Gemeinsame Studie: Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von

Höchstspannungsleitungen

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

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

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

ENTSO-E und Europacable haben die folgenden Dimensionen von teilweise erdverlegten Übertragungsleitungen überprüft:

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

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

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

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

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

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

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

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Gemeinsame Studie:

Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von

Höchstspannungsleitungen

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

zu betrachten.

Brüssel, im Dezember 2010

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1. Einführung

Seite 4

2. Zusammenfassung

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3. Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von Höchstspannungsleitungen

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

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

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3.2 Integration von Teilverkabelungen in Übertragungsnetze 3.2.1 Übertragungsleistung 3.2.2 Übertragungsverluste

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

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3.4 Umweltaspekte von Teilverkabelungen 3.4.1 Umweltbeeinträchtigung im Betrieb 3.4.1.1 Grabenbreite bei direkt erdverlegten Kabeln 3.4.1.2 Landverbrauch 3.4.1.3 Elektrische und magnetische Felder 3.4.1.4 Mögliche Bodenerwärmung 3.4.2 Umweltbeeinträchtigung während der Bauphase

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3.5 Kostenaspekte von Teilverkabelung 3.5.1 Erstellungskosten 3.5.2 Betriebskosten

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4. Fallstudie 4.1 Technische Spezifikationen 4.2 Übertragungsschema für die Fallstudie 4.3 Art des Referenzkabels und für die Berechnung zu berücksichtigende Eigenschaften 4.4 Systemparameter 4.5 Berechnung des Nennstroms und Abmessungen

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5. Anhang und Kontaktdaten 26

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

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

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

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

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

3. Machbarkeit und technische Aspekte der Teilverkabelung von Höchstspannungsleitungen

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

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

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

400-kV-Höchstspannungsleitungen werden seit über 14 Jahren verwendet, wobei die älteste VPE-isolierte 400-kV-Leitung seit 1996 in Kopenhagen betrieben wird; die Mehrheit der Projekte sind in den jüngsten Jahren in Betrieb gegangen (siehe Anhang 6).

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

Mit über 1100 km Länge an installierten 220-kV- und rund 200 km Länge an installierten 400-kV-Stromkreise1 in Europa ist dieses eine Technologie, die auf der Basis der internationalen

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

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

3.1.2. Design von VPE-Kabeln

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

Querwassersperre (aluminiumbeschichtete Folie)

7) PE-Außenmantel

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

1 Hiermit wird Folgendes festgelegt:

1. Kabelsystem = 3 einphasige Kabel 2. Stromkreis = Gruppe von n Kabelsystemen, die eine Übertragungsleitung bilden 3. Doppelstromkreis = zwei Leitungen, die zwei separate Übertragungsleitungen bilden, um die Kapazität zu verdoppeln 4. Trassenlänge = Entfernung von Punkt A zu Punkt B

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3.1.3. Kabellänge / Transport

VPE-Kabel sind in Längen von bis zu 1150 Meter als Einleiterkabel erhältlich. Für die meisten 400-kV-Anwendungen werden sie normalerweise in Längen von 700–1000 Meter geliefert.

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

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

Typische Abmessungen von Kabeltrommeln: o 4.2 m Gesamtdurchmesser o 2.5 - 3 m Gesamtbreite o 35 - 40 t Gewicht.

Abbildung 2: LKW-Transport einer Kabeltrommel mit 400-kV-VPE-Kabel

3.1.4. Verlegen von VPE-Kabeln

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

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

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

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

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3.1.5. Verbindungsmuffen

Kabelabschnitte werden alle 700–1000 Meter durch sogenannte Verbindungsmuffen verbunden. Diese dreiphasigen Muffengruben haben normalerweise 10 m Länge, 2,5 m Breite und 2,1 m Tiefe. Der Standort der Muffengruben ist Teil der Planung um einen Zugang zu ermöglichen.

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

Oberirdisch sind diese Anlagen nicht oder kaum zu sehen.

Developments in prefabricated joints and terminations technology make the erection of joints on site easier, shortening the time needed to complete the joint bay’s installation.

Abbildung 4: Beispiel für einer 400-

kVMuffengrube für direkte Erdverlegung; typische

Abmessungen: Länge 10 m, Breite 2,5 m, Tiefe 2,1 m

3.1.6. Übergabestationen oder Kabelendverschlussanlagen

Übergabestationen verbinden die Freileitung mit dem teilverkabelten Abschnitt.

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

Die Größe einer Übergabestation wird je nach Spannung, Anzahl von Leitungen und Art von zusätzlich installierten Anlagen oder Zubehör zwischen 2000 und 4000 m2 liegen. Diese Komponenten können häufig optisch abgeschirmt werden, um den visuellen Eindruck etwas abzuschwächen.

Abbildung 5: Übergabestation Erdkabel / Freileitung (400 kV)

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

3.1.7. Kabelendverschluss

Kabelendverschlüsse von Übertragungskabeln werden im Allgemeinen innerhalb von Übergabe-stationen an den Enden der Kabelleitung installiert.

Der Kabelendverschluss kann aus Porzellan oder einem Verbundmaterial bestehen.

Abbildung 6: Im Bau befindlicher 400-kV-

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Kabelendverschluss

3.1.8. Normen und Richtlinien, Lebenserwartung

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

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

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

Überwachungssysteme, sowohl online als auch offline, ermöglichen eine kontinuierliche Überwachung der Kabeltemperatur sowie mögliche Teilentladungen („Gesundkeitüberprüfung“), um rechtzeitig Maßnahmen zur Gewährleistung der Langlebigkeit zu ergreifen.

3.1.9. Lieferzeit / Produktionskapazität

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

Auf Basis einer jährlichen Kapazität von 120–140 km Einleiterkabel (220 kV und 400 kV) pro Jahr und Fertigungslinie, haben die europäischen Hersteller die Kapzität um 2000–3000 Kilometer Einleiterkabel der Spannungsebenen 220- und 400-kV- (700–1000 km Systemlänge) inklusive des erforderlichen Zubehörs zu produzieren, zu testen, zu zertifizieren und zu installieren.

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

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

Bei der Turbigo-Rho-Leitung in Mailand (Italien) dauerte der Bau eines 8,4 km langen erdverlegten Abschnitts eines 400-kV-Doppelkabelsystems entlang einer Straße 14 Monate bis zur Fertigstellung.2 Hier verlaufen Kabel an beiden Seiten von Stadtstraßen entlang, kreuzen

dabei andere Infrastrukturen und weisen mehrere Durchbohrungen auf. Der Boden bestand überwiegend aus Lehm mit Kieselsteinen. Die Mindestverlegetiefe betrug gemäß den italienischen Normen 1,2 Meter.

Die mittlere Montagezeit pro Kilometer (im Stadtgebiet direkt erdverlegt) beträgt 1,5 Monate/Kilometer für das Öffnen des Grabens pro Stromkreis, das Verlegen der Kabel und das Schließen des Grabens. Für das Verlegen des Kabels allein sind 1–2 Tage pro Kilometer und Phase erforderlich. Die genannten Montagezeiten beziehen sich auf die Arbeit von nur einem Tiefbauteam. Erhöht man die Anzahl der Teams, kann die Montagezeit reduziert

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

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werden. Befinden sich mehrere Systeme im selben Graben, verlängert sich die Dauer nur um 10–20 %.

Bei der Verlegung müssen Umweltanforderungen in Betracht gezogen werden 3.1.11. Prüfzeit / Inbetriebnahme

Nach dem Verlegen wird das Kabelsystem Abschlussprüfungen unterzogen, wie sie die einschlägigen geltenden Normen vorsehen.

Die Prüfungen nach dem Verlegen bestehen aus der Wechselstrom-Hochspannungsprüfung der Hauptisolierung des Kabelsystems und der Gleichstromprüfung des Außenmantels, um dessen Integrität sicherzustellen. Alle diese Tests werden vor Ort durchgeführt, die Wechselstom-Hochspannungprüfung mittels einer mobilen Prüfanlage, die mit einer Resonanzfrequenz zwischen 20 und 300 Hertz arbeitet. Prüfanlagen für Kabellängen von 20 km sind verfügbar.

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

Abbildung 7: Prüfung nach der Montage in

der Nähe eines Übergangs von der Freileitung zum Erdkabel

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

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

Das Kabel soll so ausgelegt sein, dass es den Strom unter normalen und unter Notfallbedingungen gemäß den Netzaufbaubedingungen transportieren kann, um die Sicherheitsbestimmungen, die sich aus den europäischen Regelungen ergeben, einzuhalten und den jeweiligen Bedingungen zu entsprechen.

Eine typische Übertragungsfreileitung besteht aus zwei Systemen, von denen jedes die Übertragung eines Nennstroms von 3600 Amp. erlaubt. Um das (n–1)-Kriterium zu erfüllen, wird jede der zwei Leitungen bis zu 70 % (das sind 2520 Amp.) unter Normalbedingungen belastet. Wenn ein System ausfällt, muss das andere in der Lage sein, kontinuierlich 3600 Amp. zu übertragen. Diese Werte entsprechen dem Grundszenario, das in Kapitel 4 untersucht wird.

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3.2.2. Übertragungsverluste

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

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

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

3.3. Zuverlässigkeit von Verbindungen mit Teilverkabelung

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

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

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

Ist das VPE-Kabelsystem erst im Boden, ist es sicher und gut gegen äußere Wettereinflüsse geschützt. Wie jede wichtige Infrastruktur sollen Lösungen zur teilweisen Erdverkabelung sorgfältig entworfen werden, damit sie gegen extreme Wetterbedingungen (wie Überflutung, Erdrutsche, Lawinen usw.) geschützt sind. Überwachungssysteme erlauben die direkte Überwachung der Kabelbelastung, um sicherzustellen, dass das Kabelsystem nicht überhitzt. Abbildung 9 zeigt unterschiedliche Temperaturmessungen. Die Temperaturmessung erfolgt idealerweise mittels einer Glasfaser innerhalb des Kabels im Bereich der Abschirmung (siehe Position 2 in Abbildung 9). Ansonsten kann die Glasfaser auch auf der Kabelummantelung platziert werden. Eine Platzierung der Glasfaser zu weit vom Kabel entfernt im umliegenden Boden kann die Messgenauigkeit beeinträchtigen und sollte daher vermieden werden. Diese Möglichkeit sollte nur bei bereits bestehenden Kabelsystemen zum Einsatz kommen, wo es keine Alternative gibt.

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Abbildung 8: Unterschiede bei den Temperaturmesswerten

während Lastzyklen je nach Position des Sensors Online-Überwachung von Teilentladungen kann zur Überwachung des Zustands des Kabelsystems eingesetzt werden. 3.3.2. Ausfälle Die gemeinsame von ENTSO-E und Europacable vereinbarte Referenz für dieses Papier ist die Cigré Technical Brochure 379 „Update of Service Experience of HV Underground Cable Systems“.3 Dieses Papier dokumentiert die Störungen an Landkabeln für den Zeitraum von 2000

bis 2005 für Landkabelsysteme nach Spannungsklassen (60 bis 219 kV und 220 bis 500 kV). In dieser Broschüre wird Ausfall definiert als „Jedes Vorkommnis an einem Kabelsystem, das es erforderlich macht, dass der Stromkreis abgeschaltet wird“, d. h. ein Ausfall wird unabhängig von der Ursache oder der Dauer des Ausfalls gezählt. Dies muss berücksichtigt werden, wenn man diese Untersuchung mit anderen Ausfallstatistiken vergleicht. Die Cigré-Untersuchung basiert auf Daten aus dem Zeitraum 2000–2005. Seither wurde eine bedeutende Anzahl von 400-kV-Kabelsystemen in Europa installiert (siehe Anhang 6). Die Erfahrung mit dem Betrieb dieser Systeme wird in der Untersuchung nicht berücksichtigt. Man ist sich deshalb darüber einig, dass es nützlich wäre, die Cigré-Daten in naher Zukunft zu aktualisieren. Ist das Kabel erst in Betrieb, wird es vom umgebenden Erdreich geschützt. Dennoch gehen 50 % der Kabelsystemausfälle auf Beschädigung von außen (z. B. andere Bauarbeiten) zurück, wie die Cigré Technical Brochure bestätigt. Da direkt erdverlegte Kabel eher Gefahr laufen, durch Außeneinwirkung beschädigt zu werden, als Kabelsysteme, die in Rohren oder Tunneln installiert sind, kann das Verlegen in Rohren oder Tunneln als geeignete Maßnahme zur Reduzierung des Risikos erwogen werden. Jedoch ist hier anzumerken, dass die Reparaturdauer von Kabeln, die in Rohren verlegt sind, länger ist als bei direkt erdverlegten Kabeln. Bezüglich der handwerklichen Ausführung wird in der Untersuchung Folgendes ausgesagt: „Unter den Daten gibt es Beispiele (ca. 50 %) für Fälle, bei denen ungenügende Schulung der Kabelmonteure zu einer erheblichen Anzahl von Ausfällen führte.“ Unter Berücksichtigung der Ausfallraten von Höchstspannungskabeln und Zubehör der Cigré Technical Brochure können Ausfallraten für ein bestimmtes Kabelsystem geschätzt werden. Geht man von einer teilweisen Erdverkabelung von 10 Kilometern mit Einzelkabellängen von 1000

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

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Metern und einer Ausfallrate eines einzelnen Kabelsystems von 0,0307 Ausfällen pro Jahr aus, kann die Betriebszeit zwischen Ausfällen auf 33 Jahre geschätzt werden. Wenn die Leitung aus zwei Kabelsystemen besteht, kann die Betriebszeit zwischen Ausfällen auf 16 Jahre abgeschätzt werden. Die Lokalisierung eines Fehlers erfolgt anhand von Standardverfahren zur Lokalisierung von Kabel- und Garniturenausfällen. 3.3.3. Reparaturdauer Laut Cigré Technical Brochure 379 wurden mehr als ein Drittel der Kabelfehler bei Höchstspannungskabelsystemen innerhalb einer Woche repariert und das Kabelsystem wieder in Betrieb genomme bei über 75 % geschah dies innerhalb eines Monats. Darin enthalten sind die Fehlerlokalisierung, die Reparatur und die Prüfung. (Anzumerken ist, dass Ausfallzeiten von weniger als einem Tag und mehr als sechs Monate in dieser Erhebung nicht berücksichtigt wurden.) „Die 13 % von extrudierten Wechselstromkabeln, bei denen die Reparatur länger als drei Monate dauerte, sind möglicherweise darauf zurückzuführen, dass diese Reparaturnur eine sehr geringe Priorität hatte" (Cigré Technical Brochure 379). Betriebliche Einschränkungen haben jedoch möglicherweise in manchen Fällen zu einer derartigen Verzögerung zwischen Reparatur und Wiederinbetriebnahme beigetragen. Auf die Ausfallzeiten wirkt sich Folgendes aus:

Sicherer Zugang zur Reparaturstelle

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

Entscheidungen über Gegenmaßnahmen, um zukünftigen Ausfällen vorzubeugen

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

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

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

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

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

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

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

Da jeder Ausfall beim erdverlegten Leitungsabschnitt permanent ist, kann die automatische Wiedereinschaltung für diesen Abschnitt nicht verwendet werden. Um diesen funktionsspezifischen Schutz zu erhalten, sollten spezielle Schutz- und Messanlagen verwendet werden, die eine präzise Lokalisierung des Fehlers ermöglichen, damit bestimmt werden kann, ob der erdverlegte oder der Freileitungsabschnitt betroffen ist, und die entsprechende Abhilfemaßnahme zu veranlassen.

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3.4. Umweltaspekte von Teilverkabelung 3.4.1. Umweltbeeinträchtigung im Betrieb

3.4.1.1. Grabenbreite bei direkt erdverlegten Kabeln

Die benötigte Breite hängt von der Anzahl der Kabel ab, die wiederum hauptsächlich von Folgendem abhängt:

o der gewünschten Übertragungskapazität o der allgemeinen Geologie des Erdreichs o Bauten in der Umgebung (Unterkreuzen von Straßen, Autobahnen, Eisenbahnen,

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

Jede Leitung wird in einem Graben verlegt, der etwa 1–1,5 Meter tief und 1–2 Meter breit ist. Wenn zwei Systeme in zwei separaten Gräben verlegt werden sollen, die einen Abstand von 5 Metern zueinander haben, würde die Gesamtbreite oder das Wegerecht unter 10 Metern liegen. Wenn drei Gräben erforderlich sind, würde die Gesamtbreite unter 15 Metern liegen. Wenn vier Gräben erforderlich sind, würde die Gesamtbreite bei rund 20–25 Metern liegen. Auf jeden Fall müssten die Kabelsysteme permanent über die ganze Trasse zugänglich sein, was möglicherweise Vereinbarungen über Dienstbarkeiten erforderlich macht. Die folgenden Abbildungen zeigen unterschiedliche Beispiele eines direkt erdverlegten 400-kV-VPE-Kabelsystems für einen Nennstrom pro Leitung von 3600 A (2500 MVA). Wie man an den genaueren Berechnungen unter Kapitel 4 („Fallstudie“) sehen kann, hängt der empfohlene Abstand zwischen zwei Gräben vom Wärmewiderstand des Bodens, von der Konfiguration des Verlegens, von der Tiefe und von der Verbindungsart des Metallschirmes ab. Bei vier Kabelsystemen kann ein Arbeitsbereich zwischen den Leitungen vorgesehen werden, um Reparaturen zu erleichtern.

Abbildung 9: Beispiel für ein einzelnes 400-kV-Wechselstromsystem,

das 1250 MVA transportiert (Abstand hängt vom Widerstand des Bodens ab)

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Abbildung 10: Beispiel für eine 400-kV-Wechselstrom-Doppelleitung,

die 2500 MVA transportiert (Abstand hängt vom Widerstand des Bodens ab)

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

die 5000 MVA transportieren (Abstand hängt vom Widerstand des Bodens ab)

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3.4.1.2. Landnutzung

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

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

Abbildung 12: Kabeltrasse oberirdisch

3.4.1.3. Elektrisches und magnetisches Feld Typische Spezifikationen:

Freileitung Erdkabel

Spannung (kV): 400 400

Anzahl Stromkreisse: 2 2

Art der Leiter pro Leitung: 3 x 4x560/50 2 x 3 x 2500 RMS Cu (parallel)

Maximale Leistung (MVA): 2 x 2500 4 x 1250

Maximaler Strom (A): 7200 7200

Strom pro Leitung (A): 3600 3600 (2 x 1800 parallel)

Mindestabstand zum Boden (m): 8,0

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

Tiefe bis Kabelmitte (m): 1,5

Abmessungen: Geometrie der Phasen wie in Abbildung 13 und 15

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

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

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

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Freileitung

Abbildung 13: Eine Leitung auf jeder Seite des Masts

Magnetisches Feld Freileitung

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

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Erdverlegtes Kabel

Abbildung 15: Zwei Doppelsysteme (zwei parallele Stromkreise, die aus zwei Systemen bestehen)

Magnetisches Feld erdverlegtes Kabel

Abbildung 16: Das magnetische Feld eines erdverlegten Kabels 0,2 Meter über dem Boden und bei x Metern Abstand von der Mitte der Leitung berechnet

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3.4.1.4. Mögliche Erwärmung des Bodens

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

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

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

Wenn erforderlich, kann die Wärmeauswirkung zusätzlich abgeschwächt werden, indem ein Kabel mit einem größeren Leiterquerschnitt verwendet wird.

3.4.2. Umweltbeeinträchtigung während der Installation

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

Wasserstraßen oderbesonders sensible Bereiche können mittels spezieller Bohrtechniken zum Verlegen des Kabels gekreuzt werden. Auf diese Weise können Entfernungen von bis zu 1 Kilometer überwunden werden. Diese Abschnitte bestimmen häufig die Leistung der Verbindung oder die Größe des Kabels.

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

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

Abbildung 17: Kabeltrasse auf der Baustelle

Abbildung 18: Verlegen von 400-kV-VPE-

Kabeln

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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4. Fallstudie Diese Fallstudie zielt darauf ab, genauere Zahlen zum Design eines erdverlegten Abschnitts innerhalb einer typischen Freileitung bereitzustellen. 4.1. Technische Spezifikationen Ein in einem Graben direkt erdverlegtes 400-kV-VPE-Kabelsystem, das zwei Umspannstationen mit den folgenden Spezifikationen verbindet:

Abfolge: Umspannstation– 35 km Freileitung – 7,5 km erdverlegtes Kabel – 15 km Freileitung – Umspannstation

Referenznennspannung: 360–420 kV, 400 kV für Berechnungen

Maximale Systemspannung für eine Stunde: 440 kV

Mindestspannung für eine Stunde: 350 kV

Nennstrom: 3600 A

Kurzschlussleistung: 63 kA für 1 Sekunde

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

Betriebsbedingungen Fallstudie:

In Fall 1, wenn zwei Leitungen verfügbar sind, muss jede einzelne bis zu 70 % (was 2 x 2520 A entspricht) übertragen, um das N-1-Kriterium zu erfüllen (Ausfall der zweiten Leitung der Linie); wenn nur eine Leitung verfügbar ist, muss sie kontinuierlich 3600 A übertragen.

In Fall 2 muss zusätzlich zu den oben genannten Bedingungen eine Notfalllast von 3600 A simultan in beiden Leitungen für eine Dauer von 70 Stunden übertragen werden. Diese Situation kann die Folge des Ausfalls einer anderen Leitung im Netz sein.

4.2. Übertragungsschema für die Fallstudie Der erdverkabelte Abschnitt soll aus zwei Stromkreisen bestehen, von denen jede aus zwei Kabelsystemen besteht (insgesamt vier Kabelsysteme).

Transmission scheme for case study

35 km

overhead line

7,5 km

underground cable

15 km

overhead line

Transition station Transition station

9 cable sections with

8x12=96 joints and 24

terminals

Abbildung 19: Übertragungsschema für die Fallstudie

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4.3. Art des Referenzkabels und für die Berechnung zu berücksichtigende Eigenschaften

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

Querwassersperre (aluminiumbeschichtete Folie)

7. PE-Außenmantel

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

Position

Beschreibung Nenndicke

(mm) Details

1 2 3 4 5 6

7

Leiter Leiterabschirmung Isolierung Isolierungsabschirmung Längswassersperre Metallabschirmung Drähte und AL-Folie Außenmantel

26.0

5.0

Kupfer 2500 mm2, Milliken Halbleitendes Polymer VPE Halbleitendes Polymer Leitfähige Quellbänder Drähte + 0,2 AL-Folie mit Kleberbeschichtung Schwarz ST7 PE

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

Kabel in Gräben direkt erdverlegt

Einzelne Gräben, eine Gruppe von drei Kabeln pro Graben

Verlegetiefe: 1,5 m von der Unterseite der Kabel

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

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

Abbildung 21: Typischer Querschnitt eines Kabelgrabens

1600

1500

A B

C

A B

500

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4.5. Berechnung des Nennstroms und Abmessungen Fall 1: Die Nennstrom-Berechnungen beruhen auf der IEC-Norm 60287 für 3600 A kontinuierliche Stromstärke, wenn nur eine Leitung verfügbar ist (zwei Kabelsysteme mit jeweils 1800 A). Wenn zwei Leitungen verfügbar sind, beträgt die kontinuierliche Stromstärke 2520 A pro Leitung (vier Kabelsysteme mit jeweils 1260 A). Im Rahmen dieses Papiers wurde vereinbart, die Berechnungen gemäß der einzigen existierenden internationalen Normen durchzuführen. Zu beachten ist, dass diese Annahmen konservativ sind, da dies Norm die neueste Technologie noch nicht berücksichtigt (z. B. Querschnitte von mehr als 1600 mm2, isolierte Drähte usw.). Berechnungen auf der Grundlage aktuellerer Daten gemäß der Empfehlung CIGRE-Arbeitsgruppe B1.03 Werte,würden höhere Übertragungskapazitäten ergeben. Es ist wahrscheinlich, dass die Norm in naher Zukunft ebenfalls solche Werten verwendet. Der Abstand zwischen den Kabeln (Buchstabe A in der Abbildung) in jedem einzelnen Graben und der Abstand der am nächsten zueinander liegenden Kabel von zwei verschiedenen Gräben (Buchstabe B) ist so gewählt, dass die geforderten 3600 A pro Leitung, also 1800 A pro Kabelsystem, gewährleistet sind. Die Breite jedes einzelnen Grabens (Buchstabe C) hängt vom Abstand zwischen den Kabel ab.

Übersicht über Nennstrom pro Kabelsystem und Grabenabmessungen 1. Fall

Wärmewiderstand Boden 0,8 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,0 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,5 K.m/W (**)

Betriebsbedingungen (***)

Ein Stromkreis

Zwei Stromkreise

Ein Stromkreis

Zwei Stromkreise

Ein Stromkreis

Zwei Stromkreise

Nennstrom – A 1800 1730 1800 1780 1800 1579

Abstand zwischen Kabeln (A) (mm)

200

300

1000(*)

Abstand zwischen Kabelsystemen (B) (mm)

2500

5000

8000

Grabenbreite (C; beispielhaft) (mm)

1000

1100

2500

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

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

(***)„Ein Stromkreis“ bedeutet, dass nur ein Stromkreisverfügbar ist und dass dieser kontinuierlich 3600 A übertragen muss (1800 A in jedem Kabelsystem). „Zwei Stromkreise“ bedeutet, dass beide Stromkreise verfügbar sind und dass jede kontinuierlich 2520 A übertragen muss; da zwölf Kabel in Betrieb sind, geht der verringerte Nennstrom auf den wechselseitigen thermischen Einfluss der höheren Anzahl von Kabeln, die gleichzeitig Strom führen, zurück.

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Fall 2: Die gleichen Annahmen wie oben für die kontinuierlichen Lastbedingungen mit zusätzlich einem gleichzeitigen Notbetrieb von 3600 A in den beiden Leitungen (vier Kabelsysteme mit jeweils 1800 A) für eine Dauer von 70 Stunden. In diesem Fall erfolgt die Berechnung gemäß IEC-Norm 60287 für die Dauerlast und IEC 60853-2 für den Notbetrieb.

Übersicht über den Nennstrom pro Kabelsystem 2. Fall

(Grabenabmessungen wie für den 1. Fall)

Wärmewiderstand Boden 0,8 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,0 K.m/W

Wärmewiderstand Boden 1,5 K.m/W (**)

Zwei Stromkreise Zwei Stromkreise Zwei Stromkreise

Nennstrom im Normalbetrieb – A

1260

1260

1260

Nennstrom während 70 Std. Notbetrieb – A

2010

2120

2190

Wie man sieht, ist, sobald das System dafür ausgelegt wurde, dem Fall 1 gerecht zu werden, der zulässige Nennstrom im vorübergehenden Notbetrieb höher als in Fall 2 erforderlich. Die Situation, in der nur ein Stromkreis mit Dauerlast von 3600 A in Betrieb ist, ist der limitierende Faktor, der für die Abmessungen des Grabens entscheidend ist. Alle anderen Bedingungen erlauben in Bezug auf den geforderten Wert einen höheren Nennstrom. Wenn nur der 2. Fall betrachtet werden soll, können der Kabelabstand und die Grabenabmessungen erheblich kleiner sein

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

Standort Projekt Projektart Leitungen x Länge (km)

Kabel pro

Phase

Leistung MVA Zeitraum

Verlege- und Kühlverfahren

Kopenhagen Eliminierung von Freileitungen im Stadtgebiet

Städtische Stromversorgun

g

1x22,1x12 1 995

1996 1999

Direkt erdverlegt

Berlin Verbindung westliches/östliches System

Städtische Stromversorgun

g

2x6;2x6 1 2x1100 1998 2000

Belüfteter Tunnel

Madrid Erweiterung Barajas-Flughafen

Kreuzung der Rollbahn

2x13 1 2x1720 Winter 2x1390 Sommer

2002/3 Belüfteter Tunnel

Jutland Gebiet von herausragender Schönheit, Wasserweg und halbstädtische Bereiche

Teilweise Erdverkabelung

2x14 in 3 Abschnitten

1 2x500 Nennleistung

2x800 vorübergehend

e Überlast

2002/3 Direkt erdverlegt & Rohre

London London St. Johns Wood-Elstree

Städtische Stromversorgun

g

1x20 1 1600 2002/5 Belüfteter Tunnel

Rotterdam Rhein-Wasserstraßen-kreuzungen

Wasserstraßen-kreuzungen

2x2.1 1 1470 2004/5 D Direkt erdverlegt &

Röhren

Wien Stromversorgung der Stadtmitte

Städtische Stromversorgun

g

2x5.5 1 2x620 2x1040

2004/5 In Betonblock verlegt

Mailand Abschnitt der Turbigo-Rho-Linie

Städtische Stromversorgun

g

2x8.5 2 2 x1100 2005/6 Direkt erdverlegt & Rohre

London West Ham – Hackney

Städtische Stromversorgun

g

2x6.3 1 1660 Sommer 1950 Winter

2007/8 Belüfteter Tunnel

Schweiz / Italien

Mendrisio – Cagno Verbindung internationaler

Netze

1x8 1 560 2007/8 Direkt erdverlegt

Liverpool Kirkby-Lister Drive Städtische Stromversorgun

g

1x10 1 750 2007/10 Direkt erdverlegt & Rohre

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