Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
Ein Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssystem (HGÜ) (auch Stromautobahn oder Stromautobahn genannt) verwendet Gleichstrom (DC) für die Übertragung von elektrischer Energie, im Gegensatz zu den üblichen Wechselstromsystemen (AC). ⓘ
Die meisten HGÜ-Verbindungen verwenden Spannungen zwischen 100 kV und 800 kV. In China wurde jedoch 2019 eine 1.100-kV-Verbindung über eine Entfernung von 3.300 km mit einer Leistung von 12 GW fertiggestellt. Mit dieser Dimension werden interkontinentale Verbindungen möglich, die helfen könnten, die Schwankungen von Windkraft und Photovoltaik auszugleichen. ⓘ
HGÜ ermöglicht die Stromübertragung zwischen nicht synchronisierten Wechselstromübertragungssystemen. Da der Leistungsfluss durch eine HGÜ-Verbindung unabhängig vom Phasenwinkel zwischen Quelle und Last gesteuert werden kann, kann sie ein Netz gegen Störungen aufgrund von schnellen Leistungsänderungen stabilisieren. HGÜ ermöglicht auch die Übertragung von Strom zwischen Netzen, die mit unterschiedlichen Frequenzen betrieben werden, z. B. 50 Hz und 60 Hz. Dies verbessert die Stabilität und die Wirtschaftlichkeit der einzelnen Netze, da der Stromaustausch zwischen inkompatiblen Netzen möglich ist. ⓘ
Die moderne Form der HGÜ nutzt eine Technologie, die in den 1930er Jahren in Schweden (ASEA) und in Deutschland entwickelt wurde. Zu den frühen kommerziellen Installationen gehörten eine 1951 in der Sowjetunion zwischen Moskau und Kaschira und ein 100-kV-System mit 20 MW zwischen Gotland und dem schwedischen Festland im Jahr 1954. Vor dem chinesischen Projekt 2019 war die längste HGÜ-Verbindung der Welt die Rio-Madeira-Verbindung in Brasilien, die aus zwei Bipolen mit ±600 kV und je 3150 MW besteht und Porto Velho im Bundesstaat Rondônia mit dem Großraum São Paulo auf einer Länge von mehr als 2 500 km verbindet. ⓘ
Hochspannungsübertragung
Bei der Stromübertragung wird eine hohe Spannung verwendet, um den Energieverlust durch den Leitungswiderstand zu verringern. Bei einer bestimmten übertragenen Energiemenge wird bei einer Verdopplung der Spannung die gleiche Energie mit nur halbem Strom übertragen. Da der Energieverlust in Form von Wärme in den Leitungen direkt proportional zum Quadrat des Stroms ist, verringert eine Verdopplung der Spannung die Leitungsverluste um den Faktor 4. Der Energieverlust bei der Übertragung kann zwar auch durch größere Leiter verringert werden, doch sind größere Leiter schwerer und teurer. ⓘ
Hochspannung kann nicht ohne Weiteres für Beleuchtung oder Motoren verwendet werden, so dass die Übertragungsspannung für Endverbraucher reduziert werden muss. Transformatoren werden verwendet, um die Spannungspegel in Wechselstromübertragungsschaltungen zu ändern. Transformatoren machten Spannungsänderungen praktisch, und Wechselstromgeneratoren waren effizienter als solche, die Gleichstrom verwendeten. Diese Vorteile führten dazu, dass die frühen Niederspannungs-Gleichstromübertragungssysteme um die Wende zum 20. Jahrhundert von Wechselstromsystemen verdrängt wurden. ⓘ
Die praktische Umwandlung von Strom zwischen Wechsel- und Gleichstrom wurde mit der Entwicklung leistungselektronischer Bauelemente wie Quecksilberlichtbogenventilen und ab den 1970er Jahren mit Halbleiterbauelementen wie Thyristoren, integrierten gategesteuerten Thyristoren (IGCTs), MOS-gesteuerten Thyristoren (MCTs) und bipolaren Transistoren mit isoliertem Gate (IGBTs) möglich. ⓘ
Geschichte
Elektromechanische (Thury) Systeme
Die erste Fernübertragung von elektrischem Strom wurde 1882 bei der Kraftübertragung Miesbach-München mit Gleichstrom demonstriert, wobei jedoch nur 1,5 kW übertragen wurden. Eine frühe Methode der HVDC-Übertragung wurde von dem Schweizer Ingenieur René Thury entwickelt, und seine Methode wurde 1889 in Italien von der Firma Acquedotto De Ferrari-Galliera in die Praxis umgesetzt. Bei diesem System wurden in Reihe geschaltete Motor-Generator-Gruppen zur Erhöhung der Spannung eingesetzt. Jedes Aggregat war von der elektrischen Masse isoliert und wurde über isolierte Wellen von einer Antriebsmaschine angetrieben. Die Übertragungsleitung wurde im "Konstantstrom"-Modus betrieben, mit bis zu 5.000 Volt an jeder Maschine, wobei einige Maschinen doppelte Kommutatoren hatten, um die Spannung an jedem Kommutator zu verringern. Dieses System übertrug 630 kW bei 14 kV Gleichstrom über eine Entfernung von 120 km. Das System Moutiers-Lyon übertrug 8 600 kW Strom aus Wasserkraft über eine Entfernung von 200 km, einschließlich 10 km Erdkabel. Dieses System verwendete acht in Reihe geschaltete Generatoren mit Doppelkommutatoren für eine Gesamtspannung von 150 kV zwischen dem Plus- und dem Minuspol und war von ca. 1906 bis 1936 in Betrieb. Bis 1913 waren fünfzehn Thury-Systeme in Betrieb. Andere Thury-Systeme, die mit bis zu 100 kV Gleichspannung arbeiteten, waren bis in die 1930er Jahre in Betrieb, aber die rotierenden Maschinen erforderten einen hohen Wartungsaufwand und hatten hohe Energieverluste. In der ersten Hälfte des 20. Jahrhunderts wurden verschiedene andere elektromechanische Geräte mit geringem kommerziellen Erfolg getestet. ⓘ
Eine Technik zur Umwandlung von Gleichstrom von einer hohen Übertragungsspannung in eine niedrigere Nutzungsspannung bestand darin, in Reihe geschaltete Batterien aufzuladen und diese dann parallel zu schalten, um die Verteilungslasten zu bedienen. Zwar wurden um die Wende zum 20. Jahrhundert mindestens zwei kommerzielle Anlagen ausprobiert, doch war diese Technik aufgrund der begrenzten Kapazität der Batterien, der Schwierigkeiten beim Umschalten zwischen Reihen- und Parallelschaltungen und der inhärenten Energieineffizienz eines Batterielade-/Entladezyklus nicht allgemein nützlich. (Ein modernes Batteriespeicherkraftwerk enthält Transformatoren und Wechselrichter, um die Energie von Wechselstrom in Gleichstrom mit der entsprechenden Spannung umzuwandeln). ⓘ
Quecksilberlichtbogenventile
Das erstmals 1914 vorgeschlagene netzgesteuerte Quecksilberbogenventil wurde zwischen 1920 und 1940 für die Stromübertragung eingesetzt. Ab 1932 testete General Electric in Mechanicville, New York, Quecksilberdampfventile und eine 12-kV-Gleichstromübertragungsleitung, die auch dazu diente, 40-Hz-Strom für 60-Hz-Lasten umzuwandeln. 1941 wurde für die Stadt Berlin eine 115 km lange Erdkabelverbindung mit einer Leistung von 60 MW und ±200 kV unter Verwendung von Quecksilberdampfventilen entworfen (Elbe-Projekt), aber wegen des Zusammenbruchs der deutschen Regierung 1945 wurde das Projekt nie abgeschlossen. Die nominelle Begründung für das Projekt war, dass ein Erdkabel in Kriegszeiten als Bombenziel weniger auffällig wäre. Die Ausrüstung wurde in die Sowjetunion gebracht und dort als HGÜ-System Moskau-Kaschira in Betrieb genommen. Das Moskau-Kashira-System und die 1954 von der Gruppe von Uno Lamm bei ASEA hergestellte Verbindung zwischen dem schwedischen Festland und der Insel Gotland markierten den Beginn der modernen Ära der HGÜ-Übertragung. ⓘ
Quecksilberlichtbogenventile benötigen einen externen Stromkreis, um den Strom auf Null zu zwingen und so das Ventil abzuschalten. Bei HGÜ-Anwendungen sorgt das Wechselstromsystem selbst für die Umschaltung des Stroms auf ein anderes Ventil im Umrichter. Daher werden Umrichter mit Quecksilberbogenventilen als netzgeführte Umrichter (LCC) bezeichnet. LCCs erfordern rotierende Synchronmaschinen in den Wechselstromsystemen, an die sie angeschlossen sind, was eine Stromübertragung in eine passive Last unmöglich macht. ⓘ
Quecksilberlichtbogenventile waren in Systemen, die bis 1972 entwickelt wurden, üblich. Das letzte HGÜ-System mit Quecksilberlichtbogen (das Nelson River Bipole 1-System in Manitoba, Kanada) wurde zwischen 1972 und 1977 schrittweise in Betrieb genommen. Seitdem wurden alle Quecksilberdampfsysteme entweder abgeschaltet oder auf den Einsatz von Halbleitergeräten umgestellt. Das letzte HGÜ-System, in dem Quecksilberlichtbogenventile verwendet wurden, war die Inter-Island-HGÜ-Verbindung zwischen der Nord- und der Südinsel Neuseelands, die sie an einem ihrer beiden Pole einsetzte. Die Quecksilberlichtbogenventile wurden am 1. August 2012 außer Betrieb genommen, bevor die neuen Thyristorwandler in Betrieb genommen wurden. ⓘ
Thyristor-Ventile
Seit 1977 werden in neuen HGÜ-Systemen nur noch Festkörpergeräte verwendet, in den meisten Fällen Thyristoren. Wie Quecksilberlichtbogenventile müssen Thyristoren in HGÜ-Anwendungen an einen externen Wechselstromkreis angeschlossen werden, um sie ein- und auszuschalten. HGÜ mit Thyristoren wird auch als netzgeführte HGÜ (Line-Commutated Converter) bezeichnet. ⓘ
Die Entwicklung von Thyristorventilen für die HGÜ begann in den späten 1960er Jahren. Das erste vollständige HGÜ-System auf Thyristorbasis war das Eel River-System in Kanada, das von General Electric gebaut und 1972 in Betrieb genommen wurde. ⓘ
Am 15. März 1979 wurde eine 1920-MW-Gleichstromverbindung auf Thyristorbasis zwischen Cabora Bassa und Johannesburg (1.410 km) in Betrieb genommen. Die Umspannanlage wurde 1974 von der Allgemeinen Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG) gebaut, und Brown, Boveri & Cie (BBC) und Siemens waren Partner bei diesem Projekt. Die mehrjährige Unterbrechung der Stromversorgung war eine Folge des Bürgerkriegs in Mosambik. Die Übertragungsspannung von ±533 kV war zu dieser Zeit die höchste der Welt. ⓘ
Kondensatorgekoppelte Umrichter (CCC)
Netzgeführte Stromrichter sind für HGÜ-Systeme nur bedingt geeignet. Diese ergeben sich daraus, dass der Wechselstromkreis zum Abschalten des Thyristorstroms erforderlich ist und dass eine kurze Zeitspanne mit "umgekehrter" Spannung erforderlich ist, um die Abschaltung zu bewirken (Abschaltzeit). Ein Versuch, diese Einschränkungen zu überwinden, ist der kondensatorgeführte Stromrichter (CCC), der in einer kleinen Anzahl von HGÜ-Systemen eingesetzt wurde. Der CCC unterscheidet sich von einem konventionellen HGÜ-System durch Serienkondensatoren, die entweder auf der Primär- oder der Sekundärseite des Stromrichtertransformators in die AC-Leitungsanschlüsse eingefügt sind. Die Serienkondensatoren gleichen die Kommutierungsinduktivität des Stromrichters teilweise aus und tragen zur Reduzierung der Fehlerströme bei. Dadurch kann auch ein kleinerer Auslöschungswinkel mit einem Stromrichter/Wechselrichter verwendet werden, was den Bedarf an Blindleistungsunterstützung verringert. ⓘ
Mit dem Aufkommen von Spannungsquellenwandlern (VSC), die keine Löschzeit mehr benötigen, ist die CCC jedoch nur noch eine Nischenanwendung. ⓘ
Spannungsquellenwandler (VSC)
Die seit den 1980er Jahren in Motorantrieben weit verbreiteten Spannungsquellenumrichter kamen 1997 mit dem Versuchsprojekt Hellsjön-Grängesberg in Schweden erstmals in der HGÜ zum Einsatz. Bis Ende 2011 hatte diese Technologie einen bedeutenden Anteil des HGÜ-Marktes erobert. ⓘ
Die Entwicklung von Bipolartransistoren mit isolierter Gateelektrode (IGBTs), Gate-Turn-off-Thyristoren (GTOs) und integrierten gate-kommutierten Thyristoren (IGCTs) mit höherer Leistung hat kleinere HGÜ-Systeme wirtschaftlich gemacht. Der Hersteller ABB Group nennt dieses Konzept HVDC Light, während Siemens ein ähnliches Konzept HVDC PLUS (Power Link Universal System) nennt und Alstom sein auf dieser Technologie basierendes Produkt HVDC MaxSine nennt. Sie haben die Nutzung der HGÜ auf Blöcke bis zu einigen zehn Megawatt und Freileitungen bis zu einigen Dutzend Kilometern ausgeweitet. Es gibt verschiedene Varianten der VSC-Technologie: Die meisten Anlagen, die bis 2012 gebaut wurden, verwenden Pulsweitenmodulation in einer Schaltung, die praktisch ein Ultrahochspannungsmotorantrieb ist. Aktuelle Installationen, darunter HVDC PLUS und HVDC MaxSine, basieren auf Varianten eines Umrichters mit der Bezeichnung Modular Multilevel Converter (MMC). ⓘ
Multilevel-Konverter haben den Vorteil, dass sie es ermöglichen, Oberschwingungsfilteranlagen zu reduzieren oder ganz zu eliminieren. Zum Vergleich: AC-Oberschwingungsfilter typischer netzgeführter Umrichterstationen nehmen fast die Hälfte der Fläche der Umrichterstation ein. ⓘ
Mit der Zeit werden Spannungsquellen-Umrichtersysteme wahrscheinlich alle installierten einfachen thyristorbasierten Systeme ersetzen, auch bei den höchsten Gleichstromübertragungsanwendungen. ⓘ
Vergleich mit AC
Vorteile
Ein Punkt-zu-Punkt-Gleichstromübertragungssystem über große Entfernungen hat im Allgemeinen niedrigere Gesamtinvestitionskosten und geringere Verluste als ein entsprechendes Wechselstromübertragungssystem. Die HGÜ-Umwandlungsanlagen in den Endstationen sind zwar kostspielig, aber die Gesamtkosten für die Gleichstromübertragung über lange Strecken sind niedriger als bei einer Wechselstromleitung mit gleicher Entfernung. Bei der HGÜ werden pro Entfernungseinheit weniger Leiter benötigt als bei einer Wechselstromleitung, da keine drei Phasen unterstützt werden müssen und es keinen Skin-Effekt gibt. ⓘ
Abhängig von der Spannungsebene und den Konstruktionsdetails werden die HGÜ-Verluste mit 3,5 % pro 1 000 km angegeben, etwa 50 % weniger als bei Wechselstromleitungen (6,7 %) bei gleicher Spannung. Dies liegt daran, dass Gleichstrom nur Wirkleistung überträgt und daher geringere Verluste verursacht als Wechselstrom, der sowohl Wirk- als auch Blindleistung überträgt. ⓘ
Die HGÜ-Übertragung kann auch aufgrund anderer technischer Vorteile gewählt werden. HGÜ kann Strom zwischen getrennten Wechselstromnetzen übertragen. Der HGÜ-Stromfluss zwischen getrennten Wechselstromnetzen kann automatisch so gesteuert werden, dass beide Netze unter instabilen Bedingungen unterstützt werden, ohne dass die Gefahr besteht, dass ein größerer Zusammenbruch des Stromsystems in einem Netz zu einem Zusammenbruch im zweiten Netz führt. Die HGÜ verbessert die Regelbarkeit des Systems, wobei mindestens eine HGÜ-Verbindung in ein Wechselstromnetz eingebettet ist - im deregulierten Umfeld ist die Regelbarkeit besonders nützlich, wenn der Energiehandel kontrolliert werden muss. ⓘ
Die kombinierten wirtschaftlichen und technischen Vorteile der HGÜ können sie zu einer geeigneten Wahl für den Anschluss von Stromquellen machen, die weit von den Hauptverbrauchern entfernt sind. ⓘ
Zu den spezifischen Anwendungen, bei denen die HGÜ-Technologie Vorteile bietet, gehören:
- Unterseekabel-Übertragungssysteme (z. B. die 720 km lange Nordsee-Verbindung, das 580 km lange NorNed-Kabel zwischen Norwegen und den Niederlanden, das 420 km lange italienische SAPEI-Kabel zwischen Sardinien und dem Festland, der 290 km lange Basslink zwischen dem australischen Festland und Tasmanien und das 250 km lange Baltic Cable zwischen Schweden und Deutschland).
- Endpunkt-zu-Endpunkt-Langstreckenstromübertragung ohne zwischengeschaltete "Anzapfungen", in der Regel zum Anschluss eines abgelegenen Kraftwerks an das Hauptnetz, z. B. das Nelson River DC Transmission System in Kanada.
- Erhöhung der Kapazität eines bestehenden Stromnetzes in Situationen, in denen zusätzliche Leitungen schwierig oder teuer zu installieren sind.
- Stromübertragung und Stabilisierung zwischen unsynchronisierten Wechselstromnetzen, wobei das Extrembeispiel die Fähigkeit ist, Strom zwischen Ländern zu übertragen, die Wechselstrom mit unterschiedlichen Frequenzen verwenden. Da eine solche Übertragung in beide Richtungen erfolgen kann, erhöht sie die Stabilität beider Netze, da sie sich in Notfällen und bei Ausfällen gegenseitig stützen können.
- Stabilisierung eines überwiegend mit Wechselstrom betriebenen Stromnetzes, ohne dass es zu einer Erhöhung des Fehlerpegels (voraussichtlicher Kurzschlussstrom) kommt.
- Integration von erneuerbaren Energien wie Windkraft in das Hauptübertragungsnetz. HGÜ-Freileitungen für Onshore-Windkraftprojekte und HGÜ-Kabel für Offshore-Projekte sind in Nordamerika und Europa sowohl aus technischen als auch aus wirtschaftlichen Gründen vorgeschlagen worden. Gleichstromnetze mit mehreren Spannungsquellenumrichtern (VSC) sind eine der technischen Lösungen für die Bündelung von Offshore-Windenergie und deren Übertragung an weit entfernte Lastzentren an Land. ⓘ
Kabelsysteme
Lange unterseeische oder unterirdische Hochspannungskabel haben im Vergleich zu Freileitungen eine hohe elektrische Kapazität, da die stromführenden Leiter im Kabel von einer relativ dünnen Isolierschicht (dem Dielektrikum) und einem Metallmantel umgeben sind. Die Geometrie entspricht der eines langen Koaxialkondensators. Die Gesamtkapazität nimmt mit der Länge des Kabels zu. Diese Kapazität befindet sich in einer Parallelschaltung mit der Last. Wird für die Kabelübertragung Wechselstrom verwendet, muss im Kabel zusätzlicher Strom fließen, um diese Kabelkapazität aufzuladen. Dieser zusätzliche Stromfluss verursacht zusätzliche Energieverluste durch Wärmeabgabe in den Leitern des Kabels, wodurch dessen Temperatur steigt. Zusätzliche Energieverluste entstehen auch durch die dielektrischen Verluste in der Kabelisolierung. ⓘ
Bei der Verwendung von Gleichstrom wird die Kabelkapazität jedoch nur dann aufgeladen, wenn das Kabel zum ersten Mal unter Spannung gesetzt wird oder wenn sich der Spannungspegel ändert; es ist kein zusätzlicher Strom erforderlich. Bei einem ausreichend langen Wechselstromkabel würde die gesamte Strombelastbarkeit des Leiters benötigt, um den Ladestrom allein zu liefern. Dieses Kabelkapazitätsproblem begrenzt die Länge und die Stromtragfähigkeit von Wechselstromkabeln. Gleichstromversorgte Kabel sind nur durch ihren Temperaturanstieg und das Ohmsche Gesetz begrenzt. Zwar fließt ein gewisser Leckstrom durch den dielektrischen Isolator, doch ist dieser im Vergleich zum Nennstrom des Kabels gering. ⓘ
Freileitungssysteme
Der kapazitive Effekt von langen Erd- oder Seekabeln bei Wechselstromübertragungsanwendungen gilt auch für Wechselstromfreileitungen, wenn auch in wesentlich geringerem Maße. Dennoch kann bei einer langen Wechselstrom-Freileitung der Strom, der allein zur Aufladung der Leitungskapazität fließt, beträchtlich sein, was die Fähigkeit der Leitung zur Übertragung von Nutzstrom an die Last am entfernten Ende verringert. Ein weiterer Faktor, der die nützliche Stromübertragungsfähigkeit von Wechselstromleitungen verringert, ist der Skin-Effekt, der eine ungleichmäßige Stromverteilung über die Querschnittsfläche des Leiters bewirkt. Die Leiter von Übertragungsleitungen, die mit Gleichstrom betrieben werden, leiden unter keiner dieser Einschränkungen. Daher kann ein bestimmter Leiter bei gleichen Leitungsverlusten (oder Erwärmungseffekt) im HGÜ-Betrieb mehr Leistung an die Last übertragen als im Wechselstrombetrieb. ⓘ
Abhängig von den Umgebungsbedingungen und der Leistungsfähigkeit der Isolierung von Freileitungen, die mit HGÜ betrieben werden, kann eine bestimmte Übertragungsleitung mit einer konstanten HGÜ-Spannung betrieben werden, die ungefähr der AC-Spitzenspannung entspricht, für die sie ausgelegt und isoliert ist. Die in einem Wechselstromsystem gelieferte Leistung wird durch den Effektivwert (RMS) einer Wechselspannung definiert, aber der Effektivwert beträgt nur etwa 71 % der Spitzenspannung. Wenn also die HGÜ-Leitung kontinuierlich mit einer HGÜ-Spannung betrieben werden kann, die der Spitzenspannung der entsprechenden Wechselstromleitung entspricht, dann ist bei einem gegebenen Strom (wobei der HGÜ-Strom dem Effektivstrom in der Wechselstromleitung entspricht) die Fähigkeit zur Leistungsübertragung beim Betrieb mit HGÜ etwa 40 % höher als beim Betrieb mit Wechselstrom. ⓘ
Asynchrone Verbindungen
Da HGÜ die Stromübertragung zwischen unsynchronisierten Wechselstromverteilungssystemen ermöglicht, kann sie zur Erhöhung der Systemstabilität beitragen, indem sie verhindert, dass sich kaskadenartige Ausfälle von einem Teil eines größeren Stromübertragungsnetzes auf einen anderen ausbreiten. Laständerungen, die dazu führen würden, dass Teile eines Wechselstromnetzes unsynchronisiert werden und sich trennen, würden sich nicht in gleicher Weise auf eine Gleichstromverbindung auswirken, und der Leistungsfluss durch die Gleichstromverbindung würde das Wechselstromnetz tendenziell stabilisieren. Größe und Richtung des Leistungsflusses durch einen Gleichstromzwischenkreis können direkt gesteuert und nach Bedarf geändert werden, um die Wechselstromnetze an beiden Enden des Zwischenkreises zu unterstützen. Dies hat viele Stromnetzbetreiber dazu veranlasst, einen breiteren Einsatz der HGÜ-Technologie allein wegen ihrer Stabilitätsvorteile in Erwägung zu ziehen. ⓘ
Nachteile
Die Nachteile der HGÜ liegen in den Bereichen Umwandlung, Schaltung, Steuerung, Verfügbarkeit und Wartung. ⓘ
HGÜ ist weniger zuverlässig und hat eine geringere Verfügbarkeit als Wechselstromsysteme, was vor allem auf die zusätzliche Umwandlungsausrüstung zurückzuführen ist. Einpolige Systeme haben eine Verfügbarkeit von etwa 98,5 %, wobei etwa ein Drittel der Ausfallzeit ungeplant auf Störungen zurückzuführen ist. Fehlertolerante zweipolige Systeme bieten eine hohe Verfügbarkeit für 50 % der Verbindungskapazität, aber die Verfügbarkeit der gesamten Kapazität liegt bei 97 % bis 98 %. ⓘ
Die erforderlichen Konverterstationen sind teuer und haben eine begrenzte Überlastkapazität. Bei kleineren Übertragungsentfernungen können die Verluste in den Umrichterstationen größer sein als in einer Wechselstrom-Übertragungsleitung für dieselbe Entfernung. Die Kosten für die Stromrichter werden möglicherweise nicht durch geringere Kosten für den Leitungsbau und geringere Leitungsverluste ausgeglichen. ⓘ
Für den Betrieb eines HGÜ-Systems müssen viele Ersatzteile vorgehalten werden, oft ausschließlich für ein System, da HGÜ-Systeme weniger standardisiert sind als Wechselstromsysteme und sich die Technologie schneller ändert. ⓘ
Im Gegensatz zu AC-Systemen ist die Realisierung von Mehrterminalsystemen komplex (insbesondere mit netzgeführten Stromrichtern), ebenso wie die Erweiterung bestehender Systeme auf Mehrterminalsysteme. Die Steuerung des Leistungsflusses in einem Gleichstromsystem mit mehreren Klemmen erfordert eine gute Kommunikation zwischen allen Klemmen; der Leistungsfluss muss aktiv durch das Stromrichtersteuerungssystem geregelt werden, anstatt sich auf die inhärenten Impedanz- und Phasenwinkeleigenschaften einer Wechselstromübertragungsleitung zu verlassen. Systeme mit mehreren Terminals sind selten. Im Jahr 2012 waren nur zwei in Betrieb: die Übertragungsleitung Hydro Québec - New England zwischen Radisson, Sandy Pond und Nicolet und die Verbindung zwischen Sardinien und dem italienischen Festland, die 1989 geändert wurde, um auch die Insel Korsika mit Strom zu versorgen. ⓘ
Hochspannungs-Gleichstrom-Schutzschalter
HGÜ-Leistungsschalter sind wegen der Lichtbogenbildung schwierig zu bauen: Bei Wechselstrom kehrt sich die Spannung um und durchbricht dabei Dutzende Male pro Sekunde die Nullspannung. Ein AC-Lichtbogen wird an einem dieser Nulldurchgangspunkte "selbstlöschend" sein, da es keinen Lichtbogen geben kann, wenn keine Potenzialdifferenz vorhanden ist. Gleichstrom wird niemals den Nullpunkt durchqueren und niemals von selbst erlöschen, so dass der Abstand und die Dauer des Lichtbogens bei Gleichstrom viel größer sind als bei der gleichen Wechselspannung. Dies bedeutet, dass der Leistungsschalter einen Mechanismus enthalten muss, um den Strom auf Null zu zwingen und den Lichtbogen zu löschen, da sonst die Lichtbogenbildung und der Kontaktverschleiß zu groß wären, um ein zuverlässiges Schalten zu ermöglichen. ⓘ
Im November 2012 gab ABB die Entwicklung des weltweit ersten ultraschnellen HGÜ-Leistungsschalters bekannt. Mechanische Leistungsschalter sind für den Einsatz in HGÜ-Netzen zu langsam, obwohl sie schon seit Jahren in anderen Anwendungen eingesetzt werden. Halbleiterschalter hingegen sind zwar schnell genug, haben aber einen hohen Durchlasswiderstand, der im Normalbetrieb Energie verschwendet und Wärme erzeugt. Der ABB-Schalter kombiniert Halbleiter- und mechanische Schalter zu einem "Hybridschalter", der sowohl eine schnelle Ausschaltzeit als auch einen niedrigen Widerstand im Normalbetrieb aufweist. ⓘ
Kosten
Im Allgemeinen machen die Anbieter von HGÜ-Systemen wie Alstom, Siemens und ABB keine genauen Angaben zu den Kosten bestimmter Projekte. Dies kann als eine kommerzielle Angelegenheit zwischen dem Anbieter und dem Kunden betrachtet werden. ⓘ
Die Kosten sind sehr unterschiedlich und hängen von den Besonderheiten des Projekts ab (z. B. Nennleistung, Stromkreislänge, Freileitungs- oder Kabeltrasse, Grundstückskosten, Seismologie des Standorts und Verbesserungen des Wechselstromnetzes, die an beiden Terminals erforderlich sind). Ein detaillierter Vergleich zwischen Gleichstrom- und Wechselstromübertragungskosten kann in Situationen erforderlich sein, in denen es keinen eindeutigen technischen Vorteil für Gleichstrom gibt und allein wirtschaftliche Überlegungen die Wahl bestimmen. ⓘ
Einige Praktiker haben jedoch einige Informationen zur Verfügung gestellt:
Für eine 8-GW-Verbindung mit einer Länge von 40 km, die unter dem Ärmelkanal verlegt wird, ergeben sich folgende ungefähre Kosten für die primäre Ausrüstung einer bipolaren konventionellen HGÜ-Verbindung mit 2000 MW und 500 kV (ohne Wegerecht, landseitige Verstärkungsarbeiten, Genehmigungen, Engineering, Versicherung usw.) ⓘ
- Umrichterstationen ~£110M (~€120M oder $173.7M)
- Unterseekabel + Installation ~£1M/km (~€1,2M oder ~$1,6M/km) ⓘ
Für eine 8-GW-Kapazität zwischen Großbritannien und Frankreich über vier Verbindungen bleibt also von den 750 Mio. £ für die Installationsarbeiten nicht viel übrig. Hinzu kommen weitere 200-300 Mio. GBP für die anderen Arbeiten, je nachdem, welche zusätzlichen Arbeiten an Land erforderlich sind.
Eine im April 2010 angekündigte 2.000-MW-Leitung mit einer Länge von 64 km zwischen Spanien und Frankreich wird auf 700 Millionen Euro geschätzt. Darin enthalten sind die Kosten für einen Tunnel durch die Pyrenäen. ⓘ
Umwandlungsprozess
Umrichter
Das Herzstück einer HGÜ-Stromrichterstation, die Ausrüstung, die die Umwandlung zwischen Wechsel- und Gleichstrom vornimmt, wird als Stromrichter bezeichnet. Fast alle HGÜ-Stromrichter sind von Haus aus in der Lage, Wechselstrom in Gleichstrom (Gleichrichtung) und Gleichstrom in Wechselstrom (Umkehrung) umzuwandeln, obwohl in vielen HGÜ-Systemen das Gesamtsystem für den Leistungsfluss in nur einer Richtung optimiert ist. Unabhängig davon, wie der Stromrichter selbst ausgelegt ist, wird die Station, die (zu einem bestimmten Zeitpunkt) mit dem Leistungsfluss von AC zu DC arbeitet, als Gleichrichter und die Station, die mit dem Leistungsfluss von DC zu AC arbeitet, als Wechselrichter bezeichnet. ⓘ
Frühe HGÜ-Systeme verwendeten elektromechanische Wandler (das Thury-System), aber alle seit den 1940er Jahren gebauten HGÜ-Systeme haben elektronische (statische) Wandler verwendet. Elektronische Umrichter für HGÜ werden in zwei Hauptkategorien unterteilt:
- netzgekoppelte Stromrichter (LCC)
- Spannungsgespeiste Stromrichter oder stromgespeiste Stromrichter. ⓘ
Netzgekoppelte Stromrichter
Die meisten der heute in Betrieb befindlichen HGÜ-Systeme basieren auf netzgeführten Stromrichtern. ⓘ
Die grundlegende LCC-Konfiguration verwendet einen dreiphasigen Brückengleichrichter oder eine Sechs-Puls-Brücke mit sechs elektronischen Schaltern, die jeweils eine der drei Phasen mit einer der beiden Gleichstromschienen verbinden. Ein komplettes Schaltelement wird in der Regel als Ventil bezeichnet, unabhängig von seiner Bauart. Da sich die Phase jedoch nur alle 60° ändert, entstehen bei dieser Anordnung sowohl an den Gleichstrom- als auch an den Wechselstromklemmen beträchtliche Oberschwingungsverzerrungen. ⓘ
Eine Weiterentwicklung dieser Anordnung verwendet 12 Ventile in einer Zwölf-Puls-Brücke. Der Wechselstrom wird vor der Umwandlung in zwei separate Dreiphasen-Netze aufgeteilt. Eine der beiden Stromversorgungen wird dann so konfiguriert, dass sie eine Stern- und eine Dreieck-Sekundärseite hat, wodurch eine Phasendifferenz von 30° zwischen den beiden Dreiphasensätzen entsteht. Mit zwölf Ventilen, die jeden der beiden Phasensätze mit den beiden Gleichstromschienen verbinden, findet alle 30° ein Phasenwechsel statt, und die Oberwellen werden erheblich reduziert. Aus diesem Grund ist das Zwölftaktsystem bei den meisten HGÜ-Systemen mit netzgeführten Stromrichtern, die seit den 1970er Jahren gebaut wurden, zum Standard geworden. ⓘ
Bei netzgeführten Stromrichtern hat der Stromrichter nur einen Freiheitsgrad - den Zündwinkel, der die Zeitverzögerung zwischen dem Auftreten einer positiven Spannung an einem Ventil (zu diesem Zeitpunkt würde das Ventil leiten, wenn es aus Dioden bestünde) und dem Einschalten der Thyristoren darstellt. Die Ausgangsgleichspannung des Wandlers wird mit zunehmendem Zündwinkel immer weniger positiv: Zündwinkel bis 90° entsprechen der Gleichrichtung und führen zu positiven Gleichspannungen, während Zündwinkel über 90° der Inversion entsprechen und zu negativen Gleichspannungen führen. Die praktische Obergrenze des Zündwinkels liegt bei etwa 150-160°, da das Ventil darüber hinaus eine unzureichende Abschaltzeit hätte. ⓘ
Frühe LCC-Systeme verwendeten Quecksilberlichtbogenventile, die zwar robust waren, aber einen hohen Wartungsaufwand erforderten. Aus diesem Grund wurden viele HGÜ-Systeme mit Quecksilberlichtbogenventilen mit Bypass-Schaltgeräten über jeder Sechs-Puls-Brücke gebaut, damit das HGÜ-System für kurze Wartungszeiträume im Sechs-Puls-Modus betrieben werden konnte. Das letzte Quecksilberdampfsystem wurde 2012 abgeschaltet. ⓘ
Das Thyristorventil wurde erstmals 1972 in HGÜ-Systemen eingesetzt. Der Thyristor ist ein Festkörper-Halbleiterbauelement, das der Diode ähnelt, jedoch über einen zusätzlichen Steueranschluss verfügt, der zum Einschalten des Bauelements zu einem bestimmten Zeitpunkt während des Wechselstromzyklus verwendet wird. Da die Spannungen in HGÜ-Systemen, die in einigen Fällen bis zu 800 kV betragen, die Durchbruchspannungen der verwendeten Thyristoren bei weitem übersteigen, werden HGÜ-Thyristorventile aus einer großen Anzahl von Thyristoren in Reihe gebaut. Zusätzliche passive Komponenten wie Abstufungskondensatoren und Widerstände müssen zu jedem Thyristor parallel geschaltet werden, um sicherzustellen, dass die Spannung über dem Ventil gleichmäßig auf die Thyristoren verteilt wird. Der Thyristor mit den zugehörigen Abstimmkreisen und anderen Hilfseinrichtungen wird als Thyristorstufe bezeichnet. ⓘ
Jedes Thyristorventil enthält in der Regel Dutzende oder Hunderte von Thyristorebenen, die jeweils auf einem anderen (hohen) Potenzial in Bezug auf die Erde arbeiten. Die Befehlsinformation zum Einschalten der Thyristoren kann daher nicht einfach über eine Drahtverbindung übertragen werden, sondern muss isoliert werden. Die Isolationsmethode kann magnetisch sein, ist aber in der Regel optisch. Es werden zwei optische Methoden verwendet: die indirekte und die direkte optische Auslösung. Bei der indirekten optischen Auslösemethode sendet die Niederspannungs-Steuerelektronik Lichtimpulse über Lichtwellenleiter an die High-Side-Steuerelektronik, die ihre Leistung aus der Spannung an den einzelnen Thyristoren ableitet. Bei der alternativen direkten optischen Auslösemethode entfällt der größte Teil der High-Side-Elektronik, stattdessen werden Lichtimpulse von der Steuerelektronik zum Schalten der lichtgesteuerten Thyristoren (LTTs) verwendet, obwohl eine kleine Überwachungselektronik zum Schutz des Ventils weiterhin erforderlich sein kann. ⓘ
In einem netzgeführten Stromrichter kann der Gleichstrom (normalerweise) seine Richtung nicht ändern; er fließt durch eine große Induktivität und kann als nahezu konstant angesehen werden. Auf der Wechselstromseite verhält sich der Stromrichter in etwa wie eine Stromquelle, die sowohl netzfrequente als auch harmonische Ströme in das Wechselstromnetz einspeist. Aus diesem Grund wird ein netzgeführter Umrichter für HGÜ auch als Stromquellenwechselrichter betrachtet. ⓘ
Spannungsgespeiste Umrichter
Da Thyristoren nur durch eine Steuerung eingeschaltet (nicht ausgeschaltet) werden können, hat das Steuerungssystem nur einen Freiheitsgrad - den Zeitpunkt des Einschaltens des Thyristors. Dies ist unter bestimmten Umständen eine wichtige Einschränkung. ⓘ
Bei einigen anderen Arten von Halbleiterbauelementen, wie z. B. dem Bipolartransistor mit isoliertem Gate (IGBT), kann sowohl das Ein- als auch das Ausschalten gesteuert werden, was einen zweiten Freiheitsgrad darstellt. Daher können sie zur Herstellung selbstgeführter Wandler verwendet werden. Bei solchen Umrichtern ist die Polarität der Gleichspannung in der Regel fest und die Gleichspannung, die durch eine große Kapazität geglättet wird, kann als konstant angesehen werden. Aus diesem Grund wird ein HGÜ-Wandler, der IGBTs verwendet, gewöhnlich als spannungsgespeister Wandler bezeichnet. Die zusätzliche Steuerbarkeit bietet viele Vorteile, insbesondere die Möglichkeit, die IGBTs mehrmals pro Zyklus ein- und auszuschalten, um das Oberwellenverhalten zu verbessern. Da der Umrichter selbst kommutiert ist, ist er für seinen Betrieb nicht mehr auf die Synchronmaschinen im Wechselstromsystem angewiesen. Ein spannungsgespeister Stromrichter kann daher Strom in ein Wechselstromnetz einspeisen, das nur aus passiven Lasten besteht, was bei der LCC-Gleichstromübertragung unmöglich ist. ⓘ
HGÜ-Systeme, die auf spannungsgespeisten Stromrichtern basieren, verwenden in der Regel die Sechs-Puls-Verbindung, da der Stromrichter viel weniger harmonische Verzerrungen erzeugt als eine vergleichbare LCC und die Zwölf-Puls-Verbindung unnötig ist. ⓘ
Die meisten der bis 2012 gebauten VSC-HGÜ-Systeme basierten auf dem Zweistufenwandler, den man sich als Sechs-Puls-Brücke vorstellen kann, bei der die Thyristoren durch IGBTs mit invers-parallelen Dioden und die DC-Glättungsdrosseln durch DC-Glättungskondensatoren ersetzt wurden. Der Name solcher Umrichter leitet sich von den zwei diskreten Spannungsniveaus am Wechselstromausgang jeder Phase ab, die den elektrischen Potenzialen der positiven und negativen Gleichstromklemmen entsprechen. Die Pulsweitenmodulation (PWM) wird in der Regel eingesetzt, um die harmonische Verzerrung des Umrichters zu verbessern. ⓘ
Einige HGÜ-Systeme wurden mit dreistufigen Stromrichtern gebaut, aber heute werden die meisten neuen VSC-HGÜ-Systeme mit einer Form von mehrstufigen Stromrichtern gebaut, am häufigsten mit modularen mehrstufigen Stromrichtern (MMC), bei denen jedes Ventil aus einer Reihe unabhängiger Stromrichter-Submodule besteht, die jeweils ihren eigenen Speicherkondensator enthalten. Die IGBTs in jedem Teilmodul überbrücken den Kondensator oder schließen ihn an den Stromkreis an, so dass das Ventil eine gestufte Spannung mit sehr geringer harmonischer Verzerrung synthetisieren kann. ⓘ
Stromrichtertransformatoren
Auf der Wechselstromseite jedes Stromrichters trennt eine Reihe von Transformatoren, häufig drei räumlich getrennte Einphasentransformatoren, die Station von der Wechselstromversorgung, um eine lokale Erdung zu gewährleisten und die korrekte Gleichspannung zu garantieren. Der Ausgang dieser Transformatoren wird dann an den Umrichter angeschlossen. ⓘ
Stromrichtertransformatoren für LCC-HGÜ-Systeme sind aufgrund der hohen Oberschwingungsströme, die durch sie fließen, und aufgrund der Tatsache, dass die Isolierung der Sekundärwicklung einer permanenten Gleichspannung ausgesetzt ist, was sich auf die Auslegung der Isolierstruktur (die Ventilseite erfordert eine solidere Isolierung) im Tank auswirkt, recht speziell. In LCC-Systemen müssen die Transformatoren auch die für die Oberwellenauslöschung erforderliche Phasenverschiebung von 30° gewährleisten. ⓘ
Stromrichtertransformatoren für VSC-HGÜ-Systeme sind in der Regel einfacher und konventioneller aufgebaut als solche für LCC-HGÜ-Systeme. ⓘ
Blindleistung
Ein wesentlicher Nachteil von HGÜ-Systemen mit netzgeführten Stromrichtern ist, dass die Stromrichter von Natur aus Blindleistung verbrauchen. Der Wechselstrom, der vom Wechselstromsystem in den Stromrichter fließt, hinkt der Wechselspannung hinterher, so dass der Stromrichter unabhängig von der Richtung des Wirkleistungsflusses immer Blindleistung aufnimmt und sich wie eine Nebenschlussdrossel verhält. Die aufgenommene Blindleistung beträgt unter idealen Bedingungen mindestens 0,5 Mvar/MW und kann höher sein, wenn der Stromrichter mit einem höheren als dem üblichen Zünd- oder Löschwinkel oder mit einer reduzierten Gleichspannung arbeitet. ⓘ
Obwohl bei HGÜ-Stromrichterstationen, die direkt an Kraftwerke angeschlossen sind, ein Teil der Blindleistung von den Generatoren selbst bereitgestellt werden kann, muss die vom Stromrichter verbrauchte Blindleistung in den meisten Fällen von Nebenschlusskondensatorbatterien bereitgestellt werden, die an den Wechselstromklemmen des Stromrichters angeschlossen sind. Die Nebenschlusskondensatoren sind in der Regel direkt an die Netzspannung angeschlossen, können aber in einigen Fällen auch über eine Tertiärwicklung des Stromrichtertransformators an eine niedrigere Spannung angeschlossen werden. ⓘ
Da die verbrauchte Blindleistung von der übertragenen Wirkleistung abhängt, müssen die Shunt-Kondensatoren in der Regel in mehrere schaltbare Bänke unterteilt werden (in der Regel vier pro Umrichter), um zu verhindern, dass bei geringer übertragener Leistung ein Überschuss an Blindleistung erzeugt wird. ⓘ
Die Nebenschlusskondensatoren sind fast immer mit Abstimmdrosseln und gegebenenfalls mit Dämpfungswiderständen versehen, so dass sie eine doppelte Funktion als Oberwellenfilter erfüllen können. ⓘ
Spannungsquellenumrichter hingegen können bei Bedarf entweder Blindleistung erzeugen oder verbrauchen, so dass in der Regel keine separaten Nebenschlusskondensatoren benötigt werden (abgesehen von denen, die nur zur Filterung erforderlich sind). ⓘ
Oberschwingungen und Filterung
Alle leistungselektronischen Umrichter erzeugen ein gewisses Maß an harmonischer Verzerrung in den Wechsel- und Gleichstromsystemen, an die sie angeschlossen sind, und HGÜ-Umrichter bilden hier keine Ausnahme. ⓘ
Bei den kürzlich entwickelten modularen Multilevel-Konvertern (MMC) sind die Oberschwingungsverzerrungen praktisch vernachlässigbar, aber bei netzgeführten Konvertern und einfacheren Typen von Spannungsquellen-Konvertern können sowohl auf der AC- als auch auf der DC-Seite des Konverters erhebliche Oberschwingungsverzerrungen auftreten. Daher sind Oberschwingungsfilter fast immer an den Wechselstromanschlüssen solcher Umrichter erforderlich, und bei HGÜ-Übertragungsanlagen mit Freileitungen kann auch ein Filter auf der Gleichstromseite erforderlich sein. ⓘ
Filter für netzgekoppelte Umrichter
Der Grundbaustein eines netzgekoppelten HGÜ-Stromrichters ist die Sechs-Puls-Brücke. Diese Anordnung erzeugt sehr hohe Oberschwingungsverzerrungen, da sie als Stromquelle wirkt, die Oberschwingungsströme der Ordnung 6n±1 in das Wechselstromsystem einspeist und Oberschwingungsspannungen der Ordnung 6n erzeugt, die der Gleichspannung überlagert sind. ⓘ
Die Bereitstellung von Oberschwingungsfiltern, die diese Oberschwingungen unterdrücken können, ist sehr kostspielig, so dass fast immer eine Variante verwendet wird, die als Zwölf-Puls-Brücke bekannt ist (bestehend aus zwei in Reihe geschalteten Sechs-Puls-Brücken mit einer Phasenverschiebung von 30° zwischen ihnen). Bei der Zwölf-Puls-Anordnung entstehen zwar immer noch Oberschwingungen, aber nur in der Größenordnung von 12n±1 auf der AC-Seite und 12n auf der DC-Seite. Die Unterdrückung dieser Oberschwingungen ist immer noch eine Herausforderung, aber machbar. ⓘ
Netzgeführte Umrichter für HGÜ sind in der Regel mit Kombinationen von Oberschwingungsfiltern ausgestattet, die für die 11. und 13. Oberschwingung auf der AC-Seite und die 12. Manchmal werden auch Hochpassfilter für die 23., 25., 35., 37... auf der AC-Seite und die 24., 36... auf der DC-Seite eingesetzt. Manchmal müssen die AC-Filter auch für die Dämpfung von nicht charakteristischen Oberschwingungen niedrigerer Ordnung, wie der 3. oder 5. ⓘ
Die Aufgabe, AC-Oberschwingungsfilter für HGÜ-Stromrichterstationen zu entwerfen, ist komplex und rechenintensiv, da nicht nur sichergestellt werden muss, dass der Stromrichter keine inakzeptablen Spannungsverzerrungen im Wechselstromsystem erzeugt, sondern auch, dass die Oberschwingungsfilter nicht mit einer anderen Komponente des Wechselstromsystems in Resonanz treten. Für die Auslegung der AC-Filter ist eine genaue Kenntnis der Oberschwingungsimpedanz des AC-Systems in einem breiten Frequenzbereich erforderlich. ⓘ
Gleichstromfilter sind nur für HGÜ-Übertragungssysteme mit Freileitungen erforderlich. Die Spannungsverzerrung ist an sich kein Problem, da die Verbraucher nicht direkt an die Gleichstromklemmen des Systems angeschlossen sind. Das wichtigste Auslegungskriterium für die Gleichstromfilter ist daher, dass die in den Gleichstromleitungen fließenden Oberschwingungsströme keine Störungen in nahegelegenen offenen Telefonleitungen verursachen. Mit der Zunahme digitaler mobiler Telekommunikationssysteme, die viel weniger störanfällig sind, verlieren Gleichstromfilter für HGÜ-Systeme an Bedeutung. ⓘ
Filter für spannungsgespeiste Umrichter
Einige Arten von spannungsgespeisten Umrichtern können so geringe Oberschwingungsverzerrungen erzeugen, dass überhaupt keine Filter erforderlich sind. Bei Stromrichtertypen wie z. B. dem zweistufigen Stromrichter, der mit Pulsweitenmodulation (PWM) verwendet wird, ist jedoch eine gewisse Filterung erforderlich, wenn auch in geringerem Maße als bei netzgeführten Stromrichtersystemen. ⓘ
Bei solchen Umrichtern ist das Oberschwingungsspektrum im Allgemeinen zu höheren Frequenzen verschoben als bei netzgeführten Umrichtern. Dadurch kann in der Regel die Filteranlage kleiner dimensioniert werden. Die dominierenden Oberschwingungsfrequenzen sind Seitenbänder der PWM-Frequenz und Vielfache davon. Bei HGÜ-Anwendungen liegt die PWM-Frequenz typischerweise bei 1 bis 2 kHz. ⓘ
Konfigurationen
Monopole
In einer Monopolkonfiguration ist eine der Klemmen des Gleichrichters mit der Erde verbunden. Der andere Anschluss, der eine hohe Spannung gegenüber der Erde aufweist, ist mit einer Übertragungsleitung verbunden. Die geerdete Klemme kann über einen zweiten Leiter mit dem entsprechenden Anschluss an der Umrichterstation verbunden werden. ⓘ
Wenn kein metallischer Rückleiter installiert ist, fließt der Strom in der Erde (oder im Wasser) zwischen zwei Elektroden. Bei dieser Anordnung handelt es sich um eine Art einadriges Erdrückführungssystem. ⓘ
Die Elektroden befinden sich in der Regel einige Dutzend Kilometer von den Stationen entfernt und sind über eine Mittelspannungs-Elektrodenleitung mit den Stationen verbunden. Die Ausführung der Elektroden selbst hängt davon ab, ob sie sich an Land, an der Küste oder im Meer befinden. Bei der monopolaren Konfiguration mit Erdrückführung ist der Erdstromfluss unidirektional, was bedeutet, dass die Konstruktion einer der Elektroden (der Kathode) relativ einfach sein kann, während die Konstruktion der Anodenelektrode recht komplex ist. ⓘ
Bei der Übertragung über große Entfernungen kann die Erdrückführung erheblich billiger sein als Alternativen, die einen eigenen Neutralleiter verwenden, aber sie kann zu Problemen führen wie:
- elektrochemische Korrosion von langen vergrabenen Metallobjekten wie Pipelines
- Unterwasser-Erdungselektroden in Meerwasser können Chlor produzieren oder die Wasserchemie anderweitig beeinflussen.
- Ein unausgewogener Strompfad kann zu einem magnetischen Nettofeld führen, das die magnetischen Navigationskompasse von Schiffen, die ein Unterwasserkabel passieren, beeinträchtigen kann. ⓘ
Diese Auswirkungen können durch die Installation eines metallischen Rückleiters zwischen den beiden Enden der monopolaren Übertragungsleitung beseitigt werden. Da ein Anschluss des Umrichters mit der Erde verbunden ist, muss der Rückleiter nicht für die gesamte Übertragungsspannung isoliert werden, was ihn kostengünstiger macht als den Hochspannungsleiter. Die Entscheidung, ob ein metallischer Rückleiter verwendet werden soll oder nicht, hängt von wirtschaftlichen, technischen und ökologischen Faktoren ab. ⓘ
Moderne monopolare Systeme für reine Freileitungen tragen in der Regel 1,5 GW. Wenn Erd- oder Unterwasserkabel verwendet werden, liegt der typische Wert bei 600 MW. ⓘ
Die meisten monopolaren Systeme sind für eine zukünftige bipolare Erweiterung ausgelegt. Freileitungsmasten können für zwei Leiter ausgelegt sein, auch wenn zunächst nur einer für das monopolare Übertragungssystem verwendet wird. Der zweite Leiter ist entweder ungenutzt, wird als Elektrodenleitung verwendet oder ist mit dem anderen parallel geschaltet (wie im Falle von Baltic Cable). ⓘ
Symmetrischer Monopol
Eine Alternative ist die Verwendung von zwei Hochspannungsleitern, die mit etwa der Hälfte der Gleichspannung betrieben werden, mit nur einem Konverter an jedem Ende. Bei dieser als symmetrischer Monopol bezeichneten Anordnung sind die Stromrichter nur über eine hohe Impedanz geerdet und es fließt kein Erdstrom. Die symmetrische Monopolanordnung ist bei netzgekoppelten Stromrichtern unüblich (der NorNed Interconnector ist ein seltenes Beispiel), ist aber bei spannungsgespeisten Stromrichtern sehr verbreitet, wenn Kabel verwendet werden. ⓘ
Bipolar
Bei der bipolaren Übertragung wird ein Leiterpaar verwendet, das gegenüber der Erde ein hohes Potenzial mit entgegengesetzter Polarität aufweist. Da diese Leiter für die gesamte Spannung isoliert werden müssen, sind die Kosten für die Übertragungsleitung höher als bei einem Monopol mit einem Rückleiter. Die bipolare Übertragung hat jedoch eine Reihe von Vorteilen, die sie zu einer attraktiven Option machen können. ⓘ
- Bei normaler Belastung fließt nur ein vernachlässigbarer Erdstrom, wie bei der monopolaren Übertragung mit metallischer Erdrückleitung. Dadurch werden Erdrückflussverluste und Umweltauswirkungen reduziert.
- Tritt in einer Leitung ein Fehler auf, so kann bei monopolarem Betrieb mit an beiden Enden der Leitung installierten Erdungselektroden etwa die Hälfte der Nennleistung über die Erde als Rückleitung weiterfließen.
- Da bei einer gegebenen Gesamtnennleistung jeder Leiter einer bipolaren Leitung nur die Hälfte des Stroms einer monopolaren Leitung führt, sind die Kosten für den zweiten Leiter im Vergleich zu einer monopolaren Leitung gleicher Leistung geringer.
- In sehr ungünstigem Gelände kann der zweite Leiter auf einem unabhängigen Satz von Übertragungsmasten geführt werden, so dass ein Teil des Stroms auch dann noch übertragen werden kann, wenn eine Leitung beschädigt ist. ⓘ
Ein bipolares System kann auch mit einem metallischen Erdungsrückleiter installiert werden. ⓘ
Bipolare Systeme können bis zu 4 GW bei Spannungen von ±660 kV mit einem einzigen Umrichter pro Mast übertragen, wie beim Ningdong-Shandong-Projekt in China. Mit einer Nennleistung von 2.000 MW pro Zwölf-Puls-Stromrichter waren die Stromrichter für dieses Projekt (Stand 2010) die leistungsstärksten HGÜ-Stromrichter, die je gebaut wurden. Noch höhere Leistungen können durch die Reihenschaltung von zwei oder mehr Zwölfpulsumrichtern in jedem Pol erreicht werden, wie beim ±800-kV-Projekt Xiangjiaba-Shanghai in China, bei dem zwei Zwölfpulsumrichterbrücken in jedem Pol eingesetzt werden, die jeweils eine Leistung von 400 kV DC und 1.600 MW haben. ⓘ
Seekabelanlagen, die zunächst als Monopole in Betrieb genommen werden, können mit zusätzlichen Kabeln aufgerüstet und als Bipole betrieben werden. ⓘ
Ein bipolares Schema kann so implementiert werden, dass die Polarität eines oder beider Pole geändert werden kann. Dies ermöglicht den Betrieb als zwei parallele Monopole. Fällt ein Leiter aus, kann die Übertragung mit reduzierter Kapazität fortgesetzt werden. Die Verluste können steigen, wenn die Erdungselektroden und Leitungen nicht für den zusätzlichen Strom in diesem Modus ausgelegt sind. Um die Verluste in diesem Fall zu verringern, können Zwischenschaltstationen installiert werden, an denen Leitungsabschnitte abgeschaltet oder parallelisiert werden können. Dies wurde bei Inga-Shaba HVDC gemacht. ⓘ
Gleichstromkurzkupplungen
Beträgt die Übertragungslänge des Gleichstroms nur wenige Meter und sind beide Stromrichter im selben Gebäude bzw. in unmittelbar benachbarten Gebäuden untergebracht, spricht man von einer HGÜ-Kurzkupplung (Gleichstromkurzkupplung, GKK, englisch Back to back converter). Diese Form, technisch ein Zwischenkreis, dient dem direkten elektrischen Energieaustausch zwischen Dreiphasenwechselstromnetzen, die zueinander nicht mit synchroner Netzfrequenz betrieben werden und unterschiedlichen Regelbereichen zugeordnet sind. Beispiele dafür sind die von 1993 bis 1995 in Deutschland betriebene GKK Etzenricht, in Kanada die Châteauguay-Gleichstromkurzkupplung der Hydro-Québec sowie die HGÜ-Kurzkupplung Wyborg im Russland für Einspeisung in das finnische Netz, die im Mai 2022 eingestellt wurde. ⓘ
Durch zwei unterschiedliche Netzfrequenzen kann in Japan zwischen den beiden Frequenzsystemen Leistung nur mittels HGÜ-Kurzkupplungen übertragen werden. Ein Beispiel dafür ist die Anlage in Shizuoka. Da HGÜ-Kurzkupplungen nicht verlustfrei arbeiten und oft auch die maximal mögliche Übertragungsleistung bestimmen, werden derartige Anlagen innerhalb synchronisierter Netze im Regelfall nicht eingesetzt. Vorhandene Anlagen werden deshalb auch in der Regel stillgelegt, wenn zwei zuvor nicht synchron betriebene Netze miteinander synchronisiert wurden, was dann einen direkten Energieaustausch ermöglicht. ⓘ
Eine Back-to-Back-Station (kurz B2B) ist eine Anlage, bei der sich beide Umrichter im selben Bereich befinden, meist im selben Gebäude. Die Länge der Gleichstromleitung wird so kurz wie möglich gehalten. HGÜ-Back-to-Back-Stationen werden eingesetzt für
- Kopplung von Stromnetzen mit unterschiedlichen Frequenzen (wie in Japan und Südamerika; und die 2009 fertiggestellte GCC-Verbindungsleitung zwischen den Vereinigten Arabischen Emiraten (50 Hz) und Saudi-Arabien (60 Hz))
- Kopplung zweier Netze mit gleicher Nennfrequenz, aber ohne feste Phasenbeziehung (wie bis 1995/96 in Etzenricht, Dürnrohr, Wien und dem HGÜ-System von Wyborg).
- unterschiedliche Frequenz und Phasenzahl (z.B. als Ersatz für Bahnstromrichteranlagen) ⓘ
Die Gleichspannung im Zwischenkreis kann bei HGÜ-Back-to-Back-Stationen aufgrund der kurzen Leitungslänge frei gewählt werden. Die Gleichspannung wird in der Regel so niedrig wie möglich gewählt, um eine kleine Ventilhalle zu bauen und die Anzahl der in jedem Ventil in Reihe geschalteten Thyristoren zu reduzieren. Aus diesem Grund werden bei HGÜ-Back-to-Back-Stationen Ventile mit der höchsten verfügbaren Stromstärke (in einigen Fällen bis zu 4.500 A) eingesetzt. ⓘ
Systeme mit mehreren Endgeräten
Die häufigste Konfiguration einer HGÜ-Verbindung besteht aus zwei Stromrichterstationen, die durch eine Freileitung oder ein Seekabel miteinander verbunden sind. ⓘ
HGÜ-Verbindungen mit mehreren Terminals, die mehr als zwei Punkte verbinden, sind selten. Die Konfiguration mit mehreren Anschlüssen kann in Reihe, parallel oder als Hybrid (eine Mischung aus Reihe und parallel) erfolgen. Die parallele Konfiguration wird in der Regel für Stationen mit großer Kapazität verwendet, die serielle für Stationen mit geringerer Kapazität. Ein Beispiel ist das 1992 eröffnete 2.000-MW-Übertragungssystem zwischen Quebec und Neuengland, das derzeit das größte HGÜ-System mit mehreren Terminals weltweit ist. ⓘ
Mehrterminalsysteme sind mit netzgeführten Stromrichtern nur schwer zu realisieren, da Leistungsumkehrungen durch Umpolung der Gleichspannung erfolgen, was sich auf alle an das System angeschlossenen Stromrichter auswirkt. Bei spannungsgeführten Wandlern erfolgt die Leistungsumkehr stattdessen durch Umkehrung der Stromrichtung, wodurch parallel geschaltete Mehrklemmensysteme viel einfacher zu steuern sind. Aus diesem Grund wird erwartet, dass Multi-Terminal-Systeme in naher Zukunft viel häufiger zum Einsatz kommen werden. ⓘ
China baut sein Netz aus, um mit der steigenden Stromnachfrage Schritt zu halten und gleichzeitig die Umweltziele zu erreichen. China Southern Power Grid hat 2011 ein HGÜ-Pilotprojekt mit drei VSC-Terminals gestartet. Das Projekt ist für eine Leistung von ±160 kV/200 MW-100 MW-50 MW ausgelegt und dient dazu, die auf der Insel Nanao erzeugte Windenergie über eine 32 km lange Kombination aus HGÜ-Land-, See- und Freileitungen in das Stromnetz des Festlands von Guangdong einzuspeisen. Dieses Projekt wurde am 19. Dezember 2013 in Betrieb genommen. ⓘ
In Indien ist die Inbetriebnahme des Multi-Terminal-Projekts North-East Agra für den Zeitraum 2015-2017 geplant. Es hat eine Nennleistung von 6 000 MW und überträgt Strom über eine bipolare ±800-kV-Leitung von zwei Stromrichterstationen in Biswanath Chariali und Alipurduar im Osten zu einem Stromrichter in Agra, eine Entfernung von 1 728 km. ⓘ
Andere Vereinbarungen
Der Cross-Skagerrak bestand seit 1993 aus drei Polen, von denen zwei parallel geschaltet waren und der dritte eine entgegengesetzte Polarität mit einer höheren Übertragungsspannung verwendete. Diese Konfiguration endete 2014, als die Pole 1 und 2 erneut umgebaut wurden, um im Zweipolbetrieb zu arbeiten, und Pol 3 (LCC) im Zweipolbetrieb mit einem neuen Pol 4 (VSC) arbeitet. Dies ist die erste HGÜ-Übertragung, bei der LCC- und VSC-Pole in einem Bipol zusammenarbeiten. ⓘ
Eine ähnliche Anordnung war die HVDC Inter-Island in Neuseeland nach einer Kapazitätserweiterung im Jahr 1992, bei der die beiden ursprünglichen Umrichter (mit Quecksilberbogenventilen) parallel geschaltet wurden und denselben Pol speisten und ein neuer dritter (Thyristor-)Umrichter mit entgegengesetzter Polarität und höherer Betriebsspannung installiert wurde. Diese Konfiguration wurde 2012 beendet, als die beiden alten Umrichter durch einen einzigen neuen Thyristor-Umrichter ersetzt wurden. ⓘ
Ein 2004 patentiertes System ist für die Umstellung bestehender Wechselstrom-Übertragungsleitungen auf HGÜ vorgesehen. Zwei der drei Stromkreisleiter werden als Bipol betrieben. Der dritte Leiter wird als paralleler Monopol verwendet, der mit Umschaltventilen (oder parallel geschalteten Ventilen mit umgekehrter Polarität) ausgestattet ist. Auf diese Weise können höhere Ströme von den Bipol-Leitern übertragen werden, und der installierte dritte Leiter kann vollständig zur Energieübertragung genutzt werden. Auch bei geringem Lastbedarf können hohe Ströme durch die Leitungsleiter fließen, um Eis zu entfernen. Seit 2012 sind keine Tripol-Umrüstungen mehr in Betrieb, obwohl eine Übertragungsleitung in Indien auf Bipol-HVDC umgerüstet wurde (HVDC Sileru-Barsoor). ⓘ
Koronaentladung
Unter Koronaentladung versteht man die Erzeugung von Ionen in einer Flüssigkeit (z. B. Luft) durch das Vorhandensein eines starken elektrischen Feldes. Elektronen werden aus der neutralen Luft herausgerissen, und entweder die positiven Ionen oder die Elektronen werden vom Leiter angezogen, während die geladenen Teilchen abdriften. Dieser Effekt kann erhebliche Leistungsverluste verursachen, akustische und hochfrequente Störungen hervorrufen, giftige Verbindungen wie Stickoxide und Ozon erzeugen und zu Lichtbögen führen. ⓘ
Sowohl Wechselstrom- als auch Gleichstromübertragungsleitungen können Koronen erzeugen, im ersten Fall in Form von oszillierenden Teilchen, im zweiten Fall als konstanter Wind. Aufgrund der Raumladung, die sich um die Leiter herum bildet, kann ein HGÜ-System etwa halb so viele Verluste pro Längeneinheit aufweisen wie ein Hochspannungs-Wechselstromsystem, das die gleiche Strommenge transportiert. Bei der monopolaren Übertragung führt die Wahl der Polarität des stromführenden Leiters zu einem gewissen Grad an Kontrolle über die Koronaentladung. Insbesondere kann die Polarität der emittierten Ionen gesteuert werden, was sich auf die Ozonbildung auswirken kann. Negative Koronas erzeugen wesentlich mehr Ozon als positive Koronas, und zwar in größerer Entfernung von der Stromleitung, was zu gesundheitlichen Auswirkungen führen kann. Die Verwendung einer positiven Spannung wird die Ozonauswirkungen von HGÜ-Monopolleitungen verringern. ⓘ
Anwendungen
Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung wird zur elektrischen Energieübertragung in verschiedenen und im Folgenden dargestellten Anwendungsbereichen eingesetzt. In der Liste der HGÜ-Anlagen findet sich eine tabellarische Auflistung verschiedener realisierter und geplanter Anlagen. Einen aktuellen Status aus dem Jahr 2019 bietet ein Bericht der ENTSOE. ⓘ
Überblick
Die Steuerbarkeit des Stromflusses durch HGÜ-Gleichrichter und -Wechselrichter, ihre Anwendung bei der Verbindung unsynchronisierter Netze und ihr Einsatz in effizienten Unterseekabeln führen dazu, dass HGÜ-Verbindungsleitungen häufig an nationalen oder regionalen Grenzen für den Stromaustausch eingesetzt werden (in Nordamerika teilen HGÜ-Verbindungen große Teile Kanadas und der Vereinigten Staaten in mehrere Stromregionen auf, die nationale Grenzen überschreiten, obwohl der Zweck dieser Verbindungen immer noch darin besteht, unsynchronisierte Wechselstromnetze miteinander zu verbinden). Offshore-Windparks benötigen ebenfalls Seekabel, und ihre Turbinen sind unsynchronisiert. Bei sehr langen Verbindungen zwischen zwei Standorten, wie z. B. der Stromübertragung von einem großen Wasserkraftwerk an einem abgelegenen Standort zu einem städtischen Gebiet, können HGÜ-Systeme eingesetzt werden; mehrere solcher Systeme wurden bereits gebaut. Für Verbindungsleitungen nach Sibirien, Kanada, Indien und in den Norden Skandinaviens ist die HGÜ aufgrund der geringeren Leitungskosten ebenfalls geeignet (siehe Liste der HGÜ-Projekte). Andere Anwendungen werden in diesem Artikel erwähnt. ⓘ
AC-Verbindungsleitungen
Wechselstromübertragungsleitungen können nur synchronisierte Wechselstromnetze mit derselben Frequenz miteinander verbinden, wobei die zulässige Phasendifferenz zwischen den beiden Enden der Leitung begrenzt ist. Viele Gebiete, die Strom gemeinsam nutzen wollen, haben unsynchronisierte Netze. Die Stromnetze des Vereinigten Königreichs, Nordeuropas und Kontinentaleuropas sind nicht zu einem einzigen synchronisierten Netz zusammengeschlossen. Japan hat 50-Hz- und 60-Hz-Netze. Das kontinentale Nordamerika arbeitet zwar durchgängig mit 60 Hz, ist aber in Regionen unterteilt, die nicht synchronisiert sind: Ost, West, Texas, Quebec und Alaska. Brasilien und Paraguay, die sich das riesige Wasserkraftwerk Itaipu-Staudamm teilen, arbeiten mit 60 Hz bzw. 50 Hz. Mit HGÜ-Systemen ist es jedoch möglich, unsynchronisierte Wechselstromnetze miteinander zu verbinden und auch die Wechselspannung und den Blindleistungsfluss zu steuern. ⓘ
Ein Generator, der an eine lange Wechselstrom-Übertragungsleitung angeschlossen ist, kann instabil werden und aus der Synchronisation mit einem weit entfernten Wechselstromnetz fallen. Eine HGÜ-Verbindung kann die Nutzung entlegener Erzeugungsstandorte wirtschaftlich ermöglichen. Windparks vor der Küste können HGÜ-Systeme nutzen, um die Energie mehrerer unsynchronisierter Generatoren zu sammeln und über ein Unterwasserkabel an die Küste zu übertragen. ⓘ
Im Allgemeinen wird eine HGÜ-Leitung jedoch zwei Wechselstrombereiche des Stromverteilungsnetzes miteinander verbinden. Maschinen zur Umwandlung von Wechselstrom in Gleichstrom verursachen bei der Stromübertragung erhebliche Kosten. Die Umwandlung von Wechselstrom in Gleichstrom wird als Gleichrichtung, die von Gleichstrom in Wechselstrom als Umkehrung bezeichnet. Ab einer bestimmten kostendeckenden Entfernung (etwa 50 km bei Seekabeln und vielleicht 600-800 km bei Freileitungen) überwiegen die geringeren Kosten für die HGÜ-Leiter die Kosten für die Elektronik. ⓘ
Die Umwandlungselektronik bietet auch die Möglichkeit, das Stromnetz durch die Steuerung von Größe und Richtung des Stromflusses effektiv zu verwalten. Ein zusätzlicher Vorteil der HGÜ-Verbindungen ist daher die potenziell höhere Stabilität des Übertragungsnetzes. ⓘ
Superhighways für erneuerbaren Strom
In einer Reihe von Studien wurden die potenziellen Vorteile von sehr weiträumigen, auf HGÜ basierenden Supernetzen hervorgehoben, da sie die Auswirkungen von Unterbrechungen durch Mittelwertbildung und Glättung der Erträge einer großen Anzahl geografisch verteilter Wind- oder Solarparks abmildern können. Die Studie von Czisch kommt zu dem Schluss, dass ein Netz, das die Randgebiete Europas abdeckt, 100 % Strom aus erneuerbaren Energiequellen (70 % Wind, 30 % Biomasse) zu annähernd gleichen Preisen wie heute liefern könnte. Über die technische Machbarkeit dieses Vorschlags und die politischen Risiken, die mit der Energieübertragung über zahlreiche internationale Grenzen hinweg verbunden sind, wurde eine Debatte geführt. ⓘ
Der Bau solcher Ökostrom-Superhighways wird in einem Weißbuch befürwortet, das 2009 von der American Wind Energy Association und der Solar Energy Industries Association veröffentlicht wurde. Clean Line Energy Partners entwickelt in den USA vier HGÜ-Leitungen für die Stromübertragung über große Entfernungen. ⓘ
Im Januar 2009 schlug die Europäische Kommission vor, die Entwicklung von HGÜ-Leitungen zwischen Irland, Großbritannien, den Niederlanden, Deutschland, Dänemark und Schweden mit 300 Millionen Euro zu fördern, als Teil eines größeren Pakets von 1,2 Milliarden Euro zur Unterstützung von Verbindungen zu Offshore-Windparks und grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen in ganz Europa. In der Zwischenzeit hat die kürzlich gegründete Union des Mittelmeerraums einen Mittelmeer-Solarplan verabschiedet, um große Mengen an konzentriertem Solarstrom aus Nordafrika und dem Nahen Osten nach Europa zu importieren. Die HGÜ-Verbindungsleitung Japan-Taiwan-Philippinen wurde für 2020 vorgeschlagen. Diese Verbindungsleitung soll den grenzüberschreitenden Handel mit Strom aus erneuerbaren Energien mit Indonesien und Australien erleichtern, um das künftige asiatisch-pazifische Supernetz vorzubereiten. ⓘ
Energieübertragung mittels HGÜ-Seekabeln
Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung dient auch der Energieübertragung über vergleichbar kurze Distanzen von einigen 10 km bis zu einigen 100 km, wenn das Übertragungskabel konstruktionsbedingt einen sehr hohen kapazitiven Belag aufweist. Ein Betrieb mit Drehstrom ist dann nicht wirtschaftlich, da dabei eine hohe Blindleistung zum ständigen Umladen der Kabelkapazität aufgebracht werden müsste. Bei der Verbindung von Stromnetzen und der Anbindung von Windparks über das Meer kommt fast immer nur ein Seekabel in Frage, weshalb sich in diesem Anwendungsbereich fast ausnahmslos HGÜ-Kabelsysteme finden. Europäische Beispiele sind das Seekabel NorNed zwischen Norwegen und den Niederlanden, das Seekabel Baltic Cable zwischen Schweden und Deutschland oder BritNed zwischen Großbritannien und den Niederlanden. ⓘ
Zudem werden Anschlüsse von Offshore-Windparks, die in größerer Entfernung vor der Küste liegen, zumeist mittels HGÜ ans Netz angeschlossen. Bei diesen Anlagen geht man davon aus, dass HGÜ-Systeme ab ca. 55 bis 70 km Kabellänge wirtschaftlicher sind als eine herkömmliche Anbindung in Hochspannungsdrehstromtechnik. ⓘ
Bei monopolaren Einleiter-HGÜ-Seekabeln gibt es eine Besonderheit: Die Polaritätsumschaltung kommt bei Richtungsänderung des Leistungsflusses vor, wo die Gestaltung der Erderanlagen auf eine fixe Stromrichtung ausgelegt ist. Bei Betrieb mit hoher Gleichspannung kommt es nach einiger Zeit zu einer Ansammlung von Raumladungen im Dielektrikum zwischen Innen- und Außenleiter. Dies ist Folge unterschiedlich hoher elektrischer Leitfähigkeit, die wiederum durch das radiale Temperaturgefälle vom Innenleiter zum kühleren Außenbereich bedingt ist. Bei einem schlagartigen Polaritätswechsel zur Richtungsumkehr des Leistungsflusses würde es durch die sich nur langsam abbauenden Raumladungen im Dielektrikum zu starken Feldüberhöhungen kommen, die materialzerstörende Teilentladungen im Isolierstoff auslösen. Aus diesem Grund muss bei monopolaren HGÜ-Seekabelanlagen (z. B. bei der HGÜ Italien-Griechenland) bei einer Richtungsumkehr des Leistungsflusses eine bestimmte Zeitspanne abgewartet werden, bis man die Leitung wieder verwendet. ⓘ
Auch durch den Eurotunnel verläuft seit 2021 eine 51 km lange 320-kV-Leitung. ⓘ
Energieübertragung mittels HGÜ-Kabeln über Land
Von See an Land ankommende Kabel werden an Land als Erdkabel verlängert. Bei einigen Off-Shore-HGÜ-Anbindungen ist die Landkabelstrecke auch länger als die zugehörige Seekabelstrecke. ⓘ
Ein erstes europäisches Beispiel einer reinen HGÜ-Erdkabelverbindung ist der erste Teil der HGÜ-Verbindung Sydvästlänken zwischen Norwegen und Südschweden. Hiervon ist das Stück Barkeryd–Hurva überwiegend entlang der Autobahn E4 als VPE-Kunststoffkabel verlegt, mit einer Nennspannung von ±300 kV. Das System besteht aus zwei parallelen HGÜ-Erdkabelsystemen, die zusammen eine Übertragungsleistung von rund 600 MW aufweisen. ⓘ
Sonderanwendungen
Daneben wird die Technik der HGÜ in kleinerem Umfang auch für spezielle Lösungen angewandt, wie im Rahmen von Flexible-AC-Transmission-System (FACTS), um mit der Technik Unified-Power-Flow-Controller (UPFC) auf einzelnen Leitungen in Dreiphasenwechselstromnetzen gezielte Lastflusssteuerungen mittels Quer- und Längsregelung vorzunehmen. ⓘ
Geologische Messungen
Bestehende HGÜ-Anlagen mit geerdetem Rückleiter oder geerdetem Mittelpunkt wurden auch zu geophysikalischen Messungen herangezogen, indem man an verschiedenen Orten den Rückstrom durch die Erde misst. ⓘ
Fortschritte bei UHVDC
UHVDC (Ultrahochspannungs-Gleichstromübertragung) ist die neueste technologische Entwicklung in der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungstechnologie. UHVDC ist definiert als Gleichstromübertragung mit einer Spannung von über 800 kV (HGÜ umfasst im Allgemeinen nur 100 bis 800 kV). ⓘ
Eines der Probleme bei den derzeitigen UHVDC-Supernetzen besteht darin, dass sie zwar weniger als die Wechselstrom- oder Gleichstromübertragung bei niedrigeren Spannungen, aber dennoch mit zunehmender Länge Leistungsverluste aufweisen. Ein typischer Verlust für 800-kV-Leitungen beträgt 2,6 % über 800 km. Eine Erhöhung der Übertragungsspannung auf solchen Leitungen verringert den Leistungsverlust, aber bis vor kurzem waren die zur Überbrückung der Abschnitte erforderlichen Verbindungsleitungen unerschwinglich teuer. Mit den Fortschritten bei der Herstellung wird der Bau von UHVDC-Leitungen jedoch immer realistischer. ⓘ
Im Jahr 2010 baute der ABB-Konzern die weltweit erste 800-kV-UHGÜ in China. Die UHVDC-Leitung Zhundong-Wannan mit 1100 kV, 3400 km Länge und 12 GW Kapazität wurde 2018 fertiggestellt. Bis 2020 werden mindestens dreizehn UHGÜ-Leitungen in China fertiggestellt sein. ⓘ
Während die UHGÜ-Technologie in letzter Zeit vor allem in China eingesetzt wird, wird sie auch in Südamerika und anderen Teilen Asiens eingesetzt. In Indien soll 2019 eine 1830 km lange 800-kV- und 6-GW-Leitung zwischen Raigarh und Pugalur fertiggestellt werden. In Brasilien wurden 2017 die Xingu-Estreito-Leitung über 2076 km mit 800 kV und 4 GW und 2019 die Xingu-Rio-Leitung über 2543 km mit 800 kV und 4 GW fertiggestellt, die beide die Energie aus dem Belo Monte-Staudamm übertragen sollen. Ab 2020 gibt es keine HGÜ-Leitung (≥ 800 kV) in Europa oder Nordamerika. ⓘ
Nachteile
Nachteilig ist der – im Vergleich mit einem Transformator – höhere technische Aufwand bei Gleichstrom für die Stromrichter (Stromkonverter). Die Stromrichterstationen sind im Vergleich zu Drehstromtransformatoren zudem nur wenig überlastbar. Die im Außenbereich der Stromrichterstation aufgestellten Stromrichtertransformatoren erzeugen durch die Oberschwingungen mehr Lärm als vergleichbare Drehstromtransformatoren. ⓘ
Bei kurzen Verbindungen sind die Verluste, die im Stromrichter entstehen, größer als die Verringerung der Verluste in der Leitung durch die Verwendung von Gleichstrom, weshalb die HGÜ für kurze Übertragungsstrecken meist nicht sinnvoll ist. Ausnahmen stellen die HGÜ-Kurzkupplungen dar, mit denen zueinander asynchrone Drehstromnetze nur mit Gleichstromtechnik und unter Inkaufnahme der hohen Konverterverluste verbunden werden können. ⓘ
Bei hohen Gleichspannungen ergeben sich Probleme durch inhomogene Isolierstrecken, z. B. auch durch Verschmutzung und Benetzung durch Regenwasser (Freiluftanlagen) auf den Isolatoroberflächen und Leiterdurchführungen. Inhomogenitäten in Isolierstoffen und auf Oberflächen führen anders als bei Wechselspannung zu einer Verzerrung des elektrischen Feldes. Aus diesem Grund werden bei HGÜ deutlich längere Isolatoren als bei Wechselspannung verwendet. Isolierstoffe und Isolatorkonstruktionen müssen spezielle Eigenschaften besitzen, um die Homogenität des Feldes zu erhalten. Ursache der Feldverzerrung sind inhomogene spezifische Volumen- und Oberflächenwiderstände, die ihrerseits stark temperatur- und feldstärkeabhängig sind. ⓘ
Ausblick
Auf HGÜ-Technik basierende kontinentale Stromnetze werden als wichtiger Bestandteil erneuerbarer Energiesysteme gesehen, da sie in der Lage sind, die regional unterschiedliche Einspeisung erneuerbarer Energien teilweise auszugleichen und somit den Bedarf an Stromspeichern reduzieren. Als Alternative zur HGÜ-Technik mit netzgeführten Stromrichtern mit Stromzwischenkreis kommen zunehmend Technologien mit selbstgeführten Stromrichtern mit Spannungszwischenkreis zum Einsatz. Dabei werden als schaltende Elemente zum Beispiel IGBTs genutzt. Solche Anlagen werden aber bisher nur für kleinere Leistungen eingesetzt. ⓘ
In Deutschland sind im Netzentwicklungsplan Strom mehrere Vorhaben für den Bau von HGÜ-Leitungen enthalten. Geplant und im Bundesbedarfsplangesetz festgelegt sind folgende Leitungen, die vorrangig als Erdkabel ausgeführt werden sollen:
- Vorhaben 1: A-Nord von Emden Ost in Niedersachsen nach Osterath in Nordrhein-Westfalen (Vorhabenträger Amprion), geplante Inbetriebnahme 2025[veraltet]
- Vorhaben 2: Ultranet, von Osterath nach Philippsburg in Baden-Württemberg (Vorhabenträger Amprion und TransnetBW), geplante Inbetriebnahme 2024[veraltet]
- Vorhaben 3: Südlink von Brunsbüttel in Schleswig-Holstein nach Großgartach in Baden-Württemberg (Vorhabenträger Tennet und TransnetBW), geplante Inbetriebnahme 2026
- Vorhaben 4: Südlink von Wilster in Schleswig-Holstein nach Grafenrheinfeld in Bayern (Vorhabenträger Tennet und TransnetBW), geplante Inbetriebnahme 2026
- Vorhaben 5: Südostlink von Wolmirstedt in Sachsen-Anhalt zum Umspannwerk Isar in Bayern (Vorhabenträger 50Hertz Transmission und Tennet), geplante Inbetriebnahme 2025 ⓘ
Im November 2012 gab die Firma ABB bekannt, einen Gleichstrom-Leistungsschalter für hohe Spannungen und Ströme entwickelt zu haben und in Pilotprojekten einsetzen zu wollen. ABB gibt an, 70 HGÜs und damit die Hälfte der weltweit errichteten HGÜ-Anlagen ausgestattet zu haben. Der Aufbau eines vermaschten HGÜ-Netzes würde dadurch erheblich erleichtert. Der Schutzschalter besteht aus einer Kombination von elektronischen und mechanischen Elementen. ⓘ
Um die notwendigen Genehmigungsverfahren bei HGÜ-Trassen zu vereinfachen, wird auch erwogen, bestehende oder geplante Strecken von Drehstromleitungen durch HGÜ-Leitungen zu ersetzen. ⓘ
Einen noch deutlich geringeren Platzbedarf als bei HGÜ-Leitungen und damit eine größere öffentliche Akzeptanz versprechen supraleitende Kabel, die wahlweise mit Dreh- oder Gleichstrom betrieben werden können. Die Technik, die gegenüber HGÜ nochmals geringere Verluste aufweist, steht bisher noch am Anfang ihrer Kommerzialisierung, mit Stand Dezember 2015 existieren erst wenige realisierte Anwendungen im Kurzstreckenbereich. ⓘ
Ein etwa 1000 km langes Kabel wird erwogen,[veraltet] um Strom von Geothermiekraftwerken in Island nach Großbritannien zu leiten. ⓘ