Hochspannungs – Gleichstrom – Übertragung (HGÜ) in Erdverlegung! Ein technischer Unsinn

Hier ein Auszug aus seiner Rede:

In den nächsten vier bis fünf Jahren würden erneuerbare Energien ihre Wettbewerbsfähigkeit vollständig erreicht haben, sagte der CDU-Politiker in Berlin. Inzwischen hätten sich die Ausbaukosten für Windkraft an Land halbiert. Altmaier bekräftigte, dass er den Netzausbau in Deutschland beschleunigen wolle. Dies sei ein Schwerpunkt der Bundesregierung, in Zusammenarbeit mit Ländern und Kommunen. Als Beispiel nannte er schnellere Genehmigungsverfahren und die Verlegung von Stromkabeln auch unter der Erde.

In Berlin findet heute eine zweitägige internationale Energiekonferenz statt, an der Minister und Delegationen aus 40 Ländern mit Vertretern aus Wirtschaft und Gesellschaft teilnehmen.
Da im Norden der Wind am kräftigsten weht, versprach das für die Investitoren dort die größten Gewinne. Ende 2017 waren im Norden von Deutschland so viel Windanlagen installiert, dass man bei starkem Wind den erzeugten Strom nicht mehr unterbringen konnte. Die Folge war: Anlagen wurden abgeschaltet, die Investoren bekamen trotzdem den nicht eingespeisten Strom bezahlt.
Im Westen und Süden wehte der Wind jedoch nicht so stark. Da dies nicht so hohe Gewinne versprach, wurden dort auch weniger Windanlagen gebaut. Was lag also näher, als den Windstrom aus dem Norden in den Süden zu leiten.
Ende 2019 soll das Kernkraftwerk Philippsburg vom Netz gehen. Der erste Gedanke war, dieses Kraftwerk durch Windstrom aus dem Norden zu ersetzen. Die Entfernung von Bremen bis Phillipburg beträgt ca. 560 km. Da man bei einer Verlegung über  Hochspannungsmasten enorme Proteste der Anlieger befürchtete, kam man auf die glorreiche Idee einer Erdverlegung, nach dem Motto: Aus den Augen, aus dem Sinn. Wegen der kapazitiven  Verluste bei einer Wechselstromverlegung ist eine Erdverlegung über so  eine lange Strecke jedoch technisch nicht möglich.
Da man aber mit aller Gewalt die Energiewende retten wollte, wurde von den Spezialisten eine Gleichstrom Verlegung ( HGÜ ) vorgeschlagen, da bei einer HGÜ  keine kapazitiven Verluste entstehen. Das  aber bei dieser Verlegungsart weitere enorme Probleme entstehen, hat man einfach ausgeblendet. Die Energiewende muß jetzt mir allen Mitteln gerettet werden.
Irgendwann merkte man plötzlich, dass man ein Kernkraftwerk (KKW) das in der Grundlast läuft, nicht durch volativen Windstrom ersetzen kann. Nun soll die HGÜ Trasse in der Mitte bei Osterath unterbrochen werden. Zufällig befindet sich in Osterath eine der größten Schaltanlagen Deutschlands. Dort wird der Strom aus dem Kölner Braunkohlerevier verteilt. Die Idee ist jetzt, das KKW Philippsburg durch Braunkohlestrom zu ersetzen. Die CO2 Bilanz lässt grüßen.
Aber auch in NRW müssen bei starkem Wind immer mehr Windanlagen abgeschaltet werden, da man den Strom im Netz nicht mehr unterbringen kann, bzw. man verschenkt den Strom nach Holland, wobei man pro MWStd noch 240 € zahlen muß.
Ohne die Kosten für die Konverter, ist eine Erdverlegung ca. 6 mal so teuer wie der Bau einer Freileitung. Um die Energiewende zu retten, ist jetzt jedes Mittel recht. Der Stromkunde muss es sowieso über den Strompreis bezahlen.
HGÜ Erdkabel für die hier notwendige Spannung haben einen enormen Durchmesser. Bei einer Verlegung auf hoher See, werden mehrere 100 km Kabel mit dem Schiff vor Ort verlegt. Hierdurch spart man sich die Verbindung der einzelnen Kabelabschnitte mittels Muffen.
Diese Verlegungsart funktioniert auf Land aber nicht. Die einzelnen Kabelabschnitte müssen vor Ort mit einem LKW herangeschafft werden. Duch das hohe Gewicht der Kabel sind jeweils nur Abschnitte von 600m bis 800m vor Ort  zu bringen. Diese Kabelabschnitte müssen dann durch HGÜ Muffen miteinander verbunden werden. Bei einer Betriebsspannung von 380.000 V DC gehen von diesen Muffen eine nicht zu unterschätzende Gefahr aus. Aus diesem Grund können diese Muffen nicht einfach ins Erdreich verlegt werden. Hierfür sind Muffenhäuser aus Stahlbeton ohne Fenster mit gepanzerten Türen notwendig. Die Muffen für eine 380.000 V DC haben ca. eine Größe von 8 m, und können nur unter Reinstraumbedingungen hergestellt werden. Im Normalbetrieb erhitzen sich diese Muffen auf ca. 95 Grad C. Aus diesem Grund müssen diese Muffenhäuser klimatisiert sein. Die bei einer Freileitung notwendigen Hochspannungsmasten werden hier jetzt durch Muffenhäuser ersetzt.
Für den Bau der HGÜ ist der Netzbetreiber Amprion zuständig. Zwischenzeitlich hat Amprion konkrete Pläne für den Bau der Trasse vorgelegt.
Die Trassenbreite soll 1000m betragen, hierbei wird den Besitzern eine großzügige Entschädigung versprochen. 
Je nach Gewicht und Größe der Kabeltrommeln können auf einem LKW nur ca. 600m bis 800 m transportiert werden, da die Strassen und Brücken nur eine bestimmte Höhe oder Gewicht zulassen.
Das heißt, alle 600m bis 800m ist ein Muffengebäude mit den ca. Abmessungen von 10m x 12m notwendig.
 
Die HGÜ Kabel werden im Normalbetrieb ca. 95 Grad heiß werden. Was das für den Boden bedeutet, kann noch nicht abgesehen werden. Mit Sicherheit wird sich die Bodenkultur im Bereich des Trassenverlaufs erheblich verändern. In wie weit  der Aufenthalt im Bereich des Trassenverlaufs gefährlich ist, kann heute noch nicht abgeschätzt werden.
Wir reden hier von einer ca. 260km langen Trasse von Bremen nach Osterath mit einer Breite von 1000 m, also von 260 qkm. Diese Fläche muß komplett vom Baumbestand befreit werden und darf später auch nicht mit tief wurzelten Pflanzen bepflanzt werden. Über die Gefährlichkeit einer 380.000 V DC Leitung werden hier noch keine genauen Angaben gemacht. Man kann nur empfehlen sich später nicht im Bereich des Trassenverlaufs aufzuhalten.
Am Anfang und Ende der HGÜ Leitung ist jeweils ein Konverter notwendig. Für die Unterbrechung der Trasse im Bereich Osterath sogar ein Doppel-konverter. Der Platzbedarf eines Konverters wird mit ca. 4 Fußballfeldern angegeben. Der Konverter, der am Ende der HGÜ die Gleichspannung wieder in Wechselspannung umwandelt, muß mit großen Transformatoren ( Maschienentrafos ) ausgestattet werden. Wegen der nicht unerheblichen Brandgefahr müssen diese Trafos außerhalb der Konverterhalle aufgestellt werden.
Wegen der nicht unerheblichen Oberwellen muß man hier mit einer hohen Geräuschkullisse zu rechnen, die mit  startenden Düsenflugzeug zu vergleichen ist. Die Stahlung in der Konverterhalle wird so groß sein, dass man sie im Betrieb nicht betreten kann.
Der Preis eines Konverters wird mit ca. 600 bis 800 Millionen Euro angegeben. Diese Kosten wird der einzelne Stromkunde zusätzlich über seinen Strompreis bezahlen müssen.
Zwischenzeitlich hat Deutschland schon die höchsten Strompreise in ganz Europa. Durch den Bau der HGÜs wird der Strompreis wohl weiter rapide steigen. Hierbei scheint es unverständlich, das unser Bundeswirtschaftsminister Altmayer am 17.04.2018 von einer Wettbewerbsfähigkeit der Energiekosten in den nächsten Jahren spricht.
 




Die Achillesferse der Energiewende

 Der Ausbau dieses überregionalen Stromnetzes sollte nach ursprünglicher Planung um das Jahr 2020 komplett sein. Aber nach derzeitigen Abschätzungen wird es bis 2025, vielleicht sogar bis 2030 dauern, bis die vier großen Nord-Süd-Gleichstromtrassen in Betrieb genommen werden können. Diese Zeitverzögerung bringt horrende technische , wirtschaftliche und politische Probleme mit sich, welche in diesem Blog dargelegt werden sollen.

Unser instabiles Stromnetz

Das derzeitige (alte) Wechselstromnetz ist für die Einspeisung von Wind- und Solarstrom aus vielen Quellen und mit wechselnder Menge („Zappelstrom“) nicht ausgelegt. Die Ingenieure der Netzbetreiber müssen immer wieder per Hand eingreifen, um die Frequenz stabil bei 50 Hertz zu halten. Dazu ist es notwendig, die Kraftwerke ständig hoch- oder herunterzufahren. Diese „Redispatch“-Maßnahmen stellen ein „Engpassmanagement“ dar und kann als „Notbewirtschaftung“ der Stromnetze bezeichnet werden. Dabei nimmt das Redispatch-Volumen ständig zu: in den ersten beiden Monaten dieses Jahres umfasste es bereits 63 Prozent des gesamten Vorjahres.

Der wachsende Einsatz für den Redispatch sorgt dafür, dass sich die Kraftwerksbetreiber nicht mehr als Herren über ihre Anlagen fühlen können. Es gibt inzwischen Kraftwerke, die – übers Jahr gesehen – kaum mehr frei am Markt agieren können, da sie fast ausschließlich und zu nicht vorhersehbaren Zeiten für Redispatch-Leistungen angefordert werden. Die Kosten für diese Noteingriffe werden (per Gesetz) dem Stromkunden aufgebürdet. Sie sind Bestandteil der Netzentgelte und machen bereits jetzt ein Viertel des Endkundenpreises für Strom aus. Im Jahr 2015 beliefen sich die Kosten für dieses Engpassmanagement auf gut eine Milliarde Euro. Die Tendenz ist stark steigend. Für das Jahr 2020 rechnet die Deutsche Netzagentur mit Zusatzkosten von 5 Milliarden Euro allein aus dieser Position.

Gleichstromtrassen versus Erdkabel

Eine längst als obsolet abgelegte Technologie feiert bei der Energieübertragung im Bereich der regenerativen Energien wieder fröhliche Urständ: die Gleichstromtechnik. Zum Stromtransfer über weite Strecken nutzt man die sogenannte Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) aus zwei Gründen: weil es bei HGÜ das Blindstromproblem nicht gibt und weil die Energieverluste dort nur halb so groß sind wie bei der Wechselstromtechnik. Ein Nachteil der HGÜ-Technik ist allerdings die aufwendige Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom, wozu man Konverterstationen in der Größe von Fußballfeldern benötigt. Derzeit sind zwei dieser HGÜ-Stromautobahnen in der Endphase der Planung: das Südlink zwischen Brunsbüttel und Obrigheim, sowie das Südostlink zwischen Magdeburg und Landshut. Zwei bis drei weitere sind angedacht sowie zusätzliche Anbindungen an die Meereswindparks.

Bei den o. g. landgestützten Trassen gibt es erhebliche Widerstände aus der Bevölkerung. Die betroffenen Anwohner in der Rhön und im Fichtelgebirge sprechen von „Monstertrassen“, insbesondere wegen der riesigen Masten. Deshalb werden viele Trassenabschnitte als Erdkabel in den Boden verlegt. Das verursacht erhebliche Mehrkosten (Faktor 5 bis 8), außerdem erhöht sich bei Erdkabeln aus physikalischen Gründen der Bedarf an Blindleistung. Die Gesamtkosten für die genannten Stromtrassen werden von den vier Netzbetreibern Amprion, Tennet, 50Hertz und TransnetBW auf mindestens 50 Milliarden Euro geschätzt. Auch sie werden den Stromkunden in Rechnung gestellt. Die Inbetriebnahme dieser Stromleitungen wird, wie oben erwähnt, möglicherweise erst im Jahr 2030 stattfinden.

Die aufwendige Verlegung von Erdkabeln

Kernkraftwerke: Abschaltung oder Weiterbetrieb?

Die Generalplanung der Energiewende im Jahr 2011 sah eigentlich vor, die heimischen Kernkraftwerke (KKW) sukzessive bis zum Jahr 2022 abzuschalten und den Windstrom von der Küste zu den deutschen Südstaaten zu transportieren. Dies wird unmöglich, wenn -wie dargestellt – hierfür die Stromleitungen fehlen. Von den 17 deutschen KKW wurden im Gefolge zu Fukushima 8 sofort abgeschaltet; für die restlichen 9 sah das Ausstiegsgesetz vom Sommer 2011 eine gestaffelte Abschaltung vor. Inzwischen wurde im Jahr 2015 das KKW Grafenrheinfeld außer Betrieb genommen; es folgen das KKW Gundremmingen B (im Jahr 2017) und Philippsburg 2 (in 2019). Während der kurzen Zeitspanne 2021 bis 2022 jedoch sollen die restlichen 6 größten deutschen KKW abgeschaltet werden, nämlich Gundremmingen C, Grohnde, Brockdorf, Isar 2, Emsland und Neckarwestheim II. Fast auf einen Schlag werden dann nahezu 9.000 Megawatt Stromerzeugung fehlen – und zwar in der so wichtigen und wertvollen Grundlast!

Vor diesem Hintergrund ist es vorstellbar, dass der Weiterbetrieb der letztgenannten 6 KKW fünf bis zehn Jahre lang über den politisch markierten Abschaltzeitpunkt hinaus aus wirtschaftlichen Gründen in Erwägung gezogen wird. Der Strombedarf der hochindustrialisierten Länder Bayern, Baden-Württemberg und Hessen ist dafür ein gewichtiges Argument. Der Import von (Atom-) Strom aus den umliegenden Ländern Frankreich, Schweiz und Tschechien ist über eine solche Zeitdauer keineswegs gesichert. Sofern Politik und Wirtschaft sich auf den Weiterbetrieb einiger KKW einigen sollte, dann sind spätestens 2018/19 eine Reihe von Entscheidungen zu treffen: (1) Das parlamentarische Ausstiegsgesetz wäre für einen begrenzten Weiterbetrieb entsprechend zu novellieren; (2) Die atomrechtlichen Genehmigungen zur Erlangung des Weiterbetriebs wären rechtzeitig zu beantragen; (3) Die Aufträge zur Brennstoffanreicherung in Gronau und zur Brennelementfertigung in Lingen wären termingerecht zu erteilen. Für Letzteres müsste Bundesumweltministerin Barbara Hendricks ihre Bemühungen zur Stilllegung der Anlagen in Gronau und Lingen einstellen.

Gaskraftwerke am Horizont

Man kann sich gut vorstellen, welche Öffentlichkeitswirkung im „ökologisch“ ausgerichteten Deutschland ein solcher Antrag zum verlängerten Betrieb einiger Kernkraftwerke hätte. Insbesondere, wenn er (wie zu vermuten) in die Zeit des anstehenden Wahlkampfes fallen würde. Deshalb haben die vier Betreiber des deutschen Übertragungsnetzes vorsorglich die Idee zum Bau von zusätzlichen Gasturbinen lanciert. Demnach sollen mehrere Anlagen dieser Art mit einer Gesamtkapazität von 2.000 Megawatt weiträumig verteilt über Bayern, Baden-Württemberg und Hessen zur Netzstabilisierung errichtet werden. Bei Netzstörungen, hervorgerufen durch Überlastung oder menschliche Fehlhandlungen, sollen diese Turbinen schnell in Betrieb genommen werden und das Gesamtsystem in einen sicheren Zustand überführen.

Die Bundesnetzagentur prüft derzeit die technischen Unterlagen. Sollte sie zustimmen, so würden die Investitions- und Betriebskosten dieser „Notstromanlagen“ dem Stromverbraucher angelastet werden.

Wetten, dass…?

Übernommen vom Rentnerblog