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Montag, 11. Dezember 2017

Elektrizität

Stromnetze stärker nutzen – aber wie?

Von Heinz Wraneschitz | 9. März 2017 | Ausgabe 10

Tests in der Schweiz und Deutschland untersuchen, wie sich Hochspannungsleitungen stärker belasten lassen. Vielleicht könnte so manch geplanter Netzausbau vermieden werden.

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Foto: BAM

Versuchsstand für Hochtemperaturleiterseile: Die Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung testet das Alterungsverhalten.

Eine Stunde lang bläst im Norden Deutschlands der Starkwind. Normalerweise würde jetzt der Windstrom abgeregelt werden, um die Hochspannungsübertragungsnetze zu entlasten.

Stattdessen könnten Leitungen aber etwas höher belastet werden, dann könnte mehr Strom von Nord nach Süd fließen. Das würde jedoch zu mehr Verlusten und damit höheren Temperaturen in den Leiterseilen führen.

Aus volkswirtschaftlicher Sicht, also bei Betrachtung des Gesamtsystems, würde es Sinn machen: Weder der teure Netzausbau im bisher geplanten Umfang noch ein Abregeln der Windräder bei gleichzeitig finanziellem Ausgleich für die Windmüller wären vonnöten.

Bei der Leitungsplanung wurde bislang darauf geachtet, dass die Seile im Sommer bei Volllast trotz Ausdehnung nicht zur Gefahr für Mensch und Maschine – zum Beispiel für hohe Fahrzeuge – werden. Das ist in Deutschland nicht anders als in der Schweiz.

Dort beschäftigt sich seit einiger Zeit vor allem die Empa, die Eidgenössische Materialprüfungsanstalt in Dübendorf, mit Alternativen zum Leitungsausbau sowie mit der Analyse von Alterserscheinungen bei Leiterseilen. Besonders die 6700 km des eidgenössischen Übertragungsnetzes – teilweise sind sie mehr als 40 Jahre alt – stehen im Fokus.

Heute flössen „deutlich größere Mengen Strom, und immer mehr dezentrale (Klein-)Kraftwerke speisen Strom aus erneuerbaren Energien ins Netz. Die Leitungen werden also immer stärker belastet und dadurch immer heißer“, lautet die Erfahrung des Schweizer Netzbetreibers Swissgrid. Die Erkenntnis: Das Übertragungsnetz genüge heutigen Anforderungen nur noch teilweise.

Foto: Empa

Tests an Schweizer Freileitungen: An der Eidgenössischen Material- und Prüfanstalt untersuchen Forscher, wie Leiterseile aus Aldry-Legierung altern.

Eine Forschergruppe an der Empa unter Leitung von Edoardo Mazza und Stuart Holdsworth befasst sich seit 2012 mit den Schweizer Hochspannungsleitungen. Die bestehen fast alle aus einer einzigen Legierung: Aldrey, bestehend aus 99 % Aluminium, 0,5 % Magnesium und 0,5 % Silizium. Die darauf abgestimmte Empa-Testanlage erlaubt, sowohl die Eigenschaften der kompletten Leiterkabel als auch einzelner Leiterdrähte zu untersuchen.

In der Schweiz ist man der Meinung, die Aldrey-Leiter seien „sehr leitfähig, dabei korrosionsresistenter und zugfester als reines Aluminium. Und sie sind bei gleicher Zugfestigkeit aber auch leichter als die stahlverstärkten Leitungen der Nachbarländer.“

Wo liegt die wirkliche Belastungsgrenze der Leitungen? „Das weiß man nicht, das wird lediglich geschätzt. Konkrete Zahlen und Analysen gab es bislang nicht“, haben die Empa-Forscher festgestellt. Nun aber gibt es ihre Testanlage. Damit haben sie Aldrey-Drähte über 20 000 h lang bei Temperaturen zwischen 0 °C und 150 °C untersucht. Blieb die Temperatur unter 100 °C, hat das Team weder beschleunigte Alterungsprozesse noch erhöhten elektrischen Widerstand ermittelt.

Bei über 100 °C dagegen nehmen elektrischer Widerstand und Leitungsverlust zu. „Zugleich altern die Kabel schneller, die Festigkeit der Aldrey-Legierung lässt dauerhaft nach“, lauten die von Empa-Forscher Holdsworth genannten Ergebnisse. Vor allem das allmähliche Durchhängen der Hochspannungskabel, eine nicht reversible Verformung, steht dabei im Blick.

Denn wenn im tatsächlichen Betrieb Leitungen zu stark durchhängen, muss ein Reparaturtrupp sie nachspannen. Dieses Durchhängen variiere „mit der thermischen Vergangenheit der Leitung: Wie lange hängt sie schon am Mast – und wie heiß ist sie über welchen Zeitraum geworden?“, erläutern die Forscher grundsätzliche Fakten.

Doch als Ziel haben sich die Forscher gesetzt, genaue Voraussagen zu ermöglichen. Im Empa-Labor haben sie dazu den Standardleiter mit 3 cm Durchmesser aus 61 Einzeldrähten untersucht. „Das Durchhängverhalten wurde während 2000 h bei Temperaturen bis zu 80 °C analysiert, um die vorausberechneten Werte zu verifizieren“, erklärt Holdsworth.

Aluminium und seine Legierungen würden im Vergleich zu anderen Metallen schon bei niedrigen Temperaturen „kriechen“, so Holdsworth: Die Drähte würden im Lauf der Zeit länger, der Durchhang der Leitung größer und der Abstand vom Boden nehme ab. Und irgendwann sei die Altersgrenze erreicht – kein Nachspannen helfe dann mehr.

Aus ihren Erkenntnissen haben die Empa-Forscher ein Tool mit zwei Messmethoden entwickelt, mit dem sich der Alterungsprozess überwachen lässt. Sie „könnten künftig Hinweise liefern, wann eine Leitung ihre Altersgrenze erreicht hat“, heißt es noch etwas vorsichtig. Bei der sogenannten Offline-Messung wird ein Stück der Leitung herausgeschnitten und auf die mechanische Härte geprüft. Im Vergleich mit einem Referenzstück können so der Zustand und auch die Alterung exakt bestimmt werden.

Der zweite Test, die „Online-Messung“, ermittelt den Alterungsprozess aus Widerstandsmessungen der Leitung im Betrieb. Das mache deren Fernüberwachung möglich und könne „helfen, das bestehende Schweizer Stromnetz besser zu nutzen und zugleich instandzuhalten“, sagt Holdsworth.

Doch noch gibt es das Messsystem nicht zu kaufen: Man sei auf der Suche nach einem Industriepartner. Mit ihm wolle man „das Empa-Konzept zur Zustandsüberwachung von Hochspannungsleitungen zur Markt-reife entwickeln“.

Deutsche Verhältnisse sind anders: Dass die Schweizer Forschungsergebnisse sich schwer auf deutsche Verhältnisse übertragen lassen, hängt mit den hierzulande meist verwendeten Verbundleiterseilen zusammen. Bei denen leitet zwar außenrum auch Aluminium den Strom, doch mittendrin steckt ein Stahlkern für die Zugfestigkeit. Daher ist nationale Forschung gefragt, die in Deutschland maßgeblich die Bundesanstalt für Materialprüfung (BAM) in Berlin durchführt.

Die BAM arbeitet auch am EU-Projekt „Best Paths“ (BP) mit. In BP sollen „neue Netzwerktechnologien zur Erhöhung der europaweiten Übertragungsnetzkapazität und Flexibilität des Stromversorgungssystems“ entwickelt werden und helfen, „Herausforderungen bei der Einbindung von erneuerbaren Energien in den europäischen Energiemix“ zu meistern.

Völlig neuartige Leiter: Die BAM untersuche hierbei konkret das Alterungsverhalten neuartiger „High Temperature Low Sag“-Leitern, Kürzel HTLS. Dazu zählen zum Beispiel solche mit Carbon- anstatt Stahlkernen. Erfahrungen über längere Betriebszeiten fehlen hier bisher.

Kein Wunder: „Diese Seile sind bei uns erst vereinzelt im Einsatz, meist in Pilot- beziehungsweise Demonstrationsprojekten wie eben in Best Paths“, berichtet Dominik Stengel vom BAM-Fachbereich Ingenieurbau. Partner sind die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland.

Trotz anderer Leitertechnologien sind die grundsätzlichen Probleme in vielen Ländern Europas dieselben: verstärkte Alterung der Leitungen durch veränderte Stromflüsse aufgrund höherer Einspeisung von erneuerbaren Energien. „Wir untersuchen genauso wie die Empa unter anderem das Kriechverhalten“, berichtet Stengel.

Betreibe man Seile dauerhaft bei hoher Temperatur, könne das andere Kriechraten als bei 20 °C ergeben, so BAM-Ingenieur Stengel. Es entstehe eine plastische Verformung, die das Seil behalte. Doch zusätzlich „untersuchen wir die Seile bei höherer Temperatur als bisher üblich, es können sich Unterschiede zum Beispiel beim Kriechverhalten und in der Zugfestigkeit ergeben“.

In einem BAM-Teststand werden Leiterseile mit acht HTLS-Technologien wie im Normalbetrieb eingespannt und künstlich gealtert: durch zyklische mechanische Beanspruchung bei 200 °C. Innerhalb von sechs Monaten entstehen Belastungen wie sonst während der erwarteten Lebensdauer von 50 Jahren. Getestet wird das Gesamtsystem aus Leiter, Verbinder und Abspannklemmen. Die hohe Temperatur – 200 °C statt der Herstellergrenze von 100 °C – dürfte auch Rückschlüsse auf die Frage zulassen: Was passiert bei den Leitern, wenn man kurzfristig höhere Ströme zulässt?

Fest steht bereits: Es gibt Veränderungen am Verbund, der elektrische Widerstand steigt stark an, das gesamte System wird geschwächt. Doch verändert das die Lebensdauer? Welche unerwarteten Fehler treten auf? Das soll vorausschauend festgestellt werden können dank Best Paths.

Die BAM will „mechanische Leiterseilparameter im Vergleich vor und nach der künstlichen Alterung zur Modellierung des Langzeitverhaltens von Belastbarkeit und Durchhangverhalten von HTLS-Leitern charakterisieren“. Doch ein Messsystem wie bei der Empa gibt es bislang nicht.

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