380/220 kV-Leitung Beznau-Birr, Teilverkabelung Riniken (Brakelmann 2) Anmerkungen zu den Stellungnahmen von Nordostschweizerische Kraftwerke AG (NOK), Eidgenössisches Starkstrominspektorat (ESTI), SWISSGRID, Prof. Fröhlich/Prof. Glavitsch, UVEK/BAFU   Einleitung und Kurzfassung Der Verfasser war von der Gemeinde Riniken und privaten Einsprechern beauftragt worden, die technischen Ausführungen und die wirtschaftlichen und ökologischen Aussagen zu den betrachteten Kabelvarianten in der Studie [1] der Nordostschweizerische Kraftwerke AG (NOK) zu begutachten. Die Ergebnisse dieser Begutachtung sind in der Studie [2] zusammengefasst. [1] NOK Umbau 220-kV-Leitung Beznau-Birr auf 380/220 kV Studie Teilverkabelung Riniken Nordostschweizerische Kraftwerke AG, Studie Mai 2004 [2] H. Brakelmann Begutachtung der NOK-Studie: Umbau 220-kV-Leitung Beznau-Birr auf 380/220 kV/ Teilverkabelung Riniken Studie 2009 Inzwischen sind beim Schweizerischen Bundesverwaltungsgericht Stellungnahmen zu dieser Studie [2] eingegangen, die im Folgenden auf Wunsch der Gemeindeverwaltung Riniken und privater Einsprecher kommentiert werden sollen. Es sind dies im Einzelnen die Stellungnahmen lt. Schrifttumsverzeichnis: [3] NOK Stellungnahme zur "Begutachtung der NOK-Studie" Nordostschweizerische Kraftwerke AG, Oktober 2009 [4] ESTI Stellungnahme zur "Begutachtung der NOK-Studie" Eidgenössisches Starkstrominspektorat, November 2009 [5] swissgrid Anschreiben NOK; Strategisches Übertragungsnetz Stellungnahme, 06.10.2009 [6] K. Fröhlich Stellungnahme zu den Studien NOK-2004 / Prof. Brakel- H. Glavitsch mann 2009 bezüglich der Teilverkabelung-Riniken Baden, Oktober 2009 [7] UVEK/BAFU Stellungnahme zur "Begutachtung der NOK-Studie" Vernehmlassung im Beschwerdeverfahren, Oktober 2009 In der vorliegenden Studie geht der Verfasser auf die wesentlichen Argumente und Entgegenhaltungen in den obengenannten Stellungnahmen ein und versucht, über sachgerechte Abwägungen aller Argumente den technisch/wirtschaftlichen Vergleich nach [2] über weitere, für alle Seiten akzeptable Varianten zu ergänzen. Hierzu zählt vor allem, daß die in den Entgegenhaltungen [3], [4], [6] infrage gestellten Optimierungsmöglichkeiten: a) 380-kV-VPE-Kabel mit Leiterquerschnitt 3200 mm2 und b) Einsatz eines hochwärmeleitfähigen Spezialbetons hier nicht weiter vertieft werden (obwohl die zeitnahe Liefermöglichkeit durch einen Kabelhersteller bestätigt wird). Vielmehr wird nachgewiesen, daß auch mit normalem 5 Magerbeton und mit 380-kV-VPE-Kabeln mit einem Leiterquerschnitt von 2500 mm2, die von einer größeren Zahl von Kabelherstellern geliefert werden können, Lösungen gegeben sind, und zwar sowohl für die direkte Erdverlegung (Rohrblock) wie auch für eine Tunnellösung. Zur Tunnellösung wird das Angebot eines deutschen Herstellers vorgelegt, der bereit ist, unter den gegebenen Randbedingungen des Transportes und der Trassenbeschaffenheit auf der Basis der Schweizer Gesetze einen begehbaren "Infrastrukturkanal" zu errichten. Das vorliegende Angebot bestätigt die Kostenansätze in [2]. Dieselbe Bauunternehmung bietet auch die Erstellung des Kabelgrabens als Rohrblock an, wobei - wegen der in [3, 4] geäußerten Bedenken - von normalem Magerbeton zur thermischen Stabilisierung ausgegangen wird. Wegen des begrenzten Zeitrahmens wurde zu den Kabelkosten nur ein Angebot einholt. Dieses Angebot der Firma nkt cables weist aus, daß die Kabelpreise unter Druck geraten sind, so daß trotz stark angestiegener Metallpreise die Kabelkosten geringer sind als in [2]. Den Ausführungen in [3] und [6] folgend, wird bei der Auslegung der Kabelanlage und bei den Kostenberechnungen eine komplette, fertig installierte Reservelänge berücksichtigt. Die Kosten der Freileitung werden aus [1] übernommen, obwohl inzwischen die Rohstoffpreise stark angestiegen sind. Während in [3] und [4] ohne weitere Untersuchung lediglich Bedenken hinsichtlich der Transportbedingungen erhoben werden, ergibt eine konkrete Überprüfung optimale Transportbedingungen zur Baustelle. Durch Umspulen des Kabels von einem Umschlagplatz über Kabelrollen zum Trassenanfangspunkt kann vermieden werden, daß ein schwerer Transporter auf das Trassengelände fahren muß. Nachfragen bei den Kabelherstellern haben ergeben, daß die von NOK und ESTI in [3, 4] vorgelegte Herstellertabelle teilweise falsche und teilweise irreführende Informationen bietet: nach dieser Tabelle kann von fünf Anbietern gerade einer eine Kabellänge (2500 mm2) von 1000 m liefern. Tatsächlich sind auch die Firmen Südkabel und Prysmian sowie die Firma Nexans an mehreren Standorten in der Lage, Kabellängen von mehr als 1000 m zu liefern. In [3] wird die Senkung des internen Zinsfußes auf 3,75 % sowie die Einführung einer Teuerungsrate von 1,7 % im Hinblick auf spätere Re-Investitionen gefordert. Der Verfasser kommt bei den Kostenberechnungen diesen Forderungen nach und berücksichtigt auch bei den Verlustkosten eine Teuerungsrate, die in zwei Szenarien ebenfalls zu 1,7 %, in einem dritten Szenarium aber, veröffentlichten Expo-Prognosen zu stark steigenden Energiekosten folgend, mit 3,5 % höher gewählt wird. Für die drei unterschiedlichen Szenarien zur Verlustkostenentwicklung werden Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen vorgenommen. Die weiteren Untersuchungen des Verfassers führen zu folgenden Aussagen: 1. Auch bei einem Leiterquerschnitt von 2500 mm2 kann die Übertragungsaufgabe von 1920 A je System mit nur zwei Kabelsystemen realisiert werden. Diese Aussage gilt sowohl für die Verlegung im Stollen als auch für die direkte Erdverlegung. 6 2. Die Angaben in [3] zur Bodenerwärmung sind völlig überzogen. Der Verfasser verweist auf Berechnungsergebnisse sowie Ergebnisse aus einem Feldversuch, die gemeinsam mit dem Netzbetreiber RWE Transportnetz Strom (Amprion) durchgeführt und publiziert wurden (s. Anhang). 3. Den Ausführungen in [6] kann entnommen werden, daß der geforderte Stromhöchst wert von 1920 A auf der betrachteten Übertragungsstrecke selbst im (n-2)-Störungsfall nicht auftreten kann. Er ist vielmehr aus einer hierzu irrelevanten Eigenschaft der Freileitung abgeleitet. 4. Der Verfasser verdeutlicht auch hier noch einmal, daß eine Dauerlast mit konstantem Höchststrom über Wochen und Monate, wie sie für die thermische Auslegung von erdverlegten Kabeln vorausgesetzt werden müsste, im Netzbetrieb nicht vorkommt. 5. Obwohl die Vorgabe "1920 A bei Dauerlast" in diesem Sinne nicht sinnvoll sind, wird gleichwohl nachgewiesen, daß ihr mit nur zwei Kabelsystemen auch bei der Rohrblocklösung entsprochen werden kann (allerdings erzwingt diese Forderung eine Grabenbreite von 6,5 m anstelle von 4,4 m. Bei der Tunnelvariante kann hierzu ein kostengünstiger Aluminiumleiterquerschnitt von 2500 mm2 gewählt werden. 6. Die Freileitung weist über ihre Betriebsdauer Verluste auf, die um 50.000 MWh bis zu 110.000 MWh höher liegen als bei den Kabellösungen. Dies ist nicht nur ökologisch bedenklich, sondern auch sehr teuer. Der in [6] angestoßenen und in [3] übernommenen Diskussion einer möglichen Freileitungskonstruktion mit Viererbündeln 4*600 mm2 kann nicht gefolgt werden: über den größten Teil der Strecke Beznau-Birr-Obfelden-Mettlen wurde die Freileitung bereits mit der Zweierbündel-Konstruktion errichtet. NOK verweist in [3] auf das gesamtheitliche Konzept und darauf, daß eine Freileitung mit Viererbündeln "nicht den bisher angewandten Standards im Übertragungsnetz der NOK, resp. Schweiz, entspricht". Es würde daher wenig Sinn machen (und eher manipulierend wirken), auf dem Papier für den diskutierten, kurzen Freileitungsabschnitt eine andere Konstruktion mit Viererbündeln zu wählen, einzig mit dem Ziel, die Freileitung dort im Wirtschaftlichkeitsvergleich günstiger erscheinen zu lassen. Als Alternative käme der Austausch der Stromkreise bei den bereits errichteten Freileitungsabschnitten infrage, falls die Masten hierfür statisch geeignet sind. In diesem Fall ergäben sich Mehrkosten von vielen Millionen Schweizer Franken, im anderen Fall (mit vollständigem Austausch der Masten und der Fundamente) von einigen 10 Millionen Schweizer Franken. 7. Die ermittelten Kostenfaktoren zu den Investitionskosten und den Gesamtkosten von Kabellösungen und Freileitung variieren stark innerhalb der drei Szenarien. Die Investitionskostenfaktoren liegen zwischen 5,69 für die Tunnellösung und 6,82 für den Rohrblock. Die entsprechenden Gesamtkostenfaktoren schwanken je nach Szenarium zwischen 0,68 und 1,63 für die Tunnellösung sowie zwischen 0,66 und 1,83 für den Rohrblock. Dies bedeutet, dass bei dem pessimistischen Szenarium der Verlustkostenentwicklung die Kabellösungen der Freileitung wirtschaftlich spürbar überlegen sind. 7 8. Parametervariationen wie: größere Grabenbreite von 6,5 m (wegen der unsinnigen Dauerlastforderung), eine 10 %ige Kostenerhöhung bei den Kabeln, eine Erhöhung der Kabel-Wartungskosten um den Faktor 4,0 oder auch eine Minderung der Teuerungsrate der Verluste auf tV = 1,0 % führen zu Gesamtkostenfaktoren, die in allen Fällen unterhalb von 2,0 bleiben. Für das Szenarium 3 bleiben die Gesamtkosten der Kabelanlage niedriger als die Gesamtkosten der Freileitung. 9. Es wird dem Vorschlag nach [6] gefolgt, eine zusätzliche Kabellänge zu verlegen, die bei Ausfall einer Kabelader "innert eines Tages" [6] in Betrieb genommen werden kann, so daß hierdurch (n-1)-Sicherheit gewährleistet wird. Da zusätzlich durch die Auslegung des 220-kV-Systems auf 380 kV die Möglichkeit der Umschaltung auf das 220-kV-System gegeben ist, wird die Anlage letztlich nach dem (n-2)-Prinzip ausgelegt, so dass von einer großen Betriebssicherheit ausgegangen werden kann. Die von NOK in [3] für 380 kV-Kabel geschilderten Störungen (vergl. hierzu die Stellungnahme von Europacable im Anhang) weisen aus, daß in vier der sechs Fälle äußere Einwirkungen zur Kabelbeschädigung geführt haben, was bei Verlegung der Kabel im Tunnel ausgeschlossen werden kann. Daher empfiehlt der Verfasser für den Fall einer Zwischenverkabelung nicht nur wegen der niedrigen Gesamtkosten, sondern auch wegen der anderen vielfältigen Vorteile eines Tunnels (Zugänglichkeit, mechanischer Schutz der Kabel, Ausbaumöglichkeiten etc.) die Realisierung einer Kabelanlage im Tunnel. Rheinberg, im Januar 2010 .

Begutachtung der NOK-Studie: Umbau 220-kV-Leitung Beznau-Birr auf 380/220 kV /Teilverkabelung Riniken (Brakelmann 1) Auftraggeber: Gemeindeverwaltung Riniken, Schweiz (2009) Ganzer Text der Begutachtung als PDF Datei (52 Seiten) Kabelstudie NOK Riniken PDF Datei Schlussfolgerungen aus der Begutachtung In dem vorliegenden Kurzgutachten werden die technischen Ausführungen und die wirtschaftlichen und ökologischen Ansätze zu den betrachteten Kabelvarianten in der Studie [1] der Nordostschweizerische Kraftwerke AG (NOK) begutachtet. Hierbei konnten im Einzelnen die folgenden Aussagen erarbeitet werden: Im Gegensatz zu [1] kommt der Verfasser zu dem Ergebnis, daß die Übertragungsaufgabe von 1920 A je System nicht vier, sondern nur zwei Kabelsysteme erfordert. Diese Aussage gilt sowohl für die Verlegung im Stollen als auch für die direkte Erdverlegung. Das Gutachten zeigt neue Möglichkeiten der Kabeltechnologie auf, die in [1] noch nicht berücksichtigt wurden: der Einsatz von Leiterquerschnitten bis zu 3200 mm2, Lieferlängen von 1000 m und mehr, ein neuer hochwärmeleitfähiger Spezialbeton zur thermischen Stabilisierung des Kabelgrabens sowie neue und kostengünstige Tunneltechnologien. Mit diesen heute verfügbaren Möglichkeiten folgt, daß auf der Strecke - anders als in [1] für angenommene maximale Lieferlängen von 300 m bis 500 m - keine Verbindungsmuffen und keine Muffenbauwerke erforderlich sind. Es wird aufgezeigt, daß das zeitabhängige Überlastverhalten von Kabeln nicht schlechter, sondern erheblich günstiger ist als das von Freileitungen. Die Einhaltung der Grenzwerte des elektrischen und magnetischen Feldes muß nach Konkretisierung noch überprüft werden. Der Anlagengrenzwert von 1 ?T wird nach [1] in etwa 70 m Abstand eingehalten. Zu der Frage, ob dies bezüglich vorhandener Wohnbebauung, Spielplätze etc. ausreicht, liegen dem Verfasser keine exakten Informationen vor. Die Ausfallraten der Kabel sind in [1] gegenüber einer neuen CIGRE-Statistik um einen Faktor von fünf bis zehn zu hoch angesetzt. Diese CIGRE-Statistik zu den Ausfallraten von Höchstspannungskabel zeigt, daß mit einem Versagen eines Kabelsystems bei äußerer Einwirkung alle 768 Jahre und aufgrund nur innerer Fehler alle 1526 Jahre gerechnet werden muß. Die Übergangsbauwerke werden aufgrund der geringeren Anzahl von Kabelsystemen einen spürbar kleineren Flächenbedarf aufweisen als in [1] angegeben. Es werden weitere Maßnahmen zur Minimierung der benötigten Flächen vorgeschlagen. Die Angaben in [1] zur Bodenerwärmung sind überzogen. Der Verfasser verweist auf Berechnungsergebnisse sowie Ergebnisse aus einem Feldversuch, die soeben gemeinsam mit dem Netzbetreiber RWE Transportnetz Strom durchgeführt und publiziert wurden. Zu einem Ende der Kabeltrasse muß entweder ein mit schwerem Gerät belastbarer Weg oder aber vorübergehend ein lastverteilender Rollengang angelegt werden. Eine Zugänglichkeit der gesamten Strecke während des Betriebs ist nicht erforderlich. Die Aussage in [1], daß die Oberfläche der unterirdischen Bauwerke auf der ganzen Länge freigehalten bleiben muss, ist unrichtig. So ist beispielsweise eine uneingeschränkte landwirtschaftliche Nutzung direkt über der Kabeltrasse möglich. Bei Vorratshaltung von zwei Muffensätzen und einer geringen Kabel-Mehrlänge (50… 100 m) wird die Reparaturzeit nicht mehr als drei Wochen betragen. Die Freileitung weist Verluste auf, die um einen Faktor von 3,2 bis 4,2 höher sind als die Kabelverluste. Über 40 Jahre betrachtet erzeugt die Freileitung Verluste, die um rd. 60.000 MWh höher sind als bei einer Kabellösung. Mit den geänderten technischen Ansätzen ergeben sich gegenüber [1] wesentlich verringerte Kosten. Es ergibt sich ein Investitionskostenfaktor Kabel/Freileitung von rd. 7,6 bis 8,2 im Vergleich zu einem Faktor 15 in [1]. Da die Ansätze zu den Kabel- und den Tiefbaukosten konservativ gewählt sind, besteht hier bei weiterer Konkretisierung Prüfungsbedarf. Ein sinnvoller Wirtschaftlichkeitsvergleich kann nur über eine Gesamtkosten- Betrachtung erfolgen. Hierbei ist von Bedeutung, dass die Verlust-Mehrkosten der Freileitung schon bei dieser kurzen Übertragungsstrecke bei etwa 2,8 Mio. CHF (40 a) und 3,2 Mio. CHF (80 a) liegen. Der sich ergebende Gesamtkostenfaktor liegt bei rd. 1,7…1,8 . Im Vergleich mit dem in [1] ermittelten "Kostenfaktor 15" ist dies ein überraschendes Ergebnis. Legt man für die Kosten der Freileitung statt der NOK-Schätzung (950.000 CHF) die Kosten der DENA I-Studie (1.501.500 CHF) zugrunde, so liegen die obengenannten Investitionskostenfaktoren zwischen 4,8 und 5,2 und die Gesamtkostenfaktoren bei 1,6. Neuartige Tunneltechnologien erlauben Realisierungen bei Kosten, die nicht nur weit niedriger als in [1] sind, sondern im vorliegenden Fall auch geringer als bei direkter Erdverlegung. Dies sollte genutzt werden, um von den vielfältigen Vorteilen eines Tunnels/Stollens, vor allem hinsichtlich Zugänglichkeit und mechanischem Schutz der Kabel, zu profitieren. Bei dieser Technologie werden die Fehlerraten der Kabel drastisch herab- und ihre Verfügbarkeit entsprechend heraufgesetzt. Bei Waldquerungen erlaubt der Stollen eine Minimierung der Schneisenbreite. Dies sind die Ergebnisse und Folgerungen des Gutachtens. Weitergehende Konkretisierungen und Optimierungen sind einem späteren Zeitpunkt vorbehalten, wobei die Zusammenarbeit mit dem Energieversorger hierzu Voraussetzung ist. Ein wesentlicher Satz in der Zusammenfassung der Studie [1], S.4: "Auch die Frage des Präjudizes darf nicht außer Acht gelassen werden…" entzieht sich der Begutachtung des Verfassers. Rheinberg, im Juli 2009