Fachbeitrag Übertragungsnetz der Zukunft

Die konsequente Evolution unseres Übertragungsnetzes hat in den vergangenen Jahren, beispielsweise durch die beschlossene Abschaltung aller deutschen Atomkraftwerke bis 2022, an Bedeutung gewonnen. Treiber dieser Veränderungen: Die verbrauchsferne Erzeugung, die Einzug in die euro­päischen Systeme hält, die traditionell auf einen regionalen Ausgleich von Erzeugung und Bedarf ausgelegt waren.

Diese Entwicklung wird vor allem durch die standort­abhängigen Quellen Wind und Wasser getrieben. Die dezentrale Erzeugung wird vor allem durch Photovoltaik und Kraft-Wärme-Kopplung ausgebaut und wird dazu führen, dass ein nennenswerter Anteil der Erzeugung mit einer sehr großen Zahl kleiner Einheiten in die Verteilungsnetze einspeisen wird. Volatile Erzeugung ist besonders durch Wind- und Sonnenenergie bedingt. Beide führen zu schnelleren, größeren und nur begrenzt prognostizierbaren Schwankungen des Leistungs­angebots als sie bisher beherrscht werden mussten. Das Übertragungsnetz der Zukunft muss also viel flexibler auf Veränderungen reagieren können und eine aktive Steuerung einzelner Netzbestandteile wird wichtiger.

Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung

Als vor 60 Jahren ABB die erste kommerzielle Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) zur Verbindung der schwedischen Insel Gotland mit dem Festland in Betrieb genommen hat, konnte niemand ahnen, dass diese Technologie einmal einen Beitrag zur Realisierung der Energiewende in Deutschland leisten wird.

In einer Gleichstromübertragungsleitung kann der Stromfluss präzise gesteuert werden. Das stabilisiert das Übertragungsnetz und schützt vor übergreifenden Stromausfällen, wie sie in Europa und den USA in den vergangenen Jahren aufgetreten sind. HGÜ-Systeme werden auch eingesetzt, um asynchrone und damit inkompatible Netze miteinander zu verbinden, damit ein Stromaustausch stattfinden kann. Bei kabelgebundener Stromübertragung von mehr als 50 Kilometern, wie sie beispielsweise bei der Anbindung von weit von der Küste entfernten Offshore-Windparks notwendig ist, ist HGÜ die einzig mögliche Option. Auch Kabelverbindungen über Land bringen Vorteile: die HGÜ-Kabeltrassen sind schmaler als die Freileitungstrassen der Drehstromübertragung und unter­irdisch verlegt nahezu unsichtbar.

In der HGÜ-Technik sind zwei Technologien verfügbar: die ältere, thyristorbasierte HVDC Classic und die seit mehr als 15 Jahren eingesetzte, transistorbasierte HVDC Light, auch selbstgeführte HGÜ. Die beiden Technologien unterscheiden sich in einigen Merkmalen, beispielsweise bezüglich Schwarzstartfähigkeit oder derzeit übertragbarer Leistungen.

In Deutschland wird aufgrund der Systemdienstleistungsanforderungen an die HGÜ nur die selbstgeführte HGÜ-Technologie zum Einsatz kommen. Hierbei musste bisher im Fehlerfall auf der DC-Übertragungsstrecke das Gesamtsystem inklusive der Konverterstationen abgeschaltet und der Leistungsschalter auf der Drehstromseite geöffnet werden. Bei reinen Kraftwerksleitungen, wie der Anbindung von Offshore-­Windparks, mag dies noch akzeptabel sein, allerdings ist dies kritisch zu sehen wenn die Gleichstromübertragung essentieller Bestandteil des Drehstromnetzes wird.

Hybrider HGÜ-Leistungsschalter

Um eine kontinuierliche Unterstützung des Drehstrom­netzes zu gewährleisten, ist es erforderlich, dass die Konverterstationen bei einem kurzzeitigen Fehler – zum Beispiel einem Blitzeinschlag auf der Freileitung – weiter am Netz bleiben. Hierfür ist wie im Drehstromnetz ein Leistungsschalter auf der Gleichstromseite notwendig. Der weltweit erste HGÜ-Leistungsschalter, der 2012 von ABB vorgestellt wurde, besteht aus leistungselektronischen Betriebsmitteln und einem ultraschnellen Trennschalter (Ultra-Fast Disconnector). Diese Kombination gewährleistet einerseits eine schnelle Stromunterbrechung im Fehlerfall, andererseits minimale Durchleitungsverluste im Normalbetrieb. Daher kommt auch die Bezeichnung hybrider HGÜ-Leistungsschalter, der erstmals die Unterbrechung von DC-Fehlerströmen ohne Abschaltung des Gesamtsystems ermöglicht.

Im normalen Zustand leitet ein verlustarmer Strompfad den Strom, der nur wenige leistungselektronische Schalt­elemente enthält. Bei Erkennung eines Fehlers im Gleichstromteil des Übertragungssystems erhöht ein kleines leistungselektronisches Stellglied, der Kommutierungsschalter, den Widerstand dieses Strompfads und der Strom kommutiert auf den leistungselektronischen Hauptleistungsschalter. Bevor aber Letzterer den Fehlerstrom unterbrechen kann, muss die Spannungsfestigkeit des ersten Strompfads hergestellt werden, da sonst die wiederkehrende Spannung nach der Stromunterbrechung den Kommutierungsschalter überlasten würde. Dafür muss der ultraschnelle Trennschalter im verlustarmen Pfad geöffnet werden. Damit kann der Strom nur noch über den Hauptstrompfad fließen und deshalb mit dem Hauptleistungsschalter unterbrochen werden. Die gesamte Abfolge der Einzelschritte dauert dabei nicht länger als fünf Millisekunden, schnell genug, um den ansteigenden Fehlerstrom zu unterbrechen. Damit wird es erstmals möglich, dass die Konverter­stationen auch bei einem Fehler auf der Gleichstrom-Übertragungsstrecke durchgehend in Betrieb bleiben können.

Multi-Terminal-Systeme

Doch nicht nur der kontinuierliche Betrieb von Konverterstationen wird durch den Leistungsschalter möglich, sondern auch der Aufbau von ersten sogenannten Multi-Terminal-Systemen – Gleichstromsysteme mit mehr als zwei Konverterstationen und mit mehreren Schutzzonen – sind mit dem HGÜ-Leistungsschalter möglich. Somit können auch Stromautobahnen mit Auf- und Ausfahrten gestaltet werden. Die damit verbundene komplexere Interaktion von Drehstrom- und Gleichstromnetz kann in einem von ABB eingerichteten Simulationszentrum in Echtzeit simuliert werden, um frühzeitig Erkenntnisse für den späteren Betrieb zu gewinnen. Damit ist es möglich, den Betrieb der neuen Gleichstrom-Netzinfrastruktur zu optimieren und flexibler zu gestalten.

Anstatt zwei unabhängige Punkt-zu-Punkt-Systeme zu planen und bauen, können diese Möglichkeiten bereits heute berücksichtigt werden, um damit beispielsweise die Anzahl der Konverterstationen von vier auf drei zu reduzieren. Auch größere vermaschte Netzstrukturen werden damit grundsätzlich möglich, auch wenn dies langfristige eine Standardisierung der Systemparameter auf der Gleichstromseite erforderlich machen wird. Grundsätzlich ist aber mit der Entwicklung der selbstgeführten HGÜ und dem HGÜ-Leistungsschalter die Grundlage bereitet, um eine effiziente Gleichstrom-Netzinfrastruktur in Deutschland zu realisieren.

Projekte mit HGÜ-Technologie

Sowohl die Netzintegration von mehreren Gigawatt Offshore-Windenergie, die Nord-Süd-Korridore für den Stromferntransport als auch die Interkonnektoren im wachsenden europäischen Strombinnenmarkt wären ohne die HGÜ-Technologie nicht vorstellbar.

Zu den Vorzeigeprojekten von ABB in diesem Bereich zählen die längste Landkabelverbindung der Welt, die sich zwischen den australischen Bundesstaaten Victoria und South Australia über 180 Kilometer erstreckt (Murray-Link 2002), und das Cross Sound Cable, das in den USA Connecticut und Long Island verbindet. Dieses parallel zu bestehenden Drehstromverbindungen installierte HGÜ-System trug dazu bei, die Stromversorgung in der Region nach dem großen Blackout von 2003 wieder herzustellen. In Nordeuropa sind viele weitere von ABB errichtete HGÜ-Verbindungen in Betrieb. Hierzu zählen Leitungen zwischen Schweden, Dänemark, Norwegen, Deutschland, Polen und Finnland.

Eine Übersicht über alle HGÜ-Projekte von ABB weltweit finden Sie unter: http://new.abb.com/systems/hvdc/references