Stromnetz: Neue Leitungen braucht das Land

Hängepartie: Freileitungen bleiben noch auf lange Zeit die maßgebliche Technik zum Übertragen großer Strommengen

Es bleibt viel zu tun: Die vielbeschworene Energiewende erfordert einen massiven Ausbau der erneuerbaren Energietechniken. Im schattigen Deutschland ruhen die Hoffnungen vor allem auf der Kraft des Windes, mit der man in den kommenden Jahren große Strommengen generieren und zu den Verbrauchern in die Ballungszentren an Rhein und Main schicken will.

Zwar ist man mit bisher installierten etwa 22.000 Windrädern (mit einer Nennleistung von rund 28.000 Megawatt) auf gutem Weg, doch gemeinsam mit Biomassekraftwerken, Solarstromanlagen und der altbewährten Wasserkraft werden derzeit erst rund 20 Prozent des in Deutschland erzeugten Stroms nachhaltig gewonnen. Damit ist man noch weit entfernt von den für das Jahr 2020 angepeilten 35 Prozent aus regenerativen Quellen. Von einer „Vollversorgung“ mit Ökostrom kann man heute nur träumen.

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Dass die Energiewende eher zögerlich vorankommt, hat auch sein Gutes. Denn auch wenn für das angepeilte Null-Emissions-Ziel ein Kraftwerkspark ohne Kohle, Öl oder Gas wichtig ist, darf man einen mindestens ebenso wichtigen Aspekt nicht aus dem Auge verlieren: Der Ökostrom muss nicht nur erzeugt werden, er muss auch zu den Kunden gelangen, was eine veränderte Übertragungs- und Verteilinfrastruktur erfordert. Das existierende Netz taugt dazu nur bedingt - was mehrere Ursachen hat. Eine davon ist die im Vergleich zum Binnenland deutlich größere Windhöffigkeit entlang - und vor allem vor - der Küste, so dass man (bisher mit recht mäßigem Erfolg) dabei ist, größere Mengen von Windrädern ins tiefe Wasser von Nord- und Ostsee zu stellen. Dafür müssen Leitungen gebaut werden, die den vor der Küste erzeugten Windstrom aufnehmen. Doch auch die Photovoltaikanlagen, die sich in Bayern und Baden-Württemberg ballen, lassen sich nicht ohne weiteres ins bestehende Netz integrieren. Sie pumpen nämlich schon heute an sonnenreichen Tagen gewaltige Strommengen ins 400-Volt-Niederspannungs-Verteilnetz, dessen Aufgabe es eigentlich ist, Strom aus Großkraftwerken zu den Verbrauchern zu leiten und nicht den auf Hausdächern erzeugten Sonnenstrom entgegenzunehmen.

Infografik / Karte / Ausbaubedarf des deutschen Stromnetzes bis 2020

Neue Vorgaben für Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nötig

Die Deutsche Energie-Agentur (dena) beziffert den Bedarf an neuen Übertragungsnetzen auf bis zu 4500 Kilometer, von denen bis heute nicht einmal 100 fertiggestellt sind. So kommt man mit dem Bau der von Nord nach Süd ausgerichteten „Windsammelschienen“ nur schleppend voran, was nicht an technischen Schwierigkeiten liegt. Verantwortlich sind vor allem bürokratische Hürden und der Widerstand der Wutbürger, die entlang der geplanten Trassen wohnen.

Ein Paradebeispiel für nicht abgestimmte Planungen ist die sogenannte Nordleitung, die einmal Strom von Schwerin nach Hamburg bringen soll. Während der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz bereits im Sommer 2010 die Stromtrasse in Mecklenburg-Vorpommern bis zur Landesgrenze nach Schleswig-Holstein fertiggestellt hat, existiert jenseits der Landesgrenze nicht einmal ein Planfeststellungsbeschluss. Verantwortlich sind dafür Änderungen im Landesnaturschutzgesetz, das neue Vorgaben für Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen im Zuge des Trassenbaus nötig macht.

Verzögerungen durch bürokratische Hürden und Anwohner-Einsprüche

Auch der Ausbau der „Thüringer Strombrücke“ stockt. So fehlen in der elektrischen Verbindung zwischen Halle und Schweinfurt auf den Höhenzügen des Thüringer Waldes noch Teilstücke, deren Realisierung derzeit auf den Segen der Umweltschützer wartet. Den zu bekommen, ist aufgrund einer in der Vergangenheit schlecht gelaufenen Kommunikation zwischen Netzbetreiber und Anwohnern nicht einfach. So hat man den vom Leitungsbau betroffenen Bürgern lange vor allem die ökologische Bedeutung der neuen Trasse zu verkaufen versucht, ohne darauf hinzuweisen, dass durch die neu gespannten Leiterseile nur dann Windstrom fließt, wenn der Wind bläst. Tut er das nicht und herrscht Windstille, stammt der Strom aus heimischen Braunkohlekraftwerken oder aus konventionellen Kraftwerken in Osteuropa.

Mitunter legen die Behörden die Hürden für den Ausbau extrem hoch. So klagt etwa der Netzbetreiber TenneT beim Bundesverwaltungsgericht darauf, dass für einen 60 Kilometer langen Höchstspannungsabschnitt (380 kV) zwischen dem niedersächsischen Ganderkesee bei Delmenhorst und St. Hülfe bei Diepholz endlich das Planfeststellungsverfahren eröffnet wird. Das verweigert das Land bisher, weil TenneT auf dieser Strecke nur zwei 3,0 und 3,7 Kilometer lange Abschnitte unter die Erde verlegen will, während nach Ansicht des Ministeriums 28 Kilometer als Erdkabel verlegt werden sollen.

Wie der Streit ausgeht, ist momentan ungewiss. Sicher ist, dass das Verlegen von Kabeln deutlich teurer kommt als das Spannen einer Freileitung - und dass man mit einem so langen unterirdischen Stück technisches Neuland betritt. Denn Erdkabel hat man bisher nur im kleinen Spannungsbereich erprobt. Lediglich in Berlin gibt es einen Tunnel, in dem ein 380-kV-Drehstromkabel liegt. Das hängt hier „lose“ im Schacht, während man es in Niedersachsen verbuddeln würde, und das würde wegen der hohen übertragenen Leistungen das Erdreich erwärmen - mit welchen Konsequenzen für Ökologie und Material, weiß man heute nur ansatzweise. Exakt berechnen lässt sich dagegen der hohe kapazitive Effekt (ähnlich einem Kondensator), der von Erdkabeln ausgeht und der durch ein Heer von Kompensationsspulen alle 40 Kilometer ausgeglichen werden muss. Die sitzen in turnhallengroßen Bauwerken und verschandeln die Landschaft. Ähnlich große Gebäude braucht man an den Stellen, an denen man von der Freileitung zum Erdkabel wechselt und dort, wo es aus dem Boden kommend wieder hinauf zu den Isolatoren der Hochspannungsmasten geht.

HGÜ-Leitungen für weite Übertragungswege ohne Alternative

Den schnellen Segen werden Erdkabel nicht bringen können, das steht fest, so dass nach den Aussagen des ABB-Netzfachmanns Thomas Benz neben der erprobten und wenig geliebten Hochspannungsfreileitung zwei Alternativen bleiben: der Bau eines sogenannten Overlay-Netzes und das „Aufpfropfen“ der Übertragungsleitungen auf das Netz der Deutschen Bahn.

Im ersten Fall handelt es sich um ein „über“ dem vorhandenen Höchstspannungsnetz liegendes Langstrecken-Übertragungssystem, ähnlich unserem Autobahnnetz. Die dafür nötige Technik, die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ), verdankt ihre Existenz einem Nachteil der konventionellen Drehstromübertragungstechnik. Sollen damit nämlich große Strommengen über weite Strecken fließen, sind die Verluste trotz der Transformation der Spannung deutlich größer als bei der Gleichstromübertragung. Drehstromverbindungen jenseits von 1000 Kilometer Länge gelten daher als unwirtschaftlich, und daher sind HGÜ-Leitungen für weite Übertragungswege ohne Alternative. Die Verluste betragen bei Entfernungen von 1000 Kilometer nur zwei bis drei Prozent. Ein weiterer Vorteil: Sie brauchen weniger Platz, weil sie statt drei nur zwei Leitungen haben. Als Kabelstrecken hinterlassen sie nur schmale Schneisen. Ein Pluspunkt der HGÜ-Technik ist zudem die gute Regelbarkeit des Lastflusses, anders als bei passiven, dem Ohmschen Gesetz folgenden Drehstromnetzen. TenneT denkt über eine Gleichstrom-Autobahn zwischen Schleswig-Holstein und Bayern nach.

Zwar liegen die reinen Streckenkosten bei einer HGÜ-Überlandleitung etwas niedriger als bei einer herkömmlichen, doch zum Schnäppchen wird die Gleichstromtechnik trotzdem nicht. Denn um die elektrische Leistung auf ihre lange Reise zu schicken, braucht es teure Technik. In Konverterstationen muss der Wechselstrom zunächst gleichgerichtet und am anderen Ende der Leitung wieder in Wechselstrom verwandelt werden.

Ökostrom ließe sich entlang der Bahntrassen durchs Land schicken

Für zusätzliche Stromleitungen die Trassen der Bahn zu nutzen wäre für Benz „eine überaus charmante Lösung“, deren Realisierungschancen jedoch, wie er betont, noch sehr genau geprüft werden müssten. Grundsätzlich machbar sei das aber auf jeden Fall, wobei man sich nicht vorstellen darf, dass der Windstrom in das 110-kV-Bahnnetz eingespeist wird. Das sei allein schon wegen der komplexen Lastregelung aufgrund des Bahnbetriebs kaum möglich. Denkbar sei jedoch, die parallel zu den Gleisen verlaufenden Freileitungsmasten um wenige Meter zu erhöhen und daran zwei oder vier Gleichstromleiterseile zu hängen: Über eine solche 320-kV-Schiene könne immerhin eine Leistung von 800 bis 1000 MW übertragen werden, was etwa 250 Windrädern entspräche, die sich mit Nennleistung drehen.

Und welche Rolle kann der bunte Strauß der vielzitierten „intelligenten“ Methoden des Lastmanagements beim Aufbau eines neu strukturierten Verteilnetzes übernehmen? Auch hier ist die Aussage von Benz eindeutig. Durch das Herunterkühlen von Gefrierschränken zu Zeiten eines Stromüberangebots oder das Anwerfen der Waschmaschine während der verbrauchsarmen Nachtstunden kann das Übertragungsnetz kaum entlastet werden, sagt der ABB-Techniker. Wichtig ist ihm der Hinweis, dass die privaten Haushalte „lediglich mit rund 25 Prozent am Gesamtstromverbrauch“ beteiligt sind. Man dürfe bei der gesamten Diskussion nicht vergessen, dass auch stromintensive Industrien weiterhin zuverlässig mit Strom versorgt werden müssen - und das rund um die Uhr. Das müsse beim Netzausbau garantiert werden, wobei nicht immer leicht zu vermitteln sei, dass ein einziger Elektro-Schlacke-Lichtbogenofen mehr Strom schluckt als eine mehrere Tausend Einwohner zählende Stadt.

Mit Temperatur-Monitoring lassen sich Reserven im Stromnetz aufspüren

Das Leistungsvermögen des bestehenden Verteilnetzes ist nicht vollkommen ausgereizt. Reserven stecken in den Leiterseilen, einem geflochtenen Bündel aus Aluminiumdraht. Sie dürfen nicht wärmer als 80 Grad werden, sonst hängen sie zu weit durch, so dass Überschläge drohen. Ursache für die Erwärmung sind der Stromfluss und die Umgebungsbedingungen. Man kalkuliert dabei für die Auslegung mit einer Außentemperatur von 35 Grad Celsius und einer Windgeschwindigkeit von 0,6 Meter je Sekunde.

Da diese Bedingungen hierzulande eher selten auftreten, erreicht das Leiterseil auch kaum seine maximale Betriebstemperatur, es wird quasi Leitungskapazität verschenkt. So passen im Winter bei stabil niedrigen Temperaturen um null Grad 20 bis 30 Prozent mehr Strom durchs Netz, ohne dass die Seile zu heiß werden. Will man die Leitungskapazität also stets komplett nutzen, muss man die Menge des übertragenen Betriebsstroms kennen und den physikalischen Zustand der Leitungen kontinuierlich überwachen. Temperatur-Monitoring ist die Methode der Wahl.

Die Technik ist nicht neu. Schon vor 50 Jahren begann man in den Vereinigten Staaten mit ersten Versuchen, seit zwei Jahrzehnten wird sie genutzt, um das außerordentlich schwachbrüstige, kaum vermaschte Stromnetz effizienter und sicherer zu betreiben. Eines der ältesten Systeme, CAT-1, wurde 1991 erstmals eingesetzt. Inzwischen ist es global mehr als 400 Mal bei rund 100 Netzbetreibern im Einsatz, darunter auch 16 europäische Unternehmen. Das System nutzt sogenannte Kraftmesszellen, um die Zugkraft im Seil zu ermitteln, und aus der kann man die Seiltemperatur und den Durchhang errechnen. Das klingt einfacher, als es ist. So kann die Temperatur im Seil schon auf wenigen hundert Metern erheblich variieren. Und die Sensoren müssen jedes mal wieder neu „kalibriert“ werden, damit die errechnete Temperatur auch stimmt. Inzwischen sind die Netzbetreiber hierzulande hellhörig geworden, ein Wettbewerb verschiedener Systeme kommt in Gang. Rund 900 Kilometer wurden bis heute mit Temperatur-Monitoring aufgerüstet.

Eine andere Möglichkeit, die Kapazität von Teilen des Netzes zu erhöhen, sind sogenannte Hochtemperatur-Leiterseile. Hier wird der Stahlkern im Innern des Aluminiumgeflechts durch Kunststoff- oder Keramikkomposite ersetzt. Der Vorteil: Diese Seile halten Temperaturen bis etwa 200 Grad stand, während beim üblichen Leiterseil bei 80 Grad Schluss ist. Die Trasse kann man nun fast doppelt so stark belasten. Allerdings fordern steigende Stromstärken hohen Tribut; auch die Verluste steigen - bei doppeltem Strom etwa um das Vierfache. (Ulrich Hnida)

Quelle: F.A.Z.
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