurzschlussleistung von 15 MVA ohne weitere Untersuchung an

das Netz angeschlossen werden. Verbraucheranlagen mit einer schwankenden

Leistungsaufnahme von 50 kW können bei einer Kurzschlussleistung von 50 MVA

ohne weitere Untersuchung an das Netz angeschlossen werden.

Im Falle von atmosphärischen Einflüssen, Leitungsunterbrechungen oder

Kurzschlüssen im Netz können darüber hinaus Spannungsunterbrechungen und

Spannungseinbrüche auftreten. Netzausfälle durch derartige Ereignisse werden in

der Störstatistik seitens der Elektrizitätswirtschaft aufgezeichnet und dokumentiert.

2.2.2 Forderungen laut Europanorm EN 50160:1995-10

Folgende Parameter sind für die Netzspannungsqualität relevant (quantitative

Bestimmungen siehe Tabelle 2.1):

• Spannungshöhe

• Versorgungsunterbrechungen (kurz, lang)

• Spannungseinbrüche

• Spannungsschwankungen, Flicker

• Spannungsunsymmetrie

• Spannungsform (Oberschwingungen, Zwischenharmonische,

Signalspannungen)

• transiente und netzfrequente Überspannungen

• Frequenz

Betrachtet man die Ursachen für mangelnde Netzspannungsqualität, muss man

mehrere Bereiche berücksichtigen. Einerseits kommt es infolge von

Netzrückwirkungen durch große Kundenanlagen zu Spannungsverzerrungen und

Flicker-Erscheinungen. Andererseits kommt es infolge von Problemen im

Übertragungs- oder Verteilnetz zu kurzen oder längeren Unterbrechungen

(Netzzuverlässigkeit).


EN 50160

Anwendungsbereich Nieder- und Mittelspannung

Spannung +10/-10 %

Unsymmetrie 2 % (3 %)

THD 8 %

Einzelne Oberschwingungen 0,5-6,0 % (Tabelle)

Zwischenharmonische -

Signalspannungen freq.-abh. Grenzkurve

Flicker Plt=1

Unterbrechungen (kurz) 10-100 pro Jahr

Unterbrechungen (lang) 10-50 pro Jahr

Spannungseinbrüche 10-1000 pro Jahr

Frequenz in Verbundnetz ±1 % (+4/-6 %)

Netzfrequente Überspannungen NSp.: <1,5 kV MSp.: <2 Uc

Transiente Überspannungen NSp.: <6kV MSp.: -

Frequenz bei Inselbetrieb ±2 % (±15 %)

Tabelle 2.1: Parameter der Netzspannungsqualität, EN 50160

Weiters bestimmt der Lastflusszustand bzw. die Belastungssituation im Netz das

Spannungsniveau in den einzelnen Netzknoten. In ausgedehnten ländlichen

Mittelspannungsnetzen sind als Hauptprobleme für die Einhaltung des

Spannungsniveaus die verschiedenen Lastsituationen, insbesondere bei besonderen

Netzschaltungen im gestörten Betriebsfall bzw. Netzumschaltungen zu nennen1.

2.3 Netzsicherheit und Netzzuverlässigkeit

2.3.1 Definition

Ein verstärkter Kostendruck bei gleichzeitigem Auftrag der Energieversorger, die

öffentliche Versorgung wahrzunehmen, führte in den letzten Jahren wieder zu einem

Wiederaufleben der Thematik um Zuverlässigkeit und Sicherheit.

1 Weitere Ausführungen hinsichtlich Auswirkung von Abweichungen von der Nennspannung und Berechnungsmethoden siehe Appendix


Nach [23] (§ 29, Z 12) entspricht es der Pflicht eines Verteilnetzbetreibers:

„Engpässe im Netz zu ermitteln und Handlungen zu setzen, um diese zu vermeiden“.

„(Netz)zuverlässigkeit beschreibt die Wahrscheinlichkeit, dass eine Komponente

oder ein System während einer vorgegebenen Zeit seine vorgegebene Funktion

erfüllt. Bei der Zuverlässigkeit werden die jährliche Ausfallsrate, die mittlere

Unterbrechung und die Nichtverfügbarkeit betrachtet, die im Wesentlichen aus dem

stationären Systemverhalten abzuleiten sind.“ ([10], S.133)

„Mit Sicherheit wird die Fähigkeit eines Systems bezeichnet, auf Störungen derart

zu reagieren, dass keine unkontrollierbaren transienten Prozesse entstehen, welche

zum Ausfall großer Teile des Systems führen.“ ([10], S.133)

In Bezug auf Energiesysteme muss hierbei festgehalten werden, dass ein Betrieb der

Netze unterhalb der Belastungsgrenzen zu erfolgen hat, und Reservehaltung nötig

ist.

„Systeme, die längerfristig zuverlässig arbeiten, müssen nicht unbedingt auch sicher

sein. Die Zuverlässigkeitskennwerte bei den Kunden sind daher kein Indikator für die

Sicherheit eines Systems“. ([10], S.133)

2.3.2 Beurteilungskriterien

Für die Beurteilung der Ausfallsicherheit eines Übertragungsnetzes ist die

Anwendung des sogenannten (n-1)-Netzsicherheitskriteriums nach wie vor die

üblichste Vorgangsweise. Das (n-1)-Kriterium besagt, dass das Netz bei einem

Einfachausfall, d.h. bei Ausfall eines beliebigen einzelnen Netzelements

(Transformator, Einfachleitung, 1 System einer Doppelleitung usw.) noch ohne

Einschränkung weiterbetrieben werden können muss.

Dies bedeutet, dass durch den Ausfall

• keine unversorgten Teilgebiete entstehen dürfen,

• dass das Spannungsniveau überall eingehalten werden muss,


• dass die Strombelastungen der Leitungen und Transformatoren den

zulässigen Grenzstrom nicht überschreiten dürfen, und

• dass es zu keiner Ausweitung der Störung kommen darf.

Für Übertragungsnetze wird gefordert, dass ein Einfachausfall ohne Versorgungs-

Unterbrechung beherrscht werden muss, d.h. durch die „Momentanreserve“ des

Netzes abzufangen ist. Wichtig ist hierbei zu beachten, dass Sicherheitssysteme

nicht alle Störungen abfangen können. Insbesondere Sammelschienen-Fehler oder

Common-Mode-Fehler (z.B. Mastbruch) stellen hierbei eine besondere

Herausforderung an die Netzsicherheit dar.

Bei Verteilnetzen der Mittel- und Niederspannungsebene wird dagegen eine gewisse

Unterbrechungsdauer zugelassen, bis entsprechende Umschaltungen vorgenommen

sind und Reserveversorgungen aktiviert wurden (Umschaltreserve zur Beurteilung

von Verteilnetzen). Die Beurteilung und der Vergleich der Versorgungssicherheit von

Verteilnetzen erfolgt daher meist auf Basis der Parameter Dauer und Häufigkeit von

Versorgungsunterbrechungen.

Zusammenfassend gilt für Energieversorgungsnetze also, dass eine hohe

Zuverlässigkeit nur dann erreicht werden kann, wenn nach einem Ausfall eine rasche

Reparatur gewährleistet ist (hohe Reparaturrate), bzw. die Ausfallsrate sehr klein ist.

Gleichzeitig ist als weitere Strategie die Komponentenunabhängigkeit in redundanten

Systemen möglich, um Common-Mode-Fehler (Mastumbruch in einem

Doppelsystem) zu vermeiden.

Bezüglich der konkreten Frage (s. Appendix 7.5, Abschnitt 1: Gliederungsbezogener

Fragenkatalog, Frage: 1a.) hinsichtlich der (n-1)-Sicherheit , ob die erforderliche (n-

1)-Sicherheit der Region durch die bereits (n-1)-sicheren Stichleitungen Traunfall -

Vorchdorf und Steyr-Kirchdorf gegeben ist, wird Folgendes festgehalten:

Gemäß dem oberösterreichischen ElWOG ist derzeit sowohl der Stich Traunfall –

Vorchdorf, als auch der Stich Steyr Nord – Bad Hall – Kremsmünster – Kirchdorf

noch (n-1)-sicher versorgt.

Neben der Forderung einer (n-1)-sicheren Versorgung findet sich im

oberösterreichischen ElWOG auch der Auftrag an Netzbetreiber, ein sicheres,

zuverlässiges und leistungsfähiges Übertragungs- oder Verteilernetz unter

Bedachtnahme auf den Umweltschutz zu betreiben und zu erhalten …


Im oberösterreichischen ELWOG wird dazu in § 2 („Begriffsbestimmungen“), Ziffer 40

festgelegt, dass … das (n-1)-Kriterium und die (n-1)-Sicherheit in Netzen von mehr

als 36 kV (Hoch- und Höchstspannungsnetze) dann erfüllt ist, wenn nach Ausfall

eines Betriebsmittels keine daraus resultierende Versorgungsunterbrechung, keine

thermische Überlastung von Betriebsmitteln, keine Verletzung von

Spannungstoleranzen, keine Verletzung von Grenzen der Kurzschlussleistung und

dergleichen eintreten; …“

Wenn man diese gesetzliche Forderung auf eine einsystemige Kabelverbindung

zwischen Vorchdorf und dem Kremstal anwendet, wäre diese einsystemige Kabel-

verbindung neben der eingeschränkten Übertragungsfähigkeit für den Raum Steyr

als Anspeisung des UW Steinfelden im Sinne des (n-1)-Kriteriums problematisch: Da

eine dauernde galvanische Kupplung der Netzbezirke Ernsthofen und Lambach / St.

Peter aus Gründen der Erdschlusslöschung nicht zulässig ist und im Netzbezirk

Ernsthofen nur mehr geringe Löschreserven vorhanden sind, müsste das 110-kV-

Kabel im UW Kirchdorf ständig offen betrieben werden und somit wäre das UW

Steinfelden nicht (n-1)-sicher versorgt. Aus den gleichen Gründen

(Erdschlusslöschung) ist auch eine (n-1)-Versorgung der Umspannwerke Steinfelden

und Vorchdorf aus dem Netzbezirk Ernsthofen nicht möglich.

Bezüglich der konkreten Frage (s. Appendix 7.5, Abschnitt 2: Erfüllung des

gesetzlichen Versorgungsauftrags, Frage: 1.) hinsichtlich der konkreten

Notwendigkeit von Netzausbaumaßnahmen zur Einhaltung der (n-1)-sicheren

Versorgung wird Folgendes festgehalten:

Das im oberösterreichischen ElWOG verbindlich geforderte (n-1)-Kriterium ist ein

übliches Planungskriterium in Hochspannungsnetzen. Dieses kann als technische

und branchenübliche Mindestanforderung bei der Errichtung bzw. Erweiterung von

Hochspannungsnetzen verstanden werden.

In besonderen Fällen (bedeutende Wirtschafts- und Ballungszentren) ist darüber

hinaus eine Risikoabschätzung für Common-Mode-Fehler zweckmäßig. Bei

entsprechend hoher Wahrscheinlichkeit können hier bereits bei relativ geringen

Übertragungsleistungen über das (n-1)-Kriterium hinausgehende

Ausbaumaßnahmen zielführend sein.



gesetzlichen Versorgungsauftrags, Frage: 4.) hinsichtlich der Reservevorhaltung von

Hochspannungsersatzversorgungen für Common-Mode-Fehlerfälle wird Folgendes

Die Frage der geforderten / angestrebten Versorgungssicherheit ist nicht

standardisiert. Sie ist unabhängig von der Spannungsebene und Regionalität bzw.

Interregionaliät und ist unter Bedachtnahme auf Störstatistiken, Bedeutung des

Ausfalls für die betroffenen Wirtschaftsprozesse und Folgen von (seltenen) Common-

Mode-Fehlerfällen unter Abwägung der Risken und des spezifischen Aufwandes zu

entscheiden.

2.3.3 Indikatoren für die Netzzuverlässigkeit

Zur Charakterisierung von ganzen Netzen stehen die von IEEE definierten und in

Abbildung 2-1 angeführten Parameter zur Verfügung. In einigen Ländern sind die

Netzbetreiber verpflichtet, diese Parameter jährlich als Maß für die

Versorgungssicherheit ihrer Netze zu veröffentlichen. In Österreich erfolgt eine

anonymisierte jährliche Bewertung seit 2002 auf Basis der Leistungsgewichtung.

Abbildung 2-1: Auswahl der wichtigsten IEEE-Kennzahlen zur Charakterisierung der Spannungsunter-brechungen in Energieversorgungsnetzen

Nj.....Anzahl der Kunden mit Spannungsunterbrechung

Ns....Gesamtanzahl der versorgten Kunden im untersuchten Netz

Pj.....Leistung der Kunden mit Spannungsunterbrechung

Ps....Gesamtleistung der versorgten Kunden im untersuchten Netz

tj......Unterbrechungsdauer


j.......laufende Nummer der Spannungsunterbrechung

2.3.4 Definitionen und Randwerte der Versorgungszuverlässigkeit

Für die Produktgüte, also die Qualität der gelieferten Spannung bzw. elektrischen

Energie, ist neben der Netzspannungsqualität vor allem die Qualität der Versorgung

entscheidend. Als Versorgungsqualität wird dabei üblicherweise im technischen

Sinne die Kontinuität der Lieferung elektrischer Energie bezeichnet. Sie wird durch

Versorgungsunterbrechungen beeinträchtigt, die entweder durch geplante

Abschaltungen (also bei Netzbauarbeiten oder Wartungen) oder aber durch

ungeplante, sogenannte zufällige Versorgungsunterbrechungen hervorgerufen

werden. Diese sind störungsbedingt und führen selbst bei nicht unmittelbar

betroffenen Verbrauchern zu Spannungseinbrüchen. Während eines

Spannungseinbruches wird einem Verbraucher nur in einem stark reduzierten

Ausmaß elektrische Energie zugeführt, sodass es – abhängig von der Art des

Gerätes, der Höhe der Restspannung und der Dauer des Spannungseinbruchs – zu

einer mehr oder weniger wirksamen Beeinträchtigung kommt.

Unter einer Störung des Netzbetriebes versteht man die ungewollte Änderung des

• Schaltzustandes,

• Isolationszustandes,

• Spannungszustandes,

eines elektrischen Netzes.

Störungen beeinträchtigen die Verfügbarkeit der elektrischen Energieversorgung

bzw. resultieren in der Nichtverfügbarkeit der elektrischen Energie. Die

Nichtverfügbarkeit wird am besten durch zwei Parameter

• Häufigkeit

• Dauer

von Versorgungsunterbrechungen beschrieben.

2.3.4.1 Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen

Diese Beeinträchtigungen, die den kurzzeitigen Entzug bzw. die Nichtverfügbarkeit

elektrischer Energie zur Folge haben, stammen überwiegend aus dem

Störgeschehen im Bereich des Übertragungs- und Verteilnetzes, also im Bereich des


Netzbetreibers. So führen Netz- und Anlagenfehler, wie z.B. Kurz- und

Erdkurzschlüsse, in der Folge zu Spannungseinsenkungen und vorübergehenden

oder definitiven Abschaltungen.

Die technische Angabe der Häufigkeit von Versorgungsunterbrechungen erfolgt

durch die Kennzahl „Ausfälle pro Jahr“. Diese ergibt die mittlere Zeit zwischen zwei

aufeinanderfolgenden Fehlern. Der erste Wert (Ausfälle pro Jahr) kann bei

gleichartigem Störungsgeschehen aus dem Quotienten der Anzahl der Störungen

und dem Beobachtungszeitraum in Jahren gewonnen werden. Bei vielen

Netzbetreibern ist auch die Berechnung aus den Erfahrungswerten der

Vergangenheit üblich, wobei auf die Störstatistiken zurückgegriffen wird.

Für die Häufigkeit der zufälligen Versorgungsunterbrechungen, gibt die Europanorm

EN 50160 – Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen

– für Nieder- und Mittelspannungsnetze folgende Randwerte an:

EN 50160 (Auszug) Kurze Unterbrechungen 10 bis mehrere 100/Jahr Lange Unterbrechungen 10 bis 50/Jahr

Tabelle 2.2: Randwerte für Versorgungsunterbrechungen

2.3.4.2 Dauer von Versorgungsunterbrechungen

Der zweite Parameter, welcher die Netzversorgungssicherheit beschreibt, ist die

Dauer von Versorgungsunterbrechungen.

Bezüglich der Dauer von Versorgungsunterbrechungen gibt es keinen genormten

oder vertraglich allgemein festgelegten Grenzwert. In der sogenannten Zollenkopf-

Kurve wird zwar eine Ausfallsenergie von 1 bis 3 MWh als akzeptabel beschrieben.

Diese Angabe wurde empirisch abgeleitet, dabei wurden Reaktionen der Kunden

einbezogen.


Fragenkatalog, Frage: 1a.) hinsichtlich der Versorgungssicherheit, welches Kriterium

neben dem (n-1)-Kriterium für ein 110-kV-Netz als gültiges Kriterium bei

Netzanalysen an diese angelegt wird, wird Folgendes festgehalten:


Neben dem (n-1)-Kriterium wird das Einfache Zollenkopfkriterium bzw. das

Erweiterte Zollenkopfkriterium herangezogen.

Dabei wird neben dem gesetzlich vorgegebenen Kriterium der (n-1)-Sicherheit in der

Netzplanung als weiteres Kriterium die Berücksichtigung der im Störungsfalle nicht

gelieferten Energie (ENS, Energy Not Supplied) herangezogen. Diese Vorgabe wird

unter der Bezeichnung „Zollenkopfkriterium“ angeführt.

Hierzu wird z.B. im Distribution Code Schweiz - Technische Bestimmungen zu

Anschluss, Betrieb und Nutzung des Verteilnetzes, DC – CH, Ausgabe 2009 im

Kapitel 6.1. Zollenkopfkriterium in der Ausbauplanung Folgendes festgestellt:

1) … Als Alternative zu der (n-1)-Sicherheit kann auch das Zollenkopfkriterium

angewendet werden. Dieses Kriterium gibt einerseits klare Vorgaben für die

Netzausbauplanung …), andererseits lassen sich die Ausfälle einfach mit der

Planungsvorgabe … vergleichen.

(2) Das Zollenkopfkriterium verwendet die Ausfallleistung in Kombination mit

Ausfalldauer und Ausfallhäufigkeit: Je kürzer und je seltener ein Ausfall ist, desto

grösser ist die erlaubte Ausfallleistung, respektive je länger und häufiger ein Ausfall

ist, desto kleiner ist die erlaubte Ausfallleistung. Das Zollenkopfkriterium regelt die

maximale Leistung und maximale Zeit pro Ausfall. Die Anzahl der Ausfälle wird nicht

berücksichtigt. Es werden nur die ungeplanten Ausfälle erfasst.

(3) Für eine einfache Analyse kann das Zollenkopfkriterium in seiner ursprünglichen

Funktion übernommen werden, ohne Beizug von Ausfallhäufigkeiten: Alle Ausfälle

müssen im Ausfallzeit / Ausfallleistungsdiagramm, in doppelt logarithmischer Skala

aufgetragen, unter der Linie zwischen 100 MW / 1 min und 0.01 MW / 24 h liegen ….

Im Distribution Code Schweiz wird für die Ausfallsenergie ein maximal zulässiger

Wert von ca. 3 MWh angegeben. Angewendet auf z.B. das UW Kirchdorf, bedeutet

das bei einer ausgefallenen Leistung von 30 MW und einer durch eine

Doppelleitungsstörung bedingten Reparaturdauer von 5 … 48 Stunden eine

Ausfallsenergie von 150 … 1440 MWh. Das bedeutet, dass Kirchdorf im Sinne des

Zollenkopfkriteriums als überkritisch zu bewerten ist. Dieselbe Aussage trifft auch auf

die Umspannwerke Kremsmünster und Bad Hall zu.

Darüber hinausgehend wird – um der Häufigkeit von Störungen Rechnung zu tragen,

auch das Erweiterte Zollenkopfkriterium herangezogen:


Ebenfalls im Distribution Code Schweiz wird auch die Häufigkeit großer Ausfälle

berücksichtigt:

(5) Bei Vorgabe einer maximalen nicht zeitgerecht gelieferten Energie pro Jahr, kann

bei einer bestimmten Häufigkeit eines Ausfalls gerade die erlaubte Dauer und

Ausfallleistung angegeben werden. Ein typischer Wert liegt bei 0,5 MWh/a. Je nach

Netzgebiet kann zusätzlich die maximale Ausfallzeit begrenzt werden, ein typischer

Wert liegt bei 10 h.

Den folgenden Berechnungen wird die Ausfallsrate von 0,033/100 km und Jahr

zugrunde gelegt. Sie ist aus den langjährigen Erfahrungswerten des

oberösterreichischen 110-kV-Netzes gewonnen und liegt um 60 % unter dem in der

deutschen VDN-Statistik angegebenen Wert von 0,087/100 km und Jahr.

Im Distribution Code Schweiz wird für die mittlere jährliche Ausfallsenergie ein Wert

von ca. 0,5 MWh/a angegeben. Angewendet auf z.B. das UW Kirchdorf, bedeutet

das bei einer erwarteten Häufigkeit eines Doppelsystemausfalls von H = h[Ausfälle

pro Jahr und 100 km] x L[km] = 45 * 0,033/100 = 0,015 Ausfälle pro Jahr und der o.a.

berechneten Ausfallsenergie von 150 … 1440 MWh eine mittlere jährliche

Ausfallsenergie von 2,25 … 21,6 MWh/a. Das bedeutet, dass Kirchdorf auch im

Sinne des erweiterten Zollenkopfkriteriums als überkritisch zu bewerten ist. Dieselbe

Aussage trifft auch auf die Umspannwerke Kremsmünster und Bad Hall zu.

Interessant und wichtig in diesem Konnex ist auch die Analyse der mittleren

jährlichen Ausfallsenergie für den Raum Steyr ohne das nachgelagerte Kremstal: Bei

einer erwarteten Häufigkeit eines Doppelsystemausfalls der Leitung Ernsthofen –

„Mast 19“ (Steyr) von H = h[Ausfälle pro Jahr und 100 km] x L[km] = 5,5 * 0,033/100

= 0,0018 Ausfälle pro Jahr und der o.a. berechneten Ausfallsenergie von 120 MW x 5

… 48 Stunden = 600 … 5760 MWh eine mittlere jährliche Ausfallsenergie von 1,1 …

10,4 MWh/a. Das bedeutet, dass bereits auch der Raum Steyr ohne das

nachgelagerte Kremstal im Sinne des erweiterten Zollenkopfkriteriums als

überkritisch zu bewerten ist.


Fragenkatalog, Frage: 10.1.) hinsichtlich der statistischen Wahrscheinlichkeit für einen Totalausfall einer Doppelleitung wird Folgendes festgehalten:

Grundsätzliches betr. der Stichworte


• (n-1)-Sicherheit (Ausfall eines Betriebsmittels darf keine daraus resultierende

Versorgungsunterbrechung, keine thermische Überlastung von Betriebsmitteln

usw. hervorrufen)

• einfaches Zollenkopfkriterium (Ausfallleistung in Kombination mit Ausfalldauer)

• erweitertes Zollenkopfkriterium (Berücksichtigung auch der Häufigkeit großer

Ausfälle)

ist in den vorhergehenden Abschnitten wiedergegeben.

Bei der Bewertung des Risikos ist neben der Eintrittswahrscheinlichkeit auch der

Schaden bei Eintritt zu berücksichtigen. Dies kann dazu führen, dass auch bei

geringer Eintrittswahrscheinlichkeit Maßnahmen zum Verhindern kritischer

Ereignisse technisch/wirtschaftlich gerechtfertigt sind.

Ausgehend von den Erfahrungswerten der Energie AG mit einem Common-Mode-

Fehler (z. B.: Mastumbruch) etwa alle 5 Jahre ist bei einer gesamten 110-kV-

Trassenlänge im Netz der Energie AG von 600 km mit etwa 0,033 Ausfällen pro Jahr

und 100 km zu rechnen. Dieser Wert ist im Branchenvergleich sehr niedrig

(Wahrscheinlichkeit eines Common-Mode-Ausfalls lt. VDN-Statistik 0,00087 Ausfälle

je System-km und Jahr bei 600 km Trasse ~ 0,52 Ausfälle pro Jahr bzw. alle 1,9

Jahre ein Ausfall)

Umgelegt auf die 110-kV-Leitung Traunfall – Vorchdorf bedeutet dies statisch einen

zweisystemigen Ausfall etwa alle 350 Jahre, bei der Leitung Ernsthofen – Steyr etwa

alle 550 Jahre und bei der Leitung Steyr Nord – Kirchdorf etwa alle 75 Jahre (nach

VDN-Statistik ergeben sich mit 133 Jahren, 209 Jahren bzw. 29 Jahren wesentlich

höhere Ausfallraten).

Diese Werte sind mit den Folgen eines zweisystemigen Ausfalls der jeweiligen

Leitung zu verknüpfen, was im gegenständlichen Fall insbesondere bei den Problem-

feldern Kremstal und Raum Steyr Handlungsbedarf erkennen lässt.


Fragenkatalog, Frage: 10.2.) hinsichtlich der Variation der Ausfallwahr-scheinlichkeit mit dem verwendeten Masttyp und der Situierung der Trasse wird

Folgendes festgehalten:


Für seriöse bzw. statistisch abgesicherte Aussagen reichen hier die Informationen

nicht aus. Leider werden derartig detaillierte Daten international nicht erfasst. Um

diese Unsicherheit aber zu berücksichtigen, wurde in den Berechnungen ein Band

für die Ausfallsdauer von 5 … 48 Stunden angesetzt. Man sieht, dass trotz der

Streubreite die grundsätzlichen Aussagen nicht beeinflusst werden.


gesetzlichen Versorgungsauftrags, Frage: 2.) hinsichtlich der technischen

Vorschriften für eine Zweitanspeisung bzw. Ersatzversorgung wird Folgendes

festgehalten:

International ist es üblich, zusätzlich zum (n-1)-Kriterium für die Planung der

Versorgungssicherheit auch noch das Zollenkopfkriterium (Berücksichtigung der

ausgefallenen elektrischen Energie) in Form des einfachen oder des erweiterten

Zollenkopfkriteriums heranzuziehen, bei dem die Eintrittwahrscheinlichkeit

einbezogen wird.

Somit kann auch eine geringe Eintrittswahrscheinlichkeit (wie dies etwa für den

Raum Steyr der Fall ist) bei entsprechend schwerwiegenden Folgen eines Ausfalls

einen Netzausbau über das (n-1)-Kriterium hinaus rechtfertigen bzw. erforderlich

machen (Zollenkopfkriterium).

2.3.4.3 Häufigkeit von Spannungseinbrüchen

Eine weitere, negative Auswirkung von Störungen besteht in den resultierenden

Spannungseinbrüchen: Wenn in einem Abgang ein Kurzschluss auftritt, wird nicht

nur unmittelbar an der Fehlerstelle die Netzspannung zu Null, sondern dieser

Spannungseinbruch pflanzt sich entlang der betroffenen Leitung in das gesamte,

eigentlich fehlerfreie Netz fort. Das bedeutet, dass ein Fehler am Ort A zu einem

Spannungseinbruch an einem galvanisch verbundenen Ort B führt. In der Folge wird

in relativ kurzer Zeit (typ. 0,2 bis 1,5 Sekunden) eine Schutzeinrichtung den Fehler

abschalten und die Fehlerstelle (inklusive nachgeschalteter Netzstrukturen)

spannungslos machen.


Für die Verbraucher, deren Spannungsversorgung aus dem nunmehr abgeschalteten

Netzteil gekommen ist, bedeutet das eine Versorgungsunterbrechung (s.o.) Für die

anderen Verbraucher, deren Spannungsversorgung aus dem „gesunden“, nicht

unmittelbar vom Fehler betroffenen Netz kommt, bedeutet die Abschaltung des

Fehlers durch eine Schutzeinrichtung, dass ihre Versorgungsspannung nach der

Fehlerabschaltung wieder die ordnungsgemäße Spannungshöhe aufweist. Diesen

vorübergehenden Spannungsentzug nennt man Spannungseinbruch.

Die technische Beschreibung der Spannungseinbrüche erfolgt durch die Angabe der

Verteilung von Häufigkeit und Restspannung in einem Jahr.


Dieser Wert kann aus längere Zeit dauernden Messungen erhalten werden, welche

für ausgewählte Stellen im Netz, z.B. die einspeisende Umspannwerks-

Sammelschiene im Sinne eines Monitorings durchgeführt werden.

Für die Häufigkeit von Spannungseinbrüchen, legt die Europanorm EN 50160 –

Merkmale der Spannung in öffentlichen Elektrizitätsversorgungsnetzen – für Nieder-

und Mittelspannungsnetze folgende Grenzwerte fest:

EN 50160 (Auszug)

Spannungseinbrüche (U < 90 %, T< 1 min) einige 10 bis 1000/Jahr

Tabelle 2.3: Randwerte für Spannungseinbrüche

2.3.4.4 Dauer von Spannungseinbrüchen

Bei der automatischen Fehlerbehandlung hat die Schutztechnik einen dominierenden

Einfluss: Durch entsprechende Schutzkonzepte und Gerätelösungen können sichere

und schnelle Abschaltungen erreicht werden, sodass die Netzstörungen zu möglichst

geringen Beeinträchtigungen der Versorgungssicherheit führen. Zusätzliches

Monitoring und die Nutzung leittechnischer Funktionen der Schutzeinrichtungen

gestatten eine rasche Fehlerdiagnose und effiziente Fehlerbehebung und stellen

damit einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit dar.

Bezüglich der Dauer von Spannungseinbrüchen gibt es im Hinblick auf den

Netzbetrieb keinem genormten oder vertraglich allgemein festgelegten Grenzwerte.

Für allfällige Festlegungen müssten Reaktionen der Kunden und betriebliche

Maßnahmen gegeneinander abgewogen werden. Auch das ist ein schwieriger

Prozess.

2.4 Dezentrale Einspeisungen

Steigende Energiepreise, Umweltbewusstsein und das Bedürfnis nach einer

gesicherten Energieerzeugung ließen in den letzten Jahren den Anteil an dezentraler

Energieerzeugung stark ansteigen. Dieser Entwicklung sind sich auch die Betreiber


von Verteil- und Übertragungsnetzen bewusst, welche eine sichere Netzstruktur zur

Verfügung stellen müssen.

Nach [23] § 29, Z 21 zählt u.a. zu den Pflichten des Verteilnetzbetreibers,

„bei Planung des Verteilnetzausbaus Energieeffizienz-, Nachfragesteuerungsmaß-

nahmen oder dezentrale Erzeugungsanlagen, durch die sich die Notwendigkeit einer

Nachrüstung oder eines Kapazitätsersatzes erübrigen könnte, zu berücksichtigen.“

Diese Entwicklungen führen jedoch weiter zu der paradoxen Situation, dass in Bezug

auf Netz- bzw. Kraftwerksstruktur Reserven gehalten werden müssen, um im Falle

von Netzausfällen einen raschen Netzwiederaufbau gewährleisten zu können.

2.4.1 Blockheizkraftwerke

Unter einem Blockheizkraftwerk versteht man relativ kleine, in Orts- bzw.

Stadtgebieten installierte Kraftwerke mit einer Leistungsgröße von 50 kWel bis

10 MWel, welche die anfallende Wärme über ein Nahwärmenetz hauptsächlich für

Heizzwecke nutzen und gleichzeitig Strom ins öffentliche Niederspannungs- bzw.

Mittelspannungsnetz oder ein eigenes Kundennetz einspeisen (Kraft-Wärme-

Kopplung bzw. Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung). Ein BHKW kann grundsätzlich überall

dort sinnvoll eingesetzt werden, wo Wärme und Strom gleichzeitig gebraucht werden.

Blockheizkraftwerke (BHKW) erschließen u.U. Einsatzgebiete, die mit zentralen

Heizkraftwerken nicht wirtschaftlich versorgt werden können. BHKW sind eine

Möglichkeit zur besseren Nutzung der Primärenergie in Wärmekraftwerken durch die

Kraft-Wärme-Kopplung und stellen so einen wichtigen Beitrag zur Verminderung der

Energieimporte und zur Entlastung der Umwelt dar.

Bei den BHKW werden üblicherweise drei Typen unterschieden:

• gas- und dieselmotorbetriebenes BHKW

• gasturbinenbetriebenes BHKW

• Brennstoffzellen-BHKW


• BHKW auf Gas- bzw. Dieselmotorbasis: Ein gas- bzw. dieselmotorbetriebenes

BHKW setzt sich aus folgenden Hauptelementen zusammen:

- Verbrennungskraftmaschine als Generatorantrieb (Diesel-, Gas-Otto- oder Gas-Zündstrahlmotor)

- Generator zur Stromerzeugung - Wärmetauschersystem zur Rückgewinnung der Wärmeenergie aus Luft-

Kraftstoff-Gemisch, Motorkühlwasser-Öl-Kreislauf und Abgas - Schalt- und Steuereinrichtungen zur Stromverteilung bzw. zum

Motormanagement - hydraulische Einrichtungen zur Wärmeverteilung.

Die Antriebsmaschine wird mit Brennstoffen (Diesel, Erdgas, Biogas) versorgt.

Die eingesetzte Energie wird in der Arbeitsmaschine einerseits in mechanische

Energie an der Welle und andererseits in thermische Energie im Luft-Kraftstoff-

Gemisch, Kühlwasser, Schmieröl und Abgas umgewandelt. Die mechanische

Energie wird zum Antrieb eines Generators und damit zur Stromerzeugung

genutzt.

Die thermische Energie wird gleichzeitig mittels eines Wärmerückgewinnungs-

systems zur Erzeugung von Warmwasser, überhitztem Wasser oder Sattdampf

genutzt. BHKW werden - um lange Laufzeiten zu erreichen - für die Deckung der

Heizungsgrundlast ausgelegt. Dabei soll die thermische Leistung bei etwa 25 –

40 % des maximalen Wärmeleistungsbedarfes an den kältesten Tagen liegen.

Der restliche Wärmebedarf sollte aus wirtschaftlichen Gründen mit

Spitzenkesseln abgedeckt werden.

Um eine vom Wärmebedarf unabhängige Stromerzeugung zu erreichen, sollte

zwischen dem BHKW-Modul und der Heizungsverteilung ein Pufferspeicher

geschaltet werden. Damit ist es möglich, Energie in Form von erwärmtem

Heizungswasser während der Zeitabschnitte mit geringem Wärmebedarf im

Pufferspeicher abzulegen. Diese Energie kann nach Bedarf jederzeit abgerufen

werden. Probleme bei dieselmotorbetriebenen BHKW verursachen die hohen

Partikelemissionen, die besondere Maßnahmen erfordern. Grundsätzlich ist bei

der Betriebsführung von BHKW zu beachten, ob der Einsatz strom- oder

wärmegeführt sein soll, um optimale Erträge zu erwirtschaften.

• BHKW mit Gasturbine: Gasturbinen werden aufgrund ihrer schlechten

mechanischen Wirkungsgrade im unteren Leistungsbereich erst ab einer


Basisgröße von 3 MWel eingesetzt. Die Gasturbine besteht aus einem

Turboverdichter, der Luft aus der Umgebung ansaugt und diese verdichtet - aus

der Brennkammer, die den Brennstoff mit der zugeführten komprimierten Luft

verbrennt - und aus der eigentlichen Turbine, die das Gas aus der Brennkammer

auf Umgebungsdruck entspannt und dabei an der Welle mechanische Energie

abgibt, die in einem Generator in elektrische Energie umgewandelt wird.

Die 450 – 600 °C heißen Abgase können über einen Wärmetauscher ihre Energie

an das Heizungswasser abgeben, das dem Verbraucher über ein Nahwärmenetz

zugeführt wird. Bei der Gasturbine kann Prozessdampf bei viel höheren

Temperaturen als bei Gasmotoren ausgekoppelt werden.

• Brennstoffzellen-BHKW: Neben den konventionellen Techniken Gasmotor und

Gasturbine wurde in den letzten Jahren die Entwicklung von Brennstoffzellen für

den Einsatz in BHKW stark vorangetrieben. Mit Brennstoffzellen wird bei der

elektrochemischen Reaktion zwischen z.B. Wasserstoff und Sauerstoff direkt

elektrische Energie erzeugt. Diese „kalte Verbrennung“ ist im Prinzip die

Umkehrung der elektrolytischen Wasserspaltung. Bis die Brennstoffzellentechnik

im BHKW-Sektor zu einem ernstzunehmenden Konkurrenten der etablierten

Techniken Gasmotor und Gasturbine wird, ist noch viel Entwicklungsarbeit zu

leisten. Die Vorteile des hohen elektrischen Wirkungsgrades bei Volllast (derzeit

40 %), des sehr guten Teillastverhaltens und der geringen Schadstoffemissionen

rechtfertigen die hohen Investitionskosten in Forschung und Entwicklung der

Brennstoffzelle. Attraktiv erscheint ein Einsatz von Brennstoffzellen im Bereich

der gewerblichen Kraft-Wärme-Kopplung (Hotels, Krankenhäuser, Bürogebäude),

im Bereich der dezentralen Stromversorgung sowie in Bereichen, in denen hohe

Anforderungen an die Umweltverträglichkeit gestellt werden.2

•

2.4.2 Biomasseheizkraftwerke

Für eine möglichst rationelle Primärenergienutzung der Biomasse bietet sich die

Kraft-Wärme-Kopplung an. Darunter versteht man die gleichzeitige Erzeugung von

Strom und Wärme in einer thermischen Kraftmaschine. In solchen Maschinen kann

2 Detaillierte Ausführungen für den Einsatzbereich, die Umweltauswirkungen, den Wirkungsgrad, die Emissionen und die Kosten von Blockheizkraftwerken siehe Appendix.


aus physikalischen Gründen (Carnot-Prozess) nur ein Teil der Brennstoffenergie in

elektrischen Strom umgewandelt werden. Der größere Teil der Brennstoffenergie fällt

als Restwärme an. Der Wärmebedarf (im wesentlichen Raumwärmebedarf der

Haushalte sowie Prozesswärmebedarf von Industriebetrieben) der unmittelbaren

geographischen Umgebung ist ausschlaggebend für die Auslegung solcher

Heizkraftwerke.

Eine dezentrale, mit Biomasse betriebene Kraft-Wärme-Kopplung ist prinzipiell auf

vier Arten vorstellbar:

• Dampfkraftanlage mit Dampfmotor oder Dampfturbine

• Holzvergasungsanlage mit Blockheizkraftwerk

• Heißluftturbinenanlage

• Heißgasmotoren (Stirlingmotor)

− Dampfkraftanlage: Sie ist derzeit die einzig technisch erprobte Möglichkeit der

Kraft-Wärme-Kopplung mit Biomassefeuerung.

Die Dampfkraftanlage besteht im Wesentlichen aus folgenden Komponenten:

− Feuerung

− Dampfkessel mit Dampf-/Kondensatkreislauf

− Kraft-Wärme-Erzeugung

Die bei kleineren Anlagen aus Kostengründen eingesetzten Rauchrohrkessel mit

beschränktem Druck und beschränkter Temperatur erlauben nur bescheidene

elektrische Wirkungsgrade bis max. 16 %. Bei mittleren Leistungen (bis einige

MW) werden Flammrohrkessel mit maximalem Dampfdruck bis 30 bar und

maximaler Frischdampftemperatur bis 400 °C eingesetzt. Erst bei Leistungen

über 3 MW sind Wasserrohrkessel mit höherem Druck und höherer

Dampftemperatur (bis 535 °C) wirtschaftlich einsetzbar.

Der Dampfmotor (dampfbetriebener Kolbenmotor), der im Leistungsbereich von

25 kW bis 2 MW als ausgereifte Technologie auf dem Markt ist, hat in diesem

Leistungsbereich einen geringeren spezifischen Dampfverbrauch und weist ein

besseres Teillastverhalten als die Dampfturbine auf. Bei größeren Leistungen (ab

20 MW) kommt nur mehr eine Dampfturbine in Frage, weil sie einen geringeren

Bauaufwand, geringere Abmessungen pro Leistungseinheit und kleinere

thermische Verluste aufweist.


− Holzvergasungsanlage mit Blockheizkraftwerk: Die Holzvergasung ist ein

thermochemischer Prozess, der den festen Brennstoff Holz in den gasförmigen

Brennstoff Holzgas überführt. Dieses kann in einem Blockheizkraftwerk zur

Erzeugung von Strom und Wärme herangezogen werden. Der in einem

Holzgaskraftwerk (Holzvergasung und Verbrennung in einem Gasmotor)

erreichbare elektrische Wirkungsgrad liegt bei ca. 21 %.

Ein Holzvergasungskraftwerk besteht im Wesentlichen aus folgenden Einheiten:

− Gaserzeugung,

− Gasaufbereitung,

− Gasverwertung.

Zur Gaserzeugung eignen sich für kleinere Anlagen bis etwa 1200 kW

Festbettvergaser nach dem Gleichstromverfahren, für größere Anlagen

Wirbelschichtvergaser. Während Festbettvergaser stückigen (Korngröße 3 –

8 cm), trockenen (max. 25 % Wassergehalt) Brennstoff mit möglichst geringem

Feinanteil benötigen, muss der Brennstoff bei Wirbelschichtvergasern möglichst

feinkörnig (max. 25 mm Korngröße) sein.

Um hohe elektrische Wirkungsgrade erreichen zu können, stellen heutige

Motoren sehr hohe Ansprüche an die Reinheit des Holzgases. Zumindest muss

das heiße Holzgas von Staub und Kondensaten befreit und gekühlt werden. In

der Regel werden hierfür neben Filtern und Kühlern auch Gaswäscher

eingesetzt. Die Gasverwertung kann entweder in einem Gasbrenner zur

Prozessenergieerzeugung oder in einem Blockheizkraftwerk zur Strom- und

Wärmeerzeugung erfolgen. Die Gasverwertung im Blockheizkraftwerk besteht im

Wesentlichen aus einem Gas-Ottomotor, einem Generator und aus

Wärmetauschern zur Gewinnung der Abwärme aus Kühlwasser, Schmieröl und

Abgas.

Während die Komponenten der Gasverwertung als ausgereift gelten, ist die

Entwicklung geeigneter Gaserzeugungs- und Gasreinigungsanlagen noch nicht

abgeschlossen.

• Heißluftturbinenanlage: Die Kraft-Wärme-Kopplung auf Basis eines

Heißluftprozesses stellt für den Leistungsbereich zwischen 1 MWth und 10 MWth

eine vielversprechende Möglichkeit dar, die sich allerdings erst im


Entwicklungsstadium befindet. Ein Heizkraftwerk auf Basis eines

Heißluftprozesses besteht im wesentlichen aus folgenden Komponenten:

− Feuerung

− Abgasturbolader

− Kraft-Wärmeerzeugung

Beim Heißluftprozess wird dem Rauchgas durch einen Wärmetauscher

Wärmeenergie entzogen und auf die in einem Turbokompressor komprimierte

Luft übertragen. Über die Turbinenstufen der Gasturbine, die mit Verdichter und

Generator auf einer Welle sitzt, wird die Luft entspannt, wodurch mechanische

Leistung an die Turbinenwelle abgegeben wird. Die anfallende Restwärme wird

durch Wärmeauskopplung einem Fernwärmenetz zugeführt.

Die neuesten Weiterentwicklungen (zweistufige Verbrennung, höhere

Rauchgastemperatur, Kombination von Wassereinspritzung und

Zwischenaufheizung der Luft durch Kanalbrenner, Vergasung anstelle

konventioneller Verbrennung) sollen den elektrischen Wirkungsgrad auf

beachtliche 30 % steigern. Gasturbinen sind zwar die kostengünstigsten

thermischen Arbeitsmaschinen, weisen allerdings wegen der notwendigen

Verdichtung kaum höhere Wirkungsgrade als 30 % auf. Rechnet man noch einen

Vergasungswirkungsgrad von 70 % ein, kommt man nur mehr auf einen

elektrischen Gesamtwirkungsgrad von 21 %.

• Stirlingmotor: Wie bei vielen anderen Prozessen in der Thermodynamik (z.B.

Gasturbinenprozess, Verbrennungsmotor) erfolgt der Arbeitsgewinn auch beim

Stirlingmotor durch Komprimieren des Arbeitsmediums bei niedriger Temperatur

und Expansion desselben bei hoher Temperatur.

Im Unterschied zum Verbrennungsmotor sind Energieträger und Arbeitsmedium

(Luft, Wasserstoff, Helium) getrennt und die Energiezufuhr erfolgt durch

Wärmeübertragung in den nach außen abgeschlossenen Arbeitsraum. Da eine

zyklisch schnell wechselnde Wärmezu- und -abfuhr in einem einzigen

Arbeitszylinder durch Wärmeübertragung nicht realisierbar ist, muss der

Arbeitsraum in einen heißen und einen kalten unterteilt und das Arbeitsgas

zyklisch hin- und hergeschoben werden. Die Vorteile des Stirlingmotors liegen in

der Vielstofffähigkeit, in den geringen Schadstoffemissionen, im guten


Teillastverhalten, in der zu erwartenden langen Lebensdauer

(25000 Betriebsstunden) und in langen Wartungsintervallen

(5000 Betriebsstunden). Noch zu lösende Probleme gibt es vor allem bei den

Werkstoffen, die hohen mechanischen und thermischen Beanspruchungen

ausgesetzt sind, bei der möglichst hermetischen Abdichtung, um Gasverluste zu

vermeiden, und bei schneller Lastanpassung an Belastungsänderungen. Der

elektrische Wirkungsgrad soll bis zu 25 % betragen, wobei unter

Laborbedingungen schon elektrische Wirkungsgrade um 38 % erreicht wurden.3

2.4.3 Biogasanlagen

Im Unterschied zur festen Biomasse handelt es sich bei der Biogaserzeugung

vorwiegend um die Verwendung biogener Abfallstoffe wie Mist und Gülle,

Speisereste, Rasenschnitt, Fett und Öle, die im Normalfall auf die Felder

ausgebracht, kompostiert oder speziell entsorgt werden müssen und keine

energetische Nutzung aufweisen. Die Technologie zur Biogasgewinnung ist die

anaerobe Vergärung (Fermentation), bei der mit Hilfe von Mikroorganismen

(Bakterien) in wässriger Lösung unter Luftabschluss und Zufuhr von Wärme in

mehreren Stufen Biogas mit einem Methangehalt von 55 bis 70 % gebildet wird.

Eine Biogasanlage besteht aus mehreren Komponenten. In der sogenannten

Vorgrube werden Mist, Gülle und Futterreste gesammelt und mit einem

Tauchschneidwerk zerkleinert. Bei Biogasanlagen mit Co-Fermentation können

zusätzlich Speisereste, Speisefette und -öle (z.B. aus Gasthäusern oder

Großküchen) sowie Grünschnitt zugesetzt werden.

Über eine Pumpleitung gelangt das gesammelte Material in das Herzstück der

Anlage, den Fermenter. Im Fermenter, der mit einer Fußbodenheizung ausgestattet

ist, findet bei einer Temperatur von rund 38 °C sowie unter Luft- und Lichtabschluss

der Vergärungsprozess statt. Die nötige Energie zur Beheizung des Fermenters wird

in der Biogasanlage erzeugt.

Im Nachfermenter (Nachgärbehälter) wird der Vergärungsprozess abgeschlossen,

wobei die Gesamtverweildauer des Substrates rund 60 Tage beträgt. Während der

3 Weitere Ausführungen hinsichtlich Emissionen, Umweltauswirkungen, Kosten und Wirkungsgrad siehe Appendix.


Vergärung verhindert ein Tauchmotorrührwerk die Bildung von Sink- und

Schwimmschichten.

Das bei der Vergärung entstehende Biogas wird in einen Gasaufbereitungsraum

geleitet, wo es entwässert, gereinigt und anschließend in einem speziellen

Kunststoffbehälter (Gasspeichersack) zwischengespeichert wird.

Im Blockheizkraftwerk wird die im Biogas vorhandene Energie in Strom bzw. Wärme

für den Eigen- bzw. Fremdbedarf umgewandelt.

Rund ein Drittel der Biogasmenge wird benötigt, um die Fußbodenheizung des

Fermenters zu betreiben, ein Drittel steht für die Beheizung der Wohn- bzw.

Stallgebäude zur Verfügung.

Das letzte Drittel wird in Strom umgewandelt, der entweder für den Eigenbedarf

genutzt oder in das öffentliche Stromnetz eingespeist werden kann.

Das Dargebot an Biogas ist kontinuierlich im Jahresablauf; das entstehende Gas ist

speicherbar und kann daher deterministisch eingesetzt werden.

Gemessen in Großvieheinheiten (einer GVE entspricht z.B. 1 Rind, 8 Schweinen, ...)

ist mit einem Ertrag von 500 m3 Biogas pro Jahr und Großvieheinheit zu rechnen,

aus denen 800 kWh Strom und 1000 kWh in Form von Wärme bereitgestellt werden

können. Hochgerechnet auf den Viehbestand in Österreich ergibt sich z.B. ein

Gesamtpotential von etwa 1000 GWhel/a Netto-Stromeinspeisung in das

österreichische Netz.4

2.4.4 Windkraftanlagen

Eine weitere Möglichkeit der Nutzung von regenerativen Energien stellt die

Windenergie dar. Dabei handelt es sich um keine neue Technologie, sondern

vielmehr um eine Wiederentdeckung dieser traditionellen Energieform. Die

Anforderungen an Windkraftanlagen (WKA) haben sich aber wesentlich verändert.

Wurden früher die Anlagen zum Getreidemahlen verwendet, werden sie heute fast

ausschließlich zur Elektrizitätsgewinnung eingesetzt. Dabei kommt es zu keiner

Emission von CO2 oder anderen Schadstoffen. Da die eingespeiste Windenergie

verstärkt in den Wintermonaten anfällt, stellt sie eine mögliche Ergänzung zu den

Laufkraftwerken dar.

4 Weitere Ausführungen hinsichtlich Umweltauswirkungen und Kosten siehe Appendix.


Wird die Energie von WKA in das öffentliche Versorgungsnetz eingespeist, so führt

dies neben bestimmten Netzrückwirkungen auch zu veränderten

Spannungszuständen und Leistungsflüssen. Die WKA speisen dabei in der Regel

dezentral in ein bestehendes Mittelspannungsnetz ein. Die einzelnen Auswirkungen

einer Einspeisung von Windenergie sind dabei im Mittel- als auch im

Hochspannungsnetz zu untersuchen. Eines der größten Probleme der

Windenergienutzung stellen die Leistungsschwankungen dar.

Vor allem dann, wenn eine große Anzahl von WKA im Versorgungsgebiet eines

Netzbetreibers installiert ist, kann das zu Problemen und erhöhten Kosten im

gesamten Kraftwerkspark führen. Dazu zählen die vorzuhaltende Kraftwerksreserve,

sowie die Spannungs- und Frequenzhaltung.

Die heutigen netzgekoppelten Anlagen sind durchwegs als Horizontalläufer

ausgeführt. Die Vorteile dieser Bauweise sind:

− Regelung der Leistungsabgabe durch Blattverstellung möglich

− höhere Wirkungsgrade

− größere Akzeptanz bei der Bevölkerung

Bei der Horizontalbauweise befindet sich das Maschinenhaus am Turm. Darin sind

der Generator, das Getriebe und die Windrichtungsnachführung untergebracht.

Einzelne Anlagen können auch getriebelos ausgeführt sein. Dabei sind Rotor und

Generator direkt über die Welle gekoppelt. Da durch den Wegfall des Getriebes die

Umdrehungsgeschwindigkeit relativ gering ist, wird der Generator oft als

Ringgenerator (Synchronmaschine) ausgeführt.

Anschließend wird bei letzterem die niederfrequente Spannung über Gleichrichter,

Gleichstromzwischenkreis und pulsweitenmoduliertem Wechselrichter auf die

Netzfrequenz von 50 Hz gebracht5. Auf die Bauart des Vertikalläufers wird an dieser

Stelle nicht weiter eingegangen, da sie beim heutigen Stand der Technik eine

untergeordnete Rolle spielt.

2.4.5 Klein(Kleinst)wasserkraftanlagen

Elektrische Energiegewinnung aus Wasserkraft besitzt in Österreich eine lange

Tradition und gilt als Eckpfeiler der heimischen Energieerzeugung. Sie gilt als

5 Detaillierte Ausführungen hinsichtlich Leistungsregelung, Netzanbindung, Umweltauswirkungen und Kosten siehe Appendix.


emissionsfrei, wobei bei der Errichtung von Neuanlagen ökologische und

ökonomische Erfordernisse Hand in Hand gehen müssen. In Österreich wird für die

Kleinwasserkraft eine Obergrenze von 10 MW installierter Anschlussleistung

angesetzt. Für die Subkategorie der Kleinstwasserkraft gibt es derzeit keine

allgemein anerkannte Übereinkunft. Die Austrian Energy Agency (AEA) beziffert,

dass Ende 2008 mehr als 2.400 Kleinwasserkraftwerke (< 10 MW) in das öffentliche

Versorgungsnetz einspeisten.

Damit könnten rund 8 Prozent des österreichischen Strombedarfs gedeckt bzw. ca.

1,5 Mio. Haushalte mit Strom versorgt werden [6]. Bei der Kleinstwasserkraft können

noch folgende Subkategorien festgelegt werden6:

Bezeichnung Installierte Anschlussleistung

Piko-Wasserkraft < 5 kW

Mikro-Wasserkraft 5 - 100 kW

Mini-Wasserkraft >100 – 1000 kW

Klein-Wasserkraft >1 - 10 MW

Tabelle 2.4 Subkategorien bei der Klein(Kleinst)wasserkrafterzeugung, Quelle: [6], S.33

2.4.6 Photovoltaische Anlagen

Photovoltaikanlagen nutzen den photovoltaischen Effekt um aus Sonnenlicht Strom

zu erzeugen. Bei einer einzelnen Siliziumzelle liegt die abgreifbare Spannung

zwischen 0,5 V und 0,6 V Gleichspannung. Viele solcher Zellen können mittels

Reihen- und Parallelschaltung zu Solarmodulen oder Solarpanelen verschaltet

werden.

Die spezifische Leistung einer Zelle kann, herrührend aus dem Aufbau einer Zelle

aus der Shockley’schen Diodengleichung abgeleitet werden [84].7

6 Technische Ausführung und Investitionskosten von Klein(Kleinst)wasserkraft siehe Appendix 7 Detallierte Berechnung des Flächenbedarfs für Photovoltaikeinspeisung siehe Appendix.


2.5 Sonstige Kriterien zur Beurteilung der Qualität der Versorgung

2.5.1 Kurzschlussleistung und Kurzschlussfestigkeit

Die Anforderungen an die Kurzschlussfestigkeit bzw. an die Netzspannungsqualität

sind von der 3-poligen Kurzschlussleistung – allerdings in gegenteiliger Weise –

abhängig. Grundsätzlich ist eine kleine Quellenimpedanz im Netz erwünscht. Der

Zusammenhang zwischen dem Kurzschlussstrom und der Quellenimpedanz kann

bei Erzeugungseinrichtungen über Z=U/Ik festgemacht werden. Die aus einer

niedrigen Quellenimpedanz resultierenden hohen Kurzschlussströme führen jedoch

zu hohen mechanischen und thermischen Beanspruchungen. Ebenfalls ist die

Abschaltfähigkeit der Leistungsschalter besonders gefordert.

Die maximale Kurzschlussleistung des Netzes steigt mit der installierten

Kraftwerksleistung im Netz bzw. mit den Einspeisungen aus dem übergeordneten

Übertragungsnetz. Die Kurzschlussleistung in den einzelnen Netzpunkten ist

unterschiedlich, sie hängt maßgeblich von den resultierenden Impedanzen der

Leitungen und Transformatoren ab, welche sich zwischen den Einspeisestellen und

dem Anschlusspunkt der Lasten befinden. Die aktuelle Kurzschlussleistung in einem

Netzpunkt ist weiters abhängig vom momentanen Kraftwerkseinsatz sowie vom

augenblicklichen Schaltzustand des Netzes, d.h. für jede Schaltungsvariante und

jede Netzzustandsvariante ergeben sich auch unterschiedliche Werte für die

Kurzschlussleistung.

Der in einem 3-poligen Kurzschlussfall auftretende, maximal mögliche Fehlerstrom

bestimmt die erforderliche Kurzschlussfestigkeit der im Netz vorhandenen Anlagen

und Betriebsmittel. Insbesondere Leistungsschalter müssen so dimensioniert sein,

dass die auftretenden Kurzschlussströme sicher und rasch ausgeschaltet werden

können, um die dahinter liegenden Anlagen vor Zerstörung zu schützen.

Der Bau zusätzlicher Einspeisepunkte bzw. zusätzlicher Kraftwerke führt unter

Umständen zu einer Erhöhung der Kurzschlussleistung und erfordert damit

möglicherweise eine Ertüchtigung der Leistungsschalter in den Schaltanlagen oder

andere ebenfalls aufwändige Zusatzmaßnahmen.


2.5.2 Erdschlusslöschung und Blindleistungskompensation

Netze mit isoliertem Sternpunkt und sogenannte gelöschte Netze, deren Sternpunkt

über eine Sternpunktsdrossel (Löschspule) geerdet ist, haben den betrieblichen

Vorteil gegenüber niederohmig oder starr geerdeten Netzen, dass sie bei Auftreten

eines einpoligen Erdschlusses ohne Unterbrechung weiter betrieben werden können.

Voraussetzung dafür ist, dass der über die Fehlerstelle fließende Erdschlussstrom

einen bestimmten Grenzwert nicht überschreitet, weil nur dann bei ausgedehnten

Hochspannungsnetzen im Erdschlussfall ein selbsttätiges Erlöschen eines

Lichtbogens im Nulldurchgang des Stromes sichergestellt ist. Für die 110-kV-Ebene

beträgt der maximale Erdschlussstrom 132 A, bis zu dem eine Löschung als

gesichert angenommen wird, für gelöschte 30-kV-Netze liegt dieser Wert bei 67 A.

Der größte Teil der im Netz auftretenden einpoligen Fehler sind Lichtbogenfehler, die

bei Einhaltung dieser Grenzwerte ohne Schalttätigkeit, d.h. ohne

Versorgungsunterbrechung, von selbst erlöschen.

Diese Form von Netzen ist als self-healing-grid zu klassifizieren. Bei einem zu

großen Erdschlussstrom besteht die Gefahr, dass der Erdschluss bestehen bleibt,

was in der Folge zum Auftreten von Doppel- bzw. Mehrfacherdschlüssen führen

kann. Außerdem steigt das Gefährdungspotential an der Fehlerstelle, bzw. durch

Spannungsverschleppung an anderen Stellen des Netzgebietes.

Der resultierende Erdschlussstrom, der von dem betroffenen aktiven Leiter über die

Fehlerstelle gegen Erde abfließt, wird durch die geometrische Summe aus

kapazitivem Erdschlussstromanteil, induktivem Löschspulenstrom und den

ohmschen Ableitströmen, sowie den Stromableitvermögen allfälliger Kabelmäntel

und anderer metallischer Strukturen bestimmt. Die bestimmende Größe für die Höhe

des maßgeblichen kapazitiven Erdschlussstromes ist die Nullkapazität des Netzes,

die sich im Wesentlichen aus der Summe der Erdkapazitäten aller Freileitungen und

Kabel eines galvanisch verbundenen Netzes zusammensetzt.

2.5.2.1 Erdschlusslöschung

Diesem „natürlichen“, kapazitiven Erdschlussstrom wird entsprechend der

Einstellung der Löschspule(n) ein etwa gleich großer, induktiver Strom überlagert.

Durch die entgegengesetzte Phasenlage dieser Erdschlussstrom-Komponenten wird

die gesamte Amplitude drastisch reduziert, sodass die Löschgrenze unterschritten

werden kann. Allerdings verbleiben selbst bei der Vollkompensation die bisher nicht


kompensierbaren Wattreststromanteile und die Oberschwingungsanteile, die sich

zum Erschluss-Reststrom überlagern und damit in der Netzpraxis eine relevante

Begrenzung darstellen. Sie sind im Wesentlichen von der Größe des kapazitiven

Erdschluss-Stroms abhängig.

2.5.2.2 Blindstromkompensation

Aufgrund der hohen Kapazität von Kabeln, verglichen mit den Kapazitäten von

Freileitungen, ergeben sich hohe kapazitive Ladeströme, die je nach Lastzustand

und den jeweiligen Blindleistungsflüssen gegebenenfalls kompensiert werden

müssen. Dafür werden Drosseln in Parallelschaltung in ausgewählten Netzpunkten

eingesetzt.

2.5.3 Netzverluste

Die bei der Übertragung von elektrischer Leistung anfallende Netzverlustleistung ist

quadratisch abhängig vom Strom im Leiter und linear abhängig von der

Übertragungsdistanz. Wird der Strom verdoppelt, so steigt die übertragene Leistung

auf das Doppelte, allerdings vervierfacht sich die Verlustleistung. Daher ist es

grundsätzlich sinnvoll, bei Bedarf nach höheren Übertragungsleistungen die

Betriebsnennspannung zu erhöhen, weil damit die Betriebsströme und die Verluste

verringert werden. Dies erklärt auch die Tendenz zu höheren Betriebsspannungen im

Netzbetrieb. Auch die Erhöhung des Vermaschungsgrades im Netz führt zu einer

Abnahme der Verlustleistung, da damit die Auslastung der einzelnen Betriebsmittel

(Freileitungen, Kabel, Transformatoren) vergleichmäßigt wird und sinkt.

Es sei in diesem Zusammenhang darauf hingewiesen, dass Netzverluste zusätzlich

zu den Verbraucherleistungen erzeugt werden müssen, d.h. einen demgemäßen

Kraftwerkseinsatz erfordern. Da die meisten Verluste naturgemäß bei der größten

Netzauslastung (Spitzentarif) eintreten, erhöht sich der Einsatz von (teuren)

Spitzenkraftwerken dementsprechend.

2.5.4 Übertragungsfähigkeit und Engpässe

Ein Netz wird innerhalb seiner Übertragungsfähigkeitsgrenzen betrieben, wenn

folgende Voraussetzungen erfüllt werden:


− Einhaltung des Spannungsniveaus

− Berücksichtigung der maximal zulässigen Strombelastbarkeit der

Betriebsmittel.

2.6 Energieeffizienz und Smart Grids

Steigende Energiepreise bei gleichzeitig immer größer werdendem Stromverbrauch

führen zu der naheliegenden Überlegung von Stromsparmodellen bzw.

Effizienzsteigerungen. Der steigende Energieverbrauch (nicht nur an elektrischer

Energie) kann dabei in die Sektoren Haushalt, Industrie, Gewerbe, Verkehr und

Landwirtschaft aufgeteilt werden. Nach [19] kann hierbei festgestellt werden, dass

der höchste Anteil an Energie vom Verkehr verbraucht wird (35 %), gefolgt vom

produzierenden Gewerbe mit 29 % und den Haushalten mit 24 %. Speziell zur

Bereitstellung von Raumwärme werden rund 30 % verbraucht. Abgeleitet aus dieser

Bestandsaufnahme kann eine Reihe von Maßnahmen (Thermische Isolierungen,

Nutzung von Prozesswärme, Stand-By-Verluste etc.) durchgeführt werden, welche

den individuellen Energieverbrauch senken. Energieeffizienz leistet einen aktiven

Beitrag zur Reduktion von Emissionen und zieht durch einen verminderten

Stromverbrauch auch finanzielle Einsparungen mit sich.

2.6.1 Energieeffizienz in der Landwirtschaft

Aufbauend auf [12] werden die Einsparpotenziale für Milchviehbetriebe,

Ferkelzuchtbetriebe und Schweinemastbetriebe dargelegt.

2.6.1.1 Milchviehbetriebe

• Eine freie Stallbelüftung,

• die Nutzung der Abwärme zur Milchkühlung,

• die Umwandlung von elektrischer in Wärmeenergie (Eis) zu Niedertarifzeiten,

und die Verwendung einer Eiswasserkühlung.

2.6.1.2 Ferkelzuchtbetriebe

• Der Einsatz von modernen Energiesparlüftern,


• die Verwendung einer Stallbodenheizung (Warmwasser-Heizplatten),

kombiniert mit einer häuslichen Heizungsanlage um den Strombedarf zur

Ferkelnestheizung zu minimieren.

2.6.1.3 Schweinemastbetriebe

• Substitution von bestehenden Stallbelüftungen durch moderne

Energiesparlüfter.

Diesen Einsparpotenzialen müssen jedoch Wirtschaftlichkeitsüberlegungen

gegenübergestellt werden, welche von der Tarifsituation, der Betriebsgröße und mit

Rücksicht auf bestehende Anlagenelemente durchgeführt werden müssen.

2.6.2 Definition von Smart Grids

Im Rahmen der Nationalen Technologieplattform Smart Grids (FEEI – Fachverband

der Elektro- und Elektronikindustrie, 1060 Wien sowie Österreichs E-Wirtschaft, 1041

Wien) wird unter dem Begriff Smart Grids Folgendes verstanden:

„Das Smart Grid basiert auf einem intelligenten System, das es ermöglicht, energie-

und kosteneffizient zwischen einer Vielzahl von Verbrauchern, Erzeugern und in

Zukunft auch verstärkt Speichern ein Gleichgewicht herzustellen.

Dieses Gleichgewicht wird durch das Management von Energieerzeugung,

Energiespeicherung, Energieverbrauch und dem Stromnetz erreicht.“

Basierend auf dieser Definition können nach [3] als wesentlichste Elemente und Ziele

von Smart Grids festgehalten werden:

• Hohe Verfügbarkeit der elektrischen Energie und Leistung zur richtigen Zeit,

am richtigen Ort, mit hoher Versorgungssicherheit und entsprechender

Qualität,

• hohe Wirtschaftlichkeit im makro- und mikroökonomischen Sinn,

• Umweltfreundlichkeit der elektrischen Versorgung,

• hohe gesellschaftliche Akzeptanz der Stromversorgung,

• Bereitstellung von Infrastruktur zur Ermöglichung von zentraler und

dezentraler Einspeisung und Stromentnahme im Netz sowie von


Kommunikationseinrichtungen zwischen Erzeugern und Verbrauchern, um ein

effizientes, wirtschaftliches, resourcenschonendes und sicheres Energie- und

Lastmanagement realisieren zu können.

Hinsichtlich der Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen können Smart Grids von Seiten der

Nationalen Technologieplattform Smart Grids nicht als erfolgreich lösbar bewertet

werden. Hierzu werden nach [3] folgende Ergänzende Betrachtungen angeführt:

1) Da z.B. Gas- oder Fernwärmenetze in der Lage sind, in ihrem Medium Energie zu

speichern, sind sie für Ausgleichsaufgaben hervorragend geeignet und sollten im

Sinne von integrierenden Energiebetrachtungen in die Überlegungen zu Smart

Grids einbezogen werden.

Hier ist wegen der Verschiedenheit der Lastgänge von z.B. Wärme / Kälte vs.

elektrischer Strom von entscheidender Bedeutung, ob ein wärme- (kälte-) oder

stromgeführter Betrieb realisiert wird: davon hängt maßgeblich die Größe der

Wärme- (Kälte)Speicher ab!

2) Besonders in dicht bebauten Gebieten (städtische Siedlungen) lassen sich wegen

der bereits hohen Leistungsdichten mit geringerem Mehraufwand Smart Grids eher

betreiben als in dünn besiedelten, ländlichen Gebieten, in denen nur geringe

Leistungsdichten auftreten.

Dabei kann im Gegensatz zu den bisherigen Versuchen, Smart Grids in ländlichen

Gebieten zu realisieren (mit den bekannten Problemen. wie z.B. Spannungshaltung,

Spannungsqualität, Versorgungszuverlässigkeit etc.) gezeigt werden, dass sich

insbesondere städtische Netze für eine kostenoptimale Realisierung von Smart-Grid-

Strukturen besonders gut bzw. besser eignen können.

3) Eine Analyse der Nutzenbetrachtungen ergibt, dass ein deutlicher Zusatznutzen

dann erzielt werden kann, wenn neben den hier fokussierten elektrischen

Energienetzen auch andere Energienetze (Fernwärme, Gas) einbezogen werden.

4) Ein derzeit noch technisch ungelöstes Problem hinsichtlich der erwarteten

Stabilität von Netzen ist das nicht befriedigende „Low Voltage Ride Through“-


Verhalten (Netzstörungs-Festigkeit) der kleinen Erzeugungsanlagen für den Fall,

dass die stabilisierenden zentralen Erzeuger ausfallen: Auf Grund der relativ langen

Abschaltzeiten von Netzfehlern in der Mittelspannungs- und Niederspannungsebene

und den gleichzeitig kleinen Trägheitskonstanten der Stromerzeuger bzw. der

Wechselrichter muss nach einem größerflächigen Spannungseinbruch ein Großteil

der kleinen, dezentralen Einspeiser vom Netz getrennt werden. Dann muss nach

Spannungswiederkehr das vorgelagerte, übergeordnete Netz diese ausgefallene

Leistung für eine gewisse Zeit als Regelenergie zur Verfügung stellen. Daher wird

hier noch einmal darauf hingewiesen, dass die Verfügbarkeit der Stromnetze, und

hier wiederum der übergelagerten Netze und der entsprechenden

Erzeugungseinheiten, von großer Bedeutung ist. Denn nur dadurch kann eine hohe

Versorgungssicherheit, insbesondere Systemsicherheit, erzielt werden.

2.6.3 Potentialanalyse für Smart Grids

Im spezifischen soll hierbei auf den Nutzen für den Endverbraucher eingegangen

werden wobei von Seiten der Nationalen Technologie Smart Grid folgende

Stellungnahmen für Endverbraucher (Haushalt, Industrie und Gewerbe) zu

entnehmen sind:

• … Verbrauchsmanagementtechnologien in Industrie, Gewerbe und Haushalt

ermöglichen die Teilnahme an Demand Side Management, Demand

Response Aktivitäten, Energieinformationen, preisbasierten Tarifen und

können Energieverlagerungspotentiale erschließen.

• Smart Home Systeme können gemeinsam neben

Energiemanagementaktivitäten im Haushalt insbesondere Sicherheitsaspekte

(Information bei Defekten von Geräten) oder aber Commodityaspekte (Haus

über Internet vorheizen, automatische Beschaltung, etc.) unterstützen.

• Eine Massenanwendung von Elektromobilität wird durch den Einsatz von

Smart-Grid-Technologien unterstützt.

• Über die Smart Grid Kommunikationsnetze besteht die Möglichkeit, Angebote

energiefremder Servicedienstleistungen (z.B. Sicherheitskonzepte) zu nützen.

• Zukünftige Smart Grid-fähige Endgeräte ermöglichen automatisierte Vorgänge

im Hintergrund, d.h. der Endkunde muss sich nicht um die intelligenten


Vorgänge in seinem Haushalt, Betrieb, etc. selbst laufend aktiv kümmern,

wenn er nicht möchte.

• Entsprechende intelligente IKT-Funktionalitäten ermöglichen den

Industriebetrieben, wettbewerbsfähiger am liberalisierten Energiemarkt

auftreten zu können, einerseits als flexibler Kunde und andererseits als

Anbieter am Energiemarkt.

• Industriebetriebe besitzen komplexe Netze mit wachsender Komplexität in

Herstellung, Betrieb und Belastung. Werden diese Anforderungen intelligent

vernetzt, können sie optimiert und kostengünstiger betrieben werden.

Als ergänzende Betrachtungen hierzu weisen [3] auf folgende Punkte hin:

1) Beim Applikationsfeld „Elektromobilität“ ist das Konzept des Vehicle-to-Grid (V2G)

kritisch zu hinterfragen, da die stagnierende Lade-Entlade-Zyklenzahl der Batterien

bei gleichzeitig hoch bleibendem Preisniveau einen derartig kostspieligen

lebensdauerbedingten Verschleiß an Batterien bedingt, dass derzeit und in der

überschaubaren Zukunft der mögliche Gewinn in einem Stromhandels-

Beteiligungsmodell nicht wettgemacht wird.

2) Zur Verbreitung der Servicedienstleistungen (z.B. Sicherheitskonzepten) ist

festzuhalten, dass es zur Installation einer sicherheitstechnischen Anlage einer

Konzession und Zertifizierung bedarf.

3) Die fehlende Standardisierung / Normung bei den Funktionalitäten der Smart

Meter ist vor allem durch Fragen des Datenschutzes bedingt und ein wesentliches

Hindernis bei einer kosteneffizienten Markdurchdringung. Hierbei müssen

datenschutzrechtliche Fragestellungen berücksichtigt und Lösungen weiterentwickelt

werden.

Zu den wichtigen, den Datenschutz betreffenden Fragestellungen bzw. Themen

gehört, auch nach Meinung der Nationalen Technologieplattform Smart Grids:

• Wo werden Daten erfasst?

• Wo verarbeitet?

• Wer hat das Recht, Daten zu verarbeiten bzw. weiterzureichen?

• Sicherheit – Verantwortung für den koordinierten Betrieb

• Sicherheit – Verantwortung für Personensicherheit


• Neue Tarife für Netzbereitstellung

• Wie groß ist das Aufwand/Nutzen-Verhältnis (in Bezug auf die Treiber,

Klimaziele und allfällige Kundenvorteile durch neue Dienstleistungen) bei

Smart Metering tatsächlich?

• Wer ist der Nutznießer der Vorteile? Wie soll die Kostentragung geregelt

werden?

• Eine Standardisierung fehlt weitgehend (Technologien, Protokolle), jeder

Erzeuger hat eigene Lösungen (Problem der Abhängigkeit z.B. bei

Erneuerung).

• Kommunikationsstrecken von den Trafostationen zu den Übertragungsknoten

fehlen weitestgehend noch.

• Die Rolle des Dateneigners (Verteilernetzbetreiber) mit Rechten und Pflichten

ist festzulegen.

• Die Datenqualitätssicherung ist noch zu entwickeln (bei Nutzung für

Abrechnung aber auch für eine allfällige Unterstützung bei der

Betriebsführung).

• Der Datenschutz der sensiblen Kundendaten ist noch nicht vollständig

geregelt.

• Die Übertragungssicherheit ist aus Sicht der Verteilernetzbetreiber noch nicht

ausreichend nachgewiesen (Vermeidung von externen Beeinflussungen,

Fehlfunktionen) …

3) Ungeklärt ist auch, inwiefern sich durch die Vergleichmäßigung der Nachfrage

auch die Tag-Nacht-Spanne der Tarife auswirkt. Erste Untersuchungen haben

gezeigt, dass im Sinne eines Rebound-Effektes durch steigende Strom-Nachfrage zu

bisherigen Schwachlastzeiten in diesen der Strompreis ansteigen wird, wodurch die

Ersparnisse sinken. („Nachttarif wird Tagtarif“)

4) Inwieweit sich die Einsparungen der ersten Breitentests, die mit ausgewählten

Haushalten und dabei besonders engagierten und fachkundigen Verbrauchern (nicht

der „breiten Masse“) und das während einer eher kurzen Zeitspanne durchgeführt

wurden, auf eine Massenanwendung und längere Zeiten übertragen lässt, ist ein

offener Punkt, der noch weiter untersucht werden muss. Schlussfolgerungen aus den

o.a. sehr selektiven ersten Felduntersuchungen können nur mit einem größeren


wissenschaftlich-methodischen Risiko auf die Massenanwendung und längere Zeiten

übertragen werden.

Eine Schätzung des Institutes für Elektrische Anlagen der Technischen Universität

Graz ergibt ein Einsparpotential von 7 % der elektrischen Energie bei 5 % der

Haushalte (Alpha-Kunden“), also 0,35 % des Haushaltsstromverbrauchs. Da die

Haushalte ca. ein Drittel der gesamten elektrischen Energie verbrauchen, bedeutet

das – auf z.B. Österreich hochgerechnet – eine Einsparung von 0,12 % des

Strombedarfs, das entspricht einer Reduktion von 8 MW.

Verglichen mit einer im langjährig erwiesenen jährlichen Steigerung von 2,4 %

entspricht das dem Verbrauchsanstieg innerhalb von 18 Tagen.

Resultierend aus diesen Ergebnissen ist nach [3] der Verbraucheinsparungseffekt als

marginal einzustufen.

2.7 Elektromagnetische Felder

Das elektrische Feld wird durch elektrische Ladungen verursacht (elektrische

Spannung), das magnetische Feld durch bewegte Ladungsträger (elektrischer

Strom). Im Unterschied zu den natürlichen, nur sehr langsam veränderlichen Feldern

(verursacht durch Wolken, Schichten der Atmosphäre und durch das Erdmagnetfeld)

sind die Felder in der Umgebung von elektrischen Anlagen in Europa meist Wechsel-

bzw. Drehfelder, die ca. 50 mal in der Sekunde bei öffentlichen

Stromversorgungsanlagen bzw. in Österreich, Deutschland und der Schweiz ca.

16,7 mal in der Sekunde in Stromversorgungsanlagen für elektrifizierte Bahnen ihre

Richtung ändern. Elektromagnetische Felder8 sind bis zu einer bestimmten Schwelle

vom Menschen nicht wahrnehmbar, jedoch existieren fundierte physikalische

Beschreibungen und wissenschaftliche Modelle, sowie die erforderlichen

Voraussetzungen zur Berechnung und Messung der entsprechenden Größen.

Dennoch reicht der heutige Stand der Erkenntnisse nicht aus, um Wirkungen auf

biologische Systeme vollständig beschreiben zu können. Viele, oft auch nicht

erwiesene, Zusammenhänge und Wirkungsmechanismen werden in der

Öffentlichkeit diskutiert und sind Thema der aktuellen und künftigen Forschung.

8 Grundsätzlich kann bis zu Frequenzen von ca. 9 kHz das elektrische und das magnetische Feld mathematisch getrennt betrachtet werden, über dieser Frequenz nehmen die Beiträge der Kopplung des elektromagnetischen Feldes zu, sodass diese Kopplung nicht mehr vernachlässigt werden darf.


Für die Bewertung der elektrischen und magnetischen Felder werden im

vorliegenden Gutachten die Referenzwerte der in Österreich dem Stand der Technik

entsprechenden gültigen Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850, Ausgabe: 2006-02-01

„Elektrische, magnetische und elektromagnetische Felder im Frequenzbereich von

0 Hz bis 300 GHz – Beschränkung der Exposition von Personen“ [66] herangezogen.

2.7.1 Wirkungen niederfrequenter elektrischer und magnetischer Felder auf den Menschen

Im Folgenden werden Aussagen aus verschiedenen Quellen zum Thema

niederfrequente magnetische Felder, im Sinne einer allgemeinen Information des

Lesers, zusammenfassend dargestellt 9.

2.7.1.1 ICNIRP, WHO und OVE/ON

Äußere elektrische und magnetische Wechselfelder verursachen im Körperinneren

des Menschen elektrische Ströme. Sehr starke Felder können zur Stimulation von

Nerven und Muskeln führen. Anmerkung: Gesundheitliche Gefährdungen und Störungen des Wohlbefindens sind bei Einhaltung

der – in Übereinstimmung mit den Richtlinien von WHO und ICNIRP (1998) – in der Vornorm

ÖVE/ÖNORM E 8850 bzw. der vorangegangenen Vornorm ÖNORM S 1119: 1994-01 festgelegten

Grenzwerte nach heutigem Kenntnisstand nicht zu erwarten.

Die Evaluierung niederfrequenter elektrischer und magnetischer Felder kann gemäß

[66] entweder mit Hilfe von

− Basisgrenzwerten oder

− Referenzwerten

durchgeführt werden.

Da aber nur die Referenzwerte leicht direkt berechenbar bzw. messbar sind, wird

üblicherweise in einem ersten Schritt überprüft, ob die Referenzwerte (für die

elektrische Ersatzfeldstärke und die magnetische Ersatzflussdichte) eingehalten

werden, da davon ausgegangen wird, dass bei Einhaltung der Referenzwerte die

Basisgrenzwerte ebenfalls eingehalten werden. Stellt sich im Rahmen der

Evaluierung hingegen heraus, dass die Referenzwerte an zugänglichen Orten

überschritten werden, müssen in einem zweiten Schritt entweder Maßnahmen 9 Die folgenden Punkte stellen jedoch keine medizinische Bewertung dar


getroffen werden, die eine Einhaltung der Referenzwerte sicherstellen oder es muss

z.B. durch Berechnungen nachgewiesen werden, dass die Basisgrenzwerte

eingehalten werden.

Anmerkung: Da elektrische, magnetische und elektromagnetische Felder in der Praxis häufig sehr

inhomogen sind, sind die Berechnungen der Stromdichten im menschlichen Körper sehr kompliziert

und die erforderlichen Modellbildungen sehr aufwendig. Es besteht daher der Wunsch, möglichst

durch den Nachweis, dass bereits die Referenzwerte der magnetischen Ersatzflussdichte und der

elektrischen Ersatzfeldstärke eingehalten werden, mit der vereinfachten Methode das Auslangen

gefunden werden kann und aufwändigere Bewertungsverfahren somit vermieden werden.

Die Referenzwerte10 zur Begrenzung der Exposition wurden von ICNIRP nach

sorgfältiger Analyse und Bewertung aller veröffentlichten wissenschaftlicher Literatur

entwickelt. ICNIRP überprüfte bei Auswertung der Literatur auch die Glaubwürdigkeit

der verschiedenen berichteten Ergebnisse. Als Grundlage für die vorgeschlagenen

Basisgrenzwerte, von denen die Referenzwerte abgeleitet sind, wurden nur

nachgewiesene Wirkungen herangezogen. Der Nachweis einer krebsauslösenden

Wirkung einer EMF-Langzeitexposition galt bei der Festlegung des Grenzwerts durch

Vertreter der ICNIRP als nicht erbracht.

Zwischen den Schwellenwerten für akute Wirkungen und den Basisgrenzwerten

besteht ein Sicherheitsfaktor von etwa 50 für die Exposition der Allgemein-

bevölkerung bzw. ein Sicherheitsfaktor von etwa 10 für die berufliche Exposition.

Anmerkung: Üblicherweise werden zur Beurteilung die Referenzwerte selbst bzw. bei Vorliegen von

Quellen unterschiedlicher Frequenz oder von Oberschwingungen die Gesamtexpositionsverhältnisse

der Referenzwerte und nicht die Basisgrenzwerte gemäß ICNIRP bzw. Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850

herangezogen, um den ungünstigsten Fall zu berücksichtigen. Da dieses Verfahren eine Tendenz zur

Überbewertung mit sich bringt, kann es bei Überschreiten der zulässigen Referenzwerte bzw. der

Gesamtexpositionsverhältnisse bei mehreren Quellen notwendig sein, detailliertere Berechnungen

durchzuführen oder vorbeugende Maßnahmen zu treffen.

Die Referenzwerte der „Richtlinie für die Begrenzung der Exposition durch zeitlich

veränderliche elektrische, magnetische und elektromagnetische Felder (0 Hz bis

300 GHz)“ [87] sowie jene der EU-Ratsempfehlung [29] finden sich in der Vornorm

ÖVE/ÖNORM E 8850 für die berufliche Exposition und die Exposition der Allgemein-

10 Diese Referenzwerte der ICNIRP wurden von der EU sinngemäß übernommen [29] und stellen auch die Referenzwerte nach [66] dar.


bevölkerung wieder. Die Begründung dazu ist in den folgenden Zitaten

wiedergegeben.

Zitat aus: Richtlinie für die Begrenzung der Exposition durch zeitlich veränderliche

elektrische, magnetische und elektromagnetische Felder (bis 300 GHz)

„GRUNDLAGEN FÜR DIE BEGRENZUNG DER EXPOSITION:

Die vorliegenden Richtlinien für die Begrenzung der Exposition wurden nach

gründlicher Sichtung aller publizierten wissenschaftlichen Literatur entwickelt. Die im

Zuge dieser Prüfung angewandten Kriterien wurden ausgearbeitet, um die

Glaubwürdigkeit der verschiedenen beschriebenen Ergebnisse zu bewerten

(Repacholi und Stolwijk 1991; Repacholi und Cardis 1997); nur gesicherte

Wirkungen wurden als Grundlage für die vorgeschlagenen

Expositionsbeschränkungen verwendet. Die Auslösung von Krebs durch langfristige

Exposition durch EMF wurde als nicht gesichert angesehen, daher basieren diese

Richtlinien auf kurzfristigen, unmittelbaren gesundheitlichen Auswirkungen wie z.B.

die Reizung peripherer Nerven und Muskeln, Schocks und Verbrennungen, die durch

Berührung leitfähiger Objekte verursacht werden und erhöhte Gewebetemperaturen,

die aus der Absorption von Energie während der Exposition durch EMF resultieren.

Im Falle potentieller Langzeiteffekte der Exposition wie erhöhtes Krebsrisiko kam

ICNIRP zu dem Schluss, dass die verfügbaren Daten als Grundlage für die

Festlegung von Expositionsbegrenzungen nicht ausreichen, obwohl

epidemiologische Untersuchungen zwar Anhaltspunkte, aber keine überzeugenden

Beweise für einen Zusammenhang zwischen möglichen karzinogenen Wirkungen

und der Exposition durch magnetische Flussdichten von 50/60-Hz-Feldern

erbrachten, die in der Größenordnung beträchtlich unter den in diesen Richtlinien

empfohlenen liegen.“

Zitat aus: Empfehlung des Rates vom 12. Juli 1999 zur Begrenzung der Exposition

der Bevölkerung gegenüber elektromagnetischen Felder (0 Hz – 300 GHz):


„Anhang I: B. BASISGRENZWERTE UND REFERENZWERTE

Bei der Anwendung der Grenzwerte aufgrund der Bewertung möglicher

Auswirkungen auf die Gesundheit elektromagnetischer Felder sollte zwischen

Basisgrenzwerten und Referenzwerten unterschieden werden.

Hinweis: Diese Basisgrenzwerte und Referenzwerte zur Begrenzung der Exposition

wurden nach sorgfältiger Auswertung aller veröffentlichten wissenschaftlichen

Literatur entwickelt. Die bei der Auswertung zugrunde gelegten Kriterien wurden auf

die Überprüfung der Glaubwürdigkeit der verschiedenen berichteten Ergebnisse hin

ausgelegt; als Grundlage für die vorgeschlagenen Expositionsgrenzwerte wurden nur

nachgewiesene Wirkungen herangezogen. Der Nachweis einer krebsauslösenden

Wirkung einer EMF-Langzeitexposition galt als nicht erbracht. Da jedoch zwischen

den Schwellenwerten für akute Wirkungen und den Basisgrenzwerten ein

Sicherheitsfaktor von etwa 50 besteht, deckt die vorliegende Empfehlung implizit

auch mögliche Langzeitwirkungen im gesamten Frequenzbereich ab.

Basisgrenzwerte: Direkt auf nachgewiesenen Auswirkungen auf die Gesundheit

und biologischen Erwägungen beruhende Expositionsgrenzwerte in Bezug auf

zeitlich veränderliche, elektrische, magnetische und elektromagnetische Felder

werden als „Basisgrenzwerte" bezeichnet. Je nach der Feldfrequenz dienen als

physikalische Größen zur Angabe dieser Grenzwerte die magnetische Flussdichte

(B), die Stromdichte (J), die spezifische Energieabsorptionsrate (SAR) und die

Leistungsdichte (S). Magnetische Flussdichte und Leistungsdichte können am

exponierten Menschen problemlos gemessen werden.

Referenzwerte: Diese Werte dienen bei der praktischen Expositionsbewertung zur

Beurteilung der Frage, ob die Basisgrenzwerte sicher eingehalten werden könnten.

Einige Referenzwerte sind von einschlägigen Basisgrenzwerten mittels Mess-

und/oder Rechenverfahren abgeleitet, andere berücksichtigen die Wahrnehmung

und schädlichen indirekten Wirkungen der EMF-Exposition. Die abgeleiteten Größen

sind elektrische Feldstärke (E), magnetische Feldstärke (H), magnetische

Flussdichte (B), Leistungsdichte (S) und Strom durch die Gliedmaßen (I). Größen,

die die Wahrnehmung und andere indirekte Wirkungen berücksichtigen, sind

Kontaktstrom (I) und bei gepulsten Feldern die spezifische Energieabsorption (SA).

In jeder Expositionssituation lassen sich die Mess- oder Rechenwerte jeder dieser

Größen mit dem entsprechenden Referenzwert vergleichen. Die Einhaltung des


Referenzwertes gewährleistet die Einhaltung des entsprechenden Basisgrenzwerts.

Überschreitet der Messwert den Referenzwert, so bedeutet dies noch nicht

notwendigerweise die Überschreitung des Basisgrenzwerts. Es ist dann jedoch

nachzuprüfen, ob der Basisgrenzwert eingehalten wird.“

2.7.1.2 Basisgrenzwerte gemäß österreichischer Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850

In der folgenden Tabelle sind die aktuellen Basisgrenzwerte für zeitlich veränderliche

elektrische und magnetische Felder gemäß [66] zusammengefasst.

Art der Exposition Frequenzbereich

Stromdichte für Kopf und

Rumpf (Effektivwert)

Durch-schnittliche

Ganzkörper-SAR

Lokale SAR (Kopf und Rumpf)

Lokale SAR (Gliedmaßen)

mA·m-1 W·kg-1 W·kg-1 W·kg-1

Allgemein- bevölkerung

>0 Hz bis 1 Hz 8 — — — >1 Hz bis 4 Hz 8/ƒ — — — >4 Hz bis 1 kHz 2 — — —

>1 kHz bis 100 kHz ƒ/500 — — — >100 kHz bis

10 MHz ƒ/500 0,08 2 4

>10 MHz bis 10 GHz — 0,08 2 4

Berufliche Exposition

>0 Hz bis 1 Hz 40 — — — >1 Hz bis 4 Hz 40/ƒ — — — >4 Hz bis 1 kHz 10 — — —

>1 kHz bis 100 kHz ƒ/100 — — — >100 kHz bis

10 MHz ƒ/100 0,4 10 20

>10 MHz bis 10 GHz — 0,4 10 20 Frequenz f in Hz

ANMERKUNG:

− Aufgrund der elektrischen Inhomogenität des menschlichen Körpers sind die Stromdichten über einen Querschnitt von

1 cm² senkrecht zur Stromrichtung zu mitteln. − Für Frequenzen bis 100 kHz und für gepulste Magnetfelder können die mit den Pulsen verbundenen maximalen

Stromdichten aus den Anstiegs- und Abfallzeiten sowie aus der maximalen Änderungsrate der magnetischen

Flussdichte berechnet werden. Die induzierte Stromdichte lässt sich dann mit den entsprechenden Basisgrenzwerten

vergleichen.

− Für Pulse der Dauer tp ist die auf die Basisgrenzwerte anzuwendende Frequenz aus f= (2·tp)-1 zu ermitteln. − Für den Frequenzbereich von 0,3 GHz bis 10 GHz wird für gepulste Expositionen der Basisgrenzwert der SA von

mJ·kg-1 für beruflich exponierte Personen und 2 mJ·kg-1 für die Allgemeinbevölkerung festgelegt. Um durch

thermoelastische Expansion bedingte Höreffekte einzuschränken oder zu vermeiden, ist dieser Grenzwert in Hinblick

auf die Exposition des Kopfes über 10 g Körpergewebe oder Körperflüssigkeit zu mitteln1). Für statische Felder

werden keine Basisgrenzwerte angeführt.

− Im Frequenzbereich von 10 GHz bis 300 GHz erfolgt die Angabe der Grenzwerte direkt durch die

Leistungsflussdichte. Zur Expositionsbegrenzung sind die Referenzwerte aus Tabelle 6 aus der Vornorm ÖVE


ÖNORM E 8850 heranzuziehen. 1) In diesem Frequenzbereich entspricht der SA-Schwellenwert von 4 mJ·kg-1 bis 16 mJ·kg-1 zur Erzeugung dieses Effekts bei

Pulsen von 30 µs den Spitzen-SAR-Werten von 130 W·kg-1 bis 520 W·kg-1 im Gehirn.

Tabelle 2.5 Basisgrenzwerte für zeitlich veränderliche elektrische und magnetische Felder bei Frequenzen bis zu 10 GHz gemäß [66], Tabelle 5

2.7.1.3 Referenzwerte gemäß österreichischer Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850

Zum Schutz der Allgemeinbevölkerung bzw. bei beruflicher Exposition durch zeitlich

veränderliche elektrische und magnetische Felder gelten z.B. für Felder mit einer

Frequenz von 50 Hz und 16,7 Hz gemäß Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850 im Sinne

des Normengesetzes folgende Referenzwerte als Stand der Technik:11

Frequenz

Exposition der Allgemeinbevölkerung Berufliche Exposition

E Elektrische Feldstärke

(Effektivwert)

B Magnetische Flussdichte

(Effektivwert)

E Elektrische Feldstärke

(Effektivwert)

B Magnetische Flussdichte

(Effektivwert) kV/m µT kV/m µT

16,7 Hz 10 300 20 1500 50 Hz 5 100 10 500

Tabelle 2.6 Ausgewählte Referenzwerte für die Exposition der Allgemeinbevölkerung bei ausgewählten Frequenzen der öffentlichen Energieversorgung in Österreich gemäß [66],Tabelle 6 (vgl. Vorgängernorm Vornorm ÖNORM S 1119, Tabelle 1 und 4 Grenzwerte für zeitlich unbegrenzten Aufenthalt)

Bei Einhaltung der in den österreichischen Normen festgelegten Referenzwerte ist

jedenfalls sichergestellt, dass keine unmittelbaren Wirkungen (gesundheitliche

Gefährdungen und Störungen) eintreten.

2.7.1.4 Überschreiten der Referenzwerte

Elektromagnetische Felder wirken auf den menschlichen Körper durch bestimmte

physiologische Mechanismen ein. Die Hauptmechanismen basieren auf nervösen

Systemeffekten (Reizungen des Zentralen Nervensystems ZNS) und Erwärmungen.

Diese Effekte sind von der Frequenz abhängig und durch biologisch relevante

11 Im Arbeitnehmerschutz gilt [66] gemäß § 2 Abs. 8 ASchG als Stand der Technik. d.h. für die Beurteilung gegenüber NF- und HF-EMF sind neben § 66 ASchG - allgemeine Festlegungen für „physikalische Einwirkungen“ - die Grenzwerte der beruflichen Exposition und weitere das ASchG konkretisierende Beurteilungen anzuwenden.


Größen (z.B. elektrische Feldstärke, Stromdichte) definiert. Basierend auf

wissenschaftlich festgestellten gesundheitlichen Auswirkungen gibt es internationale

und nationale Schutzanforderungen, die auf grundlegende physiologische Grenz-

werte abgestellt werden.

Diese Grenzwerte enthalten hohe Sicherheitsfaktoren, um ein hohes Maß an Schutz

für die Allgemeinbevölkerung und beruflich exponierte Personen sicherzustellen, sind

aber unter Umständen nicht direkt messbar.

Das Bewertungsverfahren nach ICNIRP wie auch Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850

basiert auf einem zweistufigen Verfahren. In einem ersten Schritt kann die Einhaltung

der Referenzwerte der abgeleiteten physikalischen Größen (elektrische

Ersatzfeldstärke und magnetische Ersatzflussdichte) überprüft werden. Werden

diese Referenzwerte eingehalten, ist davon auszugehen, dass keine unzulässigen

Körperstromdichten auftreten. Werden die Referenzwerte jedoch überschritten, muss

in einer zweiten Stufe überprüft werden, ob die Basisgrenzwerte (maximal zulässige

induzierte Stromdichten im Bereich des Zentralnervensystems von Personen) nicht

überschritten werden.

Die Einhaltung der gegenüber den Basisgrenzwerten leichter mess- oder

berechenbaren Referenzwerte stellt dann üblicherweise die Einhaltung der

Basisgrenzwerte sicher, ausgenommen sind einige spezielle Feldsituationen (z.B.

das Berühren von elektrischen Leitern, Arbeiten an oder mit elektrischen Maschinen,

stark inhomogene Feldsituationen), die dann gesondert behandelt werden müssen.

Es ist dabei zu beachten, dass ein Überschreiten der Referenzwerte noch nicht not-

wendigerweise die Überschreitung der jedenfalls einzuhaltenden Basisgrenzwerte

bedingt. Werden Referenzwerte (in µT oder V/m) überschritten, so bedeutet dies,

dass im Rahmen einer detaillierten Untersuchung (z.B. Berechnung) überprüft

werden muss, ob die Basisgrenzwerte (in mA/m²) eingehalten werden oder nicht.

2.7.1.5 Exposition von Extremitäten gemäß Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850

Da in den Richtlinien der ICNIRP die Referenzwerte (Basisgrenzwerte) auf den

Schutz des Zentralnervensystems abstellen, werden in Österreich für Extremitäten

(z.B. Hände, Füße) zusätzlich maximal zulässige Referenzwerte festgelegt. Somit

sind für die Exposition von Extremitäten von Personen im Frequenzbereich von 0 Hz

bis 100 kHz die Referenzwerte der magnetischen Flussdichte einzuhalten, die für die

Allgemeinheit um einen Faktor 50 größer als die in dieser Tabelle für die


Referenzwerte angegebenen Werte sind (Anmerkung Punkt f in Tabelle 6 der Norm

[66]).

Bezüglich der konkreten Frage (s. Appendix 7.5, Abschnitt 4: Neuere Darstellungen

zu Vorsorgewerten hinsichtlich Elektromagnetischer Felder, Frage: 3.) hinsichtlich

der Eignung der in der Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850 angegebenen Referenzwerte wird Folgendes festgehalten:

Den aktuellen Publikationen der WHO, ICNIRP, CENELEC und IEEE kann

entnommen werden, dass es derzeit keine substantiellen Erkenntnisse in der

Wissenschaft gibt, dass die seitens der ICNIRP vorgegebenen Grenzen reduziert

werden sollen. Die in der Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850 angeführten Grenzen

entsprechen somit dem Stand der Technik und der Wissenschaft.

2.7.1.6 Bewertung der Wirkungen niederfrequenter elektrischer und magnetischer Felder (EMF) auf technische Geräte

Die elektrischen Felder von Hochspannungsfreileitungen (bis 110 kV) sind außerhalb

der Annäherungszone gemäß [68] so klein und werden durch Gebäude und

metallische Gehäuse weitestgehend geschirmt, sodass eine weitere Beurteilung

hinsichtlich der Störung von elektrischen Geräten in der Regel unterbleiben kann.

Ausnahmen bilden dabei besonders empfindliche elektrotechnische Geräte wie z.B.

elektromedizinische Geräte (Herzschrittmacher).

Daher ist bei besonders empfindlichen Geräten und innerhalb des

Annäherungsbereichs (Gefährdungsbereichs) die Störfestigkeit der Geräte zu

beachten, gegebenenfalls sind geeignete Maßnahmen zu treffen (siehe dazu z.B.

[24], [25], [64], [68], [70]).

Niederfrequente Magnetfelder können empfindliche (elektro-)technische Geräte

stören. Zu beachten ist, dass die Grenzwerte von ICNIRP (auch Vornorm

ÖVE/ÖNORM E 8850) nicht die Elektromagnetische Verträglichkeit (EMV) bzw. die

Störfestigkeit von Geräten betreffen. Die Einhaltung dieser Grenzwerte schließt

Störungen von oder Wirkungen auf empfindliche elektrotechnische Geräte wie z.B.

Monitorbildröhren, Eingangskreise von Verstärkern und Steuerungen und


medizinische Geräte (Metallprothesen, Herzschrittmacher, Defibrillatoren und

Cochlea-Implantate, ...) nicht unbedingt aus.

In Tabelle 2.7 sind beispielhaft Grenzwerte für empfindliche elektrische Geräte bei

Beeinflussung durch niederfrequente Magnetfelder zusammengefasst dargestellt.

Anwendungsbereich:

Grenzwert für B

Magnetische Speicher, Disketten 1 mT (=1000 µT) Tonaufnehmer 100 µT Außenbereich von labor- oder medizintechnisch genutzten Gebäuden mit besonders empfindlichen Geräten

0,2 … 0,4 µT

PC-Röhrenmonitore (Bildschirmzittern) 0,3 … 0,712 µT Allgemeiner Laborbereich 0,2 µT

Anwendungsbereich:

Grenzwert für B

Grenzwert für störungsfreien Elektronenmikroskop-Betrieb von Feldemissions-Raster-Elektronenmikroskopen

0,1 … 0,3 µT

Grenzwert für störungsfreien Magnetenzephalographie-Betrieb (Schirmkammer) < 1 nT

Neuere aktive Implantate (z.B. Herzschrittmacher) 13 Ältere aktive Implantate (z.B. Herzschrittmacher)

70… 150 µT 16… 20 … 70 µT

Elektromagnetische Störfestigkeit für Geräte und Systeme gemäß EN 60601-1-2: 2001 Medizinische Geräte, Tab. 202

3,77 µT (3 A/m)

Elektromagnetische Störfestigkeit für Wohnbereich, Geschäfts- und Gewerbebereiche sowie Kleinbetriebe gemäß EN 61000-6-1 2002-09-01, Tab. 1

3,77 µT (3 A/m)

Elektromagnetische Störfestigkeit für Industriebereich gemäß EN 61000-6-2 2002-09-01, Tab. 1 37,7 µT (30 A/m)

EEG-, EKG- und EMG-Geräte gemäß ÖVE-EN7 1991 (für EMG gemäß ÖVE/ÖNORM E8007 2005-12-01)

0,2 … 0,4 µTSS 0,1 µTSS

14

Tabelle 2.7 Grenzwerte [87] magnetischer Ersatzflussdichten für empfindliche Betriebsmittel, Geräte und Anlagen für 50 Hz (gemäß Normen, Herstellerangaben und eigenen Messungen bzw. Berechnungen)

12 So beginnt z.B. bei Monitorbildröhren (CRT) abhängig von der Bauart und der Bildschirmdiagonale in niederfrequenten magnetischen Wechselfeldern ab einer magnetischen Flussdichte von etwa 0,3 … 0,7 µT das Bild sichtbar zu flimmern bzw. zu zittern. Ursache ist die durch das magnetische Störfeld verursachte, zusätzliche, asynchrone Ablenkung des Elektronenstrahls. TFT Monitore zeigen diese Effekte bei Einwirkung niederfrequenter magnetischer Felder nicht. Bei Strombelastung von N-, PE-, und PA-Leiter können aber auch bei TFT-Monitoren Flimmereffekte beobachtet werden [1] 13 Bei Implantaten müssen sowohl das elektrische wie auch das magnetische Feld gleichzeitig beachtet werden. Bei gleichzeitiger Exposition mit elektrischen Feldern sind die angegebenen Grenzen für die magnetischen Felder deutlich kleiner, Werte aus [18], Elektronische Implantate bzw. Fachinformation des Österreichischen Elektrotechnischen Komitees – OEK, Personen mit aktiven Implantaten in elektrischen, magnetischen und elektromagnetischen Feldern [74]. 14 Die in Tabelle 2.7 angeführten Grenzwerte stellen, Ersatzflussdichtewerte (Effektivwerte) dar, mit Ausnahme der in der E 8007 angeführten Grenzwerte welche Spitze-Spitze-Werte (BSS) darstellen




der Sorgen bezüglich Erkrankungen durch Hochspannungsleitungen und andere

elektrische Expositionen wird Folgendes festgehalten:

Die neuesten Ergebnisse der Forschung bzw. der Stand der Technik und

Wissenschaft hinsichtlich niederfrequenter elektrischer und magnetischer Felder sind

in der Publikation

• ICNIRP, Guidelines: Guidelines for limiting exposure to time-varying electric

and magnetic fields (1 Hz to 100 kHz), International Commission on Non-Ionizing

Radiation Protection, 15 June 2010

zu finden. Die im Einwand angeführten Literaturstellen sind im Lichte dieser neuen

Erkenntnisse zu lesen und zu interpretieren.



der Empfehlung seitens der WHO für weitere Forschungen Expositionen wird


Zitat aus “Environmental Health Criteria 238, WHO, EXTREMELY LOW

FREQUENCY FIELDS“:

Overall conclusion: New human, animal and in vitro studies, published since the

2002 IARC monograph, do not change the overall classification of ELF magnetic

fields as a possible human carcinogen.

Diese Klassifizierung der WHO, dass niederfrequente elektrische und magnetische

Felder möglicherweise karzinogen sind, beinhaltet lt. Definition der WHO dezidiert

auch die Aussage, dass niederfrequente elektrische und magnetische Felder

möglicherweise „nicht“ karzinogen sind.

2.7.2 Elektrische Felder in der Umgebung von Energieleitungen

Freileitungen verursachen abhängig von der Betriebsspannung und der Geometrie

der Leiter elektrische Felder [V/m]. Abbildung 2-2 zeigt typische Werte der


elektrischen Feldstärke, wie sie in der Umgebung von Energieleitungen der

Spannungsebene 30 bzw. 110 kV auftreten.

Im Vergleich dazu, sind die im Haushalt, in der näheren Umgebung elektrischer

Geräte (0,5 m) und Leitungen auftretenden Felder gering. Elektrische Felder können

durch geerdete, leitfähige Materialien gut abgeschirmt werden.

So zeigen Gebäude in Ziegel- oder Betonbauweise und Bäume eine Schirmwirkung

von ca. 90 %. In der Umgebung von im leitfähigen Erdreich eingegrabenen Kabeln

bzw. von geschirmten Kabeln treten daher keine elektrischen Felder auf.

Die je nach Ausführungsart der Leitung auftretenden maximalen elektrischen

Feldstärken liegen zwischen 0,4 kV/m und 1,2 kV/m. Das sind 8-24 % des nach [66]

zulässigen Referenzwertes. Damit ist in der Regel im Aufenthaltsbereich unterhalb

der Freileitung, unabhängig von der gewählten Variante gewährleistet, dass durch

elektrische Feldstärken keine unerwünschten Wahrnehmungen und keine Gefahren

verursacht werden.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100

Querabstand von der Trasse [ m ]

Elek

trisc

he F

elds

tärk

e [ k

V/m

]

110-kV-Freileitung 1 System A

110-kV-Freileitung 1 System B

110-kV-Freileitung 1 System C

110-kV-Freileitung 2 Systeme

30-kV-Freileitung einfach

30-kV-Freileitung doppelt

Leitungsvarianten, nach Maximalwert des Feldes gereiht

Abbildung 2-2: Elektrische Feldstärke in der Umgebung von Energieleitungen. Bei Erdkabeln schirmt das umgebende leitfähige Erdreich, bzw. der meist im Aufbau vorhandene Mantel-schirm das elektrische Feld zu 100 % ab.


2.7.3 Magnetische Felder in der Umgebung von Energieleitungen

Abbildung 2-3 zeigt magnetische Felder, die in der Umgebung von Energieleitungen

der Spannungsebene 30 bzw. 110 kV bei einer Übertragungsleistung von 10 MVA

Last auftreten. Für die Berechnung des vom Lastzustand abhängigen Magnetfeldes

wurde 10 MVA als symmetrischer Lastfall angenommen. Für Varianten mit zwei

Systemen wurde die Last gleichmäßig aufgeteilt angenommen.

Dabei ergibt sich für eine 110-kV-Leitung mit zwei Systemen ein Leiterstrom von 26,2

A.; für eine 30-kV-Leitung mit einem System, 192,2 A.

Die Festlegung auf eine Übertragungsleistung für alle Berechnungen erfolgte unter

dem Gesichtspunkt der Vergleichbarkeit der magnetischen Felder in der Umgebung

von Leitungen verschiedener Spannungsebenen.

Energieleitungen

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100


Mag

netis

che

Flus

sdic

hte

[ µT

] / 1

0 M

VA

30-kV-Freileitung einfach

110-kV-Freileitung 1 System A

110-kV-Freileitung 1 System B

110-kV-Freileitung 1 System C

110-kV-Freileitung 2 Systeme

30-kV-Erdkabel

30-kV-Erdkabel doppelt

30-kV-Freileitung doppelt

110-kV-Erdkabel 1 System

110-KV-Erdkabel -2 Systeme


Abbildung 2-3 Magnetische Flussdichte in der Umgebung von Hochspannungsfreileitungen und Erdkabel bei einer Last von 10 MVA

Magnetische Felder nehmen direkt proportional mit der Stromstärke in den Leitern,

und damit mit der Übertragungsleistung zu. Aus dem Diagramm in Abbildung 2-3


abgelesene Werte sind auf eine Übertragungsleistung von 10 MVA bezogen und

können durch Multiplikation mit dem entsprechenden Faktor für die tatsächliche

Übertragungsleistung umgerechnet werden.

Bei einer Übertragungsleistung von 10 MVA erreicht eine einfache 30-kV-Leitung ~1

% des nach [66] geltenden Referenzwertes für 50-Hz-Magnetfelder. Alle anderen

untersuchten Varianten weisen geringere magnetische Felder auf.

Für die Verteilung der magnetischen Flussdichte in der Umgebung einer

Energieleitung sind die Stromstärke und vor allem auch die Geometrie der

Leiteranordnung entscheidend. Je enger die Strompfade des Hin- und Rückleiters

aneinander geführt werden, umso geringer ist das „Restfeld“ in der Umgebung. Bei

idealer, koaxialer Leitungsführung, wenn die Summe aus Außenleiterstrom und

Innenleiterstrom „0“ ergibt, heben sich die Magnetfelder in der Umgebung vollständig

auf. Bei Erdkabeln ist dieser Umstand entsprechend der eng aneinanderliegenden

Leiter (doppelte Isolierwandstärke) näherungsweise erfüllt. Bei gleicher

Übertragungsleistung sind daher die Felder eines Erdkabels wesentlich niedriger als

jene einer Freileitung.

Da bei Freileitungen die Leiterabstände durch die begrenzte Durchschlagfestigkeit

der Luft vorgegeben sind, sind in der Regel, trotz höherer Stromstärken, die

magnetischen Felder in der Umgebung einer 30-kV-Leitung kaum höher als jene

einer 110-kV-Leitung.


Magnetische Flussdichte in der Umgebung verschiedener Energieleitungen

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

-100 -50 0 50 100


Mag

netis

che

Flus

sdic

hte

[ µT

]

30-kV-Freileitung einfach 10MVAErdkabelmantelstrom 10A110-kV-Freileitung 1 System A 10MVA110-kV-Freileitung 1 System B 10MVA110-kV-Freileitung 1 System C 10MVA110-kV-Freileitung 2 Systeme 10MVA30-kV-Erdkabel 10MVA30-kV-Erdkabel doppelt 10MVA30-kV-Freileitung doppelt 10MVA110-kV-Erdkabel 1 System 10MVA110-KV-Erdkabel -2 Systeme 10MVAErdkabelmantelstrom 1A


Abbildung 2-4 Magnetfeld eines 10-A- bzw. 1-A-Erdkabelmantelstromes im Vergleich mit den durch die Energieübertragung verursachten Felder (dargestellt im logarithmischen Maßstab zur besseren Erkennbarkeit der Verteilung in den Randzonen)

Wie man nun der Abbildung 2-4 entnehmen kann, ist die Elektromagnetische

Verträglichkeit (EMV) z.B. für 21“-Röhrenbildschirme sowie in medizinisch genutzten

Räumen (ÖVE EN7, Forderung: B < 200 nT) für die 110-kV-Freileitung, Variante C,

bei einer Übertragungsleistung von 10 MVA im Abstand > 20 m gewährleistet.

Hochspannungs-Erdkabel sind in der Regel mit elektrisch gut leitenden Schirmen

versehen. Diese können erdfühlig verlegt werden oder z.B. einseitig oder beidseitig

geerdet sein.

Im - mit den Nulleitern der lokalen Niederspannungsversorgung - vermaschten Netz

treten in den Zweigen der Maschen, entsprechend den Impedanzen verteilte

homopolare Ströme auf. D. h. ein Teil des Nulleiterstromes eines unsymmetrisch

belasteten Energiekabels kann über den Kabelmantel eines Hoch-

spannungserdkabels fließen.

Die durch diese homopolaren Ströme verursachten magnetischen Felder sind

entsprechend der 1/r-Charakteristik (r... Abstand in m) gegenüber jenen der

Leiterströme (1/r²-Charakteristik) dominant und daher in der Bewertung zu beachten.


Magnetische Flussdichte in der Umgebung verschiedener Energieleitungen

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

-100 -50 0 50 100


Mag

netis

che

Flus

sdic

hte

[ µT

] / 1

0 M

VA

30-kV-Freileitung einfach 10MVA

Erdkabelmantelstrom 10A110-kV-Freileitung 1 System A 10MVA

110-kV-Freileitung 1 System B 10MVA

110-kV-Freileitung 1 System C 10MVA

110-kV-Freileitung 2 Systeme 10MVA

30-kV-Erdkabel 10MVA

30-kV-Erdkabel doppelt 10MVA

30-kV-Freileitung doppelt 10MVA

110-kV-Erdkabel 1 System 10MVA

110-KV-Erdkabel -2 Systeme 10MVA


Abbildung 2-5 Magnetfeld eines 10-A-Erdkabelmantelstromes im Vergleich mit den durch die Energieübertragung verursachten Felder

Bei Erdkabelmantelströmen von 10 A überwiegt sowohl direkt über dem Kabel als

auch in größeren Abständen das durch den Mantelstrom verursachte Feld

gegenüber den Feldern, die durch eine Übertragungsleistung von 10 MVA verursacht

werden. In Abbildung 2-4 ist auch das magnetische Feld für einen Mantelstrom von

1 A eingezeichnet. Der logarithmische Maßstab verdeutlicht, dass in größeren

Querabständen (> 50 m), der Mantelstrom von 10 A ein stärkeres Feld verursacht als

jede der Freileitungsvarianten bei einer Übertragungsleistung von 10 MVA. Im

Abstand d > 50 m sind die Felder, die durch die Phasenleiterströme verursacht

werden, unabhängig von der Variante gering. Im logarithmischen Maßstab ist die

geringere Abnahme über der Entfernung (1/r-Charakteristik) für den homopolaren

Fall deutlich erkennbar. Bei den Kabel-Varianten ist wegen möglicherweise

auftretender Mantelströme die Minimierung der magnetischen Felder nicht gesichert.

Eine Reduktion dieser Mantelströme kann z.B. durch Verbesserung der

Lastsymmetrie(n) im Niederspannungsnetz, eine Optimierung der Verlegeart, der

Schirmung, der Leiterauskreuzung und Erdungsverbindungen erreicht werden.

Im Fall guter Symmetrieverhältnisse ergibt sich, wie Abbildung 2-4 zeigt, jedoch auch

bei Kabelmantelströmen im Bereich 1 bis 2 A eine deutliche Feldreduktion


gegenüber den Freileitungsvarianten. Auf Grund der Berechnungsergebnisse folgt,

dass eine Kabelvariante der Freileitung vorzuziehen ist, wenn hohe Übertragungs-

leistungen zu erwarten sind und gleichzeitig beschränkte Emissionen erwünscht sind.

Abbildung 2-6 bis Abbildung 2-9 veranschaulichen die Verteilung der elektrischen

Feldstärke bzw. der magnetischen Flussdichte (für den angenommenen Lastfall 10

MVA) in der Umgebung der untersuchten Varianten. Die Felder wurden für eine

horizontale Ebene in einer Höhe von 1 m über Grund sowie für eine vertikale Ebene,

durch die die Leitung hindurchtritt, berechnet. Die Leitungs- bzw. Kabeltrasse verläuft

in der Mitte dieser Ebene. Die vertikale Ebene ist in Längsrichtung der Trasse an der

Stelle positioniert, wo die Leiterseile der Freileitungen am tiefsten herabhängen. Dort

treten in der Regel die größten elektrischen Feldstärken bzw. magnetischen

Flussdichten auf. Die Breite der Ebenen erstreckt sich auf beide Seiten der Trasse

bis zum Abstand von 100 Meter. Die für die Horizontalebene gewählte Länge in

Richtung der Trasse entspricht den Abmessungen eines typischen halben

Spannfeldes einer 110-kV-Freileitung. Die vertikale Ebene erstreckt sich bis zu einer

Höhe von 50 Meter.


a)

b)

c)

d)

e)

f) Abbildung 2-6: Elektrische Felder der Freileitungsvarianten im anschaulichen 3D-Bild zum

Vergleich; Die elektrischen Felder sind unabhängig von der Übertragungsleistung


a)

b)

c)

d)

e)

f) Abbildung 2-7 Elektrische Felder der Freileitungsvarianten im anschaulichen 3D-Bild zum Vergleich;

Die magnetischen Felder sind abhängig von der Übertragungsleistung


a)

b)

c)

d)

Abbildung 2-8 Magnetfelder der Kabelvarianten ohne Kabel-Mantelströme im anschaulichen 3D-Bild zum Vergleich


Magnetfeld eines Kabels mit Kabelmantelstrom

10 A

Magnetfeld eines Kabels

mit Kabelmantelstrom 1 A

a)

b)

Abbildung 2-9: Magnetfelder der Kabelvarianten im anschaulichen 3D-Bild zum Vergleich

Die Abbildung 2-2 bis Abbildung 2-9 sind Grundlage für die folgenden

Schlussfolgerungen:

• Die im üblichen Aufenthaltsbereich in der Umgebung der in Österreich

üblichen untersuchten Freileitungsbauformen maximal auftretenden

elektrischen Feldstärken erreichen maximal 24 % des ÖVE ÖNORM E 8850

Referenzwertes.

• Die größten 50-Hz-Flussdichten in der Umgebung der bei einer Last von

10 MVA untersuchten Leitungsbauformen, erreichen 1 % des ÖVE ÖNORM E

8850 Referenzwertes.

• Die Felder nehmen rasch mit der Entfernung von der Leitung ab.

• Die größten bei Nennstrom auftretenden magnetischen Flussdichten liegen im

Fall der untersuchten Leitungsbauformen unterhalb des ÖVE ÖNORM E 8850

Referenzwertes.


3 Derzeitige Situation der Stromversorgung 3.1 Stromversorgung in Österreich Die österreichische Stromversorgung als Teil der mitteleuropäischen

Stromversorgung beruhte auf dem sogenannten hydrothermischen Verbundbetrieb –

dem eng gekoppelten Betrieb eines gemischten Kraftwerkssystems, bei dem sowohl

hydraulische (Wasser) als auch thermische Kraftwerke (Kohle, Gas, Öl) eingesetzt

werden. Die Liberalisierung der Elektrizitätsmärkte führte zur Einführung von

Handelsplattformen, wobei diese unter Berücksichtigung weiterer Komponenten wie

CO2-Handelssysteme und regenerativer Energieerzeugungsformen (Windparks,

Photovoltaik,...) den klassischen Verbundbetrieb ersetzt haben. Aufgrund seiner

besonderen geographischen Lage besitzt Österreich im Vergleich zu anderen

europäischen Ländern ein sehr hohes Potential an hydraulischer Erzeugung, mit

Spitzenkraft aus den Speicherbecken der Zentralalpen und Laufkraft an der Donau

und den übrigen Flüssen. Im Winter bedingen das rückläufige Dargebot der

Wasserkraft sowie der erhöhte Strombedarf die Notwendigkeit einer entsprechenden

Zusatzerzeugung mit thermischen Kraftwerken und gegebenenfalls zusätzlichen

Importen.

Die Konzeption der liberalisierten Elektrizitätsmärkte und der verstärkte Ausbau von

regenerativen Energieformen erfordern naturgemäß einen intensiven

Energieaustausch. So ist z.B. für den Transport der Spitzenenergie zu den

Verbrauchsschwerpunkten während der Starklastzeiten und umgekehrt für den

Transport der Laufkraft aus dem Donauraum in den Süden und Osten, bzw. zum

Pumpen während der Schwachlastzeiten, ein zuverlässiges, leistungsfähiges

Leitungssystem in der 220-kV- bzw. 400-kV–Ebene, mit ausreichender

Transportkapazität von größter Bedeutung.

Abbildung 3-1 zeigt, dass nach wie vor ca. 2/3 der gesamten elektrischen

Energieerzeugung (blaue Linie) auf Wasserkraft (blaue Fläche) und ca. 1/3 auf

thermischer Energieerzeugung (rote Fläche) beruhen. In den letzten Jahren kam es

außerdem verstärkt zum Ausbau von regenerativen Energieträgern (grüne Fläche),

wobei hier vorrangig die Windenergie zu erwähnen ist. Gelb dargestellt sind die

Importe.


Abbildung 3-1: Aufbringung elektrischer Energie aus Österreich, Quelle: E-Control (2010), http://www.e-control.at/de/statistik/strom/betriebsstatistik/jahresreihen, zuletzt geladen 29.09.2009

Nach Abbildung 3-2 ist der Großteil der elektrischen Energie bei den Endkunden

(blaue Fläche) verbraucht worden. Restliche wesentliche Verbrauchsposten sind der

Kraftwerkseigenbedarf, Netzverluste und Pumpbetrieb. Es ist in Abbildung 3-2 durch

Vergleich der österreichischen Gesamterzeugung mit dem Inlandsverbrauch

einschließlich Netzverlusten zu erkennen, dass Österreich seit ca. 10 Jahren seine

Position als Nettoexporteur eingebüßt hat und seitdem über das Jahr gesehen ein

Nettoimporteur an elektrischer Energie ist. Der Ausbau der Energieressource

Wasserkraft hat in Relation zur Gesamtproduktion stagniert. Dennoch ist Abbildung

3-2 und Abbildung 3-4 zu entnehmen, dass der heimische Konsum an elektrischer

Energie in den letzten Jahrzehnten rund 2-3 % p.a. zugenommen hat.


Abbildung 3-2: Verwendung elektrischer Energie in Österreich, Quelle: E-Control (2010), http://www.e-control.at/de/statistik/strom/betriebsstatistik/jahresreihen, zuletzt geladen 29.09.2009

Die Windkrafttechnologie hat in den letzten Jahren auch in Österreich einen großen

Aufschwung erhalten (siehe Abbildung 3-3). Durch kontinuierliche Verbesserungen

der einzelnen Komponenten und Anlagenteile, insbesondere auf dem Gebiet der

Rotoren, konnte die Anlagenleistung sukzessive vergrößert werden. Die Anlagen

werden in Serienproduktion gefertigt, wodurch deren Kosten in den letzten Jahren

stark reduziert werden konnten.

Abbildung 3-3: Installierte Leistung [MW] an Windenergie in Österreich, Quelle: http://www.energiewerkstatt.org/html/windenergie_osterreich.html, zuletzt geladen: 27.09.2010


Abbildung 3-4 zeigt, dass die bis zur Finanz- und Wirtschaftskrise (2008, 2009) ein

jährlicher Zuwachs von elektrischer Energie von ca. 2-3 % p.a. zu verzeichnen war.

Die roten Linien, welche die Veränderungsrate im 5- bzw. 10-Jahres-Mittel

kennzeichnen, zeigen eine zwar leicht stagnierende jedoch immer noch positive

Tendenz beim Stromverbrauch. Erst mit der Finanz- und Wirtschaftkrise war erstmals

eine markante negative Veränderungsrate seit ca. 50 Jahren zu verzeichnen.

Abbildung 3-4: Verbrauch von elektrischer Energie in Österreich (ohne Verbrauch für Pumpspeicherung), Quelle: E-Control (2010), http://www.e-control.at/de/statistik/strom/betriebsstatistik/jahresreihen, zuletzt geladen 29.09.2009

Dem steigenden Verbrauch und der wachsenden Importabhängigkeit steht seit ca.

15 Jahren ein weitgehend konstantes Netz (Abbildung 3-5) gegenüber. Dieses wird

über die Determinanten Erzeugung und Verbrauch damit sukzessive an seine

Belastungsgrenzen herangeführt. Zusätzlich existieren die Bestrebungen, neben den

konventionellen Energieträgern - Wasser und fossilen Brennstoffen - eine breite

Anbindung von weiteren erneuerbaren Energieträgern zu forcieren. Als

Hauptvertreter kann hierbei die Nutzung von Windenergie angesehen werden. Diese

Einbindung erfordert jedoch stabile Netzstrukturen, um größere

Einspeiseschwankung über den hydro-thermischen Verbund, bzw. marktgesteuerte

Exporte/Importe ausgleichen zu können.


Abbildung 3-5: Trassenlängen im öffentlichen Netz in Österreich, Datenstand August 2010, Quelle: E-Control(2010),http://www.e-control.at/de/statistik/strom/bestandsstatistik/VerteilungsErzeugungsanlagen2009 , zuletzt geladen 29.09.2009, eigene Darstellung


3.2 Netzversorgungsqualität Österreich

Hinsichtlich der Verfügbarkeit des österreichischen Stromnetzes folgen die

Auswertungen der E-Control internationalen Standards und gelten für

Mittelspannungsnetze. E-Control legt als Grund für Versorgungsunterbrechungen

folgende Kategorien fest [21]:

• Atmosphärische Einwirkungen: Gewitter, Stürme, Eis, Schnee, Lawinen,

Feuchtigkeit, Kälte, Hitze, Erdbeben, Erdrutsch, Felssturz und anderen

Naturkatastrophen sowie Anordnungen von Behörden oder Einsatzkräften

(z.B. Brandbekämpfung) International gibt es unterschiedliche Ansätze

außergewöhnliche Ereignisse (exceptional events) aus der Berechnung der

Zuverlässigkeitszahlen auszunehmen. In Österreich werden ausgewiesene,

zeitlich eingeschränkte Naturkatastrophen in der Berechnung der

Versorgungszuverlässigkeit der Netze dann ausgenommen, wenn eine lokale

Ausrufung einer Krisensituation durch den ansässigen Krisenstab (z.B. durch

Bürgermeister) und/oder die Einleitung von Maßnahmen seitens des Bundes

oder Landes, z.B. aus den Katastrophenfonds, erfolgt.

• Fremde Einwirkung: durch Menschen, Tiere, Baumschlägerungen, Erd-

und/oder Baggerarbeiten, Kräne, Fahrzeuge, Flugobjekte, Brand

(fremdverursacht) oder durch Sonstiges verursachte Störungen.

• Netzbetreiber intern: Fehlschaltungen, Fehlfunktionen/Ausfälle eines

Betriebsmittels, Alterung, Überlastungen usw.; Ursachen, die in unmittelbarem

Zusammenhang mit dem Betrieb des Netzes stehen – auch Störungen

unbekannter Ursache.

• Versorgungsausfall/Rückwirkungsstörungen: Ausfall der vorgelagerten

Spannungsebene, Ausfall der Versorgung (Erzeuger) oder z.B. Störung aus

einem anderen Netz, die auf das betrachtete Netz zurückwirkt.


Abbildung 3-6: Aufschlüsselung der jährlichen Anzahl an Versorgungsunterbrechungen nach ihrer Ursache, Quelle: [21], S.6

Abbildung 3-7: Aufschlüsselung der jährlichen (ungeplanten) Anzahl Versorgungsunterbrechungen nach ihrer Häufigkeit, Quelle: [21], S.6

Abbildung 3-6 zeigt, dass die Mehrheit der jährlichen Versorgungsunterbrechungen

in der Mittelspannungsebene auf geplante Abschaltungen (z.B. für Wartungs-

arbeiten) zurückzuführen ist. Bei den ungeplanten Versorgungsunterbrechungen

(Abbildung 3-7) sind vor allem atmosphärische Einwirkungen für einen

Versorgungsausfall verantwortlich. Rückwirkungen aus dem Hoch- und

Höchstspannungsnetz sind nur zu einem geringen Prozentsatz Auslöser von

Unterbrechungen.


Abbildung 3-8: Jährliche ungeplante Nichtverfügbarkeit (in Minuten) der Stromversorgung in Österreich in den Jahren 2002-2007, Quelle: [21], S.9

Die österreichischen Mittelspannungsnetze besitzen nach Abbildung 3-8 über die

Jahre 2002-2007 bei der ungeplanten Nichtverfügbarkeit einen Median von ca. 45

min/a.

Abbildung 3-9: Nichtverfügbarkeit der österreichischen Mittelspannungsnetze im Jahr 2006, unterschieden nach geplanten und ungeplanten Unterbrechungen und gewichtetem Österreichwert (70,45min), Quelle: [22], S.14

Abbildung 3-9 und Abbildung 3-10 stellen die geplante und ungeplante

Nichtverfügbarkeit der elektrischen Energieversorgung, eingeteilt nach den

unterschiedlichen (größeren und kleineren) Netzbetreibern dar.


Abbildung 3-10: Nichtverfügbarkeit der österreichischen Mittelspannungsnetze (2007), unterschieden nach geplanten und ungeplanten Versorgungsunterbrechungen und gewichtetem Österreichwert (64,24 min), Quelle: [21], S.10

Für die „großen“ tarifierenden Netzbetreiber liegt nach Abbildung 3-10 im Jahr 2007

die ungeplante Nichtverfügbarkeit unter dem gesamten österreichischen Durchschnitt

(47,14 min/a) bei 32,85 min/a [21].

3.3 Stromversorgung in Oberösterreich

Die oberösterreichische Stromversorgung als Teil des liberalisierten Marktes ist

mit Laufkraftwerken, Spitzenkraftwerken, thermischen Kraftwerken sowie einem

steigenden Anteil an regenerativen Energieträgern (Photovoltaik, Wind, ...)

ausgestattet.

Über derzeit drei Einspeisestellen – Lambach, St. Peter, Ernsthofen – wird das

110-kV-Netz aus dem übergeordneten 220/380-kV-Netz der APG gespeist.

Daneben existieren 110-kV-Verbindungsleitungen zu den Netzen der STEWEAG,

SAG, EVN und nach Deutschland, um einen interregionalen Austausch und Aushilfe

zu gewährleisten. Neben der Landesversorgungsgesellschaft betreiben derzeit APG,

Linzstrom und die Welsstrom Teile des oberösterreichischen 110-kV-Netzes.

Nach [86] ergibt sich in Österreich ein technisch-wirtschaftliches

Wasserkraftpotenzial mit ca. 13 TWh.


Die Verteilung auf die Bundesländer ist der Abbildung 3-11 zu entnehmen. Für

Oberösterreich existiert ein technisch-wirtschaftliches (Rest)Potenzial von jährlich

800 GWh.

Abbildung 3-11: Verteilung des österreichischen Wasserkraftpotenzials auf die Bundesländer, Quelle: [86], S.6

In Oberösterreich gingen Windkraftanlagen im Jänner 1996 in Eberschwang (2 x 500

kW) und im Oktober 1996 in Laussa (3 x 600 kW) ans Netz. Zwei Anlagen in

Schenkenfelden (2 x 600 kW) wurden im September 1998 in Betrieb genommen.

Fünf Anlagen (2 x 660 kW in Spörbichl bei Windhaag, 3 x 660 kW in Altschwendt bei

Zell a.d. Pram) wurden im November 1999 errichtet. Im Jahr 2001 wurden zwei

weitere Windräder in Altschwendt in Betrieb genommen und im Jahr 2002 eine

Anlage in Steiglberg/Lohnsburg (2 MW) errichtet. Im Jahr 2003 gingen eine Anlage in

Vorderweißenbach (2 MW) und Schernham (1,8 MW) in Betrieb. Weitere 6 Anlagen

(á 2 MW) wurden 2005 in Vorderweißenbach errichtet (siehe Abbildung 3-12). Im

Jahr 2009 wurden 43 GWh aus Windenergie erzeugt [56].

Abbildung 3-12 Windenergieanlagen in Oberösterreich, Quelle: [56], S.16


3.4 Beurteilung der Netzversorgungssituation des Raums Kremstal/Almtal/Vorchdorf/Steyr

3.4.1 Methodik zur Beurteilung der Belastung von elektrischen Netzen

Wenn die Stromaufnahme einer Gruppe von Verbrauchern, z.B. Wohnungen oder

Gewerbebetrieben, mit einer gemeinsamen Leistungsmessung erfasst wird, gleichen

sich die benützungsbedingten Schwankungen des Stromverbrauchs der einzelnen

Lasten teilweise aus und es entsteht das Belastungsdiagramm einer

Verbrauchergruppe („Lastgebirge“). Je nach Zeitspanne der Erfassung spricht man

von einem Tagesbelastungsdiagramm, einem Wochenbelastungsdiagramm oder

einem Jahresbelastungsdiagramm.

Für Tagesbelastungsdiagramme sind die Lastspitzen zu Mittags und früh am Abend

charakteristisch, wohingegen in den frühen Morgenstunden ein Leistungstal auftritt.

Abbildung 3-13 stellt beispielhaft die Entwicklung einer solchen Belastungskurve dar.

Wochenbelastungsdiagramme sind, wenn keine Feiertage vorhanden sind, während

der Werktage eine praktisch periodische Wiederholung des einzelnen Tages-

Belastungsdiagramm. An den Wochenenden entfallen die Gewerbe- und

Industrielasten, und der Verbrauch und die Lastspitzen sind im Allgemeinen geringer.

Ein mitteleuropäisches Jahresbelastungsdiagramm wies in der Vergangenheit in der

Winterzeit grundsätzlich höhere Verbraucherleistungen als in der Sommerzeit auf.

Aktuelle Jahresbelastungsdiagramme zeigen durch den erhöhten Kühlbedarf bereits

eine Sommerspitze.

Abbildung 3-13.: Beispiel für die Entwicklung eines Tagesbelastungsdiagramms

In der Netzpraxis wird die Leistung für größere Verbraucher im Allgemeinen in Form

von Viertelstundenmesswerten des Energiezählers erfasst. Die so ermittelten


Leistungswerte, aufgetragen über die Zeit ergibt die Ganglinie. Die folgende Formel

stellt eine Näherung dar:

(1)

Typisch sind die Mittags- und Abendspitzen, sowie die Vergleichmäßigung bei

steigender Anzahl der Verbraucher. Die Überlagerung der Ganglinien von mehreren

Verbrauchern ergibt prognostizierbare Belastungskurven.

Die Dauerlinie wird aus dem Belastungsdiagramm abgeleitet (siehe Abbildung 3-14),

wobei die Leistungswerte abfallend sortiert werden. Sie stellt den Zusammenhang

zwischen Belastung und Zeitdauer der Belastung dar. Mit Hilfe dieser Darstellung

lässt sich bestimmen, wie lange eine bestimmte Belastung in Summe aufgetreten ist,

nicht aber, wann diese aufgetreten ist. Zur Sicherstellung eines zuverlässigen

Netzbetriebes müssen die Systemkomponenten für eine maximale

Leistungsübertragung ausgelegt sein.

Abbildung 3-14: Beispiel für die Herleitung der Dauerlinie

Pmax...maximal auftretende Belastung im Betrachtungszeitraum

Pmin....minimal auftretende Belastung im Betrachtungszeitraum

Die Arbeitssummenlinie leitet sich wie die Dauerlinie auch aus dem

Belastungsdiagramm ab (siehe Abbildung 3-15). Sie zeigt den Zusammenhang

zwischen Arbeit und Zeit. Sie wird auch als „Zählerstandskurve“ bezeichnet, da man

daraus die bis zu einer bestimmten Zeit benötigte Energie ablesen kann. Der Verlauf

der Kurve ist dort am steilsten, wo auch das Belastungsdiagramm die höchsten

Werte aufweist.


Abbildung 3-15: Herleitung der (Jahres)Arbeitssummenlinie aus (Jahres)dauerlinie und dem (Jahres)Belastungsdiagramm

Diese Methode der Auswertung von Netzlasten wird nicht nur für Lasten verwendet

sondern kann auch z.B. bei Erzeugung und Auslastung angewendet werden. Aus

den Lastganglinien können unterschiedliche Faktoren wie die

• Energie (Arbeit) W

• Grundlast Pg

• mittlere Last Pm

• Höchstlast Ph

• Belastungsfaktor m

• Lastverhältnis m0 und

• Gleichzeitigkeitsfaktor g

abgeleitet werden.

Die Energie bzw. Arbeit W in kWh entspricht der Fläche unter dem

Belastungsdiagramm oder unter der Dauerlinie, wobei gilt, dass P(t) der zeitliche

Verlauf der Wirkleistung ist, und T die Beobachtungsdauer darstellt.

(2)

(3)


Die Grundlast Pg ist der Punkt im Belastungsdiagramm, bei dem die geringste

Belastung auftritt.

Die mittlere Last Pm entspricht jener Leistung, welche über die gesamte

Beobachtungsdauer T aufgebracht werden müsste, um damit die gesamte

verrichtete Arbeit W zu erzeugen.

(4)

Die Höchstlast Ph ist die größte Last, die im Belastungsdiagramm auftritt. Die

Benutzungsdauer Tm wird aus dem Verhältnis von Arbeit zu Höchstlast bestimmt und

entspricht somit jener Zeitdauer der Höchstlast, die zur Bereitstellung dieser Arbeit

benötigt würde.

(5)

Der Belastungsfaktor m gibt entweder das Verhältnis von mittlerer Last zu

Höchstlast bzw. das Verhältnis der Benutzungsdauer zur gesamten

Beobachtungszeit an. Für den Idealfall einer konstanten Last über die gesamte

Beobachtungszeit wird das Verhältnis gleich eins. Real ist dieser Faktor immer

kleiner als eins.

(6)

Das Lastverhältnis mo gibt das Verhältnis von Grundlast zu Höchstlast an. Für den

Idealfall einer konstanten Last über die gesamte Beobachtungszeit wird das

Verhältnis eins. Real ist dieser Faktor immer kleiner als eins.

(7)

Bei der Zusammensetzung der einzelnen Tagesbelastungsdiagramme verschiedener

Verbraucher ist in der Regel die Höchstlast Ph kleiner als die Summe der Einzellasten

Ph,j, da diese nicht gleichzeitig auftreten. Dieser Zusammenhang wird als


Gleichzeitigkeitsfaktor g bezeichnet. Für Haushalte beträgt dieser Gleichzeitigkeits-

faktor beispielsweise 0,3.

(8)

Der Gleichzeitigkeitsfaktor wird also herangezogen, um bei einer Gruppe

inhomogener Verbraucher, in der bei jedem Verbraucher lediglich die Größe der

Lastspitze (ohne Zeitpunkt des Auftretens) bekannt ist, die Gesamtlastspitze zu

bestimmen.

Da elektrische Netze, wegen der fehlenden Speicherfähigkeit der elektrischen

Energie, auf die Spitzenlast ausgelegt sein müssen, ist der Gleichzeitigkeitsfaktor für

die Netzdimensionierung wesentlich.

3.4.2 Versorgungssituation des Raums Kremstal

Der Raum Kremstal wird über eine 110-kV-Stichleitung (Doppelsystem) von Steyr-

Nord – Bad Hall – Kremsmünster – Kirchdorf versorgt. Bei Ausfall einer Leitung kann

noch die flächendeckende Versorgung des Kremstales gewährleistet werden. Bei

einem Common-Mode-Fehler (z.B.: Mastumbruch auf 110-kV-Ebene) ist es nicht

möglich eine entsprechende Ersatzversorgung aufrecht zu erhalten. Je nach

Fehlerort kann eine Versorgungsunterbrechung des gesamten Kremstales eintreten.

Im Falle eines Common-Mode-Fehlers oder dringender Instandsetzungsarbeiten,

welche eine Gesamtabschaltung der Verbindung erforderlich machen, kann eine

Versorgungsunterbrechung von bis zu mehreren Tagen vorliegen.

Die Jahresdauerlinien nach Abbildung 3-16 bis Abbildung 3-18 geben Auskunft über

die Dauer der bezogenen Leistungen über das Jahr hinweg. Von besonderer

Bedeutung sind hier die Spitzenleistungen (Ps) und die mittlere bezogene Leistung

(Pm), wobei ein Belastungsfaktor (Pm/Ps) mit 0,7 angenommen werden kann. Die

Gesamtspitzenlast für die Umspannwerke in Kirchdorf, Kremsmünster und Bad Hall

liegt bei ca. 80 MW.


Abbildung 3-16: Jahresdauerlinie für die Region Kirchdorf (2007 und 2008), Quelle: Energie AG

Für die Region Kirchdorf ist ein deutlicher Lastrückgang im Jahr 2008 gegenüber

dem Jahr 2007 zu verzeichnen. Dies ist nicht zuletzt auf den externen Einfluss der

internationalen Finanz- und Wirtschaftskrise zurückzuführen.

Abbildung 3-17: Jahresdauerlinie für die Region Kremsmünster (2007 und 2008), Quelle: Energie AG


Abbildung 3-18: Jahresdauerlinie für die Region Bad Hall (2007 und 2008), Quelle: Energie AG

Anhand von Abbildung 3-22 ist zu erkennen, dass der elektrische Energieverbrauch

in der Region Kremstal seit 2001 mit einer Spannweite von 2,4 % p.a. (bis 2008) und

1,9 % p.a. (bis 2010) zugenommen hat.

Für zukünftige Entwicklungen ist zu berücksichtigen, dass der kurzfristige Rückgang

seit dem Jahr 2008 seine Kausalität in der extern ausgelösten Finanz- und

Wirtschaftskrise hat. Diese Verringerung ist als nicht repräsentativ zu sehen. Für

weitere Analysen ist der Trend bis 2008 heranzuziehen.

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Abbildung 3-19: Lastgang UW Kirchdorf (2007), Quelle: Energie AG


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Abbildung 3-20: Lastgang UW Kremsmünster, Quelle: Energie AG

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Lastgang UW Bad Hall 2007

Lastgang UW Bad Hall

Abbildung 3-21: Lastgang UW Bad-Hall, Quelle: Energie AG


Abbildung 3-22: Jährliche Arbeit mit Entwicklungstendenzen für die Region Kremstal (Stand 2010), Quelle: Energie AG

Abbildung 3-19, Abbildung 3-20 und Abbildung 3-21 machen für die Lastgänge im

Kremstal deutlich, dass eine immer weiter fortschreitende Vergleichmäßigung der

Sommer- und Winterhöchstlast eintritt. Die Spitzenleistung liegt für Kirchdorf bei ca.

27 MW, für Kremsmünster bei ca. 29 MW und für Bad Hall bei ca. 27 MW.

Kurzfristige Einbrüche können auf Betriebsurlaube und Feiertage zurückgeführt

werden. Eine Nahwärmeversorgung in Kirchdorf mit dezentraler Einspeisung zeigt

keinen signifikanten Einfluss auf die Lastsituation.

Bezüglich der konkreten Frage (s. Appendix 7.5, Abschnitt 3: Volkswirtschaftliche

bzw. Netzbetreiber-übergreifende Gesichtspunkte, Frage: 1.) hinsichtlich des

Jahres-Energiebedarfs im Kremstal wird Folgendes festgehalten:

Das Verbot einer ständigen Kupplung der Netzbezirke Ernsthofen und Lambach / St.

Peter aus Gründer der Erdschlusslöschung bedingt im 110-kV-Projekt Almtal –

Kremstal eine offen betriebene Trennstelle zwischen Traunfall und Steyr Nord.

Bei Realisierung einer zweisystemigen Freileitung ist diese Trennstelle vorrangig im

UW Kremsmünster sinnvoll, da dort über einen getrennten Zwei-Sammelschienen-

Betrieb eine (n-1)-sichere Versorgung aller Umspannwerke hergestellt werden kann.

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Entwicklung des Stromverbrauchs im Kremstal

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∅ Stromverbrauchszunahme 2001 - 2010 etwa 1,9 % p. a.


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Entwicklung des Stromverbrauchs im Kremstal

Kremstal

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*) Summe der Umspannwerke Bad Hall, Kremsmünster und Kirchdorf

*


In diesem Zuge wird zumindest die Last des UW Kirchdorf (~ 150 GWh pro Jahr) auf

den Netzbezirk Lambach / St. Peter umgeschaltet.

Die Last des UW Kremsmünster (~ 190 GWh) kann wahlweise bzw. teilweise

zwischen den beiden Netzbezirken umgeschaltet werden. Dabei muss die

Erdschlusslöschung im Netzbezirk Ernsthofen (110-kV-E-Spule im UW

Kremsmünster) sichergestellt werden.

3.4.3 Versorgungssituation des Raums Almtal

Das Almtal wird über drei 30-kV–Stichleitungen der Umspannwerke in Gmunden,

Vorchdorf und Kirchdorf versorgt. Zusätzlich existieren dezentrale Einspeiser. Die 30-

kV-Leitungen der Umspannwerke in Gmunden, Vorchdorf und Kirchdorf sind

wiederum von der Funktionsfähigkeit der 110-kV–Netzseite abhängig.

Abbildung 3-23: Jahresdauerlinie für die Region Almtal (2007 bis 2008), Quelle: Energie AG

Die Jahresdauerlinien aus Abbildung 3-23 zeigen

• die jährliche Gesamtbelastung für den Raum Almtal für die Zeiträume 2007

und 2008 (grün),

• das jährliche Leistungsdefizit (2007 und 2008), welches über das bestehende

30-kV-Netz zur Verfügung gestellt werden muss (rot). Dieses Defizit schwankt

resultierend aus der Dargebotsabhängigkeit der örtlichen dezentralen

Erzeugung.


Es ist anhand von Abbildung 3-23 zu erkennen, dass die jährliche Spitzenbelastung

bei ca. 17 MW liegt. Diese Leistung wird zu einem großen Teil über das bestehende

30-kV-Netz bereitgestellt.

Abbildung 3-24: Lastgang des Raums Almtal inklusive eigener Erzeugung, Quelle: Energie AG

Nach Abbildung 3-24 wird deutlich, dass bisher eine rein dezentrale Versorgung

(dargestellt durch die blaue Linie) des Almtales nicht möglich ist, und die Auslegung

des 30-kV-Netzes sich an der Winterhöchstlast (welche sich deutlich von der

Sommerhöchstlast abhebt) mit geringster dezentraler Einspeisung orientieren muss.

Derzeit kann für die Stichleitungsabzweige der Umspannwerke Kirchdorf und

Gmunden noch eine gegenseitige Ersatzversorgung (für den Fall, dass eine dieser

beiden ausfällt) unter Einhaltung der geforderten Spannungsniveaus realisiert

werden. Bei einem Lastanstieg von mehr als 2 MW von Scharnstein bis zum Talende

ist diese gegenseitige Ersatzversorgung im Hochlastfall nicht mehr durchführbar. Für

den 30-kV-Abzweig des Umspannwerkes Vorchdorf kann, aufgrund der ent-

stehenden Leitungslängen, keine Ersatzversorgung aus dem Umspannwerk Kirch-

dorf unter Einhaltung der Spannungsniveaus hergestellt werden.

Bei Ausfall einer der drei Umspannwerks-Versorgungen (z.B.: Mastumbruch, Trans-

formatorbrand, etc.) ist - keine sprunghaften Lastanstiege vorausgesetzt - mittel- bis

langfristig eine umfassende Versorgung des Raums Almtal nicht mehr gegeben.


Abbildung 3-25: Verlauf des Energieverbrauchs der Region Almtal mit durchschnittlicher Entwicklungstendenz, Quelle: Energie AG

Resultierend aus der Stromverbrauchsentwicklung bis 2008 kann für die Region

Almtal als Zukunftsprognose eine Verbrauchssteigerung von bis zu 2 % p.a.

angenommen werden (Abbildung 3-25). Kurzfristig können aber auch durch

Zuwanderung von Industrie und der Vitalisierung von Tourismuszentren größere

Lastanstiege realisiert werden. Diese würden dann schlagartig bestehende

Leistungsreserven in der Mittelspannungsebene aufheben.


Fragenkatalog, Frage: 8.1) hinsichtlich des Themenbereichs: Verbrauchsanstieg im Almtal wird Folgendes festgehalten:

Eine Analyse des Lastgangdiagramms bringt natürlich einen klaren Hinweis auf die

Hauptverursacher der Lastspitzen. Sollte sich herausstellen, dass z.B. einzelne

Großverbraucher diese Spitzen hervorrufen, könnte man unter Umständen

Maßnahmen finden, um diese Lastspitzen zu vermeiden. Voraussetzung dafür ist

einerseits das Einverständnis der/des Kunden und andererseits eine rasche (z. B.

ferngesteuerte) Zugriffsmöglichkeit für den Netzbetreiber auf die Anlagen der/des

Kunden.

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Almtal

Trend 2001 - 2010

Trend 2001 - 2008



*) Summe der 30-kV-Abzweige Pettenbach (UW Vorchdorf), Theresienthal (UW

Gmunden) und Pettenbach (UW Kirchdorf)

*


Wenn – was auch denkbar ist – eine Vielzahl von VerbraucherInnen und

Großverbrauchern diese Spitzen hervorrufen, müsste für wirksame zentrale

Maßnahmen das Einverständnis aller dieser Kunden eingeholt werden.

Da diese Maßnahmen in der Regel mit schwerwiegenden Eingriffen in die Prozesse

der/des Kunden, wie z.B. Lastabschaltungen ohne Rückfragen oder zeitgerechte

Information, und das noch während der regulären Arbeitszeiten, einhergehen,

reduziert sich ein derartiges „demand side management“ in der Praxis auf Einzelfälle

bei Kunden mit entsprechend großem Dispositionspotential (> 10 MW), wobei das

uneingeschränkte Einverständnis vorliegen muss. Es müssten also Gewerbe

und/oder Industriebetriebe ihren Betrieb der allgemeinen Stromsituation unterwerfen

und sich einschränken.


Fragenkatalog, Frage: 8.2.) hinsichtlich der technischen oder kostenseitigen Aspekte

von Maßnahmen, die Lastspitzen zu begrenzen, wird Folgendes festgehalten:

Im betrachteten Netzgebiet sind nur wenige Kunden mit derartigen

Anschlussleistungen ansässig. Es ist davon auszugehen, dass sich deren

Stromverbrauch größtenteils an anderen Interessen orientiert. Würden

entsprechende Dispositionsspielräume vorhanden sein, so würden jene Kunden aus

tariflichen Gründen vermutlich bereits jetzt die Lastspitzen reduzieren und

„Nachtstrom“ beziehen.

Es ist also von einem höchst bescheidenen Potenzial auszugehen, wodurch keine

nennenswerte Möglichkeit zum Aufschub des Projekts zu erwarten ist.


gesetzlichen Versorgungsauftrags, Frage: 5.) hinsichtlich der Maßnahmen der Nachfragesteuerung im Sinne des ElWOG wird Folgendes festgehalten:

Wie in Abschnitt 1 („Gliederungsbezogener Fragenkatalog“) unter Frage 8.2 erläutert

wurde, sind freiwillige Einschränkungen ohne Weiteres möglich.

Im oberösterreichischen ELWOG ist in § 21 („Pflichten der Stromerzeuger“), unter

Ziffer 7 z.B. festgehalten, dass Stromerzeuger verpflichtet sind, auf Anordnung der

Regelzonenführer gemäß § 50 Z. 5 und 5a zur Netzengpassbeseitigung oder zur


Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit die Erhöhung und/oder Einschränkung

der Erzeugung, somit die Veränderung der Kraftwerksverfügbarkeit des

Kraftwerksbetreibers vorzunehmen, …

Diese Maßnahmen betreffen aber Einspeiser und nicht Netzbetreiber

Ebenfalls im oberösterreichischen ELWOG ist in § 29 („Pflichten der Betreiber von

Übertragungsnetzen“), unter Ziffer 8 z.B. festgehalten, dass

Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet sind, Engpässe im Netz zu ermitteln und

Maßnahmen zu setzen, um Engpässe zu vermeiden oder zu beseitigen sowie die

Versorgungssicherheit aufrecht zu erhalten. Sofern für die Netzengpassbeseitigung

oder Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit dennoch Leistungen der Erzeuger

(Erhöhung oder Einschränkung der Erzeugung sowie Veränderung der

Kraftwerksverfügbarkeit) erforderlich sind, ist dies vom Übertragungsnetzbetreiber

unter Bekanntgabe aller notwendigen Daten unverzüglich dem Regelzonenführer zu

melden, der erforderlichenfalls weitere Anordnungen zu treffen hat

Diese Maßnahmen betreffen Übertragungsnetzbetreiber.


Verteilernetzen“), unter Ziffer 10 z.B. festgehalten, dass Verteilernetzbetreiber

verpflichtet sind, Engpässe im Netz zu ermitteln und Maßnahmen zu setzen, um

Engpässe zu vermeiden oder zu beseitigen sowie die Versorgungssicherheit aufrecht

zu erhalten. Sofern für die Netzengpassbeseitigung erforderlich, haben die

Verteilernetzbetreiber in Abstimmung mit betroffenen Netzbetreibern mit den

Netzbenutzern (Erzeuger und Entnehmer), deren Anlagen für Engpassmanagement

geeignet sind, Verträge abzuschließen, wonach diese zu Leistungen (Erhöhung oder

Einschränkung der Erzeugung oder der Entnahme, Veränderung der

Kraftwerksverfügbarkeit) gegen Ersatz der wirtschaftlichen Nachteile und Kosten, die

durch diese Leistungen verursacht werden, verpflichtet sind; dabei ist auch

sicherzustellen, dass bei Anweisungen gegenüber Betreibern von KWK-Anlagen die

Sicherheit der Fernwärmeversorgung nicht gefährdet wird. Die Aufwendungen, die

den Verteilernetzbetreibern aus der Erfüllung dieser Verpflichtung entstehen, sind

ihnen angemessen abzugelten.

Ferner wird ebenda unter Ziffer 11a festgehalten, dass … wenn Netzengpässe

auftreten und für deren Beseitigung Leistungen der Erzeuger erforderlich sind und

eine vertragliche Vereinbarung gemäß Z. 11 nicht vorliegt, haben die Erzeuger auf


Anordnung des Verteilernetzbetreibers in Abstimmung mit den betroffenen

Netzbetreibern Leistungen (Erhöhung oder Einschränkung der Erzeugung,

Veränderung der Kraftwerksverfügbarkeit) zu erbringen. Dabei ist auch


Sicherheit der Fernwärmeversorgung nicht gefährdet wird. Z. 11 letzter Satz gilt

sinngemäß.

Diese Maßnahmen betreffen Verteilernetzbetreiber. Diese können mit sich bereit

findenden Verbrauchern gegen Kostenersatz eine Entnahmebeschränkung

vereinbaren.

Realistisch wird dieses Potential wegen der in 8.2. angeführten Einschränkungen (in

der Regel schwerwiegende Eingriffen in die Prozesse, Lastabschaltungen ohne

Rückfragen oder zeitgerechte Information, …) als nicht nachhaltig realisierbar

eingeschätzt.

3.4.4 Versorgungssituation des Raums Vorchdorf

Der Raum Vorchdorf wird über eine 110-kV-Doppelleitung versorgt. Zusätzlich

existiert ein 30-kV-Mittelspannungsnetz, welches ebenfalls die Versorgung

übernehmen kann.

Abbildung 3-26: Jahresdauerlinie für die Region Vorchdorf (2007-2008), Quelle: Energie AG

In der Region Vorchdorf ist gegenwärtig mit einer Spitzenleistung von ca. 18 MW zu

rechnen.


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Lastgang UW Vorchdorf 2007

Lastgang UW Vorchdorf

Abbildung 3-27: Lastgang Region Vorchdorf (2007), Quelle: Energie AG

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Jahr

Entwicklung des Stromverbrauchs im UW Vorchdorf

Vorchdorf

Trend 2001 - 2010

Trend 2001 - 2008



Abbildung 3-28: Elektrischer Energieverbrauch in der Region Vorchdorf (Stand 2010), Quelle: Energie AG

Ähnlich zur Entwicklungstendenz in der Region Kremstal sind auch in der Region

Vorchdorf (Abbildung 3-28) die Folgen der internationalen Finanz- und

Wirtschaftskrise maßgeblich für die Entwicklungen seit 2008 verantwortlich. Aus der

Dauerlinie (Abbildung 3-26) und nach Abbildung 3-27 und ist die Notwendigkeit der

Spitzenlastdeckung für die Region ersichtlich. Bei Leistungsspitzen von bis zu 18

MW (Stand: 2007) ist eine Ersatzversorgung über ein 30-kV-Leitungssystem noch

einige Jahre möglich.


3.4.5 Versorgungssituation des Raums Steyr

Der Raum Steyr, wird über eine 110-kV-Leitung der APG von Ernsthofen nach Steyr

Nord versorgt. Weiters existiert eine Einspeisung mehrerer EKW-Kraftwerke. Eine

110-kV–Verbindung in den steirischen Raum kann nur für Störungsaushilfe

herangezogen werden.

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Dauerlinie Raum Steyr (inkl. UW Großraming)

Last Raum Steyr (inkl. UW Großraming) 2007

Last Raum Steyr (inkl. UW Großraming) 2008

Abbildung 3-29 Jahresdauerlinie Region Steyr (ohne Region Kremstal) (Stand 2010), Quelle: Energie AG

Nach Abbildung 3-29 liegt das maximale Leistungsdefizit bei ca. 120 MW. Auch die

Region Steyr wurde seit 2008 von der internationalen Wirtschaftskrise erfasst

(Abbildung 3-32), wobei dieses Ereignis nicht repräsentativ für die

Gesamtentwicklung seit 10 Jahren gesehen werden kann.


Abbildung 3-30: Lastgang der Region Steyr (ohne Kremstal) im Jahr 2007 mit/ohne Berücksichtigung der EKW-Erzeugung, Quelle: Energie AG

Abbildung 3-31: Lastgang Region Steyr (inklusive Kremstal) 2007 mit/ohne Berücksichtigung der EKW-Erzeugung, Quelle: Energie AG

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Datum / Uhrzeit

Lastgang Großraum Steyr (inkl. Kremstal) 2007

GR Steyr Netto

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Datum / Uhrzeit

Lastgang Großraum Steyr (inkl. Kremstal) 2007

GR Steyr Netto

Erzeugung EKW

GR Steyr Brutto

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2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

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Jahr

Entwicklung des Stromverbrauchs in Steyr (inkl. Großraming)

Summe Steyr

Trend 2001 - 2010

Trend 2001 - 2008



Abbildung 3-32 Entwicklung des elektrischen Energieverbrauchs Steyr (Stand 2010), Quelle: Energie AG

Abbildung 3-30 und Abbildung 3-31 machen deutlich, dass eine Spitzenlastdeckung

über einen zusätzlichen Netzanschluss für den Fall einer Höchstlast in Höhe von ca.

180 MW ohne zusätzliche Einspeisung ermöglicht werden muss. Im Fall der

Einspeisung durch die Kraftwerke der EKW muss berücksichtigt werden, dass diese

vornehmlich im Schwellbetrieb arbeiten. Um im Verbundbetrieb die Verfügbarkeit zu

berücksichtigen, sind für Laufkraftwerke mit Schwellbetrieb in Österreich nur 46 %

(E-Control) der installierten Leistung als gesichert anzunehmen. Für eine mögliche

Inselversorgung sind Totalausfälle zu berücksichtigen.


4 Untersuchung der Versorgungsvarianten Im Folgenden werden, aufbauend auf der Nullvariante, die den derzeitigen Zustand

des Netzes repräsentiert, verschiedene Schaltzustände und Varianten hinsichtlich

eines Leitungs- oder Kraftwerksausbaus untersucht.

Grundsätzlich werden alle Varianten in den folgenden Abschnitten vollständig

beschrieben und nach einem einheitlichen Kriteriensystem analysiert.

Aus der Bedeutsamkeit der Fragestellungen hinsichtlich einer langfristig gesicherten

Elektrizitätsversorgung stellt sich bei den Teilproblematiken folgende Reihung ein:

1. Versorgung des Raums Kremstal,

2. Versorgung des Raums Almtal,

3. Versorgung der Region Vorchdorf,

4. Versorgung des Großraums Steyr.

Eine volkswirtschaftliche Betrachtung erfordert, dass eine Lösung den

Kosten/Nutzen-Aufwand maximiert, womit die Erfordernisse aller Gebiete

bestmöglich erfüllt werden sollten.


4.1 Variante 1: Derzeitiger Netzzustand (Nullvariante)

4.1.1 Technische Beschreibung der Variante

Abbildung 4-1: Derzeitiger Netzzustand der Regionen Kremstal, Almtal, Vorchdorf und Steyr mit bestehenden 110-kV-Leitungsverbindungen (rot), Quelle: eigene Darstellung

Mit „Nullvariante“ wird die Variante bezeichnet, bei der im Raum Almtal / Kremstal

weder bei Leitungen, noch Kraftwerken, Neubauten, oder Zubauten bzw.

Veränderungen erfolgen (gemäß Abbildung 4-1).

In der derzeitigen Situation bleibt es bei der Nullvariante bei einer ausgedehnten 30-

kV–Versorgung des Almtales über drei Stichleitungen Umspannwerk Kirchdorf,

Umspannwerk Vorchdorf und Umspannwerk Gmunden. Die Versorgung der

Regionen Kremstal und Vorchdorf erfolgt weiterhin über doppelsystemige 110-kV–

Stichleitungen. Im Fall von Vorchdorf ausgehend vom Umspannwerk Traunfall, im

Fall von Kirchdorf ausgehend von Umspannwerk Steyr Nord über das Umspannwerk

Bad Hall und Umspannwerk Kremsmünster zum Umspannwerk Kirchdorf.

4.1.2 Analyse der Variante für die Region Kremstal

Für die Region Kremstal bringt diese Versorgungsvariante keine Verbesserung in

Bezug auf eine redundante Versorgung. Der Ausfall (oder die Reparatur) einer

Leitung kann unter Berücksichtigung der Stromverbrauchsszenarien für den Raum

Kremstal in ca. 15-20 Jahren zu einer eingeschränkten Versorgung führen. Ein

Ausbau der thermischen Leitungskapazitäten (stärkerer Querschnitt) ist aufgrund der

Mastkonstruktionen nicht möglich, und würde einen Neubau der Leitung erfordern.

30kV-Netz


Eine notwendige Instandhaltung des Systems (z.B.: Erdseiltausch, Mastschäden)

oder ein Common-Mode-Fehler, welche eine Abschaltung des gesamten Systems

erforderlich machen, führen mit Sicherheit zu einer Versorgungsunterbrechung der

gesamten Region. Die Dauer von dieser kann wenige Stunden bis mehrere Tage

betragen.

4.1.3 Analyse der Variante für die Region Almtal

In der Region Almtal stößt das jetzige 30-kV-Netz unter Berücksichtigung eines

kontinuierlichen Lastanstiegs von 2-3 % pro Jahr in ca. 7 Jahren an seine

Belastungsgrenze (Spitzenlastdeckung nicht mehr gegeben). Dieser Prozess kann

durch weitere zusätzliche Belastungen (z.B.: Revitalisierung der Skiregion Kasberg)

beschleunigt werden. Der Einbau eines Längsregeltransformators für die Region

Grünau ist bereits erfolgt. Die Regelreserve des Transformators erlaubt noch

zulässige Spannungswerte an den Talenden. Jedoch erreicht das Spannungsniveau

vor dem Längsregeltransformator (Bereich Mühldorf) bereits kritische Werte von 93,3

% des Ausgangsspannungsniveaus beim Umspannwerk. Eine Sicherung des

Spannungsniveaus bei Lastzuwachs (weiterer Ausbau von Haushalten, Gewerbe

und Industrie) und Ersatzversorgung ist somit mittel- bis längerfristig gefährdet.

Statistisch kann gezeigt werden, dass

− das 30-kV–Netz eine Ausfallshäufigkeit von ca. 0,35 Ausfällen pro Jahr

besitzt,

− die durchschnittliche Unterbrechungsdauer ca. 64 min beträgt.

−

4.1.4 Analyse der Variante für die Region Vorchdorf

Für die Region Vorchdorf findet keine Verbesserung der Versorgungssituation statt.

4.1.5 Analyse der Variante für die Region Steyr

Die Region Steyr kann keinen Nutzen aus dieser Variante ziehen.


4.1.6 Überregionale Auswirkungen und Wirtschaftlichkeit

Diese Variante verursacht in der kurzen Frist keine Investitionskosten in die

Netzinfrastruktur. Mittelfristig bis langfristig ist jedoch

− weiterhin mit erheblichen Kosten durch Versorgungsausfälle ganzer Regionen

(Kremstal, Vorchdorf) zu rechnen, und

− ein ständiger Ausbau der Netzinfrastruktur (Investitionen) für die Region

Almtal notwendig, um den kontinuierlichen Lastanstieg (inkl.

Spitzenlastdeckung) abdecken zu können.

4.2 Variante 2: Dezentrale Einspeisungen


Abbildung 4-2 Schematische Darstellung von vermehrter dezentraler Energieerzeugung in den Regionen Kremstal, Almtal und Vorchdorf (schwarz: 30-kV-Leitungsnetz mit dezentralen Einspeisepunkten, blau: bestehendes 110-kV-Leitungsnetz), eigene Darstellung mit willkürlicher Standortwahl

Die Einsatzbedingungen von vermehrter dezentraler Energiegewinnung im Raum

Kremstal / Almtal / Vorchdorf aus regenerativen Quellen (schematisch dargestellt in

Abbildung 4-2), wie Blockheizkraftwerken (Biomasse), Wasserkraft, etc. wurden

technisch einleitend dargelegt. Wesentliche Eckpfeiler einer solchen regionalen

UW Kremsmünster


Energieversorgung als Substitut/Komplementär zur zentralen Versorgung via

Großanlagen und Leitungsnetz sind:

− Verfügbarkeit,

− Inselbetriebsfähigkeit,

− Systemverhalten im Fehlerfall (Personen- und Anlagensicherheit).

Die Verfügbarkeit der Anlagen bei Einsatz als Substitut muss ähnlich der klassischen

Versorgungsstruktur ein hohes Niveau aufweisen, um Einbußen in der

Lebensqualität, der Wirtschaftsleistung, oder der öffentlichen Sicherheit zu

vermeiden.

Diese Anforderung an die Verfügbarkeit muss auch für den Komplementärbetrieb

gewährleistet sein.

Im Sinne der Nichtverschlechterung bedeutet dies, dass zu jedem Zeitpunkt im Jahr

eine Verfügbarkeit für dezentrale Anlagen, höher als jene der österreichischen

Energieversorgung, existieren muss. Wenn die entsprechenden Leistungsspitzen

unter Berücksichtigung eines steigenden Strombedarfs nicht erfüllt werden können,

so sind (Teil)Abschaltungen die einzig technisch wirksame Maßnahme, um einen

Totalausfall zu verhindern. Diese Abdeckung der Leistungserfordernisse kann

gewährleistet werden durch:

− redundanten permanenten Kraftwerksbetrieb mit einer gesicherten Leistung,

− Zugriff der höheren Versorgerebene auf diesen Kraftwerksbetrieb,

− gegebenenfalls eine Kostenersatzverpflichtung seitens der Kraftwerks-

betreiber bei Nichteinhaltung der geforderten Versorgungsauflagen.

Mit Bezug auf diese Auflagen kann nur ein Kraftwerksbetrieb über eine entsprechend

vorzuhaltende Menge an Blockheizkraftwerken oder Biomasseanlagen eine

entsprechende Versorgungssicherheit gewährleisten15. Dieser Betrieb kann

allerdings nicht wirkungsgradoptimal wärmegeführt organisiert werden, sondern

muss den Ansprüchen der elektrischen Energieversorgung genügen. Es ist also

aufgrund der hohen Reservehaltung und möglicherweise geringen

Auslastungsgraden mit hohen spezifischen Kosten zu rechnen.

Elektrische Energiegewinnung aus Windkraft zählt derzeit neben der Wasserkraft zu

den relevantesten regenerativen Energieerzeugungsformen.

15 Unabhängig von der Kraftwerksverfügbarkeit muss eine entsprechend ausgebaute Netzinfrastruktur für den Energie(ab)transport zu Verfügung stehen.


Wie einleitend dargelegt ist auch in Österreich ein gewisses Potential zur

wirtschaftlichen Nutzung vorhanden. Dieser grundsätzlich emissionsfreien

Energieform stehen Flächenverbrauch und mögliche negative

Landschaftsbeeinflussung gegenüber. Die größte Schwierigkeit der Nutzung liegt in

der Dargebotsabhängigkeit und dem Energieabtransport. Windparks benötigen eine

starke Netzanbindung, damit Schwankungen in der Erzeugung durch günstigen

interregionalen Stromaustausch abgedämpft werden können. Für den Inselbetrieb ist

diese Erzeugungsvariante nicht geeignet.

In Bezug auf den Raum Almtal / Kremstal kann derzeit von keinem

Windenergieprojekt ausgegangen werden (d.h.: keine Genehmigung vorhanden).

Daher kann auch keine detaillierte Prognose für die einzelnen Teilregionen

durchgeführt werden.


Für das Kremstal bringt der Einsatz von verstärkter dezentraler Energieversorgung

im Almtal keine Entspannung hinsichtlich einer redundanten Leitungsanbindung.


Für die Region Almtal muss berücksichtigt werden, dass eine Versorgung über

dezentrale Energieversorgung nur unter einleitend erwähnten Auflagen zu einer

langfristig gesicherten Versorgung führen kann.

Zur Beantwortung der Fragestellung, wie groß die zu installierende Leistung

dezentraler Anlagen sein müsste, um durch diese dezentralen Anlagen die

Stromversorgung des Almtals dauerhaft sicherzustellen, werden folgende 2

Varianten untersucht:

• Variante 1: Annahme einer 2,4 %-igen Verbrauchssteigerung per anno

• Variante 2: Annahme einer 2,4 %-igen Verbrauchssteigerung per anno

zuzüglich einer einmal auftretenden Last (z.B. Revitalisierung der Schiregion

Kasberg, Ansiedelung eines grösseren Gewerbebetriebes, …)


Als Abschätzung für den Bedarf an dezentraler Erzeugung soll die Annahme dienen,

dass die Region Almtal mit ihrem Gesamtverbrauch betrachtet wird, ohne Rücksicht

auf einzelne 30-kV-Leitungsstränge. Derzeit kann die Spitzenlast bei der derzeitigen

Netzkonstellation mit ca. 17 MW angesetzt werden, wobei bis zu ca. 16 MW über das

Netz abgedeckt werden und ein kleiner Teil aus den bestehenden dezentralen

Anlagen stammt.

Das bestehende 30-kV-Netz stößt bei Einhaltung der geforderten Richtlinien für die

Spannungsqualität und in weiterer Folge hinsichtlich der Versorgungssicherheit in ca.

7 Jahren an seine Grenzen. Sprunghafte Lastanstiege können jedoch diese Reserve

schlagartig verbrauchen oder sogar überschreiten, d.h. gar nicht mehr realisierbar

sein.

Für eine „dauerhafte“ Lösung zur Ersatzversorgung wird ein Zeitraum von 25 Jahren

angesetzt. Der durchschnittliche Verbrauchsanstieg soll 2,4 % betragen. Die

Revitalisierung einer Skiregion und/oder die Einrichtung eines größeren

Gewerbegebietes werden mit 5 MW veranschlagt.

• Für Variante 1 ergibt sich am Ende der 25 Jahre, dass eine dezentrale

Versorgung gemäß Annahmen, abzüglich der bestehenden Netzreserven und

bestehender dezentraler Anlagen, eine Lastspitze von ca. 12 MW abdecken

müsste. Dies beinhaltet aber noch keine Reserven für den redundanten

Betrieb. Bei einer redundanten Leistung von 30 % der installierten Leistung

steigt der Leistungsbedarf auf 16 MW.

• Für Variante 2 (Miteinbezug eines Gewerbegebietes und/oder Skigebietes mit

mind. 5 MW zusätzlichem Leistungsbedarf) müsste eine dezentrale

Versorgung, wieder abzüglich der bestehenden Netzreserven und

bestehender dezentraler Anlagen, eine Lastspitze von ca. 17 MW – ohne

Redundanz – und von ca. 22 MW abdecken.

Diese Leistungsabschätzungen nehmen nur Rücksicht auf den elektrischen

Leistungsbedarf. Für einen wirkungsgradoptimalen Betrieb müsste ein

wärmegeführter Betrieb angenommen werden und die Verwertung der Abwärme

sichergestellt sein.



Für die Region Vorchdorf tritt keine Entlastung ein, da eine dezentrale

Energieversorgung nur regional begrenzten Einfluss besitzt und eine verstärkte

verteilte Energieerzeugung einen weiteren Netzausbau benötigt.


Für die Region Steyr kann in punkto Versorgungssicherheit/Zuverlässigkeit keine

Verbesserung festgestellt werden.

4.3 Variante 3: Verstärkung des 30-kV-Netzes in der Region Almtal


Abbildung 4-3: Bestehendes 30-kV-Netz (schwarz) und bestehende 110-kV-Leitungsverbindungen (blau) schematisch dargestellt, Quelle: eigene Darstellung

Es erfolgt annahmegemäß ein sukzessiver (bedarfsoptimierter) Tausch des

bisherigen Freileitungsbestandes durch eine Verkabelung (bestehendes 30-kV-Netz

schematisch in Abbildung 4-3 dargestellt). Hinsichtlich der Versorgungsqualität kann

für die Region Almtal durch eine vollständige zweisystemige Verkabelung (Stand der

UW Kremsmünster


Technik) eine Spannungserhöhung von ca. 2 % für das MS-Netz erreicht werden.

Zusätzlich wird die Kurzschlussleistung des Netzes um 40 % bis 70 % erhöht.

Hinsichtlich der Verfügbarkeit des Netzes kann statistisch festgestellt werden, dass

die bezogene Anzahl von Störungen mit Versorgungsunterbrechung und Fehlerur-

sprung in der Mittelspannungsebene von ca. 2,9 je 100 kmFreileitung auf ca. 1,5 je 100

kmKabel zurückgeht, was einer Reduktion von etwa 50 % entspricht. Dies ist allerdings

auch mit längeren Reparaturzeiten im Fehlerfall verbunden.

Die strommäßig im EVU-Betrieb übertragbaren Leistungen einer doppelsystemigen

Mittelspannungsverkabelung mit einem Querschnitt von jeweils 240 mm2 Al betragen

ca. 30 MVA. Allerdings muss bei allen Untersuchungen neben der Stromtragfähigkeit

auch das jeweilige Spannungsniveau berücksichtigt werden.


Für die Region Kremstal bringt diese Variante keine zusätzliche

Versorgungssicherheit. Die Verkabelung der Mittelspannungsebene kann zu keiner

bedarfsgerechten Ersatzversorgung der Region Kirchdorf führen.


Eine Verkabelung des bestehenden 30-kV-Netzes kann zu einer Verbesserung der

regionalen Versorgungssituation führen, wobei ein stetiger Lastanstieg der Region

eine zusätzliche Versorgung unumgänglich macht.

Die bestehenden Leistungsreserven könnten auch sprunghaft durch mögliche

Betriebsansiedelungen in Gewerbe und Industrie und den Ausbau von

Tourismuszentren aufgebraucht werden. Weiters sind aus Sicht der

Spannungshebung, der Kurzschlussleistung und der Verluste lange

Stichleitungsabzweige zu vermeiden.

Zur Beantwortung der Fragestellung, wie lange die bestehende Netzkonstellation den

Strombedarf befriedigen kann, wird von einer 2,4 %-igen Verbrauchssteigerung per

anno ausgegangen.

Als Abschätzung für die Nutzungsdauer wird die Region Almtal mit ihrem

Gesamtverbrauch betrachtet, ohne Rücksicht auf einzelne 30-kV-Leitungsstränge.

Derzeit kann die Spitzenlast bei der derzeitigen Netzkonstellation mit ca. 17 MW


angesetzt werden, wobei bis zu ca. 16 MW über das Netz abgedeckt werden und ein

kleiner Teil aus den bestehenden dezentralen Anlagen stammt.

Das bestehende 30-kV-Netz stößt bei Einhaltung der geforderten Richtlinien für die

Spannungsqualität und in weiterer Folge hinsichtlich der Versorgungssicherheit in ca.

7 Jahren an seine Grenzen. Sprunghafte Lastanstiege können jedoch diese Reserve

schlagartig verbrauchen oder sogar überschreiten, d.h. gar nicht mehr realisierbar

sein.

Ein zweckmäßiger Ausbau besteht im Ersatz der 30-kV-Freileitung (Hauptleitung)

von UW Gmunden über Steinfelden nach UW Kirchdorf durch ein Kabel. Dann

können aus den bisherigen 7 bis 10 Jahren Versorgbarkeit etwa 17 bis 20 Jahre

(also etwa zusätzliche 10 Jahre) erzielt werden. Die Restriktion bei dieser Variante

liegt nicht mehr in Spannungsproblemen, sondern die Übertragungsfähigkeit des

Kabels ist das einschränkende Kriterium.


Diese Variante nimmt keinen Einfluss auf die Versorgungssituation der Region

Vorchdorf.


Für die Region Steyr kann keine Verbesserung der Versorgungssituation erreicht

werden.


Eine allgemeine Verkabelung der Mittelspannungsebene ist oft aus Gründen der

Verlustminimierung und der Störungsanfälligkeit anzustreben. Jedoch bedeutet dies,

aufgrund einer begrenzten Übertragungsfähigkeit (bedingt durch die

Spannungsebene), keine Ersatzversorgung von ganzen Regionen. Hinsichtlich

regionaler Wirtschaftsentwicklungspolitik ist festzuhalten, dass die wirtschaftliche

Attraktivität eines Standortes auch maßgeblich durch seine

Elektrizitätsversorgungsmöglichkeiten beeinflusst wird. Es kann mittels reiner

Verkabelung nur eine „lokale“ (innerhalb der vorgesehenen

Übertragungsreichweiten- und -kapazitäten einer 30-kV-Ebene), zeitlich begrenzte


Verbesserung erreicht werden, aber keine langfristige, überregionale Stabilisierung

bzw. Entspannung des Netzbetriebes.

4.4 Variante 4: 30-kV-Ersatzlösung der Region Almtal und 30-kV-Ersatzversorgung für die Region Kremstal


Abbildung 4-4: Schematisch dargestelltes bestehendes 30-kV-Netz für die Region Almtal (schwarz) und Ersatzversorgung Kirchdorf (fiktiv, rot) und bestehende schematisch dargestellte 110-kV-Leitungsverbindungen (blau), Quelle: eigene Darstellung mit willkürlich gewähltem Trassenverlauf und willkürlich gewählter Trassenanzahl für die Leitungsverbindungen von Vorchdorf nach Kirchdorf

Hier erfolgt die Anspeisung der Region Almtal aus dem neu entstehenden 30-kV-

Netzknoten Pettenbach.

Zusätzlich erfolgt eine Ersatzversorgung der Region Kremstal (im speziellen der

Region um Kirchdorf) über die 30-kV-Ebene. Um die Erfordernisse einer

Ersatzversorgung im Falle eines Ausfalls der 110-kV-Stichleitung (z.B.:

Ersatzversorgung des Kremstales (Kirchdorf/Kremsmünster/Bad Hall) bei einem

Common-Mode-Fehler bei Steyr Nord oder Ersatzversorgung der Regionen Kremstal

und Steyr) erfüllen zu können, muss unter Berücksichtigung der

Stromverbrauchsszenarien eine Übertragungsleistung von ca. 200 MVA

gewährleistet sein.

UW Kremsmünster


Dies bedeutet, dass ca. 4 doppelsystemige Mittelspannungskabelstrecken von

Vorchdorf nach Kirchdorf verlegt werden müssen. Dies beinhaltet jedoch noch keine

systeminterne Redundanz. Aus Redundanzgründen müsste anstatt einer

doppelsystemigen Ausführung auf eine 3-systemige Ausführung mit entsprechenden

Querschnitten umgestellt werden. Neben Aspekten der Zuverlässigkeit führen

Rahmenbedingungen wie begrenzte Transformatorgrößen,

Leistungsschalterschaltvermögen, Schaltanlageninfrastruktur und

Verlustbetrachtungen zu dem Schluss, dass eine 30-kV-Übertragung für die

geforderten Zwecke nicht Stand der Technik ist.


Der Ersatz einer 110-kV-Verbindung durch 30-kV-Mehrfachsysteme ist zwar

technisch möglich, jedoch nicht Stand der Technik. Es könnte eine Ersatzversorgung

stattfinden, jedoch sind die Möglichkeiten einer entsprechenden Trassenwahl, die

räumlichen Möglichkeiten in den Umspannwerken Vorchdorf und Kirchdorf begrenzt

und weitere beachtliche technische Problemstellungen gegeben.


Eine Verkabelung des bestehenden 30-kV-Netzes kann zu einer Verbesserung der

regionalen Versorgungssituation führen, wobei ein stetiger Lastanstieg der Region

(verstärkt durch mögliche Betriebsansiedelungen) eine zusätzliche Versorgung

unumgänglich macht. Aus Sicht der Spannungshebung, der Kurzschlussleistung und

der Verluste sind lange Stichleitungsabzweige zu vermeiden.


Für die Region Vorchdorf könnte eine Ersatzversorgung aus der Region Kirchdorf

stattfinden. Ein interregionaler Energieaustausch über die 30-kV-Ebene ist jedoch

nicht Stand der Technik.



Für die Region Steyr kann bei entsprechender Systemauslegung- und Redundanz

eine Ersatzversorgung sichergestellt werden. Diese ist jedoch nicht Stand der

Technik und ist mit zusätzlichen Verlusten und Zuverlässigkeitsproblemen behaftet.


Eine allgemeine Verkabelung der Mittelspannungsebene ist oft aus Gründen der

Verlustminimierung und der Störungsanfälligkeit anzustreben. Eine zusätzliche

Versorgung, speziell im Raum Almtal, ist

− zum einen durch einen kontinuierlich ansteigenden Bedarf an elektrischer

Energie, und

− durch möglicherweise sprunghafte Entwicklungen in Gewerbe, Industrie und

Tourismus

notwendig, um die Versorgungsqualität und Zuverlässigkeit aufrecht zu erhalten.

Die 30-kV-Ebene ist aufgrund der begrenzten Übertragungsfähigkeit (bedingt durch

die Spannungsebene) für eine Ersatzversorgung von ganzen Regionen nicht Stand

der Technik. Es kann immer nur eine „lokale“ Verbesserung (innerhalb der

vorgesehenen Übertragungsreichweiten- und -kapazitäten einer 30-kV-Ebene)

erreicht werden, aber keine überregionale Stabilisierung bzw. Entspannung des

Netzbetriebes.


4.5 Variante 5: 110-kV-Kabelverbindung (Vollverkabelung) Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden

4.5.1 Vollverkabelung versus Teilverkabelung

Bei einer Teilverkabelung von ausgewählten Streckenabschnitten ergeben sich

grundsätzlich Problemkreise in

• der gesellschaftlich akzeptierten Errichtung von ausgewählten

Kabelabschnitten, und

• der technisch-betrieblichen Einbindung.

Es ist im Rahmen dieses Gutachtens nicht möglich, eine Aussage über ausgewählte

Verkabelungsabschnitte zu treffen. Hinsichtlich der Anstrebung einer

paretoeffizienten (kein Betroffener darf im Vergleich schlechter gestellt werden)

Lösung kann keine Wertung über mehr oder weniger relevante Leitungsabschnitte

getroffen werden.

Weiters stellt die technisch-betriebliche Einbindung eines teilverkabelten

Leitungsabschnittes aus Sicht der Schutztechnik und des Netzbetriebs (zusätzliche

Netzschutzeinrichtungen, zusätzliche Messsysteme, Automatische Wiederein-

schaltung AWE, Fehlerortung im Störungsfall in den Kabelabschnitten) eine kritische

Thematik dar, welche aber durch entsprechenden Mehraufwand (zusätzliche

Primärtechnik, Mess- und Schutzeinrichtungen) grundsätzlich lösbar ist und einen

Mehraufwand bedingen.

Die Varianten einer beschränkten Teilverkabelung werden auf Wunsch des

Auftraggebers als Untervariante der Freileitungslösungen (Variante 8: „110-kV-

Freileitungsverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes)

Umspannwerk in Steinfelden“ bzw. Variante 9: „110-kV-Freileitungsverbindung

Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse (ohne Umspannwerk im

Trassenverlauf)“ bzw. Variante 9A: „110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf –

Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes)

Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach)“ ebenfalls betrachtet und sind in der

Variantengegenüberstellung enthalten.


4.5.2 Technische Beschreibung der Variante mit Vollverkabelung und neu anzulegendem Umspannwerk in Steinfelden

Abbildung 4-5: Schematische Darstellung einer doppelsystemigen 110-kV-Kabelverbindung über ein neu anzulegendes Umspannwerk in Steinfelden, Quelle: eigene Darstellung

Die Kabelvariante der 110-kV-Trasse würde bei gleicher Trassenführung ebenfalls

die Einrichtung eines Umspannwerks in Steinfelden ermöglichen.

Die Forderung, die Region Steyr über das in diesem Fall ebenfalls mitzuversorgende

Kremstal mit einem derzeitigen Spitzenleistungsbedarf von insgesamt 180 MW zu

versorgen, bestimmt die Übertragungsfähigkeit einer 110-kV-Verbindung zwischen

Vorchdorf und Kirchdorf.

Unter der Annahme eines ca. 2,4 %-igen Verbrauchszuwachses beträgt der

Ersatzversorgungsbedarf bereits in wenigen Jahren mehr als 200 MW.

Wegen der Forderung nach Nachhaltigkeit über einen branchenüblichen

Planungshorizont von 40 Jahren, muss die vorzusehende Übertragungsfähigkeit (>

300 MW) deutlich über der maximalen Kapazität eines wirtschaftlich und technisch

sinnvollen Einzelkabels (200 MW) liegen. Daher ist auf jeden Fall bereits in

unmittelbarer Zukunft ein Doppelsystem vorzusehen: Nur ein Doppelsystem

garantiert nachhaltig den geforderten (n-1)-sicheren Betrieb.

Das 110-kV-Netz wird im Normalfall in Wegscheid oder in Lambach getrennt be-

trieben. Eine zusätzliche 110-kV-Verbindung, welche die Löschbezirke Lambach / St.

Peter und Ernsthofen verbinden würde, erfordert eine weitere Netztrennung (in

Abbildung 4-5 bei Kremsmünster angedeutet).


Dabei ist ein weiterer wichtiger Punkt die sog. Kabelreserve. Die Kabelreserve (in

km) bezieht sich im betrachteten Löschbezirk auf den kapazitiven

Erdschlussstrombeitrag von Kabeln.

Diese Reserve gibt die Obergrenze des möglichen Kabelzubaus in dem betrachteten

Netzteil an, ohne eventuell vorschriftenbedingt notwendige Umstellungsmaßnahmen

in gelöschten Netzen zu berücksichtigen.

a. Als Kabelreserve ist damit der vollständige Verbrauch der verfügbaren

Ausbaureserve durch den alleinigen Zubau von 110-kV-Kabeln zu verstehen

(damit ist auch kein weiterer Ausbau von 110-kV-Freileitungen in dem

Löschbezirk mehr möglich). Wirk- bzw. Blindleistungsregelung durch die

Trenntransformatoren.

Bezugnehmend auf [31] muss für den Netzbezirk Lambach / St. Peter festgestellt

werden, dass die

„Kabelausbaureserve des Netzes der Energie AG bei der aktuellen Betriebsweise,

bei Netztrennung in Lambach oder Wegscheid (kein gekuppeltes Gesamtnetz) und

bei Anwendung der angegebenen gutachterlichen Methodik ca. 41 km beträgt.“

Eine Überschreitung dieser Grenze von ca. 41 km Einfachsystem (Stand 2004) führt

dazu, dass die geforderten Löschgrenzen von 132 A bei der gegenwärtigen

Betriebsweise überschritten werden würden. Nach Abzug der seit dem Zeitraum

2004 (Erstellung des Gutachtens zur Kabelreserve im oberösterreichischen 110-kV-

Netz) bis zum heutigen Stand realisierten Projekte verbleibt eine Reserve von ca. 36

km Einfachsystem.

Bei fiktiven Kabeltrassenlängen von 20 km bis 35 km (womit die Längen für eine

nördlich gelegene Trasse ohne ein Umspannwerk in Steinfelden und eine Trasse

über ein Umspannwerk in Steinfelden abgedeckt sind) ist diese Beschränkung bei

doppelsystemiger Ausführung als Kabel jedenfalls überschritten.

Bauartbedingt ist der Beitrag von 110-kV-Kabeln zum Erdschlussstrom (in A/km) ca.

um den Faktor 30 höher als jener von Freileitungen.

Theoretische netztechnische Alternativen, um den Kabeleinsatz zu erhöhen, sind

z.B.:

− Netztrennung/galvanische Trennung über Trenntransformatoren,

− Niederohmig/starre Erdung der gesamten oberösterreichischen 110-kV-Netze,

− Mittelohmige Erdung der gesamten oberösterreichischen 110-kV-Netze,


wobei diese Systemumstellungs-Maßnahmen nicht durch aktuelle Erfahrungen

abgesichert sind.

Durch eine Auftrennung des Netzes in mehrere kleine Teilnetze (Löschbezirke) ist es

unter Umständen möglich, insgesamt mehr Kabel einzusetzen. Eine Auftrennung der

Netze führt jedoch ohne begleitende Maßnahmen zu schwerwiegenden Nachteilen,

z.B. Sinken des Vermaschungsgrades und Verringerung der Versorgungssicherheit.

Bei einer Auftrennung sind zusätzliche Abstützungs- / Einspeisepunkte (Umspann-

werke zum übergelagerten 380/220-kV-Übertragungsnetz) mit einer entsprechenden

Anzahl von Transformatoren erforderlich (Erfüllung des (n-1)-Kriteriums an der

Übergabestelle).

Die galvanische Auftrennung könnte auch mittels Trenntransformatoren durchgeführt

werden, um die Sicherheit und die Vermaschung beizubehalten, womit aber hohe

Investitionskosten verbunden sind.

Zusätzliche Transformatoren steigern die Fehleranfälligkeit des Netzes (zusätzliche

Längselemente), führen zu einer Senkung der Kurzschlussleistung und bedingen

zusätzliche Transportverluste.

In diesem Zusammenhang stellt sich die Frage nach einer 1-systemigen oder 2-

systemigen Kabelverbindung: Bezüglich der konkreten Frage (s. Appendix 7.5,

Abschnitt 1: Gliederungsbezogener Fragenkatalog, Frage: 1a.) hinsichtlich einer

1-systemigen Kabelverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf, ob diese

nicht - ohne die Kabelreserve zu überschreiten - über Jahrzehnte eine ausreichende

Übertragungsleistung im Regelbetrieb sicherstellt, wird Folgendes festgehalten:

Zwar erhöht der Ringschluss durch ein 4,8 km langes Kabel durch Steyr - wie im .

Appendix 7.5, Abschnitt 1: Gliederungsbezogener Fragenkatalog, unter der

Beantwortung von Frage 1b ausgeführt - die Versorgungssicherheit und -qualität

innerhalb der Stadt Steyr. Nach wie vor wird aber der Großraum Steyr einschließlich

des Kremstals von außen (aus dem Umspannwerk Ernsthofen) über eine

Doppelleitung auf einem Gestänge versorgt, und die könnte durch eine

Doppelleitungsstörung mit den beschriebenen Folgen ausfallen.

Dagegen hilft nur eine Reserveeinspeisung mit einer Kapazität von zumindest 180

MW (Stand, 2007) bzw. einer entsprechend dem erwarteten Leistungszuwachs

höheren Kapazität. Bei einem erwarteten mittleren Leistungszuwachs von 2,4 % pro


Jahr wird für den Großraum Steyr einschließlich des Kremstals die 200-MW-Marke

nach 5 Jahren überschritten. Daher stellt im Sinne der Nachhaltigkeit ein 1-

systemiges 110-kV-Kabel keine Lösung dar.


gesetzlichen Versorgungsauftrags, Frage: 3.) hinsichtlich der Leistungsfähigkeit

eines Einzelkabels mit einer Scheinleistung von 200 MVA als Zweitanspeisung und

Ersatzversorgung des Kremstales wird Folgendes festgehalten:

Wie in Abschnitt 3.4.5 („Versorgungssituation des Raums Steyr“) erläutert wurde,

erfordert die Ausfallsreserve für den Großraum Steyr eine Reserveeinspeisung mit

einer Kapazität von zumindest 180 MW (Stand, 2007) bzw. einer entsprechend dem

erwarteten Leistungszuwachs höheren Kapazität. Bei einem erwarteten mittleren

Leistungszuwachs von 2,4 % pro Jahr wird für den Großraum Steyr einschließlich

des Kremstals die 200-MW-Marke nach 5 Jahren überschritten. Damit kann ein

einziges 200-MW-Kabel nicht als nachhaltig angesehen werden.


Fragenkatalog, Frage: 7.1.) hinsichtlich der Kabelreserve im gegenständlichen Netz

wird Folgendes festgehalten:

Die angeführte Kabelreserve von ca. 36 km (Einzelkabel-Länge) bezieht sich auf den

Netzbezirk Lambach / St. Peter, der u.a. die Umspannwerke Traunfall und Vorchdorf

versorgt.

Im Netzbezirk Ernsthofen, aus dem der Großraum Steyr und das Kremstal versorgt

werden, ist die Kabelreserve mit weniger als etwa 10 km (Einzelkabel-Länge)

wesentlich geringer, wodurch unter diesem Gesichtspunkt ein einsystemiges Kabel

im Netzbezirk Lambach / St. Peter zwar noch möglich, eine Umschaltung (Verlegung

der Anspeisung) des UW Steinfelden und/oder des UW Vorchdorf aus dem

Netzbezirk Lambach / St. Peter heraus in den Netzbezirk Ernsthofen aber nicht

zulässig wäre. Als Abhilfemaßnahme müsste für die Versorgung des in den

Netzbezirk Ernsthofen verlegten Umspannwerks Steinfelden (Stichbetrieb!) ein

Trenntransformator eingesetzt werden bzw. müssten für den Fall einer

Durchspeisung an beiden Enden Trenntransformatoren eingesetzt werden. Damit in


diesem Betriebsfall keine ungewollten Kreisströme über diese Netzkupplung fließen,

ist es im Falle einer Durchspeisung erforderlich, schrägregelbare

Trenntransformatoren einzusetzen.

Warnhinweis: Im Hinblick auf die knappe Kabelreserve und allfällige weitere im

Netzbezirk Ernsthofen geplante Netzumstellungs- / -erweiterungsprojekte ist die

verfügbare Kabelreserve unter Berücksichtigung der Gesamtsituation im Zentralraum

Oberösterreichs sorgfältig zu verplanen.


Fragenkatalog, Frage: 7.2) hinsichtlich der konkret geplanten weiteren Netzausbaupläne wird Folgendes festgehalten:

Es ist davon auszugehen, dass jedes weitere, mit der 110-kV-Verbindung Almtal –

Kremstal vergleichbare Projekt (z. B. dem Gutachter bekannt Ried – Raab – Ranna)

in Form eines 110-kV-Kabels ähnliche Probleme auslösen würde.


Fragenkatalog, Frage: 9.) hinsichtlich der Verlagerung des Umspannwerks-Standortes von Steinfelden nach Pettenbach wird Folgendes festgehalten:

Grundsätzlich gilt es bei der Situierung eines neuen Umspannwerks den

Lastschwerpunkt im zu versorgenden Mittelspannungsnetz zu berücksichtigen. Je

weiter von diesem entfernt ein Umspannwerk errichtet wird, desto höher sind in der

Regel die Kosten für die Einbindung in das örtliche Mittelspannungsnetz und desto

höhere Verluste entstehen beim Transport der benötigten elektrischen Energie.

Unter diesen Gesichtspunkten ist im Sinne einer effizienten und kostenoptimalen

Lösung dem Umspannwerksstandort Steinfelden gegenüber einem Standort in

Pettenbach jedenfalls der Vorzug zu geben.


4.5.3 Analyse der Variante (Vollverkabelung) für die Region Kremstal

Bei annahmegemäß doppelsystemiger Ausführung des Kabels ist die Versorgung

des Kremstales über die Hochspannungsseite (n-1)-sicher durchgeführt. Auch bei

etwaigen Common-Mode-Fehlern im Freileitungsnetz kann in Abhängigkeit von der

Lage der Netztrennstelle zumindest binnen weniger Minuten eine Ersatzversorgung

hergestellt werden.

4.5.4 Analyse der Variante (Vollverkabelung) für die Region Almtal

Durch ein zusätzliches Umspannwerk in Steinfelden kommt es zu einer Stützung des

regionalen 30-kV-Netzes.

4.5.5 Analyse der Variante (Vollverkabelung) für die Region Vorchdorf

Die Existenz einer alternativen 110-kV-Verbindung stellt eine (n-1)-sichere

Versorgung für den Raum Vorchdorf dar.

4.5.6 Analyse der Variante (Vollverkabelung) für die Region Steyr

Für die Region Steyr wird durch den zusätzlichen Anschlusspunkt eine weitere

Versorgungsmöglichkeit geschaffen, womit die Wahrscheinlichkeit eines

Gesamtsystemausfalls weiter minimiert wird.

4.5.7 Überregionale Auswirkungen und Wirtschaftlichkeit (Vollver-kabelung)

Hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit von Kabeltrassen gegenüber

Freileitungsverbindungen ist abzuwägen, in welchem Ausmaß die höheren

Investitionskosten durch Einsparungen bei den Übertragungsverlusten kompensiert

werden können. Grundsätzlich ist dies von der übertragenen Leistung abhängig. In


einem modellhaften Beispiel wurden hierfür zwei doppelsystemige

Leitungsverbindungen (Kabel und Freileitung) mit Berücksichtigung der

Investitionskosten, der über den Vergleichszeitraum auftretenden (auf den Barwert

diskontierten) Verluste und der Übertragungsleistung gegenübergestellt.

Anhand von Abbildung 4-6 ist erkennbar, dass abhängig von der permanent

übertragenen Leistung (und den damit verbundenen Verlusten), es innerhalb der

angenommenen Lebensdauer von 40 Jahren (~angenommene Lebensdauer für

Kabel), bedingt durch die geringeren Übertragungsverluste es zu einer Indifferenz

zwischen Kabel und Freileitung, erst bei einer permanent übertragenen Leistung von

ca. 200 MVA kommen kann.

Abbildung 4-6: Gesamtkosten (Investitionskosten + kumulierte diskontierte Verluste) eines 110-kV-Kabels / Freileitung in Abhängigkeit von der Nennübertragungsleistung (8760 h/a), Zeitraum: 40 Jahre, eigene Darstellung

Für eine angenommene Übertragungsleistung von 60 MVA kann aber anhand von

Abbildung 4-7 gezeigt werden, dass die eingesparten monetär bewerteten

Übertragungsverluste gegenüber einer Freileitung keine Investition in eine

Kabelausführung rechtfertigen würden.

Zusätzlich zu den bereits hohen Investitionskosten eines Energiekabels kommt die

begrenzte Lebensdauer von ca. 40 Jahren (hier Annahme einer Neuanschaffung zu

gleichen Kosten) gegenüber einer Freileitung mit 80 Jahre hinzu.


Abbildung 4-7: Diskontierte Investitionskosten + kumulierte diskontierte Verluste bei einer Übertragungsleistung von 60 MVA bei 110-kV-Kabel / Freileitung in Abhängigkeit von Laufzeit, eigene Darstellung


Fragenkatalog, Frage: 3.) hinsichtlich der Kostengleichheit beim Kostenvergleich

Erdkabel / Freileitung, welches die relevante zu betrachtende Leistung ist, wird


Grundsätzlich ist zwischen

• Regelbetrieb und

• Ersatzversorgungsszenarien

zu unterscheiden.

Während für die Bemessung der 110-kV-Leitungsverbindung Almtal – Kremstal

primär Ersatzversorgungsszenarien bei ungünstigen Last- bzw. Erzeugungs-

verhältnissen (z. B.: Versorgung des Raums Steyr aus dem Netzbezirk Lambach / St.

Peter) maßgeblich sind, ist aufgrund des vorwiegenden Regelbetriebs für die

Ermittlung der Netzverluste der Regelbetrieb anzusetzen.

Die angeführte zu übertragende Leistung von 60 MVA stellt einen Durchschnittswert

eines möglichen Regelbetriebes dar, bei dem die Umspannwerke Steinfelden,

Kirchdorf und Kremsmünster über die neue 110-kV-Verbindung Almtal – Kremstal

versorgt werden.


4.6 Variante 6: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden, mit einseitiger Verwendung von Trenn-transformatoren

4.6.1 Technische Beschreibung der Variante für einseitige Trennung

Diese Variante ist aus der wegen der Überschreitung der Löschgrenze netztechnisch

nicht zulässigen Variante 5 abgeleitet. Eine Umspannwerkversorgung zur Stützung

der 30-kV-Ebene in der Region Almtal erfolgt über ein neu zu errichtendes

Umspannwerk in Steinbach, das durch diese Situierung nahe dem

Versorgungssschwerpunkt (Almtal) liegt und dadurch generell eine günstigere

Versorgungssituation bedingt als ein weiter entferntes Umspannwerk, z.B. bei

Pettenbach (Varianten 9A, 9B und 9C).

Wegen der Löschproblematik und dem damit verbunden Kuppelverbot der

Netzlöschbezirke Lambach / St. Peter und Ernsthofen ist bei großräumigen

Kabellösungen der Einbau mindestens eines Trenntransformators zur galvanischen

Trennung erforderlich. Zusätzlich muss eine betrieblich geöffnete Trennstelle am

anderen Ende der Kabelstrecke existieren (siehe Abbildung 4.8). Es ergeben sich

zwei Subvarianten:

− Variante A: Betrieblich geöffnete Trennstelle in Kirchdorf und Trenntransfor-

mator(en) in Vorchdorf (Abbildung 4-8),

− Variante B: Betrieblich geöffnete Trennstelle in Vorchdorf und

Trenntransformator(en) in Kirchdorf (Abbildung 4-9).


Abbildung 4-8: Schematische Darstellung einer 110-kV-Kabelverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf mit betrieblich geöffneter Trennstelle in Kirchdorf und Trenntransformator(en) in Vorchdorf, Quelle: eigene Darstellung, Variante A

Die Problematik liegt für beide Varianten in der Notwendigkeit einer betrieblich stets

geöffneten Verbindung, sodass die Kabelverbindung als galvanische getrennte Stich-

leitungsverlängerung ausschließlich für den ausschließlich Löschbezirk Lambach /

St. Peter oder Ernsthofen fungiert.

Diese Varianten sind daher nur als unidirektionale Ersatzversorgung zu klassieren:

Bei Variante A ist eine Ersatzversorgung nur aus dem Netzbezirk Lambach / St.

Peter in Richtung Kremstal bzw. Steyr möglich. Eine Ersatzversorgung der Region

Vorchdorf /Traunfall aus dem Kremstal ist nicht möglich, da die zusätzliche

Kabelkapazität die Kabelreserve des Netzbezirkes Ernsthofen bei weitem

überschreitet

Die Verlegung der Trennstelle ist im Zuge von Wartungsarbeiten etc. aufgrund der

schlagend werdenden Löschproblematik für einen der beiden Netzbezirke nicht

möglich.


Abbildung 4-9: Schematische Darstellung einer 110-kV-Kabelverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf mit betrieblich geöffneter Trennstelle in Vorchdorf und Trenntransformator(en) in Kirchdorf, Quelle: eigene Darstellung, Variante B

4.6.2 Analyse der Varianten für die Region Kremstal

4.6.2.1 Variante A

Für die Region Kremstal bedeutet die Variante der einseitigen Trennung mittels

entsprechender Trenntransformatoren bei Ausfall der Normalversorgung aus der

Region Steyr eine geringere Versorgungssicherheit durch den Einbau eines

zusätzlichen Elements (Umschaltung auf eine Ersatzversorgung erfolgt in wenigen

Minuten).

4.6.2.2 Variante B

Für die Region Kremstal bedeutet diese Variante bei Ausfall der Normalversorgung

aus der Region Steyr keine höhere Versorgungssicherheit. Dies ist auf die

Nichtzuschaltbarkeit der Kabelstrecke in den Netzlöschbezirk Lambach / St. Peter,

ohne dabei die Kabelreserven zu überschreiten, zurückzuführen. Damit ist bei

Variante B aus Gründen der sonst überschrittenen Kabelreserve des Netzbezirkes

Lambach / St. Peter eine Ersatzversorgung aus Vorchdorf in die Region Kremstal /

Steyr nicht möglich. Lediglich in die Richtung Vorchdorf / Traunfall

kann eine Ersatzversorgung erfolgen.


4.6.3 Analyse der Varianten für die Region Almtal

4.6.3.1 Variante A

Für die Region Almtal bringt diese Variante im Normalbetrieb eine Entlastung der

Versorgungssituation, da eine zusätzliche Netzstützung für die 30-kV-Ebene erfolgt.

Bei Variante A ist Variante bei Ausfall der Normalversorgung aus der Region

Vorchdorf aber aus Gründen der sonst überschrittenen Kabelreserve des

Netzbezirkes Ernsthofen eine Ersatzversorgung aus dem Umspannwerk Kirchdorf in

die Region Vorchdorf / Traunfall nicht möglich. Damit ist bei Variante A aus Gründen

der sonst überschrittenen Kabelreserve des Netzbezirkes Ernsthofen eine

Ersatzversorgung in Richtung Steinfelden bzw. die Region Vorchdorf / Traunfall

nicht möglich. Lediglich in die Richtung des Kremstals kann eine Ersatzversorgung

von Vorchdorf aus erfolgen.

4.6.3.2 Variante B



Bei Variante B ist bei Ausfall der Normalversorgung aus der Region Steyr aus

Gründen der sonst überschrittenen Kabelreserve des Netzbezirkes Lambach / St.

Peter eine Ersatzversorgung aus Vorchdorf in die Region Kremstal / Steyr nicht

möglich. Lediglich in die Richtung Vorchdorf / Traunfall kann eine Ersatzversorgung

erfolgen.

Im Gegensatz zu Variante A ist bei Variante B aus Gründen der sonst

überschrittenen Kabelreserve des Netzbezirkes Lambach / St. Peter eine

Ersatzversorgung aus Vorchdorf in Richtung Steinbach bzw. die Region Kremstal /

Steyr nicht möglich.


4.6.4.1 Variante A

Für die Region Vorchdorf bedeutet diese Variante keine höhere Versorgungs-

sicherheit. Dies ist auf die Nichtzuschaltbarkeit der Kabelstrecke in den


Netzlöschbezirk Ernsthofen, ohne dabei die Kabelreserven zu überschreiten,

zurückzuführen. Damit ist bei Variante A aus Gründen der sonst überschrittenen

Kabelreserve des Netzbezirkes Ernsthofen eine Ersatzversorgung in die Region

Vorchdorf / Traunfall nicht möglich. Lediglich in die Richtung des Kremstals kann

eine Ersatzversorgung von Vorchdorf aus erfolgen.

4.6.4.2 Variante B

Für die Region Vorchdorf würde die Variante der einseitigen Trennung mittels

entsprechender Trenntransformatoren eine geringere Versorgungssicherheit durch

den Einbau eines zusätzlichen Elements bedeuten (Umschaltung auf eine

Ersatzversorgung erfolgt in wenigen Minuten).


Eine Versorgung der Region Steyr ist großräumig sichergestellt, weil bei Auftreten

von Versorgungsunterbrechungen, nach Lösung der Trennstelle innerhalb von

Minuten, durch Umschaltmaßnahmen eine Ersatzversorgung der Region Steyr

hergestellt werden kann.

4.6.5.1 Variante A

Hinsichtlich der benötigten Spitzenleistungen bei einem Versorgungsausfall der

Region Steyr würde diese Variante bei voller Einsatzfähigkeit nur bedingt eine

Entlastung bringen, da eine Aufhebung der Trennstelle in Kirchdorf dazu führt, dass

die Erdschlusslöschfähigkeit im Netzbezirk Ernsthofen unter Umständen nicht mehr

gegeben ist.

4.6.5.2 Variante B

Eine Ersatzversorgung der Region Steyr kann bei dieser Variante nicht stattfinden,

da die Zuschaltung einer zusätzlichen Kabelstrecke in den Netzbezirk Lambach / St.

Peter zu einer Überschreitung der technisch möglichen Kabelreserve führt.

Bei Variante B ist aus Gründen der sonst überschrittenen Kabelreserve des

Netzbezirkes Lambach / St. Peter eine Ersatzversorgung aus Vorchdorf in die

Region Kremstal / Steyr nicht möglich. Lediglich in die Richtung Vorchdorf / Traunfall




Resultierend aus den regionenspezifischen Analysen zeigt sich, dass beide

Varianten nicht alle Erfordernisse hinsichtlich regionaler Versorgung abdecken

können. Je nach Lösung hinsichtlich des Installationsortes der Trenntransformatoren

(in Vorchdorf oder in Kirchdorf) kann nur einer der beiden Brennpunkte Kremstal

bzw. Vorchdorf gelöst werden.

Aufgrund der zusätzlichen Verluste und weitaus höheren Investitionskosten, sind sie

folglich auch als unwirtschaftlich im Sinne einer kostengünstigen Energieversorgung,

und unangemessen im Sinne einer effizienten, verlustarmen Energieversorgung zu

betrachten und daher nicht Stand der Technik.

Nach § 6 ElWOG, (Grundsatzbestimmung) kann hierzu auch festgehalten werden,

„[...], daß Elektrizitätsunternehmen als kunden- und wettbewerbsorientierter Anbieter

von Energiedienstleistungen nach den Grundsätzen einer sicheren, kostengünstigen,

umweltverträglichen und effizienten Bereitstellung der nachgefragten

Dienstleistungen sowie eines wettbewerbsorientierten und wettbewerbsfähigen

Elektrizitätsmarktes agieren. Diese Grundsätze sind als Unternehmensziele zu

verankern.“


4.7 Variante 7: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden, mit zweiseitiger Verwendung von Trenntransformatoren

4.7.1 Technische Beschreibung der Variante für beidseitige Trennung

Abbildung 4-10: Schematische Darstellung einer 110-kV-Kabelverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf mittels beidseitigem Einsatz von Trenntransformatoren, Quelle: eigene Darstellung

Eine Verbindung der Umspannwerke Vorchdorf und Kirchdorf über ein

doppelsystemiges Kabel mittels Trenntransformatoren (Abbildung 4-10) bei beiden

Leitungsenden ist aus technischer Sicht grundsätzlich möglich. Ein (n-1)-sicherer

Betrieb erfordert für ein Doppelsystem zumindest 4 Trenntransformatoren.

In Bezug auf eine Netzkupplung müssen folgende Unterscheidungen getroffen

werden:

b. Es erfolgt eine „starre“ Netzkupplung, ohne die Möglichkeit der Wirk- bzw.

Blindleistungsregelung durch die Trenntransformatoren.

c. Es erfolgt eine „starre“ Netzkupplung, mit der Möglichkeit der Wirk- bzw.

Blindleistungsregelung durch die Trenntransformatoren (Schrägregelung).

d. Es erfolgt keine Netzkupplung (Netztrennstelle im Umspannwerk

Kremsmünster).


ad a.)

Eine Netzkupplung ohne Regelungsmöglichkeit der Trenntransformatoren (Abbildung

4-11) ist aus Sicht der Löschfähigkeit der Netzbezirke möglich. Als wesentliche

Problematik ist allerdings das Auftreten von eventuell nicht kontrollierbaren

Lastflüssen über das 110-kV-Netz zu nennen. Diese treten bedingt durch die

Winkeldifferenz zwischen den 110-kV- / 220/380-kV-Netzknoten im übergeordneten

Übertragungsnetz auf. Die thermische Begrenzung der 110-kV-Leitungsstrukturen

(thermische Übertragungsgrenzen von Leitungsabschnitten bei 2 x 130 MVA) sind

allerdings für eine (unkontrollierte) Leistungsübertragung als Ergänzung zur 220-kV/

380-kV-Ebene ausgelegt. Sie bilden jedoch keine zusätzliche Möglichkeit für einen

wirtschaftlichen Strom“transit“.

UW Kirchdorf

UW Vorchdorf

UW Traunfall

UW Kremsmünster 220 kV-Übertragungsebene

UW Bad Hall, Steyr, ...

UW Ernsthofen

Abbildung 4-11: Schematische Darstellung der Hoch- und Höchstspannungsebene der Regionen Kremstal / Almtal / Vorchdorf mit 220-kV-Ebene (rot), bestehender 110-kV-Ebene (schwarz), „parasitärem“ Stromtransit (rote Pfeile auf 110-kV-Ebene) und Einbindung von ungeregelten Trenntransformatoren ohne Netztrennung (blau), Quelle: eigene Darstellung

ad b.)

Um im Falle einer Netzkupplung unkontrollierte Lastflüsse zu vermeiden, können

geregelte Trenntransformatoren eingesetzt werden (Abbildung 4-12). Diese

ermöglichen durch entsprechende Stufenstellung theoretisch einen Leistungsfluss

von null bis zur thermischen Grenzleistung der Leitungsabschnitte. Allerdings ist

diese Möglichkeit der Übertragungsleistungsregelung im Hinblick auf die maximal

übertragbaren Leistungen (bedingt durch die Spannungsebene) als nicht

zweckmäßig anzusehen.


UW Kirchdorf

UW Vorchdorf

UW Traunfall



UW Ernsthofen

Abbildung 4-12: Schematische Darstellung der Hoch- und Höchstspannungsebene der Regionen Kremstal/ Almtal / Vorchdorf mit 220-kV-Ebene (rot), bestehender 110-kV-Ebene (schwarz) und Einbindung von geregelten Trenntransformatoren ohne Netztrennung (blau), Quelle: eigene Darstellung

ad c.)

Aufgrund der Tatsache, dass die 110-kV-Ebene (aus voran erläuterten Gründen)

nicht für dauerhafte Übertragung großer Leistungen (als Substitut zur 220/380-kV-

Ebene) geeignet ist, ist im Falle einer galvanisch getrennten Verbindung der

Netzbezirke mittels (un)geregelter Trenntransformatoren, ebenfalls eine (betrieblich

geöffnete) Trennstelle (Umspannwerk Kremsmünster) vorzusehen (Abbildung 4-13).

UW Kirchdorf

UW Vorchdorf

UW Traunfall



UW Ernsthofen

Abbildung 4-13: Schematische Darstellung der Hoch- und Höchstspannungsebene der Regionen Kremstal / Almtal / Vorchdorf mit 220-kV-Ebene (rot), bestehender 110-kV-Ebene (schwarz) und Einbindung von (un)geregelten Trenntransformatoren mit Netztrennung (blau), Quelle: eigene Darstellung

Da die Anlagenkonzeption nicht auf Transit ausgelegt ist, sind die resultierenden

leistungsabhängigen Verluste auf die Lasten bis einschließlich Umspannwerk

Kremsmünster zu beziehen. Die zusätzlichen leistungsabhängigen und

leistungsunabhängigen jährlichen Verluste einer solchen Anlagenkonzeption


betragen ferner ca. 2,45 GWh pro Jahr (bedingt durch den Einsatz der 4 Trenntrans-

formatoren).

Hinsichtlich der Versorgungszuverlässigkeit muss beachtet werden, dass es sich bei

einer Serienschaltung Transformator – Leitung - Transformator um ein System

handelt, welches weitere Störungsquellen beinhaltet. Die Ausfallswahrscheinlichkeit

des Gesamtsystems ergibt sich aus der Summe der Einzelwahrscheinlichkeiten und

liegt jedenfalls über jener einer reinen Leitungsverbindung. Durch die Einschaltung

von zusätzlichen Transformatoren steigt die Netzimpedanz (Netzrückwirkungen),

womit bei späteren Gewerbe- und Industrieansiedelungen unter Umständen mit

Mehrkosten zu rechnen ist (dies gilt auch für die Varianten mit einseitiger Einbindung

von Trenntransformatoren).

Die Lebensdauer eines Transformators ist stark abhängig von der Betriebsweise,

kann aber mit ca. 30-40 Jahren angenommen werden. Das bedeutet, dass langfristig

zu den Investitionen für ein neues Kabel, bei Beibehaltung der Netzbetriebsweise,

praktisch zeitgleiche Nachfolgeinvestitionen für die Trenntransformatoren kalkuliert

werden müssen.


Für die Region Kremstal ergibt sich bei der beidseitig galvanisch getrennten

Verbindung mit dem Umspannwerk Kirchdorf, durch eine zweite Anspeisung auch

bei Laststeigerung im Normalbetrieb eine Entspannung der Versorgungssituation. für

den Fall, dass ein dauernd gekuppelter Betrieb gefahren wird (Fall a und b).

Im Störfall würde die Variante der beidseitigen Abriegelung mittels entsprechender

Transformatoren für die Region Kremstal eine geringere Versorgungssicherheit als

eine reine Kabel- oder Freileitungsverbindung bedeuten. Grund hierfür sind

zusätzlich installierte potentielle Störungsquellen (Trenntransformatoren). Hinsichtlich

der benötigten Spitzenleistungen bei einem Versorgungsausfall ab Steyr Nord würde

diese Variante bei voller Einsatzfähigkeit eine Systemstützung gewährleisten.



Für die Region Almtal ergibt sich bei der beidseitigen galvanisch getrennten

Versorgung über Kabel eine Verbesserung der Versorgungssituation, da eine

zusätzliche Umspannwerks-Versorgung sichergestellt wird.


Für die Region Vorchdorf ergibt sich bei der beidseitig galvanisch getrennten




Für die Region Vorchdorf würde die Variante der beidseitigen Abriegelung mittels

entsprechender Transformatoren eine geringere Versorgungssicherheit als eine reine

Kabel- oder Freileitungsverbindung bedeuten. Grund hierfür sind zusätzlich

installierte potentielle Störungsquellen (Trenntransformatoren).


Für die Region Steyr wird großräumig eine zusätzliche Versorgung sichergestellt.


Im Gegensatz zu einer Versorgung mit einem reinen Kabeldoppelsystem (welches

aufgrund der fehlenden Kabelreserven sowohl im Löschbezirk Lambach / St. Peter

als auch im Löschbezirk Ernsthofen mit der gegenwärtigen Netzsituation nicht

realisierbar ist) ergeben sich nach eigener Rechnung, bei der Installation von

zusätzlichen Trenntransformatoren, jährlich zusätzliche Verluste von ca. 2,45 GWh

(Einsatz von 4 Transformatoren, Verlustleistung in Abhängigkeit von der

eingesetzten Transformatorspezifikation und Übertragungsleistung).

Die Projektkosten belaufen sich, geschätzt aus den Anschaffungskosten für die

Trenntransformatoren inkl. den Kosten einer entsprechenden 110-kV-

Kabelverbindung (Material, Verlegung, Servitutskosten, Verkabelung von Mittel- und


Niederspannungs-Ortsnetzen, Behördenvorschreibung, Entschädigungen f.

Flurschäden + Engineering), dem Umspannwerk Pettenbach und Umbauarbeiten in

den Umspannwerken Vorchdorf und Kirchdorf auf ca. 50 Mio. €. (Einpflügen lt.

Angebot der Fa. IFK) bzw. 57 Mio. (konservative Preisansätze bei der Verkabelung).

Somit liegen sie rein bei den Errichtungskosten um das 2,9 bis 3,3- fache über den

Kosten einer doppelsystemigen Freileitungsverbindung mit einem 110/30-kV-

Umspannwerk in Steinfelden– Variante 8 - (17 …18 Mio. €).

Die Möglichkeit einer alternativen Verlegung durch Einpflügen eröffnet bei den

Preisen einen Preiskorridor, wobei die Anzahl der kostenintensiven

Kreuzungsbereiche mit anderen Infrastruktureinrichtungen ebenso wie unerwartete

geologische Komplikationen eine Unsicherheit bei der Kalkulation darstellen.

Resultierend aus diesen Ergebnissen kann diese Variante zwar alle Erfordernisse

hinsichtlich regionaler Versorgung abdecken, jedoch ist sie unwirtschaftlich im Sinne

einer kostengünstigen Energieversorgung, und unangemessen im Sinne einer

effizienten, verlustarmen Energieversorgung und daher nicht Stand der Technik.







verankern.“


bzw. Netzbetreiber-übergreifende Gesichtspunkte, Frage: 2.) hinsichtlich der

Kosteneinsparung für die Energie AG, wenn das Netzentgelt für die

Höchstspannungsebenen 1 und 2 der APG eingespart werden kann und die

Stromtransporte auf die neue Freileitung Vorchdorf - Kirchdorf verlagert werden, wird


Die Verrechnung der Netzentgelte für die Netzebenen 1 und 2 erfolgt getrennt

leistungs- und arbeitsbasierend. Aufgrund von durch den Netzbetreiber nicht


beeinflussbaren bzw. schlecht prognostizierbaren Einflüssen ist bei den

leistungsbasierenden Netzentgelten vermutlich keine Einsparung erzielbar.

Bei den arbeitsbasierenden Netzentgelten sind durch möglichst erzeugungsnahen

Verbrauch der elektrischen Energie Einsparungen bei den Netzentgelten der

Netzebene 1 und 2 möglich. Dies ist durch Umschaltung von Last (z. B. UW

Kremsmünster) in den Netzbezirk Lambach / St. Peter in Zeiten hoher Erzeugung in

diesem Teilnetz zu erreichen. Sofern die Gegebenheiten im Netzbezirk Ernsthofen

zur gleichen Zeit ein Erzeugungsdefizit aufweisen (Energie wird aus der Netzebene 1

(APG) bzw. 2 bezogen), kann so einerseits die hinsichtlich Netzentgelten

unentgeltliche Rückspeisung aus dem Netzbezirk Lambach / St. Peter der EAG in die

Netzebene 1 bzw. 2 im Netzbezirk Lambach / St. Peter reduziert, und andererseits

der kostenpflichtige Bezug aus der Netzebene 1 bzw. 2 im Netzbezirk Ernsthofen

verringert werden.

Diese Einsparung an Netzentgelten der Netzebene 1 und 2 sind jedoch für die

Energie AG als Netzbetreiber nur bedingt wirksam: im Rahmen der

Netztarifregulierung durch die Regulierungsbehörde (E-Control GmbH) kommen

verringerte Kosten in Form niedrigerer Netzentgelte allen Kunden des Tarifbereichs

Oberösterreich zugute (Umlageverfahren). Auf diese Art profitieren primär die

Netzkunden im Tarifbereich Oberösterreich von diesen Kostensenkungen.



Auswirkung einer Lastfluss-Verlagerung wird Folgendes festgehalten:

Im Rahmen der Netztarifregulierung schlagen sich geringere Abgabemengen seitens

APG an die EAG in Form steigender Netzentgelttarife für das Übertragungsnetz

nieder, wodurch mittelfristig der Vorteil für die oberösterreichischen Netzkunden

wieder reduziert wird.



Verlagerung des Stromtransportes von der bestehenden 220-kV-Struktur auf eine

neu zu errichtende 110-kV-Freileitung wird Folgendes festgehalten:

Im Sinne energieeffizienter Netze sollte elektrische Energie möglichst „elektrisch

nahe“ am Ort der Erzeugung verbraucht werden bzw. sollten die Transportwege im


Sinne niedriger Transportverluste (Leitungs- und Transformatorverluste) kontrolliert

werden. Im Falle des Verbrauchs von im Netzbezirk Lambach / St. Peter erzeugter

Energie in Kirchdorf und/oder Kremsmünster ist bei Direkttransport über das 110-kV-

Netz Lambach von einem möglichen Verlustreduktionspotential auszugehen.


4.8 Variante 8: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden


Abbildung 4-14: Schematische Darstellung einer 110-kV-Freileitungsverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf über ein Umspannwerk in Steinfelden, Quelle: eigene Darstellung

Diese Variante (Abbildung 4-14) wird von der Energie AG als Lösung der

Stromversorgungsproblematik der Regionen Kremstal, Almtal, Vorchdorf und Steyr

vorgeschlagen.

Die Ausführung besteht aus einem 110-kV-Doppelsystem mit einem Umspannwerk

in Steinfelden zur Stützung des 30-kV-Netzes in der Region Almtal. Die

Versorgungssicherheit der Regionen Kirchdorf, Vorchdorf und Steyr ist durch den

zusätzlichen 110-kV-Anschluss gewährleistet. Die Trennung der Löschbezirke erfolgt

durch eine offen betriebene Trennstelle im Umspannwerk in Kremsmünster.

Als Untervariante ist auch eine Ausführungsform dieser Freileitungs-Lösung denkbar,

bei der an einer noch festzulegenden Stelle ein kleines Stück Kabelstrecke

(Doppelkabel) in Form einer beschränkten Teilverkabelung eingefügt wird. Die

maximale Länge einer allfälligen Kabelstrecke ist durch die Kabelreserven

beschränkt (ca. 36 km Einfachkabel im Netzbezirk Lambach / St. Peter bzw. weniger

als 10 km Einfachkabel im Netzbezirk Ernsthofen). Bezüglich der grundsätzlichen

Problematik einer Teilverkabelung gilt das in Variante 5: „110-kV-Kabelverbindung

(Vollverkabelung) Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk

in Steinfelden“ Gesagte.







bzw. Netzbetreiber-übergreifende Gesichtspunkte, Frage: 4.) hinsichtlich des Ortes der offenen Trennstelle, damit das Kremstal tatsächlich nur im Common-mode-

Fehlerfall über Vorchdorf versorgt würde, wird Folgendes festgehalten:

Die Trennstelle müsste im UW Kirchdorf oder im UW Vorchdorf vorbehaltlich der

Möglichkeit einer (n-1)-sicheren Versorgung aller Umspannwerke errichtet werden.

Wenn eine einsystemige Variante realisiert würde, dürfte wegen der Forderung nach

Unterbrechungsfreiheit der Stromversorgung, im Störungsfall keine offene

Trennstelle vorhanden sein. Das aber hieße, dass die Netzbezirke Lambach / St.

Peter und Ernsthofen dauernd gekuppelt sein müssten, was aber wegen der

Kabelreserve aus Gründen der Sicherheit der Allgemeinbevölkerung nicht zulässig

ist. Damit ist eine offene Trennstelle nur bei einer zweisystemigen Variante möglich.


Diese Variante stellt eine zweiseitige Anspeisung der Region Kirchdorf sicher,

sodass bei Auftreten eines Common-Mode-Fehlers nach Lösung der Trennstelle

raschestens (Zeitdauer im unteren Minutenbereich) durch Umschaltmaßnahmen eine

Ersatzversorgung der Region Kremstal gewährleistet werden kann.


Für die Region Almtal kann durch eine zusätzliche, räumlich nahe Einspeisung der

110-kV-Ebene auf die 30-kV-Ebene und weiteren Leitungsbau auf der 30-kV-Ebene

im Normalbetrieb eine Entspannung der Versorgungssituation erreicht werden.

Weitere Lastanstiege können somit vom System abgefangen werden, und dezentrale

Einspeisungen durch eine stabile Netzsituation weiter forciert werden. Durch die

Errichtung eines zusätzlichen Einspeisepunktes im Raum Almtal im Zentrum des

Versorgungsgebietes wird nicht nur die für den zentralen Bereich benötigte Energie


verlustarm zum Zentrum übertragen, sondern es erfolgt auch eine Entlastung und

eine Verkürzung der verbleibenden 30-kV-Netzzweige von den umliegenden

Einspeisepunkten, wodurch eine wesentliche Verringerung der Netzverluste erzielt

werden kann.


Für die Region Vorchdorf ergibt sich ähnlich zu Kirchdorf / Kremstal eine

Entspannung durch eine zusätzliche 110-kV-Anbindung, weil bei Auftreten eines

Common-Mode-Fehlers nach Lösung der Trennstelle raschestens (Zeitdauer im

unteren Minutenbereich) durch Umschaltmaßnahmen eine Ersatzversorgung der

Region Vorchdorf gewährleistet werden kann.


Die Versorgung der Region Steyr ist großräumig sichergestellt, weil bei Auftreten von

Versorgungsunterbrechungen nach Lösung der Trennstelle raschestens (Zeitdauer

im unteren Minutenbereich) durch Umschaltmaßnahmen eine Ersatzversorgung der

Region Steyr gewährleistet werden kann.


Ein 110-kV-Doppelsystem mittels Freileitung und einer Netzabstützung in der Region

Steinfelden erfüllt die Erfordernisse aller Teilregionen hinsichtlich langfristig

gesicherter elektrischer Energieversorgung. Der Kostenrahmen eines 110-kV-

Freileitungssystems liegt trotz höherer Verluste deutlich unter jenem einer

Kabelvariante und deutlich unter jenem einer Kabelvariante mit

Trenntransformatoren. Im Fehlerfall ist bei einer Freileitungsvariante weiters mit

geringerem Reparaturaufwand bzw. Reparaturzeiten zu rechnen.


4.9 Variante 9: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse (ohne Umspannwerk im Trassenverlauf)


Abbildung 4-15: Schematische Darstellung einer direkten 110-kV-Freileitungsverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf (ohne Umspannwerk im Trassenverlauf), Quelle: eigene Darstellung

Diese Variante entspricht der kürzesten Verbindung zwischen Vorchdorf und

Kirchdorf und birgt somit auf der 110-kV-Ebene weniger Verluste, geringere

Investitionskosten und eine geringere Störungsanfälligkeit. Ein Umspannwerk ist im

Zuge dieser Leitungsvariante nicht vorgesehen.



(Doppelkabel) in Form einer beschränkten Teilverkabelung eingefügt wird. Die

maximale Länge einer allfälligen Kabelstrecke ist durch die Kabelreserven

beschränkt (ca. 36 km Einfachkabel im Netzbezirk Lambach / St. Peter bzw. weniger

als 10 km Einfachkabel im Netzbezirk Ernsthofen). Bezüglich der grundsätzlichen

Problematik einer Teilverkabelung gilt das in Variante 5: „110-kV-Kabelverbindung


in Steinfelden“ gesagte.







Eine Verlegung der 110-kV-Trasse nördlich des Eiskogels über Pettenbach ist aus

Sicht der Versorgungszuverlässigkeit der Variante über das Almtal (Variante 8)

gleichzusetzen, da bei Auftreten eines Common-Mode-Fehlers nach Lösung der

Trennstelle innerhalb von Minuten durch Umschaltmaßnahmen eine



Für das Almtal ergibt sich keine Verbesserung der Versorgungssituation.


Für die Region Vorchdorf ergibt sich langfristig eine Entspannung der

Versorgungssituation, da bei Auftreten eines Common-Mode-Fehlers nach Lösung

der Trennstelle raschestens (Zeitdauer im unteren Minutenbereich) durch

Umschaltmaßnahmen eine Ersatzversorgung der Region Vorchdorf gewährleistet

werden kann.




Minuten, durch Umschaltmaßnahmen Umschaltmaßnahmen eine Ersatzversorgung

der Region Steyr gewährleistet werden kann.



Die 110-kV-Freileitungsverbindung entspricht eingeschränkt einer Steigerung der

Versorgungszuverlässigkeit für alle betrachteten Teilregionen. Die Errichtung einer

zentralen Einspeisestelle für das 30-kV-Netz Almtal ist bei dieser Variante nicht

vorgesehen, womit ein Haupterfordernis nicht erfüllt wird.


4.10 Variante 9A: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach


Abbildung 4-16: Schematische Darstellung einer 110-kV-Freileitungsverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf über ein Umspannwerk in Pettenbach, Quelle: eigene Darstellung

Diese Variante entspricht der kürzesten Verbindung zwischen Vorchdorf und

Kirchdorf und birgt somit auf der 110-kV-Ebene weniger Verluste, geringere

Investitionskosten und eine geringere Störungsanfälligkeit. Eine

Umspannwerkversorgung zur Stützung der 30-kV-Ebene in der Region Almtal erfolgt

über ein neu zu errichtendes Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach, wobei

allerdings die zusätzliche (verglichen mit einem 110/30-kV-Umspannwerk in

Steinfelden) 30-kV-Stichleitungslänge die Wirksamkeit einer Entlastung für das

Almtal etwas reduziert, da die 30-kV-Stichleitungslänge die Wirksamkeit einer

Entlastung negativ beeinflusst. Durch den längeren Transportweg ergeben sich auch

höhere Verluste im 30-kV-Netz. Darüber hinaus ist mittelfristig mit erhöhten Kosten

für die Einbindung ins 30-kV-Netz (Kabel in den Raum Scharnstein) zu rechnen.



(Doppelkabel) in Form einer beschränkten Teilverkabelung eingefügt wird. Bezüglich

der grundsätzlichen Problematik gilt das in Variante 5: „110-kV-Kabelverbindung



in Steinfelden“ Gesagte.


Eine Verlegung der 110-kV-Trasse (unabhängig von Kabel- oder Freileitungs-

ausführung) nördlich des Eiskogels über Pettenbach ist aus Sicht der

Versorgungszuverlässigkeit der Variante über das Almtal (Variante 8)

gleichzusetzen, da bei Auftreten eines

Common-Mode-Fehlers nach Lösung der Trennstelle raschestens (Zeitdauer im

unteren Minutenbereich) durch Umschaltmaßnahmen eine Ersatzversorgung der

Region Kremstal gewährleistet werden kann.


Für das Almtal ergibt sich eine geringfügige Verbesserung der Versorgungssituation,

da auf Grund der längeren Einspeisewege, verglichen mit der örtlichen Situation bei

Anspeisung aus einem 110/30-kV-Umspannwerk in Steinfelden, die gesamte

Versorgungssituation nur suboptimal verbessert wird.




der Trennstelle raschestens (Zeitdauer im unteren Minutenbereich) durch

Umschaltmaßnahmen eine Ersatzversorgung der Region Vorchdorf hergestellt

werden kann.








Die 110-kV-Freileitungsverbindung entspricht einer Steigerung der

Versorgungszuverlässigkeit für alle betrachteten Teilregionen. Hinsichtlich der

Errichtung einer zentralen Einspeisestelle für das 30-kV-Netz Almtal ist diese

Variante suboptimal, womit ein Haupterfordernis nur bedingt erfüllt wird.


4.11 Variante 9B: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach, mit einseitiger Verwendung von Trenn-transformatoren


Diese Variante ist aus der wegen der Überschreitung der Löschgrenze netztechnisch

nicht zulässigen Variante 9A abgeleitet. Auch sie entspricht der kürzesten

Verbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf und birgt somit auf der 110-kV-Ebene,

verglichen mit der Variante 6, weniger Verluste, geringere Investitionskosten und

eine geringere Störungsanfälligkeit.

Eine Umspannwerkversorgung zur Stützung der 30-kV-Ebene in der Region Almtal

erfolgt über ein neu zu errichtendes Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach,

wobei allerdings die zusätzliche (verglichen mit einem 110/30-kV-Umspannwerk in


Almtal etwas reduziert und durch den längeren Transportweg höhere Verluste im 30-

kV-Netz auftreten. Darüber hinaus ist mittelfristig mit erhöhten Kosten für die

Einbindung ins 30-kV-Netz (Kabel in den Raum Scharnstein) zu rechnen. Hinsichtlich

der Trenntransformatoren gelten die Aussagen von Variante 6.

Wegen der Löschproblematik und dem damit verbunden Kuppelverbot der

Netzlöschbezirke Lambach / St. Peter und Ernsthofen ist bei großräumigen

Kabellösungen der Einbau mindestens eines Trenntransformators zur galvanischen

Trennung erforderlich. Zusätzlich muss eine betrieblich geöffnete Trennstelle am

anderen Ende der Kabelstrecke existieren (siehe Abbildung 4.8). Es ergeben sich

zwei Subvarianten:

− Variante A: Betrieblich geöffnete Trennstelle in Kirchdorf und Trenntransfor-

mator(en) in Vorchdorf (Abbildung 4.17).

− Variante B: Betrieblich geöffnete Trennstelle in Vorchdorf und

Trenntransformator(en) in Kirchdorf (Abbildung 4.18).


Abbildung 4-17: Schematische Darstellung einer 110-kV-Kabelverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf über ein Umspannwerk in Pettenbach, mit einem Trenntransformator in Vorchdorf, Quelle: eigene Darstellung, Variante A

Die Problematik liegt für beide Varianten in der Notwendigkeit einer betrieblich stets

geöffneten Verbindung, sodass die Kabelverbindung als galvanische getrennte Stich-

leitungsverlängerung ausschließlich für den ausschließlich Löschbezirk Lambach /

St. Peter oder Ernsthofen fungiert.

Diese Varianten sind daher nur als unidirektionale Ersatzversorgung zu klassieren:

Bei Variante A ist eine Ersatzversorgung nur aus dem Netzbezirk Lambach / St.

Peter in Richtung Kremstal bzw. Steyr möglich. Eine Ersatzversorgung der Region

Vorchdorf /Traunfall aus dem Kremstal ist nicht möglich, da die zusätzliche

Kabelkapazität die Kabelreserve des Netzbezirkes Ernsthofen bei weitem

überschreitet

Die Verlegung der Trennstelle ist im Zuge von Wartungsarbeiten etc. aufgrund der

schlagend werdenden Löschproblematik für einen der beiden Netzbezirke nicht

möglich.


Abbildung 4-18: Schematische Darstellung einer 110-kV-Kabelverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf über ein Umspannwerk in Pettenbach mit einem Trenntransformator in Kirchdorf, Variante B, Quelle: eigene Darstellung, Variante B


Eine Verlegung der 110-kV-Trasse nördlich des Eiskogels über Pettenbach ist aus

Sicht der Versorgungszuverlässigkeit der Variante über das Almtal (Variante 8)

gleichzusetzen, da bei Auftreten eines Common-Mode-Fehlers nach Lösung der

Trennstelle innerhalb von Minuten durch Umschaltmaßnahmen eine


4.11.2.1 Variante A

Für die Region Kremstal bedeutet die Variante der einseitigen Trennung mittels

entsprechender Trenntransformatoren bei Ausfall der Normalversorgung aus der

Region Steyr eine geringere Versorgungssicherheit durch den Einbau eines

zusätzlichen Elements (Umschaltung auf eine Ersatzversorgung erfolgt in wenigen

Minuten).

4.11.2.2 Variante B

Für die Region Kremstal bedeutet diese Variante bei Ausfall der Normalversorgung

aus der Region Steyr keine höhere Versorgungssicherheit. Dies ist auf die

Nichtzuschaltbarkeit der Kabelstrecke in den Netzlöschbezirk Lambach / St. Peter,

ohne dabei die Kabelreserven zu überschreiten, zurückzuführen. Damit ist bei


Variante B aus Gründen der sonst überschrittenen Kabelreserve des Netzbezirkes

Lambach / St. Peter eine Ersatzversorgung aus Vorchdorf in die Region Kremstal /

Steyr nicht möglich. Lediglich in die Richtung Vorchdorf / Traunfall



Für das Almtal ergibt sich im Normalbetrieb eine geringfügige Verbesserung der

Versorgungssituation, da auf Grund der längeren (verglichen mit einem 110/30-kV-

Umspannwerk in Steinfelden) Einspeisewege die gesamte Versorgungssituation nur

suboptimal verbessert wird.

4.11.3.1 Variante A



Bei Variante A ist Variante bei Ausfall der Normalversorgung aus der Region

Vorchdorf aber aus Gründen der sonst überschrittenen Kabelreserve des

Netzbezirkes Ernsthofen eine Ersatzversorgung aus dem Umspannwerk Kirchdorf in

die Region Vorchdorf / Traunfall nicht möglich. Damit ist bei Variante A aus Gründen

der sonst überschrittenen Kabelreserve des Netzbezirkes Ernsthofen eine

Ersatzversorgung in Richtung Pettenbach bzw. die Region Vorchdorf / Traunfall

nicht möglich. Lediglich in die Richtung des Kremstals kann eine Ersatzversorgung

von Vorchdorf aus erfolgen.

4.11.3.2 Variante B







Im Gegensatz zu Variante A ist bei Variante B aus Gründen der sonst

überschrittenen Kabelreserve des Netzbezirkes Lambach / St. Peter eine


Ersatzversorgung aus Vorchdorf in Richtung Pettenbach bzw. die Region Kremstal /

Steyr nicht möglich.




der Trennstelle innerhalb von Minuten durch Umschaltmaßnahmen eine

Ersatzversorgung der Region Vorchdorf hergestellt werden kann.

4.11.4.1 Variante A

Für die Region Vorchdorf bedeutet diese Variante keine höhere Versorgungs-

sicherheit. Dies ist auf die Nichtzuschaltbarkeit der Kabelstrecke in den

Netzlöschbezirk Ernsthofen, ohne dabei die Kabelreserven zu überschreiten,

zurückzuführen. Damit ist bei Variante A aus Gründen der sonst überschrittenen

Kabelreserve des Netzbezirkes Ernsthofen eine Ersatzversorgung in die Region

Vorchdorf / Traunfall nicht möglich. Lediglich in die Richtung des Kremstals kann

eine Ersatzversorgung von Vorchdorf aus erfolgen.

4.11.4.2 Variante B

Für die Region Vorchdorf würde die Variante der einseitigen Trennung mittels

entsprechender Trenntransformatoren eine geringere Versorgungssicherheit durch

den Einbau eines zusätzlichen Elements bedeuten (Umschaltung auf eine

Ersatzversorgung erfolgt in wenigen Minuten).







4.11.5.1 Variante A

Hinsichtlich der benötigten Spitzenleistungen bei einem Versorgungsausfall der

Region Steyr würde diese Variante bei voller Einsatzfähigkeit nur bedingt eine

Entlastung bringen, da eine Aufhebung der Trennstelle in Kirchdorf dazu führt, dass

die Erdschlusslöschfähigkeit im Netzbezirk Ernsthofen unter Umständen nicht mehr

gegeben ist.

4.11.5.2 Variante B

Eine Ersatzversorgung der Region Steyr kann bei dieser Variante nicht stattfinden,

da die Zuschaltung einer zusätzlichen Kabelstrecke in den Netzbezirk Lambach / St.

Peter zu einer Überschreitung der technisch möglichen Kabelreserve führt.






Die 110-kV-Kabelverbindung entspricht eingeschränkt einer Steigerung der

Versorgungszuverlässigkeit für alle betrachteten Teilregionen. Hinsichtlich der

Errichtung einer zentralen Einspeisestelle für das 30-kV-Netz Almtal ist diese

Variante suboptimal, womit ein Haupterfordernis nur bedingt erfüllt wird. Je nach

Lösung hinsichtlich des Installationsortes der Trenntransformatoren (in Vorchdorf

oder in Kirchdorf) kann nur einer der beiden Brennpunkte Kremstal bzw. Vorchdorf

gelöst werden.


4.12 Variante 9C: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach, mit zweiseitiger Verwendung von Trenn-transformatoren


Abbildung 4-19: Schematische Darstellung einer 110-kV-Kabelverbindung zwischen Vorchdorf und Kirchdorf über ein Umspannwerk in Pettenbach und Trenntransformatoren in Vorchdorf und Kirchdorf, Quelle: eigene Darstellung

Diese Variante entspricht der Variante 9A, bis auf den technologischen Unterschied

der Art der Leitungsverbindung. Sie entspricht der kürzesten Verbindung zwischen

Vorchdorf und Kirchdorf und birgt somit auf der 110-kV-Ebene, verglichen mit der

Variante 7, weniger Verluste, geringere Investitionskosten und eine geringere

Störungsanfälligkeit.

Eine Verbindung der Umspannwerke Vorchdorf und Kirchdorf über ein

doppelsystemiges Kabel mittels Trenntransformatoren (Abbildung 4.19) bei beiden

Leitungs-Enden ist aus technischer Sicht grundsätzlich möglich. Ein (n-1)-sicherer

Betrieb erfordert für ein Doppelsystem zumindest 4 Trenntransformatoren.

In Bezug auf eine Netzkupplung müssen wie bei Variante 7 folgende

Unterscheidungen getroffen werden:

a. Es erfolgt eine „starre“ Netzkupplung, ohne die Möglichkeit der Wirk- bzw.

Blindleistungsregelung durch die Trenntransformatoren.


b. Es erfolgt eine „starre“ Netzkupplung, mit der Möglichkeit der Wirk- bzw.

Blindleistungsregelung durch die Trenntransformatoren (Schrägregelung).

c. Es erfolgt keine Netzkupplung (Netztrennstelle im Umspannwerk

Kremsmünster).

Bezüglich der Lastflussverlagerung / - steuerung in der 110-kV-Netzebene gilt das für

Variante 7 Angeführte.

Eine Umspannwerkversorgung zur Stützung der 30-kV-Ebene in der Region Almtal

erfolgt über ein neu zu errichtendes Umspannwerk in der Nähe von Pettenbach,

wobei allerdings die zusätzliche (verglichen mit einem 110/30-kV-Umspannwerk in


Almtal etwas reduziert und durch den längeren Transportweg höhere Verluste im 30-

kV-Netz auftreten. Darüber hinaus ist mittelfristig mit erhöhten Kosten für die

Einbindung ins 30-kV-Netz (Kabel in den Raum Scharnstein) zu rechnen, Hinsichtlich

der Trenntransformatoren gelten die Aussagen von Variante 7.


Für die Region Kremstal ergibt sich bei der beidseitig galvanisch getrennten











Für das Almtal ergibt sich eine geringfügige Verbesserung der Versorgungssituation,

da auf Grund der längeren (verglichen mit einem 110-/30-kV-Umspannwerk in

Steinfelden) Einspeisewege die gesamte Versorgungssituation nur suboptimal

verbessert wird.



Für die Region Vorchdorf ergibt sich bei der beidseitig galvanisch getrennten




Für die Region Vorchdorf würde die Variante der beidseitigen Abriegelung mittels

entsprechender Transformatoren eine geringere Versorgungssicherheit als eine reine

Kabel- oder Freileitungsverbindung bedeuten. Grund hierfür sind zusätzlich

installierte potentielle Störungsquellen (Trenntransformatoren).


Für die Region Steyr wird großräumig eine zusätzliche Versorgung sichergestellt.

Für die Region Steyr ergibt sich bei der beidseitig galvanisch getrennten Verbindung

mit dem Umspannwerk Kirchdorf, durch eine zweite Anspeisung auch bei

Laststeigerung im Normalbetrieb eine Entspannung der Versorgungssituation. für









Im Gegensatz zu einer Versorgung mit einem reinen Kabeldoppelsystem (welches

aufgrund der fehlenden Kabelreserven sowohl im Löschbezirk Lambach / St. Peter

als auch im Löschbezirk Ernsthofen mit der gegenwärtigen Netzsituation nicht

realisierbar ist) ergeben sich nach eigener Rechnung, bei der Installation von

zusätzlichen Trenntransformatoren, jährlich zusätzliche Verluste von ca. 2,45 GWh

(Einsatz von 4 Transformatoren, Verlustleistung in Abhängigkeit von der

eingesetzten Transformatorspezifikation und Übertragungsleistung).


Die Projektkosten belaufen sich, geschätzt aus den Anschaffungskosten für die

Trenntransformatoren inkl. den Kosten einer entsprechenden 110-kV-

Kabelverbindung (Material, Verlegung, Servitutskosten, Verkabelung von Mittel- und

Niederspannungs-Ortsnetzen, Behördenvorschreibung, Entschädigungen f.

Flurschäden + Engineering), dem Umspannwerk Pettenbach und Umbauarbeiten in

den Umspannwerken Vorchdorf und Kirchdorf zzgl. der 30-kV-Kabelanbindung

(Servitutskosten, Entschädigungen f. Flurschäden + Engineering) auf ca. 39 Mio. €.

(Einpflügen lt. Angebot der Fa. IFK) bzw. 53 Mio. (konservative Preisansätze bei der

Verkabelung). Somit liegen sie rein bei den Errichtungskosten um das 1,9 bis 2,5-

fache über den Kosten einer doppelsystemigen Freileitungsverbindung mit einem

110/30-kV-Umspannwerk in Pettenbach – Variante 9A - (20 …22 Mio. €).

Resultierend aus diesen Ergebnissen kann diese Variante zwar alle Erfordernisse

hinsichtlich regionaler Versorgung abdecken, jedoch ist sie unwirtschaftlich im Sinne

einer kostengünstigen Energieversorgung, und unangemessen im Sinne einer

effizienten, verlustarmen Energieversorgung und daher nicht Stand der Technik.







verankern.“


4.13 Variante 10: 110-kV-Verbindung Kirchdorf – Klaus zzgl. 110-kV-Verbindung Vorchdorf – Kremsmünster


Abbildung 4-20: Schematische Darstellung von 110-kV-Trassen von Kirchdorf nach Klaus und von Vorchdorf nach Kremsmünster, Quelle: eigene Darstellung

Eine 110-kV-Verbindung Klaus - Kirchdorf und Vorchdorf - Kremsmünster (Abbildung

4-20) erfordert die Erweiterung des 220-kV-Umspannwerks in der Nähe von Klaus.

Das Umspannwerk Klaus ist eingebettet in die 220-kV-Leitungsverbindung zwischen

dem Umspannwerk Ernsthofen und dem Umspannwerk Weißenbach, welche ein Teil

der (hinsichtlich Übertragungskapazität kritischen) Nord-Südverbindung des

österreichischen Übertragungssystems ist. Zusätzlich kommt es zu einer anderen

110-kV-Freileitung/Kabelverbindung vom Umspannwerk Vorchdorf nach

Kremsmünster, um die Sicherung der Region Vorchdorf zu gewährleisten. In

Kremsmünster ist weiters eine betrieblich offene Verbindung notwendig.


Fragenkatalog, Frage: 11.) hinsichtlich der Belastbarkeit der 220-kV-Verbindung

Ernsthofen-Weißenbach wird Folgendes festgehalten:

Seitens APG wird der Ausbau des 380-kV-Netzes zwar vorangetrieben, die

Realisierung des fehlenden 380-kV-Leitungsstückes zwischen UW Salzach Neu und

UW Tauern ist aufgrund rechtlicher und politischer Probleme zum gegebenen

Zeitpunkt aber nicht absehbar.


Bis zur Inbetriebnahme dieses 380-kV-Leitungsstücks ist die 220-kV-Leitung

Ernsthofen – Weißenbach als eine der parallel laufenden Nord-Süd-Leitungen hoch

belastet.


Diese Variante ist eine Verbesserung der Versorgungssicherheit allerdings nur für

den Raum Kremstal. Folgende Punkte sind für die Auslegung einer entsprechenden

Trasse relevant:

− geographische Verhältnisse (Geländeformation, welche Freileitungs- bzw.

Kabelbau unter realistischem Kostenaufwand sehr aufwändig macht),

− Raumverhältnisse (Sicherstellung der baubedingten Trassenbreite),

− Rücksichtnahme auf angrenzende Grundstücke.

Die Bereitstellung ausreichender Reserveleistung im Falle einer

Leitungsunterbrechung für das Kremstal ist wegen der im Zuge des

marktabhängigen, nicht planbaren überregionalen und internationalen

Stromtransportes ausgelasteten APG–Leitungen und neuer geplanter

Kraftwerksprojekte entlang dieser 220-kV-Verbindung fraglich. Im

Ersatzversorgungsfall müssen zusätzlich zur Regelübertragung, die mit 2 x 300 MVA

veranschlagt ist, mindestens 50 MW (Kirchdorf) übertragen werden.


Für die Region Almtal bringt diese zusätzliche Netzeinspeisung keine Verbesserung

der Versorgungssituation, da kein zusätzliches Umspannwerk zur Stützung des 30-

kV-Netzes möglich ist.


Durch die zusätzliche Verbindung von Vorchdorf nach Kremsmünster würde eine

Absicherung der Region stattfinden.



Für die Region Steyr ist diese Variante vorteilhaft, weil ab dem Knoten

Kremsmünster eine doppelte Einspeisung über das Umspannwerk Kremsmünster

vorhanden ist.


Die Wirtschaftlichkeit dieser Variante richtet sich hier vor allem an den Kosten einer

Leitungsverbindung vom Umspannwerk Kirchdorf zum 220-kV-Netzknoten in Klaus.

Hierfür müssten aus Gründen der (n-1)-Sicherheit wiederum ein 110-kV-

Doppelsystem mit zwei 220 / 110-kV-Netzkuppelumspanner installiert werden. Die

Kosten einer Leitungsverbindung liegen vor allem in der schwierigen und beengten

Geländeformation bis Klaus und der in Summe (Vorchdorf - Kremsmünster und

Kirchdorf - Klaus) größeren Trassenlänge. Eine im Vergleich in Summe höhere

Annäherung an bebaute Gebiete im Vergleich zur Variante Umspannwerk Vorchdorf

- Steinfelden - Kirchdorf ist für beide Trassen nicht ausgeschlossen.


4.14 Variante 11: 110-kV-Gemeinschaftsleitung ÖBB-EAG Vorchdorf – Wartberg


Abbildung 4-21: Schematische Darstellung eine 110-kV-Gemeinschaftsleitung mit

den Österreichischen Bundesbahnen von Vorchdorf nach Wartberg, Quelle: eigene

Darstellung

Die Versorgung der Region Almtal erfolgt weiterhin über die 30-kV-Leitungen

Kirchdorf - Scharnstein, Vorchdorf - Steinfelden und Gmunden - Kasberg. In

Gemeinschaft mit der ÖBB soll annahmegemäß ein 110-kV-Doppelsystem auf einer

speziellen Mastkonstruktion gemeinsam mit dem 110-kV–ÖBB-System von

Vorchdorf nach Wartberg geführt werden. Der Vorteil liegt in der Ersparnis einer

zweiten Trasse. Ein Umspannwerk in Steinfelden oder in der Nähe der Region Almtal

ist in dieser Variante nicht vorgesehen.

Aus wirtschaftlicher Perspektive wird u.a. auf die folgenden Vor- und Nachteile einer

solchen Gemeinschaftsleitung hingewiesen [50]:

Vorteile

• Möglichkeit der Realisierung von Leitungsprojekten auf gleichen Trassen,

• Höhere Trassenausnutzung (Übertragungsleistung je Trassenbreite),

• Geringerer Aufwand für Grundablösung und Entschädigungen.

Nachteile

• Konzeption teurer Mastkonstruktionen (große Masthöhe) mit erhöhter

Trassenbreite,


• Mehraufwand bei Leitungseinschleifungen und Einführungen in

Umspannwerke,

• Mehraufwand durch notwendige Symmetrierungsmaßnahmen (Setzen von

Verdrillungsmasten),

• Erhöhung der Störquote durch größere Blitzeinschlagsraten und damit

Verminderung der Versorgungszuverlässigkeit,

• Umbau auf Gemeinschaftsleitungen entspricht einem vollständigen Neubau,

bei dem die alten Tragwerke nicht verwendet werden können.

Hinsichtlich einer solchen Kombination müssen folgende Punkte berücksichtigt

werden:

1. Netztechnische Rückwirkungen auf Grund niederfrequenter

elektromagnetischer Beeinflussungen

2. Netzsicherheit

3. Verfügbarkeit von Leitungszügen auf Gemeinschaftsgestängen

(Störungsbehebung)

4. Betriebsführung und Schutz

ad. 1.) Netztechnische Rückwirkungen auf Grund niederfrequenter elektromagnet-

ischer Beeinflussungen

Die Grundlagen für diese Untersuchung basieren auf [51] und [52]. Weiterführende

Untersuchungen erfolgten in [53]. Die Ergebnisse lassen sich wie folgt

zusammenfassen:

„Die Beeinflussung des 110-kV-Bahnnetzes durch eingekoppelte, kapazitive

Spannungen aus dem 110-kV-Drehstromnetz im Normalbetrieb, eine 50 Hz

Komponente von max. 4 % im 16 2/3 Hz Netz bei einer Grenzlänge von 650 km

auftritt.“ ([53], S.21 )

„Die Beeinflussung des 110-kV-Bahnnetzes durch eingekoppelte, kapazitive

Spannungen aus dem 110-kV-Drehstromnetz bei Erdschluss im Drehstromnetz, eine

50 Hz Komponente von max. 4 % im 16 2/3 Hz Netz bei einer Grenzlänge von 140

km auftritt.“ ([53], S.21)


„Die Beeinflussung einer 50 Hz Komponente im Falle eines Erdschlusses im 16 2/3

Hz Netz erfolgt mit ca. 0,1 A/km Gemeinschaftslänge. Dieser Strom überlagert sich

dem eigentlichen 16 2/3 Hz–Erdschlussreststrom.“ ([53], S.21)

ad. 2.) Netzsicherheit

Durch mechanische Fehlstellen bzw. Übermüdung bedingt, kann es bei einem

mechanischen Defekt im konstruktionsbedingt übergeordneten System zu einer

Leiterseilberührung mit dem darunterliegenden Leitungssystem kommen. Zusätzlich

zur jeweilig systemeigenen 16 2/3-Hz- oder 50-Hz Komponente würde sich dann das

jeweilig andere System überlagern.

Dieser Zwischensystemfehler kann als einpoliger Erdfehler des jeweils höher

aufgehängten Systems mit einem zusätzlichen Übergangswiderstand (anderes

Netzsystem) verstanden werden und es tritt ein komplexes Störungsbild ein.

ad. 3.) Verfügbarkeit von Leitungszügen auf Gemeinschaftsgestängen (Störungs-

behebung)

Um Betriebseinschränkungen mit nachfolgender reduzierter Verfügbarkeit zu

vermeiden, müssen die Abschaltmöglichkeiten und die Zugänglichkeit im

Normalbetrieb und insbesondere im Störungsbetrieb rechtsverbindlich gesichert

werden.

ad. 4.) Betriebsführung und Schutz

Bei der Betriebsführung können in betrieblicher und organisatorischer Hinsicht nach

[50] nur Nachteile angegeben werden:

• Zusätzliche Systemabschaltungen bei Revisions- und Montagearbeiten sind

erforderlich,

• Notwendigkeit einer Koordinierung aller Schalthandlungen zwischen

verschiedenen Benützern,

• Längere Leitungsabschaltungen zum Zweck des Umbaus sind meist nicht

möglich,

• Beschränkung zukünftiger Erweiterungsmöglichkeiten des einzelnen

Benutzers der Gemeinschaftsleitung.



Für die Region Kremstal kann nur bedingt eine Entlastung gesehen werden, da der

Abzweig im Raum Wartberg erfolgt. Es erfolgt lediglich eine „Vorverlagerung des

Stichleitungsabzweiges“. Ein Common-Mode-Fehlerfall von Wartberg bis Kirchdorf

kann mit dieser Variante nicht abgedeckt werden.


Für die Netzstruktur in der Region Almtal bringt diese Variante keine Entlastung, da

die Netzanspeisungspunkte weiterhin von den Umspannwerken Vorchdorf, Kirchdorf

und Gmunden ausgehen.

Eine geringfügige Verbesserung ergibt sich durch die bessere Versorgungssitutaion

des UW Vorchdorf.


Die Versorgungssicherheit für den Raum Vorchdorf wird durch den zweiseitigen

Anschluss an das 110-kV-Netz sichergestellt. Um jedoch Betriebseinschränkungen

mit nachfolgender reduzierter Verfügbarkeit zu vermeiden, müssen die

Abschaltmöglichkeiten (bei Revisions- und Montagearbeiten) und die Zugänglichkeit

im Normalbetrieb und insbesondere im Störungsbetrieb (Zwischensystemfehler)

rechtsverbindlich gesichert werden.


Für die Region Steyr wird eine zusätzliche Versorgungssicherung über die

Umspannwerke Vorchdorf/Kremsmünster/Bad Hall sichergestellt. Mit

Einschränkungen in der Betriebsführung, der Zuverlässigkeit und dem Schutz ist

allerdings zu rechnen.


4.15 Variante 12: Kraftwerksbau in der Region Kirchdorf


Abbildung 4-22: Schematische Darstellung für einen Kraftwerksbau in der Region Kirchdorf, Quelle: eigene Darstellung

200 MW – Gasturbine bzw. 200 MW – Gas und Dampfturbinenanlage Der Bau eines Gaskraftwerks in der Region Kirchdorf (Abbildung 4-22) entspricht

einer kraftwerkstechnischen Stützung des Netzes. Diese Stützung muss einer

Versorgung des Raumes Kremstal bzw. Steyr plus einer Reservehaltung für

zukünftige Entwicklungen genügen.

Durch Kombination einer Gasturbine mit einer Dampfturbine kann der Wirkungsgrad

einer Anlage wesentlich erhöht werden. Neben der Nutzung der Abwärme aus der

Gasturbine kann im Kondensationsabschnitt des Dampfkreislaufes eine

Fernwärmeauskoppelung stattfinden. Eine GuD-Anlage wird aufgrund des hohen

Wirkungsgrades grundsätzlich als Grundlast– oder Mittellastkraftwerk eingesetzt.

Im Falle der Errichtung einer solchen Anlage im Raum Kirchdorf ist eine zweiseitige

Einspeisung in die 110-kV-Leitung vom Umspannwerk Steyr Nord bis zum

Umspannwerk Kirchdorf vorhanden.

Ein Kraftwerk muss, um hinsichtlich der Einspeisekapazität mit den Leitungslösungen

vergleichbar zu sein, für eine Leistung von mindestens 200 MW ausgelegt sein.


Aus Sicht der elektrischen Energieversorgung ist bei redundanter Versorgung die

Region Kremstal gesichert. Allerdings können hinsichtlich standort- und


umweltbezogener Problematiken (Infrastruktur, Emissionen, …) keine Aussagen

getroffen werden.


Die Elektrizitätsversorgung des Raumes Almtal ist mit dem Bau einer solchen Anlage

bei gleichzeitigem Status-Quo im Netzausbau nicht betroffen. Die Begründung hierfür

liegt in der begrenzten Übertragungskapazität der 30-kV-Stichleitung von Kirchdorf

nach Scharnstein. Bei weiteren Lastanstiegen in der Region kann diese Variante

keine Entspannung der Netzsituation herbeiführen.


Für die Region Vorchdorf bringt der Bau eines solchen Kraftwerks keine Entlastung.


Die Region Steyr könnte eine zusätzliche Abstützung über die 110-kV-Leitung von

Kirchdorf über Kremsmünster und Bad Hall erfahren.


200 MW - Gasturbine

Nach den Quellen [28], [36], [79] und [16] kann von folgenden Kosten für ein

Gaskraftwerk ausgegangen werden:

• Spezifische Investitionskosten: ~150-200 €2006/kW,

wobei dies Free-on-Board-Kosten sind, d.h. es wird die Gasturbine, der

Generator, der Lufteinlass mit Filter und Lärmschutz, der Abgasschornstein,

Starter und Steuerung und das Brennersystem berücksichtigt.

Die Kosten für eine schlüsselfertige Anlage können mit 60-100 % höher

veranschlagt werden.

• Betrieb- und Wartungskosten: ~0,007 €/kWhel,


Als Richtwerte für die jährlichen Wartungs- und Instandhaltungskosten nach

Komponenten: Komponente % der Investitionskosten

Heißwasserkreislaufkomponente 1,8

Schaltanlage 1,8

Gebäudetechnik 1,6

Bautechnik 1

• Anfahrtskosten (Kaltstart): 43 €/MW,

wobei die Brennstoff- und Verschleißkosten pro Startvorgang ca. 10 €/MW

betragen.

Nach [38] beträgt die ungefähre Hochfahrzeit einer Gasturbine bei 20 min, wobei hier

von einer vorangegangenen Stillstandszeit von mehr als 8 h ausgegangen wird.

Die Technische Lebensdauer liegt im Vergleich zu Kabel oder Freileitungen mit 20

Jahren in einem eher geringen Bereich. Die Wirtschaftlichkeit der Anlage ist

zusätzlich auch von der Anzahl der Volllaststunden abhängig.

Die geforderte Redundanz kann nur erreicht werden, wenn für die Netzstützung zwei

Anlagen errichtet werden (Einhaltung der Möglichkeit von Instandhaltungs- und

Revisionsarbeiten muss gewährleistet sein), wobei eine Anlage als quasi ständig

verfügbarer Netzersatz immer im „stand-by“ – Betrieb gehalten und gezahlt werden

muss.

Der Einsatz selbst erfolgt möglicherweise nur wenige Stunden pro Jahr, womit eine

für die Wirtschaftlichkeit erforderliche Mindestvolllaststundenanzahl nicht erreicht

wird. Die Kosten für eine solche Betriebsweise können nur schwer abgeschätzt

werden. Gleichzeitig muss berücksichtigt werden, dass eine solche Investition (als

Beitrag zur Netzstützung) in die Netzkosten miteingerechnet werden muss.

200 MW Gas- und Dampfturbine

Nach unterschiedlichen Quellen können folgende Aussagen über die spezifischen

Investitionskosten gemacht werden:

• „Free-on-Board“ Anlagen [36] mit einer elektrischen Leistung von ca. 200 MW

können mit spezifischen Kosten von 450-500 €/kWel veranschlagt werden. Die

Kosten von „schlüsselfertigen“ Anlagen liegen bis zu ca. 75 % höher [74].


Die Anfahrtszeiten betragen unterschiedlichen Quellen zufolge 4-5 h beim Kaltstart,

2-3 h im Warmstart und ca. 1 h beim Heißstart.

Die Bauzeit einer Anlage liegt zwischen 2 und 3 Jahren, die Lebenszeit beträgt ca.

25 Jahre. Je nach Fahrweise ist die Anlage auf 150.000-200.000 Betriebsstunden

ausgelegt [74].

Für den (n-1)-sicheren Betrieb muss festgehalten werden, dass die Verfügbarkeit der

Anlagen nicht einer Verfügbarkeit durch eine zusätzliche Netzanbindung

gleichzusetzen ist.

Bezüglich der Redundanz gilt dasselbe wie für die Gasturbine.


5 Vergleich der Varianten

5.1 Untersuchungsumfang

In Tabelle 5.1 erfolgt einer Auflistung der im Rahmen dieses Gutachtens

untersuchten Varianten für eine langfristig gesicherte Stromversorgung der Regionen

Kremstal, Almtal, Vorchdorf und Steyr. Die Inhalte der Tabelle nehmen Bezug auf die

Kapitel

• 4.1 „Variante 1: Derzeitiger Netzzustand (Nullvariante)“,

• 4.2 „Variante 2: Dezentrale Einspeisung“,

• 4.3 „Variante 3: Verstärkung des 30-kV-Netzes in der Region Almtal“,

• 4.4 „Variante 4: 30-kV-Verkabelung der Region Almtal und 30-kV-Ersatzver-

sorgung für die Region Kremstal“,

• 4.5 „Variante 5: 110-kV-Kabelverbindung (Vollverkabelung) Vorchdorf -

Kirchdorf über ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden“,

• 4.6 „Variante 6: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu

anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden und einseitige Verwendung von

Trenntransformatoren“,

• 4.7 „Variante 7: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu

anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden und zweiseitige Verwendung von

Trenntransformatoren“,

• 4.8 „Variante 8: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein

(neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden“,

• 4.9 „Variante 9: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über eine

nördlich gelegene Trasse (ohne Umspannwerk im Trassenverlauf)“

• 4.10 „Variante 9A: 110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über

eine nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in

der Nähe von Pettenbach)“

• 4.11 „Variante 9B: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine

nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der

Nähe von Pettenbach, mit einseitiger Verwendung von Trenntransformatoren“

• 4.12 „Variante 9C: 110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine

nördlich gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der


Nähe von Pettenbach, mit zweiseitiger Verwendung von Trenntransform-

atoren“

• 4.13 „Variante 10: 110-kV-Verbindung Kirchdorf - Klaus zzgl. 110-kV-

Verbindung Vorchdorf - Kremsmünster“,

• 4.14 „Variante 11: 110-kV-Gemeinschaftsleitung ÖBB-EAG Vorchdorf –

Wartberg“,

• 4.15 „Variante 12: Kraftwerksbau in der Region Kirchdorf“.

Als zusätzliche Kriterien sind die

• technische Realisierbarkeit (welche im Rahmen der aufgezählten Kapitel

überprüft wurde), und

• eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung. Diese erfolgt über branchenübliche

Erfahrungswerte und eine Plausibilitätsprüfung der von der Energie AG

bekanntgegebenen Investitionskostenabschätzungen der Varianten

von Bedeutung.

Die technische Realisierbarkeit wird mit ja/nein klassiert; bei der

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung werden die Investitionskosten angegeben.

5.2 Kostenbetrachtungen

Hinsichtlich der Kosten von Kabellösungen wird seitens des Gutachters eine

risikoaverse Position vertreten, allerdings werden in einer Variantenberechnung die

Kosten des Richtpreisangebots der Fa. IFK Gesellschaft m.b.H. für eine

Kabelverlegung ebenfalls bestimmt. Dadurch ergibt sich bei 110-kV-Kabellösungen

ein verlegungsbedingter Preiskorridor.


Fragenkatalog, Frage: 4.) hinsichtlich der Übertragbarkeit von Kostenangaben anderer Quellen, wird Folgendes festgehalten:

Die in anderen Quellen angeführten Kostenangaben sind nur bedingt verwendbar, da

in der zitierten Quelle von höheren Leitungsauslastungen ausgegangen wird. Wie

bekannt ist, sind die geringeren Stromwärmeverluste beim Kabel speziell bei hohen

spezifischen Leitungsauslastungen von Bedeutung.


Im gegenständlichen Projekt verschieben sich die Kostenrelationen bei der

Vollkostenrechnung – auf Grund der geringen spezifischen Leitungsauslastung im

Regelbetrieb und der zusätzlichen Verluste in den Trenntransformatoren – weiter

zugunsten einer Freileitungslösung.

Ebenfalls bezüglich der konkreten Fragen (s. Appendix 7.5, Abschnitt 1:

Gliederungsbezogener Fragenkatalog, Frage: 5.) hinsichtlich der Kosten für Betrieb, Wartung und Unterhaltung der beiden Leitungsarten bzw. der allgemeinen

Kostensituation (s. Appendix 7.6, Abschnitt 2: Wirtschaftliches Umfeld einer

Verkabelung – Frage: 1 und Frage: 2 hinsichtlich der herangezogenen Quellen und

der transparenten Darstellung der Kostenberechnungsunterlagen) wird Folgendes

festgehalten:

Je nach Anwendungsfall wurden österreichische Preise vergleichbarer bereits

durchgeführter Projekte der Elektrizitätswirtschaft bzw. internationale Preisstellungen

bzw. Vorgaben des finnischen Regulators unter Berücksichtigung einer allfälligen

Preisgleitung bzw. (im Fall der Trenntransformatoren) reale Angebote herangezogen.

Die Angaben der Energie AG wurden – auch in Kenntnis branchenüblicher Kosten –

seitens des Institutes für elektrische Anlagen der Technischen Universität Graz auf

Plausibilität geprüft und durch aktuelle Richtpreisofferte untermauert.

So ist z.B. in den offiziellen Festlegungen des finnischen Regulators für die

Betriebskosten von 110-kV-Freileitungen ein Wert angegeben, der – als Barwert auf

die Errichtungskosten umgelegt – im Bereich einiger weniger Prozent der gesamten

Errichtungskosten liegt. Er ist damit im Sinne einer nachhaltigen und damit

langfristigen Betrachtung von untergeordneter Bedeutung.

In Appendix 7.6 ist eine detaillierte Kostenabschätzung wiedergegeben. Diese

Tabelle ergibt sich aus den technisch notwendigen Aufwendungen und den o.a.

Preisen.

Da es sich hierbei

• wegen der realpolitischen Position der Technischen Universität am

Marktgeschehen nur um eine Preiskontrolle „am grünen Tisch“ handeln kann

(keine verbindlichen Offerte) und


• realistischere Kosteneinschätzungen dem Controlling eines Netzbetreibers

wie der EAG zugestanden werden und

• sich die bei einer positionsweisen Nachrechnung ergebenden Preisdifferenzen

beim ausschlaggebenden Gesamtpreis ausgleichen,

sind die im Gutachten wiedergegebenen Preise im Sinne einer Grobkosten-Analyse

zu verstehen und geben die Größenordnung der Projektkosten wieder.

Daher sind im Gutachten bewusst die von der EAG angegebenen Preise

übernommen worden, da bei keiner Position ein Einwand im Sinne einer

signifikanten Über- / Unterschreitung eines Richtpreises festgestellt werden konnte.

Ausnahme: Lediglich bei Var. 4 (30-kV-Ersatzlösung der Region Almtal und 30-kV-

Ersatzversorgung für die Region Kremstal) wurde vom szt. von der EAG

abgegebenen Richtpreis abgegangen und gemäß der Kontrollkalkulation seitens des

Institutes für elektrische Anlagen der Technischen Universität Graz ein Wert von 51

Mio. € eingesetzt.

Warnhinweis: Die Art der Kalkulation, die konkreten Zahlenwerte und die

zahlenmäßig untermauerten Gesamtaussagen sind für andere Projekte sowohl im

Bereich der EAG als auch in der übrigen österreichischen Elektrizitätswirtschaft

wegen der Verschiedenheit der Ausgangssituationen, der technischen Details und

der ökonomisch-ökologischen Randbedingungen nicht zu verallgemeinern.


Fragenkatalog, Frage: 6.1.) hinsichtlich der Gesamtkosten für 4 Trenntransformatoren wird Folgendes festgehalten:

Ein aktuelles Angebot der Fa. Siemens belegt derzeit einen Stückpreis für einen

110/110-kV-Trenntrafo (Bemessungsleistung: 200 MVA) von 1,78 Mio. Euro.

Rechnet man die Kosten für Transport, Einbau, Fundament, usw. dazu, so

erscheinen die Angaben der Energie AG weitestgehend plausibel.

So ist z.B. aus den offiziellen Festlegungen des finnischen Regulators für

Großtransfomatoren unter Einrechnung eines Zuschlags für die geforderte

Schrägregelung in Höhe von 15% ein Preis von 1,8 Mio. Euro ableitbar. Da diese

Angaben aus dem Jahr 2007 stammen, wird bei der Anwendung der Preislisten eine

branchenübliche Gleitung von 3% p.a. berücksichtigt



Fragenkatalog, Frage: 6.2.) hinsichtlich der Übertragungsverluste in den Trenntransformatoren auf Basis der durchgeleiteten Strommengen wird Folgendes

festgehalten:

Bei Transformatoren ist zwischen stromabhängigen (Kupferverlusten) und

stromunabhängigen Verlusten (Eisenverlusten) zu unterscheiden. Bei

Transformatoren dieser Dimension ergeben alleine die stromunabhängigen

Eisenverluste der vier Trenntransformatoren etwa 2,5 GWh pro Jahr. Die

stromabhängigen Kupferverluste sind demgegenüber bei einer durchschnittlichen

Übertragungsleistung von 60 MVA laut Wirtschaftlichkeitsberechnung

vernachlässigbar.

Das vorliegende Angebot der Fa. Siemens benennt gar 85 kW an Eisenverlusten für

einen derartigen Trenntrafo. Daraus würden sich etwa 3,0 GWh pro Jahr an

stromunabhängigen Eisenverlusten ergeben.

5.3 Methodik

Wesentlichstes Bewertungskriterium einer Variante ist die Erfüllung der

regionenspezifischen Erfordernisse an eine langfristig sichere und effiziente

Energieversorgung. Diese beinhalten die Berücksichtigung

• des steigenden Energieverbrauchs,

• die Verlustminimierung im Netzbetrieb,

• des Stands der Technik in der Netz(ausbau)planung (z.B. (n-1)-Kriterium und

Kabelreserve) und hinsichtlich Netzsicherheit und Netzzuverlässigkeit (siehe

Kapitel 2.3)

• die Kostenreduktion im Netzbetrieb.

Für die Teilregionen wurde zur Bewertung eine symbolische Nomenklatur eingeführt:

• „+“ bedeutet, dass den Ausführungen des Gutachtens folgend, diese Variante

die regionenspezifischen Erfordernisse vollinhaltlich erfüllt.


• „ – “ bedeutet, dass den Ausführungen des Gutachtens folgend, diese

Variante die regionenspezifischen Erfordernisse nicht erfüllt.

• „~“ bedeutet, dass den Ausführungen des Gutachtens folgend, diese Variante

die regionenspezifischen Erfordernisse nur bedingt oder teilweise erfüllen

kann.


Varianten

Erfüllung der Erfordernisse einer langfristigen, sicheren und effizienten Energieversorgung Technische

Realisierbarkeit Investitions-

kosten

Region Kremstal Region Almtal Region Vorchdorf Region Steyr

1 Nullvariante − − − −

ja − Kap. 4.1.2 4.1.3 4.1.4 4.1.5

2 Dezentrale Einspeisung − ~ − −

ja k.A. Kap. 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5

3 Verstärkung des 30-kV-Netzes in der Region Almtal

− ~ − − ja ~ 5 Mio. €

Kap. 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5

4 30-kV-Verkabelung der Region Alm-tal und 30-kV-Ersatzversorgung für die Region Kremstal

~ ~ ~ ~ ja ~51 Mio. €

Kap. 4.4.2 4.4.3 4.4.4 4.4.5

5 110- kV-Kabel (Vollverkabelung) über (neu anzulegendes) UW Steinfelden

+ + + + nein

~43 Mio. €

K..Preis:

~37 Mio. € Kap. 4.5.2 4.5.3 4.5.4 4.5.5

6

110-kV-Kabelverbindung über ein (neu anzulegendes) UW Steinfelden und einseitige Verwendung von Trenntransformatoren

Var. A Var. B Var. A Var. B Var. A Var. B Var. A Var. B

ja

~50 Mio. €

K.Preis:

~44 Mio. €

+ - + + - + ~ -

4.6.2.1 4.6.2.2 4.6.3.1 4.6.3.2 4.6.3.1 4.6.3.2 4.6.4.1 4.6.4.2

7

110-kV-Kabelverbindung über ein (neu anzulegendes) UW Steinfelden und zweiseitige Verwendung von Trenntransformatoren

+ + + + ja

~57 Mio. €

K.Preis:

~50 Mio. Kap. 4.7.2 4.7.3 4.7.4 4.7.5

8 110-kV-Freileitung über (neu anzu-legendes) UW Steinfelden

+ + + +

ja

~17 Mio. €

mit 5 km

Teilverkabelung:

+3,2 (2,5) Mio.€ Kap. 4.8.2 4.8.3 4.8.4 4.8.5

Tabelle 5.1 Bewertungsschema als Zusammenfassung der Versorgungsvarianten für die Regionen Kremstal/Almtal/Vorchdorf/Steyr: (+) Erfordernisse erfüllt, (-) Erfordernisse nicht erfüllt, (~) Erfordernisse nur bedingt/teilweise erfüllbar. „K.Preis“ bezeichnet den Korridorpreis lt. Richtpreisangebot Fa. IFK.


Varianten

Erfüllung der Erfordernisse einer langfristigen, sicheren und effizienten Energieversorgung Technische

Realisierbarkeit Kosten

Region Kremstal Region Almtal Region Vorchdorf Region Steyr

9 110-kV-Freileitung Nordroute (ohne UW im Trassenverlauf)

+ − + +

ja

~ 12 Mio. €

mit 5 km

Teilverkabelung:

+3,2 (2,5) Mio.€ Kap. 4.9.2 4.9.3 4.9.4 4.9.5

9A 110-kV-Freileitung Nordroute (mit UW im Trassenverlauf)

+ Kap. 4.10.2

+ 4.10.3

+ 4.10.4

+ 4.10.5

ja

~17 Mio. €

mit 5 km Kabel:

+3,2 (2,5) Mio.€

9B

110-kV-Kabelverbindung über ein (neu anzulegendes) UW Pettenbach und einseitige Ver-wendung von Trenntransform-atoren

Var A Var.B

+ - 4.11.2.1 4.11.2.1

Var A Var.B

- + 4.11.3.1 4.11.3.2

Var A Var.B

- + 4.11.4.1 4.11.4.2

Var A Var.B

~ - 4.11.5.1 4.11.5.2

ja

~41 Mio. €

K.Preis:

~39 Mio. €

9C

110-kV-Kabelverbindung über ein (neu anzulegendes) UW Pettenbach und zweiseitige Ver-wendung von Trenntransformatoren

+ Kap. 4.12.2

+ 4.12.3

+ 4.12.4

+ 4.12.5

ja

~48 Mio. €

K.Preis:

~45 Mio. €

10 110-kV-Freileitung Kirchdorf - Klaus und Vorchdorf - Kremsmünster

+ − + + ja ~33 Mio. €

Kap. 4.13.2 4.13.3 4.13.4 4.13.5

11 110-kV-Gemeinschaftsleitung ÖBB-EAG Vorchdorf -Wartberg

~ − ~ ~ ja ~15 Mio. €

Kap. 4.14.2 4.14.3 4.14.4 4.14.5

12 Kraftwerksbau in der Region Kirchdorf

+ − − ~ ja >100 Mio. €

Kap. 4.15.2 4.15.3 4.15.4 4.15.5

Fortsetzung Tabelle 5.1: Bewertungsschema als Zusammenfassung der Versorgungsvarianten für die Regionen Kremstal/Almtal/Vorchdorf/Steyr: (+) Erfordernisse erfüllt, (-) Erfordernisse nicht erfüllt, (~) Erfordernisse nur bedingt/teilweise erfüllbar. „K.Preis“ bezeichnet den Korridorpreis lt. Richtpreisangebot Fa. IFK.


Unter Einbeziehung der volkswirtschaftlichen/technischen Erfordernisse einer

umfassenden Lösung für alle Teilregionen und der Grundvoraussetzung der

technischen Realisierbarkeit bleibt zusammenfassend festzustellen, dass die

Varianten

• „110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu

anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden“ (Variante 8) und

• „110-kV-Kabelverbindung Vorchdorf - Kirchdorf über ein (neu anzulegendes)

Umspannwerk in Steinfelden und zweiseitige Verwendung von

Trenntransformatoren“ (Variante 7)

bzw. die Varianten

• „110-kV-Freileitungsverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich

gelegene Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von

Pettenbach“ (Variante 9A) und

• „10-kV-Kabelverbindung Vorchdorf – Kirchdorf über eine nördlich gelegene

Trasse und ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in der Nähe von

Pettenbach, mit zweiseitiger Verwendung von Trenntransformatoren“

(Variante 9C)

alle Bedingungen erfüllen.


6 Erkenntnisse des Gutachtens Es wird festgestellt, dass für eine langfristige wirtschaftliche Entwicklung der

Regionen Almtal, Kremstal, Vorchdorf und Steyr ein Netzausbau zur Sicherstellung

einer zuverlässigen, qualitativ hochwertigen Energieversorgung notwendig ist. Die

dafür notwendigen Maßnahmen beruhen auf einer hinsichtlich Common-Mode-

Absicherung redundanten 110-kV-Versorgung und entsprechenden

Begleitmaßnahmen auf der 30-kV-Ebene (Verkabelung), speziell für die Region

Almtal. Aus dem Vergleich der Varianten ist festzustellen, dass eine

Freileitungsverbindung oder eine Kabeltrasse inklusive Trenntransformatoren über

ein (neu anzulegendes) Umspannwerk in Steinfelden die Elektrizitätsversorgung aller

vier Teilregionen langfristig sichern kann. Alternativ dazu, wenn auch

elektrotechnisch ungünstiger und mit höheren Verlusten behaftet, erfüllt auch eine

nördlich gelegene Trasse mit einem (neu anzulegenden) Umspannwerk in der Nähe

von Pettenbach diese Aufgaben.

Aus Gründen der Energieeffizienz, der Kostensituation und dem volkswirtschaftlichen

Nutzen ist die Freileitungsvariante gegenüber der 110-kV-Kabellösung mit

beidseitigen Trenntrafos, gekoppelt mit weiteren Netzausbaumaßnahmen, wie einer

Verkabelung der 30-kV-Versorgung im Raum Almtal, vorzuziehen. Hierbei sind die

beiden Freileitungslösungen (über UW Steinfelden bzw. UW Pettenbach)

gleichpreisig, wobei aber die Südvariante (über UW Steinfelden) verlustoptimiert ist.

Als Untervariante der Freileitungs-Lösungen ist es auch eine beschränkte

Teilverkabelung denkbar, allerdings wird darauf hingewiesen, dass im Hinblick auf

die knappe Kabelreserve und allfällige weitere im Netzbezirk Ernsthofen notwendige

Erweiterungsprojekte die verfügbare Kabelreserve unter Berücksichtigung der

Gesamtsituation im Zentralraum Oberösterreichs sorgfältig zu verplanen ist.

Bezüglich der Varianten mit Vollverkabelung (einschließlich Trenntrafos in UW

Vorchdorf und UW Kirchdorf) ist die nördliche Variante (über UWPettenbach)

kostengünstiger, wobei die Mehrverluste im 30-kV-Netz auf Grund der längeren

Kabelwege den Mehrpreis einer verlustoptimierten südlichen Trasse nicht aufwiegen

können. Die Möglichkeit einer alternativen Verlegung durch Einpflügen eröffnet bei

den Preisen einen Preiskorridor, wobei die Anzahl der kostenintensiven


7 Appendix

7.1 Netzspannungsqualität

7.1.1 Auswirkungen von Abweichungen von der Nennspannung

Abweichungen von der Nennspannung können – je nach Dauer und Höhe der

Abweichung – zu Funktionsstörungen bei elektrischen Geräten führen. Die in der

Europanorm EN 50160 festgelegten Grenzen sind nicht als Verträglichkeitspegel

anzuwenden. Das heißt, dass es empfindliche Geräte geben kann, die bereits bei

geringeren Abweichungen in ihrer Funktion beeinträchtigt sind, und robuste Geräte,

die auch bei größeren Abweichungen von der Nennspannung funktionieren.

7.1.1.1 Elektronische Schaltungen, Personal Computer

Die in den USA ausgearbeitete und international angewendete CBEMA-Kurve gibt

für elektronische Geräte den Bereich der Versorgungsspannung vor. Sie legt

Grenzwerte für die Abweichung der Spannung vom Sollwert in Abhängigkeit der

Dauer der Störung fest. Für Spannungen außerhalb des Bereiches wird durch den

Gerätehersteller im Allgemeinen keine Garantie für einwandfreie Funktion

abgegeben.

Ausschlaggebend für die Sensitivität eines elektronischen Gerätes auf

Spannungseinbrüche und –unterbrechungen ist vor allem die Dimensionierung des

Netzteiles.

Abbildung 7-1: CBEMA-Grenzkurve der zulässigen Abweichung der Spannung von dem Nennwert bei elektronischen Geräten


7.1.1.2 Abfall von Schützen

Der Arbeitsbereich von Magnetspulen endet bei ca. 70-85 % der Nennspannung.

Darunter kann ein gesicherter Betrieb nicht garantiert werden.

7.1.1.3 Asynchronmotoren

Das Anlaufmoment von Asynchronmotoren nimmt quadratisch mit der Spannung ab.

Bei einem Absinken der Spannung auf 90 % sinkt daher das Anlaufmoment auf

ca. 80 % ab. In ungünstigen Fällen kann es daher vorkommen, dass Asynchron-

motoren bei Unterspannung nicht anlaufen. Weiters erwärmt sich ein

Asynchronmotor bei Unterspannung wegen der erhöhten Stromaufnahme stärker.

Dies führt im Allgemeinen zu einer Reduktion der Lebensdauer.

7.1.2 Berechnungsmethode zur Ermittlung des Spannungsniveaus

Die Spannung im betrachteten Mittelspannungsnetz wird durch einen Transformator

mit Spannungsregler in einem Bereich von 29,2 kV ±1 % konstant gehalten. Die

dazugehörigen 30-kV-Netze sind teilweise vermascht aufgebaut, werden aber aus

technischen Gründen (z.B. Schutz) als Strahlennetze betrieben.

Bei einseitiger Speisung der Netzzweige – entsprechend einem Strahlennetz -

verläuft das Spannungsniveau im Allgemeinen (ohne dezentrale Einspeisungen) von

den Einspeisestellen sinkend zu den Entnahmestellen. Die Höhe der Spannungs-

abfälle ist einerseits von den Belastungen in den einzelnen Netzknoten, andererseits

von den Impedanzen des speisenden Netzwerkes, d.h. von der Kurzschlussleistung

in den Knoten, abhängig. Während bei diesen Netzimpedanzen vor allem große

örtliche Unterschiede existieren, sind es bei den Netzlasten die großen zeitlichen

Unterschiede im Laufe eines Tages bzw. im Verlaufe des Jahres, die bei einer

Beurteilung zu berücksichtigen und mit den zulässigen Grenzwerten zu vergleichen

sind. Maßgeblich für die Beurteilung des minimalen Spannungsniveaus ist die

maximal auftretende Netzlast.

In Österreich gelten bezüglich der EN 50160 die Grenzen für Niederspannungsnetze

(+ 10 % bzw. - 10 %), ausgehend von der Nennspannung von 400/230 V.


7.2 Netzsicherheit und Netzzuverlässigkeit

7.2.1 Markoff’sche Differentialgleichungen

Die Forderungen nach Redundanz in Energieversorgungssystemen kann auch über

Differentialgleichungen nach Markoff beschrieben werden [82]. Die Zuverlässigkeit

des Gesamtsystems ist hierbei von den (abnehmenden) Lebensdauern der

Teilsysteme abhängig. Diese unterliegen modellmäßig einer Exponentialfunktion,

wobei die Verteilungsfunktion, für die Lebensdauer mit,

1 tLF e λ−= − (9)

gegeben ist.

Für ein betrachtetes Doppelleitungssystem können somit drei stationäre Zustände

festgehalten werden:

1. beide Leitungssystemkomponenten sind intakt (P1),

2. eine Leitungssystemkomponente ist ausgefallen (P2),

3. beide Leitungssystemkomponenten sind defekt (P3).

Nach [82] können für dieses System drei Markoff’sche -Differentialgleichungen

aufgestellt werden: ˙

1 1 2˙

2 1 2 3˙

3 2 3

(

,

) ,

.

P a P P

P a P P b P

P P b P

λ µ

λ µ λ µ

λ µ

= − +

= − + +

= −

(10)

a, b sind (pos.) Parameter. μ entspricht der Reparaturrate und λ der Ausfallsrate

(P1+P2+P3=1). Reparaturrate und Ausfallsrate stellen mittlere Häufigkeiten dar, d.h.

den Erwartungswert der Fehler- oder Reparaturanzahl (N(t)) in einem Zeitintervall

dividiert durch dessen Länge t (im Grenzfall der Stationärität gilt z.B. für die

Ausfallsrate ( )lim[ ]t

N tt

λ−>∞

= ).

Für die Verfügbarkeit des Systems ergibt sich bei statistisch unabhängigen

Teilsystemen [82]: 2 2

2( ) ( )1 2 2 2 2

( 2 ) 2( )( ) ( ) ( )

t tvV t e eλ µ λ µµ µ λ λ λ

λ µ λ µ λ µ− + − ++

= − ++ + +

(11)


Die statistische Unabhängigkeit kann im Falle von Energiesystemen durch eine

umfassende räumliche Trennung der Komponenten erreicht werden. Die

gegenseitige Abschottung von Transformatoren oder auch die Verlegung von

Leitungen und Kabeln auf signifikant unterschiedlichen Wegen hin zum

Netzanschlusspunkt verringern die bedingte Wahrscheinlichkeit eines

Gesamtsystemausfalls.

Im Vergleich hierzu ergibt sich für ein nicht redundantes Einfachsystem:

V µµ λ

=+

(12)

Im Grenzfall für t ∞ ergibt sich, dass diese Verfügbarkeiten nur gleich sein können

wenn entweder λ oder μ gleich 0 sind.

7.2.2 Kosten der Netzversorgungsqualität

Mangelnde Versorgungsqualität verursacht nicht nur für die Elektrizitätsunternehmen

wegen der nicht verkauften Energie einen Einkommensausfall, sondern ruft gerade

bei Kunden aus den Bereichen Industrie und Gewerbe große Schäden,

Produktionsausfälle und daher Kosten hervor. Die Abhängigkeit der Konsumenten ist

in Bezug auf eine sichere Energieversorgung in den letzten Jahren eher gestiegen.

Dies ist zurückzuführen auf [10]:

Automatisierung der industriellen Prozesse,

Vernetzung der Geschäftsprozesse,

breite Einführung von Internet,

Gebäudeautomatisierung und Klimatisierung.

Konkret entstehen für Verbraucher z.B. bei Spannungseinbrüchen oder

Versorgungsunterbrechungen:

• Wiederanlaufkosten (Dispositionsänderungskosten, Reinigungs- und Rüstkosten, Anlaufkosten),

• Stillsetzungskosten (Dispositionsänderungskosten, Auslaufkosten, Konservierungskosten),

• Stillstandskosten (Anlagen- und Personalkosten, Lagerkosten, entgangener Gewinn),

• Zusatzkosten (Zusatz- und Nachholarbeit, erhöhte Herstellungskosten auf anderen Betriebsmitteln, Materialkosten durch Ausschussware),

• Schäden in Produktionsanlagen.


Die entstehenden betriebswirtschaftlich berechneten Kosten variieren stark von

Branche zu Branche und werden in verschiedenen Quellen unterschiedlich bewertet.

Für Österreich lassen sich nach [11] mittlere Unterbrechungskosten für den

österreichischen Kundenmix von ca. 8 €/kWh feststellen. Der entsprechende

volkswirtschaftliche Schaden für ein modellhaftes 110-kV-Netz mit einer

Spitzenleistung von 100-350 MW, einer ausgefallenen mittleren Leistung von 250

MW und bis zu 350 000 betroffenen Kunden wird hierbei mit ca. 2 Mio €/h beziffert.

Jedoch sind bei schwerwiegenden Folgefehlern (Personenschäden, Sachschäden)

weitaus höhere Kosten zu veranschlagen.

„Hieraus ergibt sich, dass die Ebenen 1 bis 3 (220/380 kV – 110 kV

Spannungsebene) nicht nur zuverlässig, sondern auch sicher sein sollten, d.h. sie

sollten mindestens nach dem (n-1) Prinzip redundant aufgebaut sein, [..]. Wegen des

hohen Schadensrisikos ist eher eine n-2-Sicherheit anzustreben.“ ([11], S.136)

Nach [10], S. 361 ff führen daher folgende Thesen zu einer sicheren Infrastruktur:

Ausbau des Netzes entsprechend dem Lastanstieg,

Ausreichende regionale Eigenerzeugungsquote. Hierdurch wird die

Abfangsicherheit von Regionen beim Ausfall von Leitungen verringert. [..]

Schaffen einer ausreichenden Übertragungskapazität zu den benachbarten

Regionen, um im Fall von Kraftwerks- oder Leitungsausfällen Notreserven in

ausreichender Menge beziehen zu können.

Entsprechend einer EU-Richtlinie sollen die Übertragungsnetze derart

ausgebaut werden, dass mindestens 10 % des Bedarfs aus benachbarten

Regionen bezogen werden können.

Regelmäßige Erneuerung der Kraftwerke und Netze, damit ein zuverlässiger

Betrieb gewährleistet ist. Der Ausbau muss entsprechend dem Lastanstieg

erfolgen, damit jederzeit eine ausreichende und sichere Versorgung

gewährleistet ist.

Konkret lässt sich die Versorgungsqualität beim Netzbetreiber durch

Ausbaumaßnahmen im Leitungsnetz und in den Umspannwerken, durch

Investitionen in Maßnahmen zur Verbesserung des Schutzes, der Netzführung und

des Netzbetriebes steigern, um damit einen ausfallsicheren Betrieb gemäß dem (n-

1)-Kriterium zu gewährleisten.


Auf der Kundenseite lassen sich durch Investitionen in z.B. Unterbrechungsfreie

Stromversorgungsanlagen – USV - die negativen Folgen von Versorgungs-

unterbrechungen oder Spannungseinbrüchen, welche aus dem öffentlichen Netz

stammen, auf ein gewünschtes Maß reduzieren.

7.3 Dezentrale Energieerzeugung

7.3.1 Blockheizkraftwerke

7.3.1.1 Einsatzbereich

Blockheizkraftwerke erschließen für die Kraft-Wärme-Kopplung Einsatzgebiete, die

mit zentralen Heizkraftwerken nicht wirtschaftlich erreicht werden. Ein BHKW kann

grundsätzlich überall dort sinnvoll eingesetzt werden, wo Strom und Wärme

möglichst gleichzeitig gebraucht werden. Zur Erzeugung von

Niedertemperaturwärme für Heizzwecke bei gleichzeitig gesicherter Stromabnahme

ergeben sich wirtschaftliche Einsatzmöglichkeiten vor allem in öffentlichen

Einrichtungen wie Hallenbädern, Sportzentren, Schulen, Krankenhäusern, aber auch

in Wohnsiedlungen. Der Zusammenschluss mehrerer Objekte zu sogenannten

Nahwärmesystemen bietet sich oft als beste Lösung an. Die hohen

Strombezugskosten für mittelständische Betriebe, Klein-EVUs und für Haushalte

fördern die Chancen für den Einsatz von BHKW. In der Industrie werden BHKW-

Anlagen primär zur Eigenstromerzeugung bei gleichzeitiger Bereitstellung von Heiz-

und Prozesswärme eingesetzt. Prozesswärmenetze werden oft auf so hohem

Temperaturniveau (Rücklauftemperaturen über 90 °C) betrieben, dass die Abwärme

aus dem Kühlwasser von Verbrennungsmotoren nur genutzt werden kann, wenn

Motoren mit sogenannter Heißkühlung (Kühlwassertemperaturen über 110 °C)

eingesetzt werden. Für höhere Prozesswärmetemperaturen werden Gasturbinen mit

Abgastemperaturen zwischen 450 °C und 600 °C eingesetzt. Größere BHKW-

Anlagen mit Leistungen von mehr als 2 MWel eignen sich für die Erweiterung

vorhandener Heizwerke bzw. den Aufbau kommunaler Fernwärmenetze bei

gleichzeitigem Ausbau der kommunalen Eigenstromerzeugung.

BHKW zur dezentralen Verwertung von Deponie-, Klär- und Biogas sind bereits

vielfach im Einsatz. Die Gründe hierfür liegen in der (kostenlosen) Verfügbarkeit der

Brennstoffe, im Wegfall der emissionsproblematischen Abfackelung und in der


Möglichkeit, die Wärme an Ort und Stelle abzusetzen. Durch die zunehmende

Faulturmbeheizung und die thermische Behandlung des Faulschlammes ist ein

Wärmebedarf ganzjährig gegeben.

7.3.1.2 Umweltauswirkungen

BHKW können in besonderer Weise zur Schonung unserer Umwelt und zur

Verringerung der Gefahren für das globale Klima beitragen. Hierfür sind drei Aspekte

maßgebend:

• Erstens sparen BHKW durch die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme Energie. Damit wird gleichzeitig die Schadstoffbelastung der Luft herabgesetzt, da weniger Brennstoff im Ausmaß der Energieeinsparung gegenüber Kesselanlagen und Kraftwerken ohne Abwärmenutzung benötigt wird.

• Zweitens tragen sie durch den hauptsächlichen Einsatz des emissionsarmen

Brennstoffes Erdgas zur Reduzierung der Umweltbelastung bei, denn schadstoffbildende Bestandteile sind in Erdgas praktisch nicht enthalten. Die bei der Umsetzung des Erdgases in BHKW entstehenden Abgase sind daher nahezu frei von Schwefeldioxid wie auch von Staub, Schwermetallen und Halogenverbindungen. Außerdem trägt das kohlenstoffarme Erdgas im Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern am wenigsten zu der vom Menschen verursachten Verstärkung des Treibhauseffektes bei.

• Drittens ist der dezentrale Einsatz von BHKW nicht an ein ausgedehntes

Leitungsnetz zur Verteilung der Wärmeleistung gebunden. Nahwärmeversorgungssysteme weisen daher vergleichsweise geringe Verteilungsverluste auf. Sie sind damit ein sinnvoller Entwicklungsschritt gegenüber der konventionellen Fernwärmeversorgung aus zentralen Heizkraftwerken.

Insbesondere bei motorbetriebenen BHKW sind wegen des hohen Geräuschpegels

der Motoren (ca. 80...100 dB(A)) immer besondere Schallschutzmaßnahmen

erforderlich. Dies gilt auch für gasturbinenbetriebene BHKW.

7.3.1.3 Wirkungsgrade

Der Wirkungsgrad eines BHKW ist abhängig vom verwendeten Brennstoff und steigt

mit zunehmender Anlagengröße [74]:

• Erdgas: 25 % - 46 %,

• Biogas/Klärgas: 25 % - 46 %,

• Heizöl: 20 %-46 %

• Raps-Pflanzenöl: 25 %-45 %


7.3.1.4 Emissionen

Die Emissionen von BHKW hängen vom Brennstoff ab. Die folgend angegeben

Werte sind Emissionsrichtwerte die alle Anbieter von Blockheizkraftwerken einhalten

sollen.

Treibstoff Motor NOx CO mg/Nm3 mg/Nm3 Erdgas Magermotor 500 300 Erdgas Gasturbine 75 100 Biogas Magermotor 500 1000 Biogas Gastturbine 150 100 Heizöl Gastturbine 150 100

Tabelle 7.1: Emissionen von BHKW-Anlagen, Quelle: [74], S.19

7.3.1.5 Kosten

Die Investitionskosten sinken mit der Anlagenleistung und hängen vom verwendeten

Treibstoff ab. In Tabelle 2-8 werden die spezifischen Investitionskosten in

Abhängigkeit von diesen Parametern angegeben:

BHKW 100 kWel 200 kWel 300 kWel Erdgas ~900 ~750 ~650 Biogas ~1000 ~750 ~650 Heizöl ~650 ~450 ~400 Raps ~1600 ~1450 ~1400

Tabelle 7.2: Spezifische Investitionskosten (€/kWel) in Abhängigkeit von Treibstoff und Anlagengröße, Quelle: [74], S. 16


7.3.2 Biomassekraftwerke

7.3.2.1 Emissionen

Für Biomasseheizkraftwerke gelten die gleichen gesetzlichen Emissionsgrenzwerte

wie für Biomasseheizwerke. Die tatsächlich erreichbaren Emissionswerte liegen

deutlich niedriger und sind der folgenden Tabelle zu entnehmen.

Schadstoffkonzentrationen in mg/Nm3

(bezogen auf 13 % O2-Gehalt im Verbrennungsgas)

Brennstoff-wärmeleistung

Staub CO NOx TOC*)

bis 2 MW < 100 < 100 < 250 < 10

*) TOC: unverbrannte organische gasförmige Stoffe (angegeben als Kohlenstoff)

Tabelle 7.3: Typische Emissionen gut eingestellter Biomassefeuerungen


Der Ersatz fossiler Energieträger durch Biomasse stellt einen wichtigen Beitrag zur

Entschärfung des Treibhauseffektes infolge des CO2-Ausstoßes dar. Solange mehr

Biomasse produziert als verbraucht wird, trägt die Biomassefeuerung zur Reduktion

des CO2-Problems bei und hilft mit, eine mögliche Klimakatastrophe zu vermeiden.

Emissionen an Schwefel sind aufgrund der Zusammensetzung des Holzes nur in

sehr geringem Ausmaß vorhanden, andere Emissionen wie NOx und CxHy können

durch geeignete Verbrennungstechnologien weit unter den zulässigen Grenzen

gehalten werden. Für die Einhaltung der Staubemissionen gibt es ausgereifte

Rückhalteanlagen. Der große Vorteil der Biomasseheizkraftwerke liegt in der

gleichzeitigen Erzeugung von Strom und Wärme. Damit lassen sich gute

Gesamtwirkungsgrade (bis ca. 80 %) erreichen, was zu einer erheblichen

Brennstoffeinsparung und damit zu einer Umweltentlastung führt.

7.3.2.3 Kosten

Die zu erwartenden Stromerzeugungskosten der verschiedenen

Biomasseheizkraftwerke sind in Tabelle 7.4 für eine elektrische Leistung von 200

kW.


Biomasseheizkraftwerk (200 kWel)

Stromerzeugungskosten in €/kWel

Dampfturbinen (Hackgut) ~ 4300 Dampfturbinen (Stroh) ~ 4500 ORC-Anlage (Hackgut) ~7000

Tabelle 7.4: Stromerzeugungskosten der verschiedenen Anlagen zur KWK mit Biomasse, Quelle: [74], S. 52

Für Stirlingmotor-Biomassekraftwerke können im kleinen Leistungsbereich bis 15

kWel, 15.000-19.000 €/kWel und für Anlagen bis 50 kWel, 9.000-12.500 €/kWel als

Richtwerte angenommen werden [74].

7.3.2.4 Wirkungsgrad

Der gesamte Wirkungsgrad eines BHKW ist abhängig von seiner Anlagengröße

(steigt mit der Anlagengröße) und der Wärmeausnutzung.

Biomasseheizkraftwerk elektrischer Wirkungsgrad

Dampfanlage < 24 % Holzgaskraftwerk < 30 % Heißluftturbinenanlage ≈ 25 % Stirlingkraftwerk ≈ 21 %

Tabelle 7.5: Erreichbare elektrische Wirkungsgrade der verschiedenen Anlagen zur KWK mit Biomasse

7.3.3 Biogasanlagen


Durch offene Miststätten und Güllegruben kann Methangas ungehindert in die

Atmosphäre entweichen. Methan ist etwa 58-mal klimawirksamer als beispielsweise

Kohlendioxid (C02) und hat einen wesentlichen Anteil am Treibhauseffekt. Bei der

Verarbeitung in einer Biogasgäranlage wird das im Substrat (Mist bzw. Gülle)

enthaltene Methangas zur Energiegewinnung (Strom und Wärme) eingesetzt. Durch

das "Gülle-Management" mit einer Biogasgäranlage kann praktisch ein doppelter

Nutzen erzielt werden: ökonomische Nutzung von vorhandenen Energieressourcen

und Klimaschutz durch Methangasreduktion.


Das bei der Vergärung entstehende Endsubstrat ist ein wertvoller biologischer

Dünger. Dieser kann als Dünger auf die Felder aufgebracht werden und erspart

weitgehend den Einsatz von Mineraldünge- und Pflanzenschutzmitteln.

Weitere Vorteile sind, dass Biogasgülle nitratfrei, beinahe geruchlos und nicht ätzend

ist. Außerdem kann sie wetterunabhängig auf die Felder aufgebracht werden. Die

Geruchsbelästigung im Umfeld von landwirtschaftlichen Betrieben kann damit

reduziert werden.

7.3.3.2 Kosten

Kostenmäßig liegen derzeitige Anlagen im Bereich von 4000-4500 €/kWhel [74]. Von

diesem Aufwand abzuziehen sind Wärmeerlöse und Einsparungen durch geringeren

Kunstdüngerbedarf, da das bei der Vergärung entstehende Endsubstrat ein

wertvoller Dünger ist.

7.3.4 Windkraftanlagen

7.3.4.1 Leistungsregelung

Bei elektrischen Energieversorgungsanlagen kann üblicherweise die

Primärenergiezufuhr dem Leistungsbedarf entsprechend erhöht oder vermindert

werden. Bei WKA ist hingegen nur ein Eingriff in Richtung geringerem

Energieumsatz möglich. Diese Begrenzung, der aus dem Wind entnehmbaren

Leistung, kann auf zwei unterschiedliche Arten erfolgen:

• Stall-Regelung: Dieses, bei kleinen und mittelgroßen Anlagen bis etwa 600 kW verwendete Verfahren beruht auf dem Prinzip des gewollten Strömungsabrisses am Rotor bei Erreichen der Nennwindgeschwindigkeit. Durch die dadurch entstehende Verwirbelung wird die Leistungsaufnahme des Rotors begrenzt und somit die Leistungsabgabe der Anlage auf Werte im Bereich der Nennleistung gehalten. Bei diesem Verfahren wird der Rotor, durch einen direkt mit dem Netz gekoppelten Generator, auf seiner Drehzahl gehalten. Als Generator wird dabei fast ausschließlich eine Asynchronmaschine verwendet.

• Pitch-Regelung: Bei dieser Leistungsregelung wird der Anstellwinkel der

Rotorblätter bei Windgeschwindigkeiten über der Nenngeschwindigkeit aus dem verändert, um so eine gleichmäßige Leistungsabgabe zu gewährleisten. Weiters kann die WKA bei kleineren Windgeschwindigkeiten durch diese Regelung immer optimal betrieben werden. Diese Blattverstellung wird bei kleinen Anlagen (im 10-kW-Bereich) hydraulisch, bei Anlagen größerer Leistung elektromotorisch vorgenommen. Ein weiterer Vorteil dieser Blattwinkelverstellung ist die Möglichkeit, die Rotorblätter im Falle eines erzwungenen Stillstandes in Fahnenstellung zu bringen.


7.3.4.2 Generator und Netzanbindung

Der Generator wandelt die mechanische Rotationsenergie in elektrische Energie um.

Wegen ihrer robusten Ausführungsmöglichkeiten werden ausschließlich

Drehfeldmaschinen eingesetzt, wobei zwischen Asynchron- und Synchronmaschinen

unterschieden wird.

• Synchronmaschinen: Da die Synchronmaschine belastungsunabhängig immer mit konstanter (synchroner) Drehzahl umläuft, ist sie für eine direkte Netzanbindung nicht geeignet. Durch das harte Drehzahlverhalten würde bei Windstößen einerseits die Belastungen im Triebstrang zu groß und andererseits diese direkt ins elektrische Netz übertragen werden. Daher werden Synchronmaschinen über Wechselrichter (inklusive Gleichstromzwischenkreis) indirekt ans elektrische Netz angeschlossen. Dadurch entsteht eine Entkopplung zwischen Generator und Netz, wodurch der Generator mit variabler Frequenz und optimaler Drehzahl betrieben werden kann. Ein großer Vorteil der Synchronmaschine ist, dass sie im Stande ist, Blindleistung zu liefern, wodurch auch ein Einsatz im Inselbetrieb möglich ist. Durch die Veränderung des Blindleistungstransportes kann der cos ϕ und dadurch auch die Spannungserhöhung am Verknüpfungspunkt beeinflusst werden. Weiters besteht die Möglichkeit, durch den Einsatz einer speziellen Synchronmaschine, dem sogenannten Ringgenerator, die Anlage getriebelos auszuführen.

• Asynchronmaschine: Bei der Asynchronmaschine ist die Drehzahl abhängig

von der Belastung. Durch diese relative Drehzahländerung (Schlupf) erhält die Maschine ein weicheres Drehzahlverhalten. Da jedoch der Schlupf bei heute üblichen Maschinen (500 kW und größer) nur etwa 1 % beträgt, ist das Drehzahlverhalten auch als annähernd steif anzusehen. Eine Abhilfe für dieses Problem bietet die Anwendung von Stromrichtertechnik im Läuferkreis (doppelt gespeiste Asynchronmaschine).

Die heutige Entwicklung geht in Richtung der Anwendung von IGBT´s (Insulated

Gate Bipolar Transistor). Dadurch erreichen z.B. 1,5 MW-Anlagen einen variablen

Schlupf von 1 % bis etwa 10 %. Die bisher vorliegenden Messungen lassen eine

Glättung des Drehmomentes und der Leistung erwarten. Ein Nachteil der

Asynchronmaschine ist ihr Bedarf an Blindleistung, dadurch sind entsprechend dem

Betriebszustand Kompensationskondensatoren parallel zu schalten. Im Regelfall sind

Asynchronmaschinen billiger, robuster und wartungsfreier als Synchronmaschinen.

Hingegen haben Synchronmaschinen meist einen etwas besseren Wirkungsgrad.


7.3.4.3 Netzanbindung

Es werden folgende Betriebsarten von Windkraftanlagen unterschieden: • Inselbetrieb: Es besteht dabei keine Verbindung zur öffentlichen

Stromversorgung. Mögliche Verwendung bei Almhütten, abgelegenen Wochenendhäusern und Einzelgehöften.

• Netzparallelbetrieb: Das ist die heute übliche Betriebsart beim Einsatz von

großen Windkraftanlagen. Der Windgenerator wird an das Mittelspannungsnetz des örtlichen Netzbetreibers angeschlossen. Die erzeugte Energie kann bei Bedarf vom Anlagenbetreiber selbst genutzt werden, überschüssige Energie wird gegen Vergütung in das Netz eingespeist. Umgekehrt kann auch in windschwachen Zeiten die Versorgung des Betreibers aus dem öffentlichen Netz erfolgen.


Die Standortauswahl für Windkraftanlagen kann nicht allein anhand der

windklimatischen Bedingungen erfolgen. Diese stellen zwar die bedeutendste

Nutzungsvoraussetzung dar, daneben gehen aber auch eine Reihe anderer Faktoren

in die Evaluierung möglicher Aufstellungsorte ein. So sind bestimme Räume für die

Nutzung der Windenergie generell ungeeignet, da dies zu Konflikten mit der dort

bestehenden Landnutzung führen würde. Als Beispiele hierfür gelten dicht bebaute

Gebiete, Sicherheitszonen um Industriebetriebe (Gefahrgutverarbeitung) oder

Einflugschneisen von Flughäfen.

Weiters müssen aber auch mögliche Umwelteinwirkungen der Windkraftanlagen

selbst bei der Standortevaluierung berücksichtigt werden. Dazu gehören:

• Sicherheitsrisiko (z.B. Bruch eines Rotorblattes),

• Belästigung der Anwohner durch Schallemissionen,

• Belästigung der Anwohner durch Abschattungseffekte.

7.3.4.5 Kosten

Eine vergleichende Analyse der Herstellkosten bzw. der Verkaufspreise wie auch

anderer kostenwirksamer Faktoren, ist für Systeme unterschiedlicher Größe und

Leistungsfähigkeit nur mit Hilfe spezifischer Werte möglich. Für konventionelle

Energieerzeugungsanlagen wird die Nennleistung als Kennwert für die

Leistungsfähigkeit des Systems verwendet. Bau- und Betriebskosten sowie die

Energielieferung elektrotechnischen Anlagen zur Energieerzeugung sind in erster

Linie von der Nennleistung abhängig.


Regenerative Energieerzeugungssysteme müssen zunächst einen Energieträger mit

äußerst geringer Dichte, die Solarstrahlung oder den Wind, auffangen, bevor sie ihn

in nutzbare Arbeit wandeln können. Dies bedeutet, dass die baulichen Dimensionen

und damit auch die Kosten von der Größe des Energiekollektors bestimmt werden.

Auch die Energieerzeugung wird von der Dimension des Kollektors bestimmt. Eine

hohe Nennleistung des folgenden Energiewandlers ist nur in dem Maße von Nutzen,

wie der "Energiesammler" in der Lage ist, die erforderliche Energiemenge auch

bereitzustellen. Demzufolge wird eine Windkraftanlage durch die Rotorkreisfläche

bzw. den Rotordurchmesser besser gekennzeichnet als durch die Nennleistung des

Energieträgers. Aussagekräftige spezifische Kosten müssen daher auf die

Dimensionen des Rotors bezogen werden. Für genaue Kosten- und

Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen genügt der Bezug auf die Rotorkreisfläche aber

nicht. Letztlich ist die erzeugte Energiemenge - üblicherweise die jährliche

Energieerzeugung - der gültige Maßstab. Diese ist vom Standort und von der

Leistungscharakteristik der Windkraftanlage abhängig. Die spezifischen

Investitionskosten variieren mit Verweis auf unterschiedliche Quellen zwischen 800

€/kWel und 1500 €/kWel [74]. Die Netzanbindungskosten hängen außerdem noch von

der Entfernung zum Einspeiseknoten ab, generell kann man aber sagen, dass diese

bei großen Windparks im Binnenland am günstigsten sind. Die Investitions-

Nebenkosten für Planung, Erschließung, Fundament oder Sonstiges sind projekt-

und standortabhängig.

7.3.5 Klein(Kleinst)wasserkraftanlagen

7.3.5.1 Technische Umsetzung

Grundlegend für die Bau bzw. die Dimensionierung von Wasserkraftanlagen sind die

Durchflussmenge [m3/s] und die Nutzfallhöhe [m]. Abzuwägen ist zwischen möglichst

hoher Benutzungsdauer der Ausbauwassermenge und der Forderung nach hoher

Ausnutzung des Wasserangebots.

Nach [55] lässt sich die Effektivleistung einer Wasserkraftanlage über,

· · · · ,eff gesP g Q Hµ ρ= (13)

wobei für μges der Gesamtwirkungsgrad, für g=9,81 m/s2, ρ = 103 kg/m3, Q der

Volumenstrom (V/t) und H die Fallhöhe (m) einzusetzen ist.

In den meisten Fällen werden Kleinstwasserkraftwerke als Ausleitungskraftwerke

ausgeführt, welche aus den folgenden vier Grundkomponenten bestehen [6]:


− Damm / Wasserfassung / Triebwasserleitung

− Druckleitung

− Turbine / Generator

− Triebwasserableitung

Auf die Spezifika der einzelnen Anlagenteile wird nicht eingegangen, es sei hier auf

[6] und die umfangreiche Literatur verwiesen.

7.3.5.2 Investitionskosten

Grundsätzlich setzen sich die Investitionskosten eines Wasserkraftwerks aus den

folgenden sechs Kostengruppen zusammen [6]:

− Kosten für die bauliche Erstellung (Stauwehr, Einlaufbauwerk, Werkskanal,

Krafthaus, etc.)

− Kosten für die hydraulische Ausrüstung (Wehr- und Notverschlüsse,

Rohrleitungen, etc.)

− Kosten für die maschinell-elektrische Ausrüstung (Turbine, Generator,

Freileitungen, Schalt und Schutzeinrichtungen, Montagekosten, etc.)

− Nebenkosten (Planungskosten, Grunderwerb, etc.)

− Finanzierungskosten (Zinsen für aufgenommenes Fremdkapital)

− Etwaiger Zuschlag für Unvorhergesehenes (Preissteigerungen,

Mehrleistungen während der Bauzeit)

Wie anhand Abbildung 7-2 ersichtlich ist steigen in der Regel die Investitionskosten

bei sinkender Fallhöhe und geringer Kraftwerksgröße in €/kW.

Abbildung 7-2: Spezifischer Investitionskosten von Klein(Kleinstwasserkraft)-Anlagen, Quelle: [6], S.48

Für die optimale Standortwahl und die Dimensionierung der Anlage sind detaillierte

Daten über Topographie, Geomorphologie, Wasserressourcen und


Regenerationspotential des Gewässers von größter Bedeutung. Erschwerend ist

hierbei, dass diese Daten speziell für den Kleinstwasserkraftbereich nur spärlich

verfügbar und schwer zu ermitteln sind. Für die Wirtschaftlichkeit der Anlage ist eine

möglichst hohe Nutzungsdauer von Vorteil. Diese kann jedoch durch ökologische

Gegebenheiten eingeschränkt werden, weiters müssen gesetzliche Auflagen

berücksichtigt werden. Es sei hier auf die Wasserrahmenrichtlinie hingewiesen,

welche den Anlagenbetreiber verpflichtet eine gewisse Pflichtwasserabgabe zu

garantieren. Diese Auflage kann jedoch zu einer weiteren Verminderung der

möglichen Volllaststunden und damit der Wirtschaftlichkeit führen.

„Schließlich sind auch die derzeit üblichen Genehmigungsverfahren für ökologische

Gutachten für die Errichtung eines Wasserkraftwerks zu erwähnen, die durch ihre

Komplexität die Errichtung von Piko- und Mikro-Wasserkraftanlagen erschweren, weil

auch diese Kleinstanlagen dieselben ökologischen Anforderungen

(Fischdurchgängigkeit, ausreichendes Restwasser) erfüllen müssen wie größere

Anlagen. Denn je natürlicher die Fließgewässerstruktur ist, umso schwieriger wird es

für den potenziellen Anlagenbetreiber, die Richtlinie zur Errichtung eines

Kleinstwasserkraftwerks zu erfüllen.“ [6]

7.3.6 Photovoltaikanlagen

Ausgegangen wird von der Shockley’schen Diodengleichung:

( 1)eUkT

D Si i e= − (14)

,

Hierbei ist iD die Dichte des Diffusionsstroms pro Flächeneinheit, U die anliegende

Spannung, e die Elementarladung (e=1,602176*10-19 C), k die Boltzmann-Konstante

(8,617343*10−5 eV/K) und T die Temperatur (K). Es ergibt sich weiters,

( 1)eUkT

k Sp U i U i U i e= ⋅ = ⋅ − ⋅ − , (15)

mit iK als Kurzschlussstromdichte.


Die maximale Leistungsdichte ergibt sich über dp/dU=0 und Umwandlung:

max

( )

1max s k

maxU i ip kT

eU

+=

+.

(16)

Für den Umwandlungswirkungsgrad der Zelle folgt:

maxmax

ein

pp

η =, (17)

wobei pein die Leistungsdichte der auf die Zelle auftreffenden Strahlung ist.

Hinsichtlich der Dimensionierung der Zelle sei ein Beispiel aus [84] angeführt:

Die Solarzelle wird bei einer Temperatur von 27°C betrieben und weist eine

Sperrstromdichte von 9*10-9A/m2 auf. Bei einer Einstrahlung von 900 W/m2 beträgt

die Kurzschlussstromdichte 200 A/m2.

Über

1( )1

K

Smax

max

iikTU ln eUekT

+=

+,

(18)

erhält man für Umax=0,537 V. Für die Leistungsdichte folgt darauf pmax=102,4 W/m2.

Für eine Leistung von 1000 W ergibt sich somit einer erforderliche Zellenfläche von

mind. A= P / pmax = 9,764 m2 . Für den Wirkungsgrad der Anlage erhält man

maxmax .

102,4 0,1138900

S

p

qη = = =

.

(19)

Es wird somit deutlich, dass für die Erbringung von großen Leistungen, ein hoher

Flächenaufwand nötig ist.


7.4 Berechnung von elektrischen und magnetischen Feldern

7.4.1 Berechnung der magnetischen Flussdichte

7.4.1.1 Allgemeines

Jeder stromdurchflossene Leiter ist von einem magnetischen Feld umgeben. Das

Feld kann z.B. durch Feldlinien veranschaulicht werden, die bei einem einzelnen

Leiter konzentrische Kreise um den Leiter bilden oder es kann z.B. auch durch eine

Farbdarstellung die Ortsabhängigkeit der Beträge der magnetischen Flussdichte

(Ersatzflussdichte, Effektivwert, Spitzenwert) in einer angenommenen Schnittebene

visualisiert werden. Die magnetische Flussdichte einer Leiterkonfiguration, z.B. der

stromführenden Leiter einer Hochspannungsfreileitung, kann nach dem Gesetz von

Biot-Savart aus der Superposition von Teilfeldern der (in einzelne Teilsegmente

unterteilten) Leiter berechnet werden.

7.4.1.2 Analytische Methode zur Berechnung der magnetischen Flussdichte (nach Biot-Savart)

Eine wichtige analytische Methode zur Berechnung der magnetischen Flussdichte ist

die Methode nach dem Gesetz von Biot-Savart.

Das Biot-Savart’sche Gesetz16 erlaubt die Berechnung der magnetischen Feldstärke

bei Kenntnis der Stromaufteilungen in einem homogenen Raum (z.B. Luft oder

Vakuum). Ist der Strom in einem Linienleiter an der Stelle Q bekannt, so kann mit

Hilfe der folgenden Beziehung an jedem beliebigen Aufpunkt P die magnetische

Flussdichte verursacht durch dieses Leiterstück berechnet werden.

( )Q P

Q P

ds r r1dH I4 r r

× −= ⋅ ⋅

π −

z

y

P

x

rP

ds

Q

rQ

I

dH

Abbildung 7-3 Grafische Darstellung zur Berechnung der magnetischen Feldstärke im Raumpunkt P

16 Benannt nach Jean Baptiste Biot (1774-1862) und Félix Savart (1791-1841), die bereits im Jahr 1820 eine quantitative Beschreibung für die magnetische Wirkung (Kraftwirkung) lieferten, die von einem, in einer Leiterschleife fließenden Strom in einem beliebigen Raumpunkt erzeugt wird.


H

magnetische Feldstärke in A/m I elektrische Stromstärke im Leiter (Stromfaden) in A ds

Längenelement des Leiters auf der Kurve s in m

Q Pr ,r

Ortsvektoren zu den Punkten Q und P

Durch Superposition, also lineare Aufsummierung, der magnetischen

Flussdichteanteile über alle in einem Feldraum wirksamen Linienstromleiterstücke

kann die resultierende magnetische Flussdichte in einem Aufpunkt P bestimmt

werden. Für einen unendlich langen Leiter ergibt sich daraus in einem Abstand r vom

Leiter folgende Beziehung, wobei der Einheitsvektor He in Umfangrichtung zeigt.

HIH e

2 r= ⋅

π

(20)

Sind nun mehrere stromdurchflossene Leiter im Raum vorhanden, kann die

resultierende magnetische Feldstärke

gesH im Punkt P durch Aufsummieren der

einzelnen Anteile

iH im Punkt P, verursacht durch die entsprechenden Leiter

i = 1 … n, berechnet werden. Es gilt also: n

ges ii 1

H (P) H (P)=

= ∑

(21)

Für den Fall, dass sich die genannten Leiter in Luft (lineares, homogenes, isotropes

Medium) befinden, kann die zugehörige magnetische Flussdichte wie

gesB folgt

bestimmt werden: n

ges 0 ges 0 ii 1

B (P) H (P) H (P)=

= µ ⋅ = µ ⋅∑

(22)

Entsprechende Berechnungsprogramme erlauben die freie Anordnung von

strombehafteten Leitern im dreidimensionalen Raum sowie die Summation der

Feldbeiträge dieser Leiter für beliebige Aufpunkte in der Umgebung der Leiter. Unter

den in der Praxis erlaubten Voraussetzungen, dass keine ferromagnetischen

Materialien vorhanden sind und die feldbeeinflussende Wirkung der induzierten

Wirbelströme vernachlässigt werden kann, liefert diese Methode, ausgenommen z.B.

im unmittelbaren Nahbereich von Leitern, Hochspannungsmasten, (Strom-)Schienen

oder anderer metallischer, magnetisch wirksamer Objekte, hinreichend genaue

Simulationsergebnisse.


Relevante induzierte Ausgleichs- bzw. Reduktionsleiterströme in benachbarten

metallisch leitfähigen Systemen z.B. in Kompensationsleitern, Schienenanlagen,

beidseitig geerdeten Kabelschirmen, PEN-Leitern von 50-Hz-Niederspannungs-

anlagen, metallischen Wasserleitungen, PA-Leitern usw. müssen bei der

Berechnung der magnetischen Flussdichte nach Biot-Savart berücksichtigt werden.

Anmerkung: Da neu zu errichtende Anlagen gemäß dem Stand der Technik unter Berücksichtigung

der aktuellen Gesetze und Normen17 geplant und errichtet werden, wird vorausgesetzt, dass der

Großteil der o.a. Ausgleichströme auf ein technisches Mindestmaß begrenzt ist. In der Berechnung

können sie in der Regel gegenüber den relevanten Betriebsströmen in den (Außen-)Leitern und den

Reduktionsleitern wie z.B. Erdseilen, Rückleiter, Schienen vernachlässigt werden.

Es kann daher bei normen- bzw. vorschriftenkonformer Vorgangsweise davon ausgegangen werden,

dass die vagabundierenden Ströme minimiert werden. Treten trotzdem aufgrund von zufälligen und

nicht beabsichtigten Verbindungen der elektrischen Anlage mit anderen leitfähigen Strukturen

störende vagabundierende Ströme auf, können nachträglich Maßnahmen wie der Einbau von

Isolierstücken, Isolierkupplungen, Ertüchtigung von Erdungsanlagen und die geeignete Behandlung

von Schirmleitungen, (zusätzlichem) Potenzialausgleich, PA-Ausgleichsleitungen etc. zur

Feldreduktion bzw. Feldlenkung getroffen werden, um dann den störungsfreien Betrieb benachbarter

(elektrotechnischer) Anlagen zu gewährleisten. Zusätzlich ist anzumerken, dass sich nennenswerte

induzierte Ströme und Spannungen in benachbarten metallischen Leitern erst bei größeren

Näherungslängen (im Kilometer-Bereich) ausbilden (siehe [57], induktive Beeinflussung). Es sind

dann auch die Erdungsverhältnisse elektrischer Anlagen bzw. Maßnahmen des kathodischen

Korrosionsschutzes zu berücksichtigen [58].

7.4.1.3 Magnetische Ersatzflussdichte und Spitzenwert der magnetischen Flussdichte

Wie bereits erwähnt, ergeben sich in der Umgebung von Leitern, die mit

Wechselstrom durchflossenen sind, im Allgemeinen elliptische Drehfelder, also

zeitlich und räumlich variable, vektorielle Felder.

17 Zur Reduktion bzw. Vermeidung dieser Ausgleichsströme (vagabundierende Ströme, stray currents) werden in den einschlägigen ÖVE-Bestimmungen und -Vorschriften eine Reihe von Maßnahmen gefordert, die seit Jahren als Stand der Technik gelten und bei deren Anwendung diese Ausgleichsströme vermieden oder zumindest auf ein geringes Maß reduziert werden können (siehe Elektrotechnikgesetz, Elektrotechnikverordnung, Nullungsverordnung - Ausnahmebedingungen, [64], [65] bzw. diverse Europanormen wie zB für die Behandlung des PEN-Leiters in Gebäuden mit Informationstechnik [70], Technische Empfehlung TE 30 des ÖVGW, Beachtung der Bauverbotszone der ÖBB, [41], [57], [58], [59], [60], [67], ...). Die Beachtung der angeführten Regelwerke wird als Stand der Technik vorausgesetzt.


Für die Darstellung, Messung und Bewertung muss eine Ersatzgröße (eine

numerische Zahl) gefunden werden, um speziell die zeitliche (periodische)

Abhängigkeit und die Vektoreigenschaft zu eliminieren.

Im Rahmen der Bewertung nach [66] ebenso wie nach [87] (abgeleitete,

Referenzwerte bzw. Auslösewerte nach EU-Richtlinie 2004/40/EG) erfolgt dies durch

Bildung der Ersatzflussdichte EFD.

Diese ergibt sich aus den Effektivwerten der Flussdichtekomponenten in den drei

aufeinander normalen (orthogonalen) Raumrichtungen (x, y, z) gemäß folgender

Definition (vgl. Abbildung 7-4) ergibt:

e2 2 2x eff y eff z effB B B B= + + (23)

eB magnetische Ersatzflussdichte (Effektivwert) in T

x eff y eff z effB ,B ,B Effektivwerte (RMS) der magnetischen Flussdichte in x/y/z-Richtung in T

Ebenso kann man die Vektorwertigkeit und Zeitabhängigkeit eliminieren, indem man

den Maximalwert des Betrags der Flussdichte über eine Periode T bestimmt.

( )maxt 0...T

B max B(t)=

=

(24)

maxB Spitzenwert der magnetischen Flussdichte in T

B(t)

Zeitlicher Verlauf des Vektors der magnetischen Flussdichte in T

B(t)

Zeitlicher Verlauf des Betrags der magnetischen Flussdichte in T

Der Spitzenwert der magnetischen Flussdichte ist immer größer oder gleich der

magnetischen Ersatzflussdichte.

max eB B≥ (25)

Im Falle eines Wechselfeldes ist der Spitzenwert um den Faktor 2 größer.

Beschreibt der Flussdichtevektor während einer Periode einen Kreis, so ist maxB

gleich groß wie Be.


-1 -0.5 0 0.5 10

5

10

15

20

Bx in µT

t in

ms

0 5 10 15 20-1

-0.5

0

0.5

1

t in ms

By in

µT

-1 -0.5 0 0.5 1-1

-0.5

0

0.5

1

Bx in µT

0 5 10 15 200

0.2

0.4

0.6

0.8

1

t in ms

|B| in

µT

Byeff

B xeff

Be

Byeff

Bxeff

Be

Bx(t)

By(t)

|B(t)|

Bx(t)

By(t) B(t)

B =e B +B xeff yeff2 2

B

Abbildung 7-4 Zeitliche und räumliche Darstellung der zeitlich variablen, vektoriellen Größe „magnetische Flussdichte“ (beispielweise 50 Hz) und Darstellung des Zusammenhangs mit der Ersatzflussdichte Be und dem Spitzenwert Bmax. Die Flussdichte wird hier mit nur 2 Komponenten (x- und y-Richtung) dargestellt, eine Erweiterung in z-Richtung ergibt sich analog.

7.4.1.4 Beeinflussende Ströme zur Beurteilung gemäß Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850

Zur Berechnung der magnetischen Felder ist die Kenntnis der Stromverteilung in den

aktiven und passiven Leitern einer Anlage (Stromstärke, Phasenlage und Ort)

zwingend notwendig (siehe dazu Kapitel 7.4.1.2).

Für die Festlegung der Ströme muss unterschieden werden ob einerseits die

Kurzzeitexposition (z.B. [66], [87], etc.) oder andererseits die Langzeitexposition (z.B.

24-h-Mittelwert bei Bahnanlagen gemäß NISV in der Schweiz, teilweise im

Zusammenhang mit epidemiologischen Betrachtungen) beurteilt werden soll.

Bei Hochspannungsfreileitungen kann der für die Berechnung relevante

Beeinflussungsstrom Irv wie folgt festgelegt werden:


• Berücksichtigung der (geplanten) Nennbetriebsströme NI (eventuell lt. Bau-bescheid der zuständigen Behörde, Betriebsbewilligung)

• Berücksichtigung der thermischen Ströme (zulässige Dauerstromstärken) für die verwendeten Leiterseile je nach Umgebungsbedingungen (z.B. Umgebungstemperatur, Windgeschwindigkeit)

• Beachtung des Anlagengrenzstroms: Annahme des maximalen Strom-transports über die betreffende Leitungsanlage

o Maximaler Strom im Normalbetrieb NI gemäß Angaben der Hersteller der Seile, Armaturen und anderer limitierender Betriebsmittel

o Maximaler Strom im Normalbetrieb unter Berücksichtigung des (n-1)-Kriteriums. Der n-1-Strom liegt z.B. bei mehrsystemigen Leitungen abhängig von der Netztopologie je System üblicherweise zwischen (n 1) NI 0,5 ... 0,70 I− = ⋅ .

o Bei Doppelfreileitungen ist zu berücksichtigen, ob ein System der Doppelleitung abgeschaltet, beidseitig geerdet und kurzgeschlossen ist. Im anderen System wird dann angenommen, dass der Nennstrom (thermische Strom) der verwendeten Seile = NI I fließt.

Anmerkung 1: Relevante Stromunsymmetrien sind zu berücksichtigen.

Anmerkung 2: Bei mehrsystemigen Leitungen hat die Position der Phasenseile einen entscheidenden

Einfluss auf die Emissionen.

Anmerkung 3: Ungünstigste mögliche Lastflüsse und Lastflussrichtungen sind zu berücksichtigen.

Für die Wahl der relevanten Beeinflussungsströme zur Beurteilung gemäß [66]

können auch die Anleitungen der „Hochspannungsleitungen - Vollzugshilfe zur

NISV“, BAFU, [39] Abschnitt 2.4.1 als Hilfe berücksichtigt werden:

„Der maßgebende Betriebszustand ist für jeden Leitungsstrang durch eine bestimmte Stromstärke

charakterisiert. Diese wird im Folgenden als «maßgebender Strom» bezeichnet. Obschon in der

Definition von Anhang 1 Ziffer 13 NISV nicht explizit erwähnt, ist von einer symmetrischen

Strombelastung auszugehen, d.h. dem Idealfall, in dem alle Phasenleiter eines Leitungsstranges gleich

hohe Ströme führen und sich deren Phasenwinkel um genau 120 Grad (bei 50-Hz-Systemen) bzw. 180

Grad (bei 16,7-Hz-Systemen) unterscheiden. Nur auf diese Weise erhält man eindeutig definierte

Verhältnisse.

Gleiches gilt für die Oberwellen, welche in einer großen Vielfalt von Kombinationen auftreten

können. Auch hier sollen im Sinne der Eindeutigkeit die Ströme im maßgebenden Betriebszustand als

oberwellenfrei angenommen werden.


Maßgebend ist grundsätzlich der zulässige Dauerstrom, welcher in Anhang 1 Ziffer 13 NISV als

thermischer Grenzstrom bezeichnet wird. Dies ist der höchste Strom, mit dem ein Leitungsseil bzw.

Kabel bei den spezifizierten Umweltbedingungen belastet werden darf, ohne dass die Leitertemperatur

die werkstofftechnisch zulässige Grenze überschreitet. Die relevanten Umweltbedingungen sind in

Anhang 1 Ziffer 13 NISV mit der Temperaturangabe von 40 °C nur ansatzweise spezifiziert. Es wird

daher empfohlen, auf bestehende technische Normen für den zulässigen Dauerstrom zurückzugreifen:

• Für Freileitungen sind dies Leitsätze von electrosuisse (SEV 198:1952 und 198/A1:1960: Leitsätze für die zulässige Dauerstrombelastung von Leitungsseilen), die seit langem die Grundlage für die Dimensionierung von Leitern darstellen. Diese technische Norm geht von einer Umgebungstemperatur von 40 °C und gleichzeitigem Wind mit einer Geschwindigkeit von 0.5 m/s aus. Eine Auswahl für verschiedene gebräuchliche Leitermaterialien und -querschnitte findet sich in Anhang 4. Für andere Querschnitte oder Leitermaterialien muss der thermische Grenzstrom für die genannten Umweltbedingungen im Einzelfall berechnet und nachvollziehbar dokumentiert werden.

• Bei Kabelleitungen, die im Boden verlegt werden, hängt der zulässige Dauerstrom nicht nur vom Leitungsmaterial und -querschnitt, sondern von weiteren Faktoren wie der jeweiligen Verlegeart, Bodenbeschaffenheit und Betriebsart ab. Maßgebend ist der vom Hersteller spezifizierte zulässige Dauerstrom, welchen dieser gestützt auf die Vorgaben des Anwenders und die Norm IEC 60287 für den jeweiligen Anwendungsfall ermittelt.

Anhang 1 Ziffer 13 Absatz 2 NISV eröffnet zusätzlich die Möglichkeit, als maßgebenden Strom im

Einzelfall einen niedrigeren als den thermischen Grenzstrom festzulegen. Solche Begrenzungen

können physikalisch oder nicht-physikalisch begründet sein. Physikalische Begrenzungen sind durch

die installierte Hardware bedingt.

Beispiele sind:

− Leitungsstränge, deren maximaler Strom entweder durch einen Erzeuger (Kraftwerk) oder durch direkt an sie angeschlossene Verbraucher (z.B. Transformatoren) begrenzt wird. In diesem Fall kann für die Festlegung des maßgebenden Stroms die Summe der Nennleistungen aller Generatoren bzw. Verbraucher zugrunde gelegt werden, selbst wenn der Leiterquerschnitt einen höheren thermischen Grenzstrom zulässt.

− Ein Leitungsabschnitt in einer längeren Leitung, der bezüglich des Leiterquerschnitts stärker dimensioniert ist als der Rest der Leitung (z.B. Dreier- statt Zweierbündel bei einer Freileitung zur Lärmverminderung; Kombination von Frei- und Kabelleitung). In diesem Fall gilt als maßgebender Strom der thermische Grenzstrom für den am schwächsten dimensionierten Leitungsabschnitt.

Nicht-physikalische Begrenzungen sind nicht durch die Hardware, sondern betrieblich bedingt. Es

handelt sich um eine Selbstbeschränkung der verfügbaren Übertragungskapazität durch den

Anlageinhaber. Eine solche kommt für Leitungsstränge in Frage, welche aufgrund ihrer Funktion im

Leitungsnetz im Normalbetrieb immer unter dem thermischen Grenzstrom betrieben werden.

In diesem Fall kann der Anlageinhaber im Standortdatenblatt bzw. im Rahmen der

Sanierungsabklärung als maßgebenden Strom einen Wert deklarieren, der im Normalbetrieb der

Leitung nicht überschritten wird. Dieser ist als 98 Perzentilwert der Stundenmittelwerte eines Jahres

zu verstehen.


(Dies bedeutet, dass 98 % der Stundenmittelwerte eines Jahres unter dem festgelegten maßgebenden

Strom liegen müssen). Sowohl physikalisch als auch nicht-physikalisch begründete

Strombegrenzungen sollen nur dann beantragt und bewilligt werden, wenn sichergestellt ist, dass sie

auf lange Dauer eingehalten werden können. Sie sind im Standortdatenblatt bzw. im Meldeformular

«Sanierungsabklärung für eine alte Hochspannungsleitung» festzuhalten und bilden Bestandteil der

auf diesen Unterlagen basierenden Verfügungen. Auch wenn die Plangenehmigungsbehörde die

Durchführung der Sanierung nur zur Kenntnis nimmt, soll sie eine allfällige Strombegrenzung in

geeigneter Weise festhalten.“

Anmerkung: Bei Freileitungen wird in der Schweiz für die Berechnung des Anlagegrenzwertes (1 µT)

nicht der 24-h-Mittelwert der Ströme sondern der Grenzstrom herangezogen, wobei die Einhaltung

des Anlagegrenzwertes nur für Orte mit empfindlicher Nutzung (OMEN) erforderlich ist. Der 24-h-

Mittelwert wird nur bei Bahnanlagen als präventiv festgelegte Grenze herangezogen.

7.4.2 Berechnung der elektrischen Feldstärke

7.4.2.1 Analytische Methode zur Berechnung der elektrischen Feldstärke

Niederfrequente elektrische Felder, verursacht durch elektrische Anlagen der

öffentlichen Energieversorgung, können als quasi-statisch betrachtet werden.

Der Erdbodeneinfluss kann nicht wie bei der Magnetfeldberechnung vernachlässigt

werden, sondern stellt gegenüber dem hochohmigen Widerstand der Umgebungsluft

einen nahezu idealen Leiter dar.

Die elektrischen Feldlinien stehen somit nahezu senkrecht auf den Erdboden. Dem

wird im Zuge der mathematischen Modellierung Rechnung getragen, indem die

gesamte oberirdische Leiterkonfiguration am Boden gespiegelt wird (Spiegelungs-

methode bzw. Methode der äquivalenten Ladungen [15].

Die Berechnung erfolgt im Wesentlichen in 2 Schritten:

1. Bestimmung der äquivalenten Ladungen für alle Leiter bei gegebener Leiterkonfiguration

2. Berechnung der elektrischen Feldstärke verursacht durch diese Ladungen

Die Bestimmung der äquivalenten Ladungen erfolgt mit Hilfe der Beziehung: 1−= ⋅ = ⋅Q C U P U (26)

Q Spaltenmatrix der Ladungen in As U Spaltenmatrix der Spannungen in V C Matrix der Kapazitäten in As/V bzw. F P Matrix der Potenzialkoeffizienten in V/As


Die einzelnen Matrizen setzen sich aus folgenden (auf die Länge der Leiter

bezogenen) Komponenten zusammen: 1

1 11 1k 1

k k1 kk k

q p p U

q p p U

− = ⋅

(27)

i Index der Leiter i = 1…k

iq Ladung des Leiters i (längenbezogen) in As/m

iip Selbstpotenzialkoeffizient des Leiters i (längenbezogen) in Vm/As

ijp Gegenpotenzialkoeffizient des Leiters i mit dem Leiter j (längenbezogen) in Vm/As

iU Spannung des Leiters i in V

Die Selbst- und Gegenpotenzialkoeffizienten sind abhängig von der geometrischen

Anordnung (Abbildung 7-5, links) der Leiter und können für unendlich lange Leiter

gemäß den folgenden Formeln berechnet werden.

iii

0 i

2y1p ln2 r

= ⋅

πε ,

'ij

ij0 ij

D1p ln2 D

= ⋅ πε

(28)

iy Abstand des Leiters i über Boden in m

ir Radius des Leiters i in m

ijD Abstand zwischen dem Leiter i und dem Leiter j in m 'ijD Abstand zwischen dem Leiter i und dem Spiegelleiter des Leiters j in m

0ε Permittivität des Vakuums 0ε =8,854·10-12 As/Vm

Für Bündelleiter muss anstelle des Leiterradius der äquivalente Radius der

Bündelleiteranordnung verwendet werden:

n 1aqr R nrR−= ⋅ mit 1

aR2 sin( n )−

=⋅ π ⋅

(29)

raq äquivalenter Radius einer Bündelleiteranordnung in m

r Radius eines Teilleiters in m

n Anzahl der Bündelleiter

a Bündelleiterabstand in m

R Umkreisradius des Bündelleiters in m

Die Berechnung des elektrischen Feldes erfolgt auf Basis des Satzes von Gauß mit

Hilfe der folgenden Formel

i

0 i

qE

2 d=

⋅ π ⋅ ε ⋅ (30)

E Betrag der elektrischen Feldstärke in V/m qi längenbezogene Ladung des Leiters i, bzw. des Spiegelleiters in As/m di Abstand zum Leiter i, bzw. zum Spiegelleiter in m


y

x

y

x

Abbildung 7-5 Berechnung der Potenzialkoeffizientenmatrix (links) und der elektrischen Feldstärke (rechts)

Für einen Leiter und dessen Spiegelleiter ergeben sich für die Komponenten des

elektrischen Feldes in x und y Richtung folgende Ausdrücke (siehe dazu auch

Abbildung 7-5, rechts):

( ) ( ) ( ) ( )i p i pi

x 2 2 2 20 i p i p i p i p

x x x xqE

2 x x y y x x y y

− − = − ⋅ π ⋅ ε − + − − + +

(31)

( ) ( ) ( ) ( )i p i pi

y 2 2 2 20 i p i p i p i p

y y y yqE

2 x x y y x x y y

− + = − ⋅ π ⋅ ε − + − − + +

(32)

x yE ,E elektrische Feldstärkekomponenten in x bzw. y-Richtung in V/m

iq längenbezogene Ladung des Leiters i in As/m

i ix ,y Koordinaten des Leiters i in m

P Px ,y Koordinaten des Aufpunkts in m

Durch Summation der Feldstärkeanteile verursacht durch die verschiedenen Leiter

erhält man schließlich die resultierende elektrische Feldstärke einer Anlage in einem

Aufpunkt.

Leitfähige Strukturen, wie z.B. Menschen, metallische Hochspannungsmasten,

Bäume, Häuser, Dächer usw. können das elektrische Feld beeinflussen18 (verzerren,

abschirmen, verstärken). Eine derartige Berechnung erfordert eine aufwändige

Modellierung und kann im Nahbereich der leitfähigen Strukturen besser mit der

Finiten Elemente Methode (FEM) erfolgen. Die folgende Abbildung zeigt beispielhaft

die Verzerrung des elektrischen Feldes durch ein Gebäude bei starker Näherung an

eine 380-kV-Freileitung.

18 Das niederfrequente magnetische Feld ist hingegen passiv nur schwer zu beeinflussen, umzulenken oder abzuschirmen, z.B. durch hochpermeable Stoffe, magnetisch wirksame Abschirmbleche (Stärke, Aufbau, Ausrichtung und geometrische Abmessungen müssen angepasst sein), Feldreduktion durch Wirbelströme in Aluminiumblechten etc.


EG ±0,00

1.OG +2,88

2.OG +5,76

1.DG +8,64

2.DG +11,52

+14,85

GARAGE -3,06

222

0 88

Abbildung 7-6 Beispiel für die Verzerrung des elektrischen Feldes durch Gebäude in näherer Umgebung (Berechnung mit FEM)

7.4.2.2 Elektrische Ersatzfeldstärke

Die elektrische Ersatzfeldstärke Ee ergibt sich aus Effektivwerten der Feldstärkekomponenten in drei aufeinander normalen Raumrichtungen gemäß folgender Definition19:

2 2 2

e xeff yeff zeffE E E E= + + (33)

Ee elektrische Ersatzfeldstärke in V/m Exeff, Eyeff, Ezeff Effektivwerte (RMS) der elektrischen Feldstärke in x/y/z-Richtung in V/m

7.4.2.3 Beeinflussende Spannungen bei 50 Hz-Anlagen

Es sind die im Betrieb möglichen maximalen Spannungen für die Berechnung der

elektrischen Felder heranzuziehen (z.B. höchste Betriebsspannung gemäß [63], [71]

vormals [62]). Man kann [63], Tabelle A.1 entnehmen, dass das zulässige

Spannungsband, d.h. die höchste und niedrigste Spannung eines Netzes, an der

Übergabestelle in elektrischen Anlagen +6 %/-10 % bzw. ab 1. 1. 2009 +10 %/-10 %

von UN beträgt. Hinsichtlich der relevanten Termine ist in diesem Zusammenhang

[27] zu berücksichtigen.

19 Analog zur in Kapitel 7.4.1.3 beschriebenen Ersatzflussdichte Be


Abbildung 7-7 Gruppeneinteilung der Hochspannungsfreileitungen aus [71]


7.5 Stellungnahme zum Dokument „110 kV ade! - Fragen zum wissenschaftlichen Gutachten “110-kV-Leitungsverbindung Almtal - Kremstal (Zwischenbericht)” vom 6. Februar 2011

Die Stellungnahmen erfolgen in der Reihenfolge des o.a. Dokuments und sind

gemäß der dort vorgegebenen Gliederung in die Kapitel

• Gliederungsbezogener Fragenkatalog

• Erfüllung des gesetzlichen Versorgungsauftrags

• Volkswirtschaftliche bzw. Netzbetreiber-übergreifende Gesichtspunkte

• Neuere Darstellungen zu Vorsorgewerten hinsichtlich Elektromagnetischer Felder

unterteilt.


Abschnitt 1: Gliederungsbezogener Fragenkatalog

110 kV ade! Papier - 6/2010 S. 4

Themenbereich: Erdkabel 1-systemig

Frage: 1a.) Ist die erforderliche (n-1)-Sicherheit gegeben, wenn die bereits (n-1)-

sicheren Stichleitungen Traunfall - Vorchdorf und Steyr-Kirchdorf durch ein 1-

systemiges Erdkabel zu einem Ringschluss verbunden werden?

Falls nicht, welches (auch für das restliche 110-kV-Netz gültige) verbindliche

Kriterium wird dabei angelegt?

Antwort auf Frage 1a.)

(n-1)-Sicherheit

Gemäß dem oberösterreichischen ElWOG ist derzeit sowohl der Stich Traunfall –

Vorchdorf, als auch der Stich Steyr Nord – Bad Hall – Kremsmünster – Kirchdorf

noch (n-1)-sicher versorgt.

Neben der Forderung einer (n-1)-sicheren Versorgung findet sich im

oberösterreichischen ElWOG auch der Auftrag an Netzbetreiber, ein sicheres,

zuverlässiges und leistungsfähiges Übertragungs- oder Verteilernetz unter

Bedachtnahme auf den Umweltschutz zu betreiben und zu erhalten …

Im oberösterreichischen ELWOG wird dazu in § 2 („Begriffsbestimmungen“), Ziffer 40

festgelegt, dass … das (n-1)-Kriterium und die (n-1)-Sicherheit in Netzen von mehr

als 36 kV (Hoch- und Höchstspannungsnetze) dann erfüllt ist, wenn nach Ausfall

eines Betriebsmittels keine daraus resultierende Versorgungsunterbrechung, keine

thermische Überlastung von Betriebsmitteln, keine Verletzung von

Spannungstoleranzen, keine Verletzung von Grenzen der Kurzschlussleistung und

dergleichen eintreten; …“

Wenn man diese gesetzliche Forderung auf eine einsystemige Kabelverbindung

zwischen Vorchdorf und dem Kremstal anwendet, wäre diese einsystemige Kabel-


verbindung neben der eingeschränkten Übertragungsfähigkeit für den Raum Steyr

als Anspeisung des UW Steinfelden im Sinne des (n-1)-Kriteriums problematisch: Da

eine dauernde galvanische Kupplung der Netzbezirke Ernsthofen und Lambach / St.

Peter aus Gründen der Erdschlusslöschung nicht zulässig ist und im Netzbezirk

Ernsthofen nur mehr geringe Löschreserven vorhanden sind, müsste das 110-kV-

Kabel im UW Kirchdorf ständig offen betrieben werden und somit wäre das UW

Steinfelden nicht (n-1)-sicher versorgt. Aus den gleichen Gründen

(Erdschlusslöschung) ist auch eine (n-1)-Versorgung der Umspannwerke Steinfelden

und Vorchdorf aus dem Netzbezirk Ernsthofen nicht möglich.

Einfaches Zollenkopfkriterium

Neben dem gesetzlich vorgegebenen Kriterium der (n-1)-Sicherheit wird in der

Netzplanung als weiteres Kriterium die Berücksichtigung der im Störungsfalle nicht

gelieferten Energie (ENS, Energy Not Supplied) herangezogen. Diese Vorgabe wird

unter der Bezeichnung „Zollenkopfkriterium“ angeführt (s. Gutachten, Kap 2.3.4.2)

Hierzu wird z.B. im Distribution Code Schweiz - Technische Bestimmungen zu

Anschluss, Betrieb und Nutzung des Verteilnetzes, DC – CH, Ausgabe 2009 im

Kapitel 6.1. Zollenkopfkriterium in der Ausbauplanung Folgendes festgestellt:

1) … Als Alternative zu der (n-1)-Sicherheit kann auch das Zollenkopfkriterium

angewendet werden. Dieses Kriterium gibt einerseits klare Vorgaben für die

Netzausbauplanung …), andererseits lassen sich die Ausfälle einfach mit der

Planungsvorgabe … vergleichen.

(2) Das Zollenkopfkriterium verwendet die Ausfallleistung in Kombination mit

Ausfalldauer und Ausfallhäufigkeit: Je kürzer und je seltener ein Ausfall ist, desto

grösser ist die erlaubte Ausfallleistung, respektive je länger und häufiger ein Ausfall

ist, desto kleiner ist die erlaubte Ausfallleistung. Das Zollenkopfkriterium regelt die

maximale Leistung und maximale Zeit pro Ausfall. Die Anzahl der Ausfälle wird nicht

berücksichtigt. Es werden nur die ungeplanten Ausfälle erfasst.

(3) Für eine einfache Analyse kann das Zollenkopfkriterium in seiner ursprünglichen

Funktion übernommen werden, ohne Beizug von Ausfallhäufigkeiten: Alle Ausfälle

müssen im Ausfallzeit / Ausfallleistungsdiagramm, in doppelt logarithmischer Skala

aufgetragen, unter der Linie zwischen 100 MW / 1 min und 0.01 MW / 24 h liegen ….


Im Distribution Code Schweiz wird für die Ausfallsenergie ein maximal zulässiger

Wert von ca. 3 MWh angegeben. Angewendet auf z.B. das UW Kirchdorf, bedeutet

das bei einer ausgefallenen Leistung von 30 MW und einer durch eine

Doppelleitungsstörung bedingten Reparaturdauer von 5 … 48 Stunden eine

Ausfallsenergie von 150 … 1440 MWh. Das bedeutet, dass Kirchdorf im Sinne des

Zollenkopfkriteriums als überkritisch zu bewerten ist. Dieselbe Aussage trifft auch auf

die Umspannwerke Kremsmünster und Bad Hall zu.

Erweitertes Zollenkopfkriterium

Ebenfalls im Distribution Code Schweiz wird auch die Häufigkeit großer Ausfälle

berücksichtigt:

(5) Bei Vorgabe einer maximalen nicht zeitgerecht gelieferten Energie pro Jahr, kann

bei einer bestimmten Häufigkeit eines Ausfalls gerade die erlaubte Dauer und

Ausfallleistung angegeben werden. Ein typischer Wert liegt bei 0,5 MWh/a. Je nach

Netzgebiet kann zusätzlich die maximale Ausfallzeit begrenzt werden, ein typischer

Wert liegt bei 10 h.

Den folgenden Berechnungen wird die Ausfallsrate von 0,033/100 km und Jahr

zugrunde gelegt. Sie ist aus den langjährigen Erfahrungswerten des

oberösterreichischen 110-kV-Netzes gewonnen und liegt um 60 % unter dem in der

deutschen VDN-Statistik angegebenen Wert von 0,087/100 km und Jahr.

Im Distribution Code Schweiz wird für die mittlere jährliche Ausfallsenergie ein Wert

von ca. 0,5 MWh/a angegeben. Angewendet auf z.B. das UW Kirchdorf, bedeutet

das bei einer erwarteten Häufigkeit eines Doppelsystemausfalls von H = h[Ausfälle

pro Jahr und 100 km] x L[km] = 45 * 0,033/100 = 0,015 Ausfälle pro Jahr und der o.a.

berechneten Ausfallsenergie von 150 … 1440 MWh eine mittlere jährliche

Ausfallsenergie von 2,25 … 21,6 MWh/a. Das bedeutet, dass Kirchdorf auch im

Sinne des erweiterten Zollenkopfkriteriums als überkritisch zu bewerten ist. Dieselbe

Aussage trifft auch auf die Umspannwerke Kremsmünster und Bad Hall zu.

Interessant und wichtig in diesem Konnex ist auch die Analyse der mittleren

jährlichen Ausfallsenergie für den Raum Steyr ohne das nachgelagerte Kremstal: Bei

einer erwarteten Häufigkeit eines Doppelsystemausfalls der Leitung Ernsthofen –


„Mast 19“ (Steyr) von H = h[Ausfälle pro Jahr und 100 km] x L[km] = 5,5 * 0,033/100

= 0,0018 Ausfälle pro Jahr und der o.a. berechneten Ausfallsenergie von 120 MW x 5

… 48 Stunden = 600 … 5760 MWh eine mittlere jährliche Ausfallsenergie von 1,1 …

10,4 MWh/a. Das bedeutet, dass bereits auch der Raum Steyr ohne das

nachgelagerte Kremstal im Sinne des erweiterten Zollenkopfkriteriums als

überkritisch zu bewerten ist.

Frage: 1b.)

Gibt es grundsätzliche Beurteilungskriterien, wonach die Errichtung eines 1-

systemigen Erdkabels hier anders zu betrachten ist als das ebenfalls zur Erhöhung

der Versorgungssicherheit als Ringschluss errichtete 4.8 km lange Erdkabel durch

Steyr?

Antwort auf Frage 1b.)

Die Rahmenbedingungen beim einsystemigen 110-kV-Kabel durch Steyr

unterscheiden sich grundsätzlich von den Anforderungen an eine 110-kV-Verbindung

Almtal – Kremstal. Im Fall des 110-kV-Kabels durch Steyr handelt es sich um eine

innerstädtische Verbindung, die zukünftig primär weitere Laststeigerungen im

Westen der Stadt Steyr möglich macht. Eine einsystemige Ausführung war dabei nur

aufgrund einer parallel führenden 110-kV-Freileitung im Osten der Stadt möglich –

diese beiden Leitungen übernehmen gegenseitig die „Ausfallsreserve“, wodurch eine

(n-1)-sichere Versorgung im Stadtbereich Steyr erreicht werden konnte. Die

Sicherheit der Anspeisung des Großraums Steyr ist davon nicht betroffen und wird

durch diese innerstädtische Verbindung nicht erhöht.


110 kV ade! Papier

Themenbereich: Erdkabel 1-systemig / Zusammenhang mit Versorgung Steyr

Frage: 2.)

Die EAG führt in ihrer Presseaussendung 12/2010 an, dass durch den Ringschluss

im 110-kV-Netz die maximale Versorgungssicherheit und -qualität für Steyr

gewährleistet ist.

Wenn die Versorgung des Raumes Steyr dadurch gesichert ist, würde die

angegebene benötigte Übertragungsleistung für die Verbindung Vorchdorf - Kirchdorf

deutlich (um ca. 120 MW) reduziert.

Könnte nicht eine 1-systemige Kabelverbindung zw. Vorchdorf und Kirchdorf - ohne

die Kabelreserve zu überschreiten - über Jahrzehnte eine ausreichende

Übertragungsleistung im Regelbetrieb sicherstellen?

Antwort auf Frage 2.)

Wie unter der Beantwortung von Frage 1b) ausgeführt, erhöht der Ringschluss die

Versorgungssicherheit und -qualität innerhalb der Stadt Steyr. Nach wie vor wird

aber der Großraum Steyr einschließlich des Kremstals von außen (aus dem

Umspannwerk Ernsthofen) über eine Doppelleitung auf einem Gestänge versorgt,

und die könnte durch eine Doppelleitungsstörung mit den beschriebenen Folgen

ausfallen.

Dagegen hilft nur eine Reserveeinspeisung mit einer Kapazität von zumindest 180

MW (Stand, 2007) bzw. einer entsprechend dem erwarteten Leistungszuwachs

höheren Kapazität. Bei einem erwarteten mittleren Leistungszuwachs von 2,4 % pro

Jahr wird für den Großraum Steyr einschließlich des Kremstals die 200-MW-Marke

nach 5 Jahren überschritten. Daher stellt im Sinne der Nachhaltigkeit ein 1-

systemiges 110-kV-Kabel keine Lösung dar.


Studie S.100

Themenbereich: Kostenvergleich Erdkabel / Freileitung

Frage: 3.)

Bei der Berechnung der Gesamtkosten in Abb. 4.6 wird angeführt, dass es erst ab

einer permanent übertragenen Leistung von ca. 200 MVA zu Kostengleichheit

kommt.

Auf Seite 96 wird als Begründung für die Notwendigkeit eines 2-systemigen Kabels

der mögliche Bedarf von mehr als 200 MW bereits in einigen Jahren herangezogen

bzw. im branchenüblichen Planungshorizont sogar bis zu 300 MW angeführt.

Für den o.a. Kostenvergleich wird jedoch nur eine Übertragungsleistung von 60 MVA

herangezogen. Diese Übertragungsleistung könnte auch durch ein 1-systemiges

Kabel erfüllt werden.

Warum wurden derart unterschiedliche Übertragungsleistungen für die Berechnung

bzw. Begründung herangezogen?


Grundsätzlich ist zwischen

• Regelbetrieb und

• Ersatzversorgungsszenarien

zu unterscheiden.

Während für die Bemessung der 110-kV-Leitungsverbindung Almtal – Kremstal

primär Ersatzversorgungsszenarien bei ungünstigen Last- bzw. Erzeugungs-

verhältnissen (z. B.: Versorgung des Raums Steyr aus dem Netzbezirk Lambach / St.

Peter) maßgeblich sind, ist aufgrund des vorwiegenden Regelbetriebs für die

Ermittlung der Netzverluste der Regelbetrieb anzusetzen.

Die angeführte zu übertragende Leistung von 60 MVA stellt einen Durchschnittswert

eines möglichen Regelbetriebes dar, bei dem die Umspannwerke Steinfelden,


Kirchdorf und Kremsmünster über die neue 110-kV-Verbindung Almtal – Kremstal

versorgt werden.


Studie S.100


Frage: 4.)

Inwieweit sind die Kostenangaben in Brakelmann 2004, S. 62 ff. (“15.2

Investitionskosten und Barwerte von 110-kV-Freileitungen und 110 kV-Kabeln für

eine 30 km lange Trasse”) auf die von der EAG eingereichte Freileitung versus die

von “110 kV ade!” skizzierte Erdkabeltrasse übertragbar?


Die angeführten Kostenangaben sind nur bedingt verwendbar, da in der zitierten

Quelle von höheren Leitungsauslastungen ausgegangen wird. Wie bekannt ist, sind

die geringeren Stromwärmeverluste beim Kabel speziell bei hohen spezifischen

Leitungsauslastungen von Bedeutung.

Im gegenständlichen Projekt verschieben sich die Kostenrelationen bei der

Vollkostenrechnung – auf Grund der geringen spezifischen Leitungsauslastung im

Regelbetrieb und der zusätzlichen Verluste in den Trenntransformatoren – weiter

zugunsten einer Freileitungslösung.


110 kV ade! Papier - 9/2010 Nr. 4.7

Studie S. 99 f.


Frage: 5.)

Auch unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten sind in den Kostenvergleich nicht

nur Übertragungsverluste einzubeziehen, sondern sämtliche mit Betrieb, Wartung

und Unterhaltung der beiden Leitungsarten (etwa analog zu Brakelmann 2004, S. 48

ff., wo eine wirtschaftlichere Relation zugunsten des Erdkabels errechnet ist),

zumindest: Instandsetzungskosten anhand relevanter Erfahrungswerte mit typischen

Schadensereignissen und deren Häufigkeit; Kosten für die Erhaltung des

Schutzstreifens bei der Freileitung; übliche Revisionen, Instandhaltungen u.Ä.


Ein Teil der Frage ist bereits in Frage 4 enthalten.

Die Angaben der Energie AG wurden – auch in Kenntnis branchenüblicher Kosten –

auf Plausibilität geprüft und werden durch aktuelle Richtpreisofferte untermauert.

So ist z.B. in den offiziellen Festlegungen des finnischen Regulators für die

Betriebskosten von 110-kV-Freileitungen ein Wert angegeben, der – als Barwert auf

die Errichtungskosten umgelegt – im Bereich einiger weniger Prozent der gesamten

Errichtungskosten liegt. Er ist damit im Sinne einer nachhaltigen und damit

langfristigen Betrachtung von untergeordneter Bedeutung.


110 kV ade! Papier - 9/2010 Nr. 4.1./ 6.

Studie S. 101 ff. u.a

Themenbereich: Kosten und Technik Trenntransformatoren

Frage: 6.1)

Von der Energie AG werden die Gesamtkosten für 4 Trenntransformatoren für eine

beidseitige Trennung des 2-systemigen Erdkabels mit insgesamt 10 Mio. Euro

angegeben. Alle verfügbaren Informationen inkl. die anderer Netzbetreiber gehen

hingegen von maximalen Stückkosten inkl. Einbau und evtl. Peripherie von 1 Mio.

Euro aus. Ist die Kostenangabe der EAG plausibel begründbar?

Antwort auf Frage 6.1.)

Ein aktuelles Angebot der Fa. Siemens belegt derzeit einen Stückpreis für einen

110/110-kV-Trenntrafo (Bemessungsleistung: 200 MVA) von 1,78 Mio. Euro.

Rechnet man die Kosten für Transport, Einbau, Fundament, usw. dazu, so

erscheinen die Angaben der Energie AG weitestgehend plausibel.

So ist z.B. aus den offiziellen Festlegungen des finnischen Regulators für

Großtransfomatoren unter Einrechnung eines Zuschlags für die geforderte

Schrägregelung in Höhe von 15% ein Preis von 1,8 Mio. Euro ableitbar. Da diese

Angaben aus dem Jahr 2007 stammen, wird bei der Anwendung der Presilisten eine

branchenübliche Gleitung von 3% p.a. berücksichtigt

Frage: 6.2)

Von welchen durchgeleiteten Strommengen wird bei den angegebenen

Übertragungsverlusten von 2,5 GWh/a durch 4 Trenntransformatoren ausgegangen,

und sind diese tatsächlich zu erwarten, wenn der Ringschluss wie angegeben primär

der Ersatzversorgung im Falle einer Totalunterbrechung dient bzw. wenn von einer

Übertragungsleistung von 60 MVA laut Wirtschaftlichkeitsberechnung ausgegangen

wird?



Bei Transformatoren ist zwischen stromabhängigen (Kupferverlusten) und

stromunabhängigen Verlusten (Eisenverlusten) zu unterscheiden. Bei

Transformatoren dieser Dimension ergeben alleine die stromunabhängigen

Eisenverluste der vier Trenntransformatoren etwa 2,5 GWh pro Jahr. Die

stromabhängigen Kupferverluste sind demgegenüber bei einer durchschnittlichen

Übertragungsleistung von 60 MVA laut Wirtschaftlichkeitsberechnung

vernachlässigbar.

Das vorliegende Angebot der Fa. Siemens benennt gar 85 kW an Eisenverlusten für

einen derartigen Trenntrafo. Daraus würden sich etwa 3,0 GWh pro Jahr an

stromunabhängigen Eisenverlusten ergeben.


110 kV ade! Papier - 6/2010 S. 12, Nr. 12

Studie S. 101 ff. u.a

Themenbereich: Trenntransformatoren 1-systemiges Erdkabel

Frage: 7.1)

Die “Kabelreserve” im gegenständlichen Netz beträgt nach Abzug der 4,8 km 1-

systemiges Erdkabel in Steyr noch ca. 31 km. Welche zwingenden technischen

und/oder wirtschaftlichen Gründe sprechen dagegen, hiervon ca. 20 km für ein 1-

systemiges Erdkabel Kirchdorf - Vorchdorf zu benutzen?


Die angeführte Kabelreserve von ca. 36 km bezieht sich auf den Netzbezirk

Lambach / St. Peter, der u.a. die Umspannwerke Traunfall und Vorchdorf versorgt.

Im Netzbezirk Ernsthofen, aus dem der Großraum Steyr und das Kremstal versorgt

werden, ist die Kabelreserve mit weniger als etwa 10 km (Einzelkabel-Länge)

wesentlich geringer, wodurch unter diesem Gesichtspunkt ein einsystemiges Kabel

im Netzbezirk Lambach / St. Peter zwar noch möglich, eine Umschaltung (Verlegung

der Anspeisung) des UW Steinfelden und/oder des UW Vorchdorf aus dem

Netzbezirk Lambach / St. Peter heraus in den Netzbezirk Ernsthofen aber nicht

zulässig wäre. Als Abhilfemaßnahme müsste für die Versorgung des in den

Netzbezirk Ernsthofen verlegten Umspannwerks Steinfelden (Stichbetrieb!) ein

Trenntransformator eingesetzt werden bzw. müssten für den Fall einer

Durchspeisung an beiden Enden Trenntransformatoren eingesetzt werden. Damit in

diesem Betriebsfall keine ungewollten Kreisströme über diese Netzkupplung fließen,

ist es im Falle einer Durchspeisung erforderlich, schrägregelbare

Trenntransformatoren einzusetzen.






Frage: 7.2)

Welche konkret geplanten weiteren Netzausbaupläne (Freileitung und Erdkabel)

würden hiervon derart berührt, dass ihretwegen ein Einbau von

Trenntransformatoren (wieviele und an welchen Stellen des Netzes) unumgänglich

würde?


Es ist davon auszugehen, dass jedes weitere, mit der 110-kV-Verbindung Almtal –

Kremstal vergleichbare Projekt (z. B. dem Gutachter bekannt Ried – Raab – Ranna)

in Form eines 110-kV-Kabels ähnliche Probleme auslösen würde.


110 kV ade! Papier - 6/2010 S. 7 f.

Studie S. 74 ff.

Themenbereich: Verbrauchsanstieg Almtal

Frage: 8.1)

Aus dem Lastgangdiagramm und aus den Aussagen der Studie bzw. der Energie AG

ist ersichtlich, dass innerhalb einer Zeitspanne von knapp 10 Jahren zunächst nur die

punktuellen Lastspitzen zu Problemen in der Versorgungsqualität für das Almtal

führen können.

Kann eine Analyse der regelmäßigen Ursachen dieser Lastspitzen Grundlage für

Maßnahmen sein, die diese Lastspitzen vermeiden – z.B. wenn einzelne

Großverbraucher dafür ausschlaggebend sind und diese die Möglichkeit haben, ihren

Verbrauch flexibel anzupassen?


Eine Analyse des Lastgangdiagramms bringt natürlich einen klaren Hinweis auf die

Hauptverursacher der Lastspitzen. Sollte sich herausstellen, dass z.B. einzelne

Großverbraucher diese Spitzen hervorrufen, könnte man unter Umständen

Maßnahmen finden, um diese Lastspitzen zu vermeiden. Voraussetzung dafür ist

einerseits das Einverständnis der/des Kunden und andererseits eine rasche (z. B.

ferngesteuerte) Zugriffsmöglichkeit für den Netzbetreiber auf die Anlagen der/des

Kunden.

Wenn – was auch denkbar ist – eine Vielzahl von VerbraucherInnen und

Großverbrauchern diese Spitzen hervorrufen, müsste für wirksame zentrale

Maßnahmen das Einverständnis aller dieser Kunden eingeholt werden.

Da diese Maßnahmen in der Regel mit schwerwiegenden Eingriffen in die Prozesse

der/des Kunden, wie z.B. Lastabschaltungen ohne Rückfragen oder zeitgerechte

Information, und das noch während der regulären Arbeitszeiten, einhergehen,

reduziert sich ein derartiges „demand side management“ in der Praxis auf Einzelfälle

bei Kunden mit entsprechend großem Dispositionspotential (> 10 MW), wobei das


uneingeschränkte Einverständnis vorliegen muss. Es müssten also Gewerbe

und/oder Industriebetriebe ihren Betrieb der allgemeinen Stromsituation unterwerfen

und sich einschränken.

Frage: 8.2)

Welche technischen oder kostenseitigen Einwände sprechen dagegen, den Effekt

solcher Maßnahmen prozessbegleitend auszuwerten und so evtl. einen Aufschub der

Notwendigkeit einer Netzverstärkung zu erreichen, sodass die Einführung neuer

Techniken abgewartet werden kann?


Im betrachteten Netzgebiet sind nur wenige Kunden mit derartigen

Anschlussleistungen ansässig. Es ist davon auszugehen, dass sich deren

Stromverbrauch größtenteils an anderen Interessen orientiert. Würden

entsprechende Dispositionsspielräume vorhanden sein, so würden jene Kunden aus

tariflichen Gründen vermutlich bereits jetzt die Lastspitzen reduzieren und

„Nachtstrom“ beziehen.

Es ist also von einem höchst bescheidenen Potenzial auszugehen, wodurch keine

nennenswerte Möglichkeit zum Aufschub des Projekts zu erwarten ist.


110 kV ade! Papier - 6/2010 S. 8 f.

Themenbereich: 30-kV-Anbindung des Almtals

Frage: 9)

Unter der Annahme einer Erdkabeltrasse über Pettenbach mit einem 110/30-kV-UW

ca. 950 m nordwestlich des Pettenbacher Ortskerns (vorgesehenes Gewerbegebiet)

nahe der Vorchdorfer Straße würde eine zusätzliche 30-kV-(Erdkabel-) Leitung bis

Scharnstein-Mühldorf unter ungünstigsten Trassierungsaspekten eine Länge von 15

km (Straßenentfernung ca. 10 km) haben und hier die bestehende 30-kV-Versorgung

des inneren (südlichen) Almtals abstützen. (Identische Lösung wie UW Steinfelden,

jedoch ca. 4 km länger.)

Löst diese Variante die Versorgungssituation des Almtals in ausschlaggebender

Weise schlechter als die Anbindung über ein UW Steinfelden und falls ja, inwiefern?


Grundsätzlich gilt es bei der Situierung eines neuen Umspannwerks den

Lastschwerpunkt im zu versorgenden Mittelspannungsnetz zu berücksichtigen. Je

weiter von diesem entfernt ein Umspannwerk errichtet wird, desto höher sind in der

Regel die Kosten für die Einbindung in das örtliche Mittelspannungsnetz und desto

höhere Verluste entstehen beim Transport der benötigten elektrischen Energie.

Unter diesen Gesichtspunkten ist im Sinne einer effizienten und kostenoptimalen

Lösung dem Umspannwerksstandort Steinfelden gegenüber einem Standort in

Pettenbach jedenfalls der Vorzug zu geben.


110 kV ade! Papier - 6/2010 S. 8 f.

Studie S. 12 ff.

Themenbereich: (n-1)- Sicherheit

Frage: 10.1)

Voraussetzung 1: Eine 2-systemige Freileitung erfüllt grundsätzlich das (n-1)-

Kriterium.

Voraussetzung 2: Dadurch nicht reduzierte Risiken wie Mastumbruch schränken die

geforderte Zuverlässigkeit nur in dem Maße ihrer Wahrscheinlichkeit ein (Fickert

2010, S. 13, vorl. Absatz).

Voraussetzung 3: Das 110-kV-Netz der Energie AG hat eine Trassenlänge (nicht:

Leitungslänge!) von ca. 600 km, innerhalb dessen ein Totalausfall statistisch alle 5

Jahre eintritt. Die Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls wird proportional zur

Trassenlänge und zur Zeit angegeben (z.B. 0,47 Ausfälle pro 100 km und Jahr).

Ist demgemäß eine statistische Wahrscheinlichkeit für einen solchen Ausfall einmal

alle 300 Jahre (<10 km Traunfall-Vorchdorf) bzw. alle 55-60 Jahre (ca. 50-55 km

Steyr-Kirchdorf) ausreichend unwahrscheinlich? Falls nein, welche

Wahrscheinlichkeit gilt als tolerierbar und aufgrund welcher gesetzlichen technischen

o.a. Standards?



• (n-1)-Sicherheit (Ausfall eines Betriebsmittels darf keine daraus resultierende

Versorgungsunterbrechung, keine thermische Überlastung von Betriebsmitteln

usw. hervorrufen)

• einfaches Zollenkopfkriterium (Ausfallleistung in Kombination mit Ausfalldauer)

• erweitertes Zollenkopfkriterium (Berücksichtigung auch der Häufigkeit großer

Ausfälle)


ist in der Beantwortung von Frage 1 wiedergegeben.

Bei der Bewertung des Risikos ist neben der Eintrittswahrscheinlichkeit auch der

Schaden bei Eintritt zu berücksichtigen. Dies kann dazu führen, dass auch bei

geringer Eintrittswahrscheinlichkeit Maßnahmen zum Verhindern kritischer

Ereignisse technisch/wirtschaftlich gerechtfertigt sind.

Ausgehend von den Erfahrungswerten der Energie AG mit einem Common-Mode-

Fehler (z. B.: Mastumbruch) etwa alle 5 Jahre ist bei einer gesamten 110-kV-

Trassenlänge im Netz der Energie AG von 600 km mit etwa 0,033 Ausfällen pro Jahr

und 100 km zu rechnen. Dieser Wert ist im Branchenvergleich sehr niedrig

(Wahrscheinlichkeit eines Common-Mode-Ausfalls lt. VDN-Statistik 0,00087 Ausfälle

je System-km und Jahr bei 600 km Trasse ~ 0,52 Ausfälle pro Jahr bzw. alle 1,9

Jahre ein Ausfall)

Umgelegt auf die 110-kV-Leitung Traunfall – Vorchdorf bedeutet dies statisch einen

zweisystemigen Ausfall etwa alle 350 Jahre, bei der Leitung Ernsthofen – Steyr etwa

alle 550 Jahre und bei der Leitung Steyr Nord – Kirchdorf etwa alle 75 Jahre (nach

VDN-Statistik ergeben sich mit 133 Jahren, 209 Jahren bzw. 29 Jahren wesentlich

höhere Ausfallraten).

Diese Werte sind mit den Folgen eines zweisystemigen Ausfalls der jeweiligen

Leitung zu verknüpfen, was im gegenständlichen Fall insbesondere bei den Problem-

feldern Kremstal und Raum Steyr Handlungsbedarf erkennen lässt.

Frage: 10.2)

Frage 2: In welchem Ausmaß variiert eine Ausfallwahrscheinlichkeit wie die oben

genannte durch Masttyp und Situierung der Trasse im Bereich von aufgetretenen

Ausfällen (z.B. Beton- gegenüber Stahlgittermasten, besondere Windexposition,

Nähe zu Starkholzwald o.Ä.?

Löst diese Variante die Versorgungssituation des Almtals in ausschlaggebender

Weise schlechter als die Anbindung über ein UW Steinfelden und falls ja, inwiefern?



Für seriöse bzw. statistisch abgesicherte Aussagen reichen hier die Informationen

nicht aus. Leider werden derartig detaillierte Daten international nicht erfasst. Um

diese Unsicherheit aber zu berücksichtigen, wurde in den Berechnungen ein Band

für die Ausfallsdauer von 5 … 48 Stunden angesetzt. Man sieht, dass trotz der

Streubreite die grundsätzlichen Aussagen nicht beeinflusst werden.


110 kV ade! Papier 6/2010 S. 9 f.

Studie S. 114.

Themenbereich: Versorgungsgeb. Steyr u. Kirchdorf

Frage: 11.)

Der folgende Widerspruch bleibt ungeklärt: einerseits die APG-Angabe, dass eine

Entlastung der 220-kV-Verbindung Ernsthofen-Weißenbach durch den (inzwischen

zügig vorangetriebenen) Ausbau des 380-kV-Netzes erreicht wird, andererseits die

Angabe der Studie, wonach diese Verbindung hinsichtlich der Übertragungskapazität

kritisch sei.


Seitens APG wird der Ausbau des 380-kV-Netzes zwar vorangetrieben, die

Realisierung des fehlenden 380-kV-Leitungsstückes zwischen UW Salzach Neu und

UW Tauern ist aufgrund rechtlicher und politischer Probleme zum gegebenen

Zeitpunkt aber nicht absehbar.

Bis zur Inbetriebnahme dieses 380-kV-Leitungsstücks ist die 220-kV-Leitung

Ernsthofen – Weißenbach als eine der parallel laufenden Nord-Süd-Leitungen hoch

belastet.


110 kV ade! Papier 6/2010 S. 10 f.

Studie S, 79 ff.

Themenbereich: Versorgungsgeb. Steyr

Frage: 12.)

Nach Angaben der Energie AG (12/2010) wurde durch den dort erwähnten

Ringschluss im 110-kV-Netz eine “maximale Versorgungssicherheit” sowie der

“zukünftige Energiebedarf” gewährleistet.

Ist dieser Netzausbau in der Studie bereits berücksichtigt? Falls ja, welche Erklärung

gibt es für den Widerspruch zwischen Aussage der Energie AG und Studie? Falls

nein, kann dann die Frage der Versorgung des Gebiets von Steyr als Begründung für

die gegenständliche 110-kV-Leitung als nicht ausschlaggebend betrachtet werden?



• Ringschluss im 110-kV-Netz Steyr

• Versorgungssicherheit und -qualität innerhalb der Stadt Steyr

• Versorgungssicherheit und –qualität im Großraum Steyr einschließlich des

Kremstals

ist in der Beantwortung von Frage 1 und 2 bereits wiedergegeben.

Der 110-kV-Ringschluss im Stadtgebiet Steyr gewährleistet optimale Voraussetzung

für eine positive wirtschaftliche Entwicklung im Westen der Stadt Steyr und ist

vorwiegend von regionaler Bedeutung.

Hinsichtlich überregionaler Anbindung des Industriestandortes Steyr an das

oberösterreichische Hoch- und Höchstspannungsnetz spielt der 110-kV-Westring in

Steyr eine untergeordnete Rolle.


Studie S. S. 37 ff.

Themenbereich: Elektromagnetische Felder

Frage: 13.)

Bezüglich der Frage von Krankheitsrisiken bezieht sich der Zwischenbericht zur

Studie soweit ersichtlich auf Empfehlungen, die auf wissenschaftlichen Quellen aus

der Zeit bis 1999 basieren. Diese werden jedoch durch neuere Empfehlungen (teils

von Organisationen der gleichen Institution, z.B. EU) infrage gestellt (s.u. Abschnitt

5). Ist unter Berücksichtigung dieser neueren Empfehlungen das Fazit

aufrechtzuerhalten, dass bei Einhaltung der in den österreichischen Normen

festgelegten Referenzwerten “jedenfalls sichergestellt” sei, dass keine

gesundheitlichen Gefährdungen und Störungen eintreten?


Die Antworten sind im Abschnitt 4: “Neuere Darstellungen zu Vorsorgewerten

hinsichtlich Elektromagnetischer Felder“ detailliert wiedergegeben.


Abschnitt 2: Erfüllung des gesetzlichen Versorgungsauftrags

3. Erfüllung des gesetzlichen Versorgungsauftrags

Frage 1:

Welche konkreten Umstände im gegenständlichen Untersuchungsraum (differenziert

nach den aufgeführten Versorgungsbebieten, z.B. Vorchdorf) erfordern hinsichtlich

einer (n-1)-sicheren Versorgung angesichts der o.g. statistischen

Ausfallwahrscheinlichkeiten Netzausbaumaßnahmen?

Antwort auf Frage 1:

Wie in Abschnitt 1 („Gliederungsbezogener Fragenkatalog“) unter Frage 1a erläutert

wurde, ist das im oberösterreichischen ElWOG verbindlich geforderte (n-1)-Kriterium

ein übliches Planungskriterium in Hochspannungsnetzen. Dieses kann als

technische und branchenübliche Mindestanforderung bei der Errichtung bzw.

Erweiterung von Hochspannungsnetzen verstanden werden.

In besonderen Fällen (bedeutende Wirtschafts- und Ballungszentren) ist darüber

hinaus eine Risikoabschätzung für Common-Mode-Fehler zweckmäßig. Bei

entsprechend hoher Wahrscheinlichkeit können hier bereits bei relativ geringen

Übertragungsleistungen über das (n-1)-Kriterium hinausgehende

Ausbaumaßnahmen zielführend sein.

Frage 2:

Nachdem das Oö ElWOG sich mit der (n-1)-Sicherheit begnügt, nach welchen

technischen Vorschriften muss die Zweitanspeisung bzw. Ersatzversorgung, wie von

der Energie AG im vorliegenden Fall projektiert, errichtet werden?



International ist es üblich, zusätzlich zum (n-1)-Kriterium für die Planung der

Versorgungssicherheit auch noch das Zollenkopfkriterium (Berücksichtigung der

ausgefallenen elektrischen Energie) in Form des einfachen oder des erweiterten

Zollenkopfkriteriums heranzuziehen, bei dem die Eintrittwahrscheinlichkeit

einbezogen wird.

Somit kann auch eine geringe Eintrittswahrscheinlichkeit (wie dies etwa für den

Raum Steyr der Fall ist) bei entsprechend schwerwiegenden Folgen eines Ausfalls

einen Netzausbau über das (n-1)-Kriterium hinaus rechtfertigen bzw. erforderlich

machen (Zollenkopfkriterium). Siehe auch Abschnitt 1 („Gliederungsbezogener

Fragenkatalog“) Frage 1a.

Frage 3:

Wäre ein Einzelkabel mit einer Scheinleistung von 200 MVA als Zweitanspeisung

und Ersatzversorgung des Kremstales ausreichend unter Einhaltung des (n-1)-

Kriteriums?


Wie in Abschnitt 1 („Gliederungsbezogener Fragenkatalog“) unter Frage 1a erläutert

wurde, erfordert die Ausfallsreserve für den Großraum Steyr eine

Reserveeinspeisung mit einer Kapazität von zumindest 180 MW (Stand, 2007) bzw.

einer entsprechend dem erwarteten Leistungszuwachs höheren Kapazität. Bei einem

erwarteten mittleren Leistungszuwachs von 2,4 % pro Jahr wird für den Großraum

Steyr einschließlich des Kremstals die 200-MW-Marke nach 5 Jahren überschritten.

Damit kann ein einziges 200-MW-Kabel nicht als nachhaltig angesehen werden.

Frage 4:

Ist es in Europa üblich, in regionalen Hochspannungsnetzen

Hochspannungsersatzversorgung für Common-Mode-Fehlerfälle vorzuhalten? In

welchen Ländern?



Die Frage der geforderten / angestrebten Versorgungssicherheit ist nicht

standardisiert. Sie ist unabhängig von der Spannungsebene und Regionalität bzw.

Interregionaliät und ist unter Bedachtnahme auf Störstatistiken, Bedeutung des

Ausfalls für die betroffenen Wirtschaftsprozesse und Folgen von (seltenen) Common-

Mode-Fehlerfällen unter Abwägung der Risken und des spezifischen Aufwandes zu

entscheiden.

Frage 5:

Welche Maßnahmen der Nachfragesteuerung im Sinne des ElWOG insbesondere

zur Steuerung der Lastspitzen sind denkbar und zweckmäßig zur Reduzierung der

befürchteten Versorgungsengpässe?


Wie in Abschnitt 1 („Gliederungsbezogener Fragenkatalog“) unter Frage 8.2 erläutert

wurde, sind freiwillige Einschränkungen ohne Weiteres möglich.

Im oberösterreichischen ELWOG ist in § 21 („Pflichten der Stromerzeuger“), unter

Ziffer 7 z.B. festgehalten, dass Stromerzeuger verpflichtet sind, auf Anordnung der

Regelzonenführer gemäß § 50 Z. 5 und 5a zur Netzengpassbeseitigung oder zur

Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit die Erhöhung und/oder Einschränkung

der Erzeugung, somit die Veränderung der Kraftwerksverfügbarkeit des

Kraftwerksbetreibers vorzunehmen, …

Diese Maßnahmen betreffen aber Einspeiser und nicht Netzbetreiber.


Übertragungsnetzen“), unter Ziffer 8 z.B. festgehalten, dass

Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet sind, Engpässe im Netz zu ermitteln und

Maßnahmen zu setzen, um Engpässe zu vermeiden oder zu beseitigen sowie die

Versorgungssicherheit aufrecht zu erhalten. Sofern für die Netzengpassbeseitigung

oder Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit dennoch Leistungen der Erzeuger

(Erhöhung oder Einschränkung der Erzeugung sowie Veränderung der

Kraftwerksverfügbarkeit) erforderlich sind, ist dies vom Übertragungsnetzbetreiber


unter Bekanntgabe aller notwendigen Daten unverzüglich dem Regelzonenführer zu

melden, der erforderlichenfalls weitere Anordnungen zu treffen hat

Diese Maßnahmen betreffen Übertragungsnetzbetreiber.


Verteilernetzen“), unter Ziffer 10 z.B. festgehalten, dass Verteilernetzbetreiber

verpflichtet sind, Engpässe im Netz zu ermitteln und Maßnahmen zu setzen, um

Engpässe zu vermeiden oder zu beseitigen sowie die Versorgungssicherheit aufrecht

zu erhalten. Sofern für die Netzengpassbeseitigung erforderlich, haben die

Verteilernetzbetreiber in Abstimmung mit betroffenen Netzbetreibern mit den

Netzbenutzern (Erzeuger und Entnehmer), deren Anlagen für Engpassmanagement

geeignet sind, Verträge abzuschließen, wonach diese zu Leistungen (Erhöhung oder

Einschränkung der Erzeugung oder der Entnahme, Veränderung der

Kraftwerksverfügbarkeit) gegen Ersatz der wirtschaftlichen Nachteile und Kosten, die

durch diese Leistungen verursacht werden, verpflichtet sind; dabei ist auch


Sicherheit der Fernwärmeversorgung nicht gefährdet wird. Die Aufwendungen, die

den Verteilernetzbetreibern aus der Erfüllung dieser Verpflichtung entstehen, sind

ihnen angemessen abzugelten.

Ferner wird ebenda unter Ziffer 11a festgehalten, dass … wenn Netzengpässe

auftreten und für deren Beseitigung Leistungen der Erzeuger erforderlich sind und

eine vertragliche Vereinbarung gemäß Z. 11 nicht vorliegt, haben die Erzeuger auf

Anordnung des Verteilernetzbetreibers in Abstimmung mit den betroffenen

Netzbetreibern Leistungen (Erhöhung oder Einschränkung der Erzeugung,

Veränderung der Kraftwerksverfügbarkeit) zu erbringen. Dabei ist auch


Sicherheit der Fernwärmeversorgung nicht gefährdet wird. Z. 11 letzter Satz gilt

sinngemäß.

Diese Maßnahmen betreffen Verteilernetzbetreiber. Diese können mit sich bereit

findenden Verbrauchern gegen Kostenersatz eine Entnahmebeschränkung

vereinbaren.

Realistisch wird dieses Potential wegen der in 8.2. angeführten Einschränkungen (in

der Regel schwerwiegende Eingriffen in die Prozesse, Lastabschaltungen ohne


Rückfragen oder zeitgerechte Information, …) als nicht nachhaltig realisierbar

eingeschätzt.


Abschnitt 3: Volkswirtschaftliche bzw. Netzbetreiber-übergreifende Gesichtspunkte

Frage 1:

Der Jahresbedarf im Kremstal wird mit 540 GWh angegeben. In welchem Umfang

würde dieser Jahresbedarf nunmehr über das UW Vorchdorf unmittelbar aus dem

Netzbereich der Energie AG bereitgestellt?


Das Verbot einer ständigen Kupplung der Netzbezirke Ernsthofen und Lambach / St.

Peter aus Gründer der Erdschlusslöschung bedingt im 110-kV-Projekt Almtal –

Kremstal eine offen betriebene Trennstelle zwischen Traunfall und Steyr Nord.

Bei Realisierung einer zweisystemigen Freileitung ist diese Trennstelle vorrangig im

UW Kremsmünster sinnvoll, da dort über einen getrennten Zwei-Sammelschienen-

Betrieb eine (n-1)-sichere Versorgung aller Umspannwerke hergestellt werden kann.

In diesem Zuge wird zumindest die Last des UW Kirchdorf (~ 150 GWh pro Jahr) auf

den Netzbezirk Lambach / St. Peter umgeschaltet.

Die Last des UW Kremsmünster (~ 190 GWh) kann wahlweise bzw. teilweise

zwischen den beiden Netzbezirken umgeschaltet werden. Dabei muss die

Erdschlusslöschung im Netzbezirk Ernsthofen (110-kV-E-Spule im UW

Kremsmünster) sichergestellt werden.

Frage 2:

Wie hoch ist Einsparung für die Energie AG, wenn das Netzentgelt für die

Höchstspannungsebenen 1 und 2 der APG eingespart werden können und die

Stromtransporte auf die neue Freileitung Vorchdorf - Kirchdorf verlagert werden?


Die Verrechnung der Netzentgelte für die Netzebenen 1 und 2 erfolgt getrennt

leistungs- und arbeitsbasierend. Aufgrund von durch den Netzbetreiber nicht


beeinflussbaren bzw. schlecht prognostizierbaren Einflüssen ist bei den

leistungsbasierenden Netzentgelten vermutlich keine Einsparung erzielbar.

Bei den arbeitsbasierenden Netzentgelten sind durch möglichst erzeugungsnahen

Verbrauch der elektrischen Energie Einsparungen bei den Netzentgelten der

Netzebene 1 und 2 möglich. Dies ist durch Umschaltung von Last (z. B. UW

Kremsmünster) in den Netzbezirk Lambach / St. Peter in Zeiten hoher Erzeugung in

diesem Teilnetz zu erreichen. Sofern die Gegebenheiten im Netzbezirk Ernsthofen

zur gleichen Zeit ein Erzeugungsdefizit aufweisen (Energie wird aus der Netzebene 1

(APG) bzw. 2 bezogen), kann so einerseits die hinsichtlich Netzentgelten

unentgeltliche Rückspeisung aus dem Netzbezirk Lambach / St. Peter der EAG in die

Netzebene 1 bzw. 2 im Netzbezirk Lambach / St. Peter reduziert, und andererseits

der kostenpflichtige Bezug aus der Netzebene 1 bzw. 2 im Netzbezirk Ernsthofen

verringert werden.

Diese Einsparung an Netzentgelten der Netzebene 1 und 2 sind jedoch für die

Energie AG als Netzbetreiber nur bedingt wirksam: im Rahmen der

Netztarifregulierung durch die Regulierungsbehörde (E-Control GmbH) kommen

verringerte Kosten in Form niedrigerer Netzentgelte allen Kunden des Tarifbereichs

Oberösterreich zugute (Umlageverfahren). Auf diese Art profitieren primär die

Netzkunden im Tarifbereich Oberösterreich von diesen Kostensenkungen.

Frage 3:

Was bedeutet diese Verlagerung für die bestehenden Leitungssysteme und die

Kostenstruktur der APG?


Im Rahmen der Netztarifregulierung schlagen sich geringere Abgabemengen seitens

APG an die EAG in Form steigender Netzentgelttarife für das Übertragungsnetz

nieder, wodurch mittelfristig der Vorteil für die oberösterreichischen Netzkunden

wieder reduziert wird.

Frage 4:


Ist es volkswirtschaftlich sinnvoll, wenn der Stromtransport von der bestehenden

220-kV-Struktur auf eine neu zu errichtende 110-kV-Freileitung verlagert wird?


Im Sinne energieeffizienter Netze sollte elektrische Energie möglichst „elektrisch

nahe“ am Ort der Erzeugung verbraucht werden bzw. sollten die Transportwege im

Sinne niedriger Transportverluste (Leitungs- und Transformatorverluste) kontrolliert

werden. Im Falle des Verbrauchs von im Netzbezirk Lambach / St. Peter erzeugter

Energie in Kirchdorf und/oder Kremsmünster ist bei Direkttransport über das 110-kV-

Netz Lambach von einem möglichen Verlustreduktionspotential auszugehen.

Frage 5:

Wo müsste die offene Trennstelle errichtet werden, damit das Kremstal tatsächlich

nur im Common-mode-Fehlerfall über Vorchdorf versorgt würde?


Die Trennstelle müsste im UW Kirchdorf oder im UW Vorchdorf vorbehaltlich der

Möglichkeit einer (n-1)-sicheren Versorgung aller Umspannwerke errichtet werden.

Wenn eine einsystemige Variante realisiert würde, dürfte wegen der Forderung nach

Unterbrechungsfreiheit der Stromversorgung, im Störungsfall keine offene

Trennstelle vorhanden sein. Das aber hieße, dass die Netzbezirke Lambach / St.

Peter und Ernsthofen dauernd gekuppelt sein müssten, was aber wegen der

Kabelreserve aus Gründen der Sicherheit der Allgemeinbevölkerung nicht zulässig

ist. Damit ist eine offene Trennstelle nur bei einer zweisystemigen Variante möglich.


Abschnitt 4: Neuere Darstellungen zu Vorsorgewerten hinsichtlich Elektromagnetischer Felder

Frage 1.)

(Die folgende Auflistung bezieht sich auf Abschnitt 2 (Gliederungsbez.

Fragenkatalog), Frage 13)

1. Die Direktorin der Europäischen Umweltagentur Prof. Jacqueline McGlade

empfiehlt in einer Stellungnahme vom 16.10.2009 dringend eine Reduzierung der

Grenzwerte für die Exposition von EMF und bezieht sich dabei auf den Report der

BioInitiative Working Group vom 31.12.2007, in dem es u.a. heißt: “Die Autoren

überprüften mehr als 2000 wissenschaftliche Studien und Literaturübersichten und

schlossen daraus, dass die derzeit gültigen öffentlichen Sicherheitsgrenzwerte für

den Schutz der offentlichen Gesundheit untauglich sind. Vom gesundheitspolitischen

Standpunkt aus sind neue öffentliche Sicherheitsgrenzwerte und Grenzwerte für die

weitere Einführung von Risikotechnologien auf der Basis des Beweismaterials

gerechtfertigt.

Die wissenschaftliche Beweislage, die der Bericht dokumentiert, gibt Anlass zu

Sorgen bezüglich Kinderleukämie (durch Hochspannungsleitungen und andere

elektrische Expositionen), Gehirntumore, Gehörnervtumore (durch Mobil- und

Schnurlostelefone) und der Alzheimer'schen Krankheit. Es gibt Hinweise, dass EMF

ein Risikofaktor für Krebs bei Kindern wie auch bei Erwachsenen sind.”

Stellungnahme der Technischen Universität Graz, Institut für elektrische Anlagen

Die neuesten Ergebnisse der Forschung bzw. der Stand der Technik und

Wissenschaft hinsichtlich niederfrequenter elektrischer und magnetischer Felder sind

in der Publikation


• ICNIRP, Guidelines: Guidelines for limiting exposure to time-varying electric

and magnetic fields (1 Hz to 100 kHz), International Commission on Non-Ionizing

Radiation Protection, 15 June 2010

zu finden. Die im Einwand angeführten Literaturstellen sind im Lichte dieser neuen

Erkenntnisse zu lesen und zu interpretieren.

Frage 2.)

2. Die Weltgesundheitsorganisation (WHO) ist in ihrem “Fact Sheet Nr. 322” vom

Juni 2007 nach Einsetzung einer Task Force bei dem bereits 2001 (wenn auch mit

umfangreichen Vorbehalten formulierten) Hinweis auf “mögliche Risiken” von

Leukämie bei Kindern bei einer dauerhaften Exposition ab 0,3 bis 0,4 nT geblieben.

Die WHO empfiehlt abschließend weitere Forschungen, um die Unsicherheiten der

wissenschaftlichen Beweislage weiter zu reduzieren. (WHO > Media Centre > Fact

sheets)


Zitat aus “Environmental Health Criteria 238, WHO, EXTREMELY LOW

FREQUENCY FIELDS“:

Overall conclusion: New human, animal and in vitro studies, published since the

2002 IARC monograph, do not change the overall classification of ELF magnetic

fields as a possible human carcinogen.

Diese Klassifizierung der WHO, dass niederfrequente elektrische und magnetische

Felder möglicherweise karzinogen sind, beinhaltet lt. Definition der WHO dezidiert

auch die Aussage, dass niederfrequente elektrische und magnetische Felder

möglicherweise „nicht“ karzinogen sind.

Frage 3.)


3. Die Österreichische Ärztekammer hat mit Schreiben an den ÖVE und das ÖN vom

29.9.2005 förmlich Einspruch erhoben gegen die Verabschiedung des Entwurfs der

im Zwischenbericht der Studie herangezogenen Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850 vom

1.8.2005. Der Einspruch wird unter Hinweis auf zahlreiche neuere Untersuchungen

begründet und bezeichnet ausdrücklich auch die im Zwischenbericht der Studie

herangezogenen Referenzwerte des ICNIRP von 1998 (!) als “nicht dem Stand der

medizinischen Wissenschaften und Erfahrungen” entsprechend. Diese

Referenzwerte seien in keiner Weise geeignet, den erforderlichen Schutz der

individuellen und öffentlichen Gesundheit zu garantieren


Den aktuellen Publikationen der WHO, ICNIRP, CENELEC und IEEE kann

entnommen werden, dass es derzeit keine substantiellen Erkenntnisse in der

Wissenschaft gibt, dass die seitens der ICNIRP vorgegebenen Grenzen reduziert

werden sollen. Die in der Vornorm ÖVE/ÖNORM E 8850 angeführten Grenzen

entsprechen somit dem Stand der Technik und der Wissenschaft.


7.6 Stellungnahmen zum Dokument „Gemeindeamt Steinbach am Ziehberg, Brief vom 04. Februar 2011-02-21: Fragen zum Zwischenbericht „Wissenschaftliches Gutachten 110-kV-Leitungsverbindung Almtal – Kremstal““

Die Stellungnahmen erfolgen in der Reihenfolge des o.a. Dokuments und sind

gemäß der dort vorgegebenen Gliederung in die Kapitel

• Transparente Darstellung der prognostizierten Wachstumsrate

• Wirtschaftliches Umfeld einer Verkabelung

unterteilt.

Der im o.a. Brief angeführte Fragenkomplex 3 („Interdisziplinärer Ansatz“) wird in

dieser Stellungnahme nicht weiter verfolgt, da seitens des Auftraggebers des

wissenschaftlichen Gutachtens eine geologisch bzw. topologische Tassenanalyse

nicht beauftragt war.


Abschnitt 1: Transparente Darstellung der prognostizierten Wachstumsrate

Themenbereich: Verbrauchssteigerung

Frage: 1.)

Welche Quellen bilden die Grundlage dieser Aussage bzw. der im Text angegebenen

Verbrauchssteigerungen?


Aus den jeweiligen Lastgangkurven der einzelnen Umspannwerke werden die

Jahresstromverbräuche ermittelt und in Form einer Zeitreihe dargestellt.

Frage: 2.)

Inwieweit beeinflussen die gesetzten Aktivitäten bzw. Strategiepapiere von LR

Anschober diese Aussage?


Die Aktivitäten zielen auf eine Senkung des Gesamt-Energieverbrauchs ab, also aller

Energieträger (Gas, Kohle, Öl, Biomasse, … elektrischer Strom). Oft ist eine

Senkung des Energieverbrauchs mit einer Steigerung des Bedarfs an elektrischer

Energie verbunden, da der elektrische Strom zur Regelung und Steuerung

energieeffizienter Prozesse nötig ist. Ein Beispiel dafür ist die Elektromobilität, die

einen erhöhten Stromverbrauch (z.B. aus erneuerbaren Quellen) zugunsten eines

verringerten Öl-Konsums hervorruft.


Abschnitt 2: Wirtschaftliches Umfeld einer Verkabelung

Themenbereich: Kosten der Varianten

Frage: 1.)

Welche Quellen wurden zur Berechnung herangezogen?


Je nach Anwendungsfall wurden österreichische Preise vergleichbarer bereits

durchgeführter Projekte der Elektrizitätswirtschaft bzw. internationale Preisstellungen

bzw. Vorgaben des finnischen Regulators bzw. (im Fall der Trenntransformatoren)

reale Angebote herangezogen.

Frage: 2.)

Weiter ersuchen wir um transparente Darstellung der Berechnung?


Die beiliegende Tabelle ergibt sich aus den technisch notwendigen Aufwendungen

und den o.a. Preisen.

Da es sich hierbei

• wegen der realpolitischen Position der Technischen Universität am

Marktgeschehen nur um eine Preiskontrolle „am grünen Tisch“ handeln kann

(keine verbindlichen Offerte) und

• realistischere Kosteneinschätzungen dem Controlling eines Netzbetreibers

wie der EAG zugestanden werden und

• sich die bei einer positionsweisen Nachrechnung ergebenden Preisdifferenzen

beim ausschlaggebenden Gesamtpreis ausgleichen,

sind die im Gutachten wiedergegebenen Preise im Sinne einer Grobkosten-Analyse

zu verstehen. Daher sind im Gutachten bewusst die von der EAG angegebenen

Preise übernommen worden, da bei keiner Position ein Einwand im Sinne einer

signifikanten Über- / Unterschreitung eines Richtpreises festgestellt werden konnte.


Bem: Lediglich bei Var. 4 (30-kV-Ersatzlösung der Region Almtal und 30-kV-Ersatz-

versorgung für die Region Kremstal) wurde vom szt. von der EAG abgegebenen

Richtpreis abgegangen und gemäß der Kontrollkalkulation seitens des Institutes für

elektrische Anlagen der Technischen Universität Graz ein Wert von 51 Mio. €

eingesetzt.

Hinsichtlich der Kosten von Kabellösungen wird seitens des Gutachters eine

risikoaverse Position vertreten, allerdings werden in einer Variantenberechnung die

Kosten des Richtpreisangebots der Fa. IFK Gesellschaft m.b.H. für eine

Kabelverlegung ebenfalls bestimmt. Dadurch ergibt sich bei 110-kV-Kabellösungen

ein verlegungsbedingter Preiskorridor.

Die Möglichkeit einer alternativen Verlegung durch Einpflügen eröffnet bei den

Preisen einen Preiskorridor, wobei die Anzahl der kostenintensiven

Kreuzungsbereiche mit anderen Infrastruktureinrichtungen ebenso wie unerwartete

geologische Komplikationen eine Unsicherheit bei der Kalkulation darstellen.

Warnhinweis: Die Art der Kalkulation, die konkreten Zahlenwerte und die

zahlenmäßig untermauerten Gesamtaussagen sind für andere Projekte sowohl im

Bereich der EAG als auch in der übrigen österreichischen Elektrizitätswirtschaft

wegen der Verschiedenheit der Ausgangssituationen, der technischen Details und

der ökonomisch-ökologischen Randbedingungen nicht zu verallgemeinern.


Preisübersicht 110-kV-Leitungsverbindung Almtal – Kremstal (Teil 1) Preisübersicht 110-kV-Leitungsverbindung Almtal - Kremstal

TUG Erhebung

TUG Erhebung

TUG Erhebung

TUG Erhebung

TUG Erhebung

mit IFK Kabel

mit IFK Kabel

mit IFK Kabel

mit IFK Kabel

mit IFK Kabel

Werte im GA

(Kap. 5)

Korridor Werte im

GA (Kap. 5)

Farbcode: Kabel = orangeFarbcode: Freileitung = hellgrün

Variantenvergleich Menge /Stück Einheit Stück-Preis

[Mio €]

Gesamt-preis

[Mio €]

Menge /Stück Einheit Stück-Preis

[Mio €]

Gesamt-preis

[Mio €]

Gesamt-preis

[Mio €]

Gesamt-preis

[Mio €]

Variante 1keine Kosten

Variante 2keine Berechnung erfolgt

Variante 330-kV-Doppelkabel ( a' 240 mm2 Alu) 16 km 0,217 3,5

Servitutskosten, Entschädigungen f. Flurschäden + Engineering 16 km 0,050 0,8

Erweiterungen Umspannwerk Gmunden (Abgänge + Petersenspulen) 2 Stück 0,400 0,8

Längsregler Scharnstein 1 Stück 0,500 0,5

Summe Variante 3 5,6 5

Variante 430-kV-Mehrfachkabel (4 Systeme*3) ( a' 500 mm2 Alu) 22 km 1,820 40,0


Umspannstationen / div. Schaltanlagen 12,352 12,4


Variante 5110-kV-Doppelkabel 1600 mm2 Alu Material 30,75 km 0,500 15,4 30,75 km 0,595 18,3

110-kV-Doppelkabel 1600 mm2 Alu Verlegung 30,75 km 0,506 15,6 30,75 km 0,284 8,7

Servitutskosten, Verkabelung von Mittel- und Niederspannungs-Ortsnetzen, Behördenvorschreibung, Entschädigungen f. Flurschäden + Engineering

30,75 km 0,150 4,6 30,75 km 0,150 4,6

Umspannstationen / div. Schaltanlagen 5,000 5,0 5,000 5,0

Summe Variante 5 40,5 36,6 43 37




30,75 km 0,150 4,6 30,75 km 0,150 4,6

Trenntrafos einschl. Sekundärtechnik, Transport und Einbau samt Fundament 2 Stück 2,500 5,0 2 Stück 2,500 5,0






30,75 km 0,150 4,6 30,75 km 0,150 4,6




Variante 8110-kV-Doppelleitung 583/28mm2 Alu/Aldrey 24 km 0,408 9,8

Servitutskosten, Verkabelung von Mittel- und Niederspannungs-Ortsnetzen, Behördenvorschreibung, Zufahrtswege-Bau, Entschädigungen f. Flurschäden + Engineering

24 km 0,160 3,8



Variante 9110-kV-Doppelleitung 583/28mm2 Alu/Aldrey 22 km 0,408 9,0


22 km 0,160 3,5

Umspannstationen / div. Schaltanlagen



Preisübersicht 110-kV-Leitungsverbindung Almtal – Kremstal (Teil 2) Variante 9A

110-kV-Doppelleitung 583/28mm2 Alu/Aldrey 22 km 0,408 9,0


22 km 0,160 3,5

30-kV-Doppelkabel ( a' 240 mm2 Alu) 5 km 0,217 1,1



Summe Variante 9A 18,8 17

Variante 9B110-kV-Doppelkabel 1600 mm2 Alu Material 24 km 0,500 12,0 24 km 0,595 14,3

110-kV-Doppelkabel 1600 mm2 Alu Verlegung 24 km 0,506 12,1 24 km 0,284 6,8


24 km 0,150 3,6 24 km 0,150 3,6


30-kV-Doppelkabel ( a' 240 mm2 Alu) 5 km 0,217 1,1 5 km 0,217 1,1

Servitutskosten, Entschädigungen f. Flurschäden + Engineering 5 km 0,050 0,3 5 km 0,050 0,3


Summe Variante 9B 41,6 38,6 41 39

Variante 9C110-kV-Doppelkabel 1600 mm2 Alu Material 24 km 0,500 12,0 24 km 0,595 14,3



24 km 0,150 3,6 24 km 0,150 3,6


30-kV-Doppelkabel ( a' 240 mm2 Alu) 5 km 0,217 1,1 5 km 0,217 1,1

Servitutskosten, Entschädigungen f. Flurschäden + Engineering 5 km 0,050 0,3 5 km 0,050 0,3


Summe Variante 9C 47,5 44,4 48 45

Variante 10110-kV-Doppelleitung Vorchdorf - Kremsmünster 583/28mm2 Aldrey 21 km 0,408 8,6

110-kV-Doppelleitung Klaus - Kirchdorf 583/28mm2 Alu/Aldrey 11,5 km 0,408 4,7


32,5 km 0,160 5,2



Variante 11110-kV-4-fach-Leitung mit ÖBB 16 km 0,450 7,2


16 km 0,120 1,9



Kraftwerks-LösungenVariante 12GuD-Kraftwerk Kirchdorf 200 0,500 100,00

Summe Variante 12 100,0 >100

TeilverkabelungKabel110-kV-Doppelkabel 1600 mm2 Alu Material 5 km 0,500 2,5 5 km 0,595 3,0



5 km 0,150 0,8 5 km 0,150 0,8

Kabelaufführung einschließlich Messvorkehrungen 2 Stück 0,100 0,2 2 Stück 0,100 0,2

Summe 5 km Kabel 6,0 5,3 6 5,3

Freileitung110-kV-Doppelleitung 583/28mm2 Alu/Aldrey 5 km 0,408 2,0


5 km 0,160 0,8

Summe 5 km Freileitung 2,8 2,8 2,8Mehrpreis 5 km Kabellösung 3,2 2,5


8 Literaturverzeichnis Sofern Verweise in dem gegenständlichen wissenschaftlichen Gutachten nicht direkt

referenziert sind, sind die angeführten Quellen als weiterführende Literatur zu

verstehen.

[1] Abart, A., 2006, “Niederfrequentes Magnetfeld als Störfaktor an Bildschirmarbeits-

plätzen“, Dissertation am Institut für elektrische Anlagen, TU Graz

[2] Abart, Andreas, 1997, „Niederfrequente Elektrische und Magnetische Felder“,

Diplomarbeit Institut für Elektrische Anlagen, TU Graz

[3] Aigner, Maria, Fickert, Lothar, Schmautzer, Ernst, 2010, „Ausgewählte Themen

zur Entwicklung der elektrischen Netzen zu Smart Grids“, Stellungnahme, TU

Graz

[4] ATNormG, Normengesetz 1971; BGBl. Nr. 240/1971, Wien, 16. Juni 1971

[5] Ausschuss der Regionen der Europäischen Union Stellungnahme zum

„Umweltauswirkungen von Hochspannungsleitungen“, Juni 1999, Com 4/019.

[6] Austrian Energy Agency, 2008, „Techno-ökonomische Bewertung von Klein- und

Kleinstanlagen vorwiegend zur Stromerzeugung“, Studie, Österreichische

Energieagentur – Austrian Energy Agency im Auftrag des Bundesministeriums für

Land- und Forstwirtschaft, Umwelt und Wasserwirtschaft

[7] Backes, J., Koglin, H.-J., Klein, L., 1997, „Versicherung gegen Versorgungs-

unterbrechungen – ein neuer Ansatz zur Zuverlässigkeitsbewertung“,

Elektrizitätswirtschaft, Jg.96, S.559 ff.

[8] Becker, E., 1999, „Elektromagnetische Felder und Wellen...Elektrosmog?“, Ein

Lehrbehelf für AHS und BHS Diplomarbeit Institut für Theoretische Physik an der

Karl Franzens Universität Graz und Institut für Elektrische Anlagen an der TU

Graz


[9] Branchenberatung Energie, 1995,“Energiekennzahlen und Sparpotentiale für

Tischlereien, Fleischereibetriebe, Stein- und Keramische Energie,

Lebensmittelbereich, Lackieranlagen,... O.Ö“, Energiesparverband, WIFI-

Ökoberatung und Wirtschaftskammer OÖ

[10] Brauner, Günther, 2003, „Zuverlässigkeit und Sicherheit in der

Energieversorgung“, Elektrotechnik und Informationstechnik, Volume 120, Nr. 5,

S. 133-137

[11] Brauner, Günther, 2004, „Wirtschaftliche Bedeutung von sicheren und

zuverlässigen Infrastrukturen“, Elektrotechnik und Informationstechnik, Volume

121, Nr. 10, 361-362

[12] Braunstein, Rene, 2007, „Energieeffizienz und Energiesparpotenziale in der

Landwirtschaft“, Diplomarbeit Institut für Elektrische Anlagen, TU Graz

[13] Busarello. Programmbeschreibung NEPLAN. 1999.

[14] BUWAL, 1999, NISV Verordnung über den Schutz vor nichtionisierender

Strahlung, Nov. 1999

[15] Cigre, 1980, „Electric and Magnetic Fields Produced by Transmission

Systems, Description of Phenomena – Practical Guide For Calculation”

[16] DENA, 2005, „Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von

Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020“

[17] Desbrosses, J. P., 1996, „Kriterien und Methoden für die EDF-

Übertragungsnetze, Energiewirtschaftliche Tagesfragen“, 46.Jg, S. 718 ff.

[18] DIN VDE 0848-3-1, Ausgabe: 2002-05: Sicherheit in elektrischen,

magnetischen und elektromagnetischen Feldern - Teil 3-1: Schutz von Personen

mit aktiven Körperhilfsmitteln im Frequenzbereich 0 Hz bis 300 GHz


[19] E-Control, 2010, http://e-control.at/de/konsumenten/energie-sparen/thema-

energieverbrauch, zuletzt geladen am 21.09.2010

[20] E-Control, 2008, „(Nicht)Verfügbarkeitskennzahlen der Lauf-, Speicher- und

Wärmekraftwerke in Österreich“, Nichtverfügbarkeitsstatistik 2008 – Ergebnisse

und Dokumentation, http://www.e-control.at/de/statistik/strom/statistik-fuer-

versorgungsqualitaet

[21] E-Control, 2007, „Ausfalls- und Störungsstatistik für Österreich, Ergebnisse

2007“, http://www.e-control.at/de/statistik/strom/statistik-fuer-versorgungsqualitaet

[22] E-Control, 2006, „Ausfalls- und Störungsstatistik für Österreich, Ergebnisse

2006“, http://www.e-control.at/de/statistik/strom/statistik-fuer-versorgungsqualitaet

[23] Elektrizitätswirtschafts- und -organisationsgesetz (ElWOG); BGBl. I, Nr. 143;

Jahrgang 1998, in der Fassung vom 22.04.2009

[24] EN 61000-6-1, Ausgabe: 2002-09-01: Elektromagnetische Verträglichkeit

(EMV) – Teil 6-1: Fachgrundnormen – Störfestigkeit für Wohnbereich, Geschäfts-

und Gewerbebereiche sowie Kleinbetriebe (IEC 61000-6-1:1997, modifiziert)

[25] EN 61000-6-2, Ausgabe: 2002-09-01: Elektromagnetische Verträglichkeit

(EMV) – Teil 6-2: : Fachgrundnormen - Störfestigkeit für Industriebereich

(IEC 61000-6-2:1999, modifiziert)

[26] Erven, H., Fickert, L., Schurian, E., 1995,“Auswertung der Störungs- und

Schadensstatistik der österreichischen Hochspannungsnetze für die Jahre 1992

und 1993“, VEÖ-Journal 12/95.

[27] ETV Elektrotechnikverordnung idgF (Verbindlichkeitserklärungen von

ÖNORMEN und ÖVE-Bestimmungen), 2006

[28] EU, 2008, „Energy Sources, production costs and performance of

technologies for power generation, heating and transport“


[29] EU, Empfehlung 1999/519/EG des Rates vom 12. Juli 1999 zur Begrenzung

der Exposition der Bevölkerung gegenüber elektromagnetischen Feldern (0 Hz -

300 GHz), (1999/519/EG)

[30] Fickert, Lothar, Obkircher, Clemens, 2005, „ Wissenschaftlich-technische

Netzstudie zur Bestimmung der Kabelreserve bei Netzausbauten im 110-kV-

Netzteil Ernsthofen“, Wissenschaftliches Ausarbeitung im Auftrag der Energie

AG, Linzsgtrom GmbH, VERBUND-Austrian Power Grid AG

[31] Fickert, Lothar, Obkircher, Clemens, Schmautzer, Ernst, 2004, „110-kV-

Leitung UW Mattighofen – UW Lengau Oberösterreich“, Gutachten zur

Beurteilung der netzseitigen Voraussetzungen einer 110-kV-Kabelverbindung am

Beispiel der geplanten Freileitung im Auftrag des Bundesministeriums für

Wirtschaft und Arbeit (BMWA)

[32] Fickert, L., Muhr, M., Woschitz, R., Sakulin, M., Schmautzer, E., Renner, H.,

Pack, S., Schmaranz, R., Ammer, Ch., Trajanoska, B., Obkircher, Cl., Friedl, W.,

Nagler, W., 2004, „110-kV-Kabel/-Freileitung: Eine technische

Gegenüberstellung“, Studie im Auftrag der oberösterreichischen

Landesregierung, Institut für elektrische Anlagen, Institut für

Hochspannungstechnik und Systemmanagement, TU Graz

[33] Fickert, Lothar, Sakulin, Manfred, Schmautzer, Ernst, Renner, Herwig, Abart,

Andreas, Hölblinger, Manfred, 2000, „110-kV-Leitungsverbindung Ried-Raab-

Ranna“, Wissenschaftliches Gutachten im Auftrag des Amtes der

oberösterreichischen Landesregierung, TU Graz

[34] Fickert, L., Zimmerl, L., „Die Zeitabhängigkeit der Störungen im 10-kV-

Kabelnetz der Wiener Stadtwerke-Elektrizitätswerke“, ÖZE Jg.40, H. 4.

[35] Fischer Andrea, 1998, „Windkraft in Österreich“, Diplomarbeit Institut für

Elektrische Anlagen, TU Graz


[36] Gas Turbine World (GTW), 2005, “Handbook 2004-2005. For Project planning,

Engineering, Construction and Operation”, 24.Edition

[37] Greiler, 2000 „Anaerobe Vergärungstechnologien – Stand der Technik,

Potentiale und Wirtschaftlichkeit“, Diplomarbeit Institut für Elektrische Anlagen,

TU Graz

[38] Grimm, Vanessa, 2007, „Einbindung von Speicher für erneuerbare Energien in

die Kraftwerkseinsatzplanung- Einfluss auf die Strompreise der Spitzenlast“,

Dissertation, Ruhr Universität Bochum

[39] Hochspannungsleitungen Vollzugshilfe zur NISV, 2007,“Vollzugs-,

Berechnungs- und Messempfehlung“, Entwurf und Erprobung vom Juni 2007,

Bundesamt für Umwelt (BAFU), Bern

[40] Hofer, Leonhard, 1995, „Kraftwerkstechnologien“, Diplomarbeit Institut für


[41] IEC 64/1488/CDV ---- IEC 30634-1, Low-voltage electrical installations, Part 1:

Fundamental principles, assessment of general characteristics, definitions.

[42] Iskra, R.: Dissertation am Institut für Elektrische Anlagen der TU Graz.

[43] Katalyse e.V., 1994, „Elektrosmog: Gesundheitsrisiken, Grenzwerte,

Verbraucherschutz“, C. F. Müller, Heidelberg

[44] Katter, M., 1997, “Störungs- und Schadensstatistik gewinnbringend

einsetzen“, Referat im Rahmen des VEÖ-Seminars "Kundenorientierte

Netzplanung", Strobl

[45] Kjolle, G. H., Holen, A. T., 1994, “Power interruption costs: Customer surveys,

failure statistics and calculation methods, 3. International conference on power

quality: end-use applications and perspectives”, PQA 94, Amsterdam


[46] Kunsch, B., Leitgeb, N.,1995, „Literaturstudie über elektrische und

magnetische Felder“, Band 1, Hrsg. Verband der Elektrizitätswerke Österreichs,

Wien

[47] Kunsch B., 1996, „Studie dokumentierter Forschungsresultate über die

Wirkung elektromagnetischer Felder: Teil 1: Niederfrequente elektrische und

magnetische Felder“, Hrsg. Republik Österreich: Bundesministerium für

Gesundheit und Konsumentenschutz, Sektion III, Wien

[48] Kunze, M., Schoberberger, R., Hartl, H., 1996, “380 kV – Sozialmedizinische

Begleitforschung“, Bericht Dezember 1996, Institut für Sozialmedizin der

Universität Wien

[49] Leitgeb, Norbert, 1991, “Strahlen, Wellen und Felder Ursachen und

Auswirkungen auf Umwelt und Gesundheit“, 2. Auflage, Deutscher Taschenbuch

Verlag, München 1991

[50] Muckenhuber, R., 1997, „Beeinflussung von parallel geführten

Leitungssystemen“, Seminarbeitrag, TU Graz

[51] Muckenhuber, R., 1996, „Gegenseitige Beeinflussung galvanisch getrennter

Hochspannungsnetze durch Leitungsparallelführung auf Gemeinschafts-

gestängen, Ergänzungsbericht“ Technischer Bericht Nr.: 163, Institut für


[52] Muckenhuber, R., 1995, „Gegenseitige Beeinflussung galvanisch getrennter

Hochspannungsnetze durch Leitungsparallelführung auf Gemeinschafts-

gestängen“, Technischer Bericht Nr.: 159 Institut für Elektrische Anlagen, TU

Graz

[53] Muckenhuber, R., 1995, „Gutachten „Parallelführung von 110-kV-Systemen

mit 50 Hz-Drehstrom und 16 2/3-Bahnstrom auf Gemeinschaftsgestängen, 2.

Ergänzungsbericht“, Institut für Elektrische Anlagen, TU Graz


[54] Nationale Technologieplattform Smart Grids, FEEI – Fachverband der Elektro-

und Elektronikindustrie, 1060 Wien sowie Österreichs E-Wirtschaft, 1041 Wien

[55] Oeding, Dietrich, Oswald, Bernd R., 2004, „Elektrischer Kraftwerke und

Netze“, 6.Auflage, Springer-Verlag

[56] Oberösterreichisches Energiekonzept, 2009, „Die Umsetzung des O.Ö.

Energiekonzeptes, Berichtsjahr 2009“, Land Oberösterreich

[57] ÖVE-B1/1976: Beeinflussung von Fernmeldeanlagen durch

Wechselstromanlagen mit Nennspannungen über 1 kV

[58] ÖVE B5/1969

[59] ÖVE-EH 1/1982 und ÖVE-EH 1a/1987: Errichten von Starkstromanlagen mit

Nennspannungen über 1 kV

[60] ÖVE-EH 41/1987: Erdungen in Wechselstromanlagen mit Nennspannungen

über 1 kV

[61] ÖVE-L 20 (1998-06): Verlegung von Energie-, Steuer- und Messkabeln

[62] ÖVE-L 11/1979, Ausgabe: 1982-01-15, ÖVE-L 11a/1980 (eingearbeitet):

Errichtung von Starkstromfreileitungen über 1 kV – einschließlich der Nachträge

ÖVE-L 11b/1982, ÖVE-L 11c/1983, ÖVE-L 11d/1986 und ÖVE-L11e/1997

[63] ÖVE/ÖNORM E 1100-2, Ausgabe: 2005-05-01: Normspannungen – Teil 2:

Nennspannungen für Niederspannungs-Stromverteilungssysteme

[64] ÖVE/ÖNORM E 8001-1/A4, Ausgabe: 2008-07-15: Errichtung von

elektrischen Anlagen mit Nennspannungen bis AC 1000 V und DC 1500 V; Teil 1:

Begriffe und Schutz gegen elektrischen Schlag; (Schutzmaßnahmen), (Änderung)


[65] ÖVE/ÖNORM E 8007, Ausgabe: 2005-12-01: Starkstromanlagen in

Krankenhäusern und medizinisch genutzten Räumen außerhalb von

Krankenhäusern

[66] ÖVE/ÖNORM E 8850, Vornorm, Ausgabe: 2006-02-01: Elektrische,

magnetische und elektromagnetische Felder im Frequenzbereich von 0 Hz bis

300 GHz – Beschränkung der Exposition von Personen

[67] ÖVE/ÖNORM E 8383, Ausgabe: 2000-03-01: Starkstromanlagen mit

Nennwechselspannungen über 1 kV

[68] ÖVE/ÖNORM EN 50110-1 (EN 50110-2-100 eingearbeitet), Ausgabe 2007-

05-01: Betrieb von elektrischen Anlagen; Teil 1: Europäische Norm, Teil 2-100:

Nationale Ergänzungen (Ersatz für ÖVE EN 50110-1 (EN 50110-2-100

eingearbeitet)1997 + ÖVE E 5 Teil 9/1982 ab 2007-07 01)

[69] ÖVE/EN 50160: 1995-10. Merkmale der Spannung in öffentlichen

Elektrizitätsversorgungsnetzen.

[70] ÖVE/ÖNORM EN 50310, Ausgabe 2006-12-0.1. Anwendung von Maßnahmen

für Potenzialausgleich und Erdung in Gebäuden mit Einrichtungen der

Informationstechnik

[71] ÖVE/ÖNORM EN 50341,1 Ausgabe: 2002-09-01: Freileitungen über AC 45 kV

– Teil 1: Allgemeine Anforderungen – Gemeinsame Festlegungen – Teil 2: Index

der Nationalen Normativen Festlegungen (NNA) (eingearbeitet) – Teil 3-1:

Nationale Normative Festlegungen (NNA) für Österreich (eingearbeitet)

[72] ÖVE EN 60204-1: 1998-03. Sicherheit von Maschinen – Elektrische

Ausrüstung von Maschinen / Allgemeine Anforderungen.

[73] ÖN: ÖNORM S 1119 Niederfrequente elektrische und magnetische Felder

Zulässige Expositionswerte zum Schutz von Personen im Frequenzbereich 0Hz

bis 30 kHz, Vornorm 1994.


[74] Posch, Christoph, 2010, „Energiewirtschaftliche Parameter konventioneller

und innovativer Kraftwerkstechnologien“, Diplomarbeit Institut für

Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation, TU Graz

[75] Rabitsch, 2009, “Personen mit aktiven Implantaten in elektrischen,

magnetischen und elektromagnetischen Feldern“, Broschüre des OVE

[76] Reinstadler, P., 1997, „Energiekennzahlen“, Diplomarbeit Institut für


[77] Sakulin, M., Hölblinger, M., Kawann, C., 2000, „3 % Erneuerbare in der

österreichischen Stromerzeugung: Nutzen - Kosten – Probleme“. 6. Symposium

Energieinnovation im Liberalisierten Markt, Graz

[78] Sakulin M., Schaffer W., 1999,„Zuverlässigkeitsanalyse elektrischer Energie-

versorgungsnetze“, e&i, Heft 5.

[79] Schaumann, Gunther, Schmitz, Karl W., 2010, „Kraft-Wärme-Kopplung“,

4.Auflage, Springer-Verlag

[80] Schmautzer, E., Silny, J., 2009,“Elektromagnetische Felder im Bereich

elektrifizierter Bahnanlagen und ihre gesundheitlichen Risiken“, TU Graz

[81] Schmid, R., 1998,„Methoden zur Verhinderung von Anlagenausfällen bei

kurzzeitigen Spannungseinbrüchen“, Diplomarbeit am Institut f. Elektrische

Anlagen, TU Graz

[82] Schneeweiss, Winfrid G., 1980, „Zuverlässigkeitstheorie, Methoden zur

Beurteilung der Zuverlässigkeit technischer Systeme“, 1.Auflagen, Datakontext-

Verlag, Köln

[83] Stimmer, H. Freileitung – Kabel. Ein technisch – wirtschaftlicher Vergleich für

den Spannungsbereich 10 kV bis 30 kV. Verband der Elektrizitätswerke

Österreichs.


[84] Strauß, Karl, 1997, „Kraftwerkstechnik zur Nutzung fossiler, regenerativer und

nuklearer Energiequellen“, 3.Auflage, Springer-Verlag

[85] Technische Empfehlung Nr. 30, 1987,“Maßnahmen bei Bau und Betrieb von

Rohrleitungen im Einflussbereich von Starkstromanlagen mit Nennspannungen

über 1 kV“, Technisches Komitee für Beeinflussungsfragen (VEÖ)

[86] VEÖ, 2008, „Initiative Wasserkraft, Masterplan zum Ausbau der

Wasserkraftpotenzials“, Positionspapier

[87] Verband der Elektrizitätswerke Österreichs, 1997, "Empfehlung für die

Beurteilung von Netzrückwirkungen"

[88] WHO, ICNIRP, 2008, Guidelines for limiting exposure to time-varying electric,

magnetic and electromagnetic fields (up to 300 GHz), International Commission

on Non-Ionising Radiation Protection (ICNIRP, 1998)

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