Gleichstrom

   Gleichstrom

 
Technik für das Erdkabel: Gleichstrom-Übertragung

Das Stromnetz in Deutschland ist üblicherweise 50-Herz-Wechselstrom. Dieser wird in Kraftwerken erzeugt und über Transformatoren technisch relativ einfach in andere Spannungen umgewandelt. Nachteil dieser Technik sind Übertragungsverluste vor allem bei langen Leitungen. Zudem müssen immer mindestens drei Kabel für den Drehstrom verlegt werden.

Zur Stromübertragung mittels Tiefsee-Kabel wurde die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) entwickelt. Hier sind vor allem auf langen Distanzen bei hoher Spannung die Übertragungsverluste vergleichsweise gering. Hinzu kommt, dass die Erde als Gegenpol verwendet werden kann. Damit reicht ein einzelnes Kabel.

Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung kann auch als Erdkabel ausgeführt werden, hier kommt es unter anderem auf eine gute Isolierung an. Technisch aufwendig sind bei dieser Technologie vor allem die Gleich- und Wechselrichter, die am Beginn einer derartigen Übertragungsstrecke den Wechselstrom in Gleichstrom und am Ende wieder in Wechselstrom umwandeln. Inzwischen gibt es in Europa fast 30 Beispiele der HGÜ. Mit ihr können auch zwei Stromnetze verbunden werden, die unterschiedliche Frequenzen nutzen.

Freies Wort, 10.6.2009
 
 


Was ist HGÜ?

Die Hochspannungsgleichstromübertragung ist eine Technologie, die ABB vor über 50 Jahren entwickelt hat, um die Effizienz bei Stromübertragung über größere Entfernungen zu erhöhen. Dabei wird elektrische Energie mit hoher Spannung übertragen (100 – 1000 kV). Der in der Praxis häufig verwendete englische Begriff für HGÜ lautet HVDC (high voltage direct current)

Hintergrund und Technologie
Kraftwerke erzeugen Dreipahsenwechselstrom (Drehstrom), der mit 50 oder 60 Zyklen pro Sekunden oszilliert. Über Hochspannungs-, Mittelspannungs- und Niederspannungsnetze erreicht der Strom die Verbraucher in Industrie, Haushalten, Büros
 

Gleichstrom oszilliert nicht, so dass bei der Übertragung weniger Energie verloren geht. An beiden Enden einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsanlage befinden sich Stromrichterstation (auch Konverterstation genannt). Sie enthalten neben den Steuerungsanlagen im Wesentlichen die Stromrichter, und die Stromrichtertransformatoren. Da die Stromrichter sowohl als Gleich- und als Wechselrichter eingesetzt werden können, ist der Aufbau der Anlagen identisch.

Mit den Transformatoren wird die, meist aus dem Drehstromnetz bezogene, elektrische Spannung auf den erforderlichen hohen Spannungswert transformiert und in den Stromrichtern zu Gleichstrom umgerichtet.

ABB baute die erste HGÜ Verbindung 1954 und hat weltweit über die Hälfte aller HGÜ Projekte abgewickelt. 1997 hat ABB die erste Verbindung mit HVDC Light Technologie fertiggestellt. Durch diese Entwicklung wird die HGÜ auch für kleinere Übertragungsleistungen und Entfernungen effizient nutzbar.

Bei HVDC Light werden die Übertragungskabel unterirdisch oder Unterwasser verlegt. Damit ist diese Technik nicht nur wirtschaftlich sondern auch umweltfreundlich.

HGÜ und Energieeffizienz

Bei der Übertragung mittels HGÜ geht weniger Strom verloren als bei konventioneller Wechselstromübertragung. Es werden außerdem weniger Überlandleitungen benötigt, wodurch weniger Land gerodet werden muss. Die Übertragung mittels HGÜ Technologie wird typischerweise auf langen Strecken eingesetzt. Der wirtschaftliche Einsatz von HGÜ fängt bei Überlandleitungen ab einer Strecke von 600 Kilometern an. Der Einsatz von HVDC light lohnt sich ab einer Strecke von 50 Kilometern.

Bei einer Leitung mit einer elektrischen Leistungsübertragung von sechs Gigawatt (GW) zum Beispiel, gehen über eine Strecke von 1.500 Kilometern bei einer 800 kV Gleichstromleitung etwa fünf Prozent der Leistung verloren. Wird ein 500 kV Gleichstromkabel eingesetzt steigt der Verlust auf 6% und bei einer 800 kV Wechselstromleitung liegt der Verlust bei 7%.

Die Nachfrage für Langstreckenübertragung steigt aufgrund des größeren Energiebedarfs der Entwicklungs- und Schwellenländer und weiter an. Um Treibhausgase zu reduzieren steigt die Nutzung regenerativer Energien.

Während nicht-erneuerbare Energiequellen wie Kohle, Öl und Gas dorthin transportiert und dort genutzt werden können, wo sie gebraucht werden, können Wasser-, Wind-, Sonnen- und Wellenenergie nur als Leistung transportiert werden. Die größten Quellen erneuerbarer Energie befinden sich außerdem meist weit entfernt von städtischen und industriellen Zentren, in denen die Elektrizität genutzt wird.

Ein weiterer Vorteil der HGÜ ist die Möglichkeit, sie zur Verbindung von verschiedenen Drehstromnetzwerken zu nutzen, und damit die Effizienz der Netze zu steigern. Die Technologie ermöglicht es, dass die Energie kontrolliert, schnell und präzise fließt, sowohl was den Leistungspegel als auch die Richtung angeht. Sie können Schwankungen im Stromfluss ausgleichen werden. Deswegen ist die HGÜ die ideale Technologie, um Windparks zu verbinden, deren von der Windstärke abhängige Produktion ansonsten die Zuverlässigkeit des Netzes stören könnte.

 

www.abb.de

 

HVDC Light

Technische Eigenschaften

Stand der Technik
Die Entwicklung der so genannten HVDC-Light-Technik begann bei ABB 1997 mit einer Leistung von 3 MW. Diese „selbstgeführte Hochspannungsgleichstromübertragung“ ist heute schon mit einer Übertragungsleistung von 1100 MW als 300-kV-Systeme lieferbar. Diese Technik kann neben der Netzanbindung für Offshore-Windparks auch als Alternative zur Freileitung eingesetzt werden. In Australien wurde ein 180 km langes HVDC-Light-System (150 kV / 220 MW) installiert. Das größte derzeit in Betrieb befindliche System hat eine Bemessungsleistung von 350 MW bei einer Gleichspannung von 150 kV. In Schweden (Southlink) befindet sich ein 320 kV-Projekt über eine Entfernung von 400 km in einer Prüfphase, um bis zu 1000 MW zu übertragen. Die Verlegung soll dabei zu 97% neben vorhandenen Straßen erfolgen. Die Kosten sollen zwischen 200 und 300 Mio. Euro liegen. Damit liegen die Kosten der HVDC Light Verbindung für dieses Projekt in derselben Größenordnung wie eine vergleichbare Freileitungs-Drehstrom-Übertragung. In Holland (Randstadt) ist ein 2200 MW-Projekt mit 2 Systemen über eine Entfernung von 65 km in der Diskussion. Die Kosten würden bei dieser kurzen Entfernung das 4-Fache einer Freileitungslösung betragen.

Netzstabilität
Die Anforderungen an den Netzbetrieb werden erfüllt. Das HVDC-Light-System basiert auf Leistungselektronik, produziert Blindleistung nach Wunsch und ist voll steuerbar. Die gleichzeitige Nutzung beider Regelungen kann darüber hinaus zur Erhöhung der Übertragungsfähigkeit paralleler Leitungen genutzt werden. Während eines Fehlers im Netz kann HVDC Light wirkungsvoll zur Spannungs- und Frequenzstützung eingesetzt werden. HGÜ-Leitungen werden in der Regel als Punkt-zu-Punkt-Verbindungen eingesetzt, wobei der Aufbau eines DC-Netzes mit mehreren Umrichterstationen mit der selbstgeführten HGÜ ebenfalls realisierbar ist.

Übertragungsverluste
Die Verluste einer HVDC-Light-Übertragung setzen sich aus den Verlusten des Gleichstromkabels und der Umrichterstationen zusammen. Die Verluste des Kabels sind grundsätzlich geringer als bei der Freileitung. Ein typischer Wert für ein 1.100-MW-HVDC-Light-System mit 200 km Übertragungsstrecke kann mit etwa 5 % angegeben werden.

Nutzungsdauer
Die Nutzungsdauer wird ähnlich wie bei der klassischen HGÜ auf 30 bis 40 Jahre geschätzt.

Einsatzmöglichkeiten
Der Einsatz von HVDC-Light-Systemen ist sinnvoll bei Anwendungen, bei denen kein stabiles Netz vorhanden ist, wie z.B. der Anschluss von Offshore-Windparks oder Ölplattformen. Innerhalb von Drehstromnetzen werden HVDC-Light-Lösungen bei der Überbrückung größerer Entfernungen (ab ca. 150 km) interessant.

Bauzeit und Bautechnik
Die Bauzeit hängt im Wesentlichen vom Untergrundmaterial und den erforderlichen Tiefbauarbeiten ab. Eine 330-MW-Übertragung in den USA mit 40 km Seekabel wurde z. B. in weniger als zwei Jahren realisiert, ebenso die 350-MW-Verbindung Estlink zwischen Finnland und Estland mit rund 70 km See- und 30 km Landkabel. Das Unterqueren von Straßen und von besonders geschützten Gebieten geschieht durch aufwendige Verfahren (Bohrung oder Dükerung).

Zuverlässigkeit
Die Ausfallhäufigkeiten von Erdkabeln und Freileitungen sind etwa identisch. Ein HVDC-Light-Landkabel kann innerhalb spätestens einer Woche repariert werden, wenn Teile des Kabels zu ersetzen sind. Sind Ersatzkabel und Ersatzmuffen vorrätig, so reduziert sich die Reparaturzeit auf maximal 4 Tage. Der Ersatz von Muffen kann innerhalb von einem Tag realisiert werden. VerfügbarkeitDie Verfügbarkeit hängt wesentlich von der Entwicklung der internationalen Nachfrage und den Produktionskapazitäten ab (Konkrete Angaben liegen hier bislang nicht vor).

Forschungsbedarf
Forschungsbedarf besteht hinsichtlich höherer Spannung für die VPE-Gleichstromkabel und höherer Leistung für die Stromrichtermodule. Die Weiterentwicklung dieser Technik sollte wissenschaftlich begleitet werden. Der optimale Standort einer HVDC-Light-Übertragung im vermaschten elektrischen Netz sollte in einer Netzstudie untersucht werden.
 

Auswirkungen auf die Umwelt und die Menschen

Elektromagnetische Wirkung
Gleichspannungskabel besitzen praktisch kein elektromagnetisches Feld. Im Gegensatz zu Freileitungen und auch zu Drehstromkabeln gibt es kein veränderliches magnetisches Feld, sondern lediglich ein statisches Feld, welches deutlich kleiner ist als das Erdmagnetfeld. Auch das magnetische Feld der Umrichterstationen weist gegenüber den gültigen Grenzwerten einen deutlich geringeren Wert auf.

Flächenbelastung
Für eine Übertragung von 3300 MW sind 3 HVDC-Light-Systeme mit jeweils 1100 MW erforderlich. Jedes System besteht aus zwei Kabeln mit einem Durchmesser von 12 cm. Bei der Verlegung dieser 6 Kabel ist eine Trasse von ca. 12 Meter Breite erforderlich. In der Bauzeit wird eine mindestens 30 Meter breite Trasse notwendig. Die Umrichterstationen für ein 1100 MW System können in einem Gebäude von 60 mal 30 Metern untergebracht werden, zusätzlich werden Freiluftanlagen mit einem ähnlichen Flächenbedarf benötigt.

Ökologische Auswirkungen
Eine Bodenaustrocknung im Nahbereich kann durch die Dimensionierung des Systems vermieden werden. Der Kabeleinbau bedeutet in der Regel einen nicht unerheblichen Eingriff in den Naturhaushalt, da der Baustellenbereich bis zu 30 Meter breit sein muss. Die Kabel sind in speziellem Verlegmaterial zu verlegen und zusätzlich durch Abdeckungen zu schützen. Die Trasse ist dauerhaft zu unterhalten und von tief wurzelndem Bewuchs freizuhalten. Bei hohem Grundwasserstand sind Spundwände zu setzen und der Baubereich zu entwässern. Der Kabeleinbau kann allerdings bei einfachen Bodenverhältnissen mit einem Platz sparenden Kabelpflug vorgenommen werden.

Landschaftsbildbeeinträchtigung
Erdkabel müssen jederzeit zugänglich bleiben. Der Verlegebereich muss frei bleiben von tief wurzelndem Bewuchs. Eine Erdkabel-Trasse ist also grundsätzlich noch wahrnehmbar und würde in einem Waldgebiet auch zu einer optischen Zerschneidung des Landschaftsbilds führen.

Wirtschaftlichkeit

Investitionskosten
Für ein 3000 MW Projekt werden etwa 4 Mio. Euro pro km gerechnet. ABB schätzt, dass das HVDC-Light-System gegenüber der Freileitung ab einer Länge von über 150 km wirtschaftlich sein könnte, wobei die Wirtschaftlichkeit vor allem stark von den projektspezifischen Kabelverlegungskosten abhängt.

Betriebskosten
Jährlicher Wartungsaufwand ergibt sich bei den Erdkabeln faktisch keiner, bei den Umrichterstationen in geringem Umfang. Die Wartungskosten sind dadurch etwa um die Hälfte geringer als bei einer Freileitung. Die Verlustkosten sind auf Grund der Stromrichterverluste bei kleinen Übertragungslängen minimal höher als bei der Drehstromkabeltechnik.

Kostensenkungspotenzial
Kostensenkungspotenziale für das Kabel selbst sind gering, da die Hauptkosten durch den börsennotierten Materialpreis und nicht durch die Fortschritte bei der Automatisierung der Herstellung entstehen. Ein erhebliches Potential besteht dagegen bei den Verfahren zur Kabelverlegung. Das Kostensenkungspotenzial für die Stromrichterstationen ist abhängig von den Forschungsergebnissen auf diesem Gebiet.

http://www.netzausbau-niedersachsen.de/00000099a20f1370a/00000099b50bbe021/index.html

 
 
Mit Gleichstrom durch ehemalige Schweizer Erdölleitung
 
Claudio Gianotti setzt nicht mehr auf Hochspannungsmasten und Wechselstrom
 
Claudio Gianotti von der "Greenconnector AG" will die Schweizer Stromversorgung revolutionieren: Wie viele Staaten Europas übertragen Eidgenössische Stromversorger ihren Strom über weite Strecken nicht per Gleich-, sondern verlustreich als Wechselstrom. Der Verlust kommt durch die alternierende Magnetfeler zustande, die beim Wechselstrom typisch sind. Der Bund hat sein Projekt bewilligt. Gianotti kalkuliert, dass er mit Gleichstrom dreimal mehr Leistung übertragen kann.
 
"Gleichstromleitungen lassen sich eher als Kabel verlegen. Eine Wechselstromleitung vom Höchstspannungsniveau von 400 Kilovolt lässt sich nicht für längere Abstände verlegen." Indem Gianottis Team eine stillgelegte Erdölleitung für die Kabel nutzt, spart er sich zwar den Bau aufwendiger Strommasten. Teure Konverter müssten allerdings den Strom wieder in Wechselstrom umwandeln.
 
"Es wäre angebracht, die neue Technik beispielsweise bei Strecken im Wallis und zunehmend auch bei anderen langen Strecken anzuwenden", meint Energiefachmann Heini Glauser. "Es wird eine lange Zeit geben, wo die Technologien nebeneinander existieren." In den kommenden Jahren wollen die Stromnetzbetreiber der Schweiz in 39 Ausbauprojekten Wechselstrom-Freileitungen aufstellen, teils in Wohn- und Naturschutzgebieten.
 
"Wenn die Kabel und riesigen Hochspannungsmasten weg wären, ist es für die Landschaft und für die Siedlungen ein Gewinn", so Glauser. "Bei Stürmen oder den Folgen der Klimaveränderungen hätten wir letztlich das Risiko umstürzender Hochspannungsmasten nicht mehr." Zudem gäbe im Boden wesentlich geringere wechselnde Magnetfelder, bei Gleichstrom entfielen sie gar vollständig."
 
 
Aus: 3sat / nano, 20.11.2008 nano-Bericht

http://www.3sat.de/3sat.php?http://www.3sat.de/nano/bstuecke/128604/index.html

 

Kabelverlegung für das Projekt NordE.ON 1 gestartet

ABB beginnt mit der Kabelverlegung an Land zur Anbindung des weltweit größten Offshore-Windpark-Clusters an das deutsche Stromnetz.

Mannheim, 24. Juni 2008 – E.ON Netz und ABB setzen ein deutliches Signal zur innovativen Gestaltung der Energieversorgung der Zukunft mit Fokus auf Energieeffizienz und Klimaschutz: Im Herbst 2007 beauftragte E.ON Netz ABB mit der Netzanbindung des ersten kommerziellen deutschen Offshore-Windpark-Clusters „Borkum 2“ rund 130 km vor der Nordseeküste. Nun hat ABB begonnen, die Kabel an Land zu verlegen.

Die Anbindung „NordE.ON 1“ des Windparks mit einer Leistung von 400 MW in der ersten Ausbaustufe wird von ABB in Gleichstrom-Technik - HVDC Light - erstellt. Diese technische Innovation setzt das Unternehmen seit etwa zehn Jahren ein.

Es handelt sich dabei um eine HGÜ (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung), die auf modernen Leistungstransistoren (IGBT) basiert und den Einsatz von kostengünstigen, umweltfreundlichen Polymerkabeln ermöglicht. Bei zu wenig oder zu viel Wind kann das System nach einer Abschaltung ohne Unterstützung des Netzes wieder hochgefahren werden.

Drehstrom-Kabel sind für solche Entfernungen nicht wirtschaftlich und die klassische, thyristorbasierte HGÜ ist wegen ihres hohen Kurzschlussleistungsbedarfs nicht schwarzstartfähig. HVDC Light ermöglicht darüber hinaus ein systemverträgliches Einspeisen großer Leistung in das bestehende Drehstrom-Netz, da über die uneingeschränkte Blindleistungsbereitstellung die Spannungsstabilität am Anschlusspunkt unterstützt wird.

Die ersten Kilometer Erdkabel werden bei Georgsheil, nördlich von Emden, verlegt. Gebaut wird dabei sowohl in Richtung Diele zur Einspeisung in das 380-kV-E.ON-Netz als auch in Richtung Nordseeküste zum Anschluss an die später beginnende Seekabel-Verbindung.

Die eingesetzte Technologie berücksichtigt in idealer Weise die vorgeschriebenen Umweltaspekte. Wegen der unbefestigten Wege dürfen die Kabeltrommeln nicht schwerer als 10 t sein, was einer Kabelstrecke von 750 m entspricht. Die HVDC-Light-Kabel mit einem Durchmesser von rund 8 cm werden in einer Tiefe von 1 bis 1,5 m verlegt. In dieser Tiefe liegt ihre Wärmeabstrahlung pro m² und Volllast bei 60 W. Zum Vergleich: Die Sonneneinstrahlung im Winter erreicht in unseren Breiten Werte bis 200 W pro m².

Die Temperatur am äußeren Kabelmantel liegt im Sommer bei maximal 42 °C. Eine dauerhafte Austrocknung des Bodens ist jedoch frühestens bei einem Wert von 50 °C zu erwarten. Zudem entsteht bei der Gleichstromübertragung mit HVDC Light gegenüber einer Drehstromverbindung nur ein sehr geringes magnetisches Feld, das ungefähr einem zehntel der Stärke des Erdmagnetfeldes entspricht.

Am Ende jedes Abschnitts müssen die Kabel über Muffen verbunden werden. Dazu werden an den Verbindungspunkten speziell klimatisierte Container mit kontrollierten Bedingungen errichtet. Hier werden die Leiter und Kabelschirme mit einer vorgefertigten Muffe verbunden. Eine abschließende Wärmebehandlung gewährleistet eine dauerhafte hochspannungs- und wasserdichte Verbindung. Da dieser Prozess etwa einen Tag in Anspruch nimmt, wird gleichzeitig in beide Richtungen gebaut und damit die notwendige Verlegungszeit deutlich reduziert.

ABB in Deutschland erzielte im Jahr 2007 einen Umsatz von 3,2 Milliarden Euro und beschäftigte etwa 11.000 Mitarbeiter. ABB ist führend in der Energie- und Automationstechnik. Das Unternehmen ermöglicht seinen Kunden in der Energieversorgung, der Industrie und im Handel, ihre Leistung zu verbessern und die Umweltbelastung zu reduzieren. Der ABB-Konzern beschäftigt etwa 110.000 Mitarbeiter in rund 100 Ländern.

Foto:


Verlegung eines HVDC Light-Kabels bei Emden zur Anbindung des Windpark-Clusters "Borkum 2" (Download 2 MB) 


 

Gleicher Strom für alle

17.10.2007 | In den meisten Fernleitungen fließt Wechselstrom. Mit Gleichstrom könnte die Versorgung sicherer werden.
Ein besonderes Stromkabel hat die Bürger von Tasmanien in den vergangenen Monaten vor großen
Entbehrungen bewahrt. Denn nach zehn trockenen Jahren in Folge sind die Talsperren der Insel vor der Südküste Australiens weitgehend leer. Der Stromversorgung, die hauptsächlich von Wasserkraftwerken kommt, fehlt somit die Ausgangsenergie. Wäre diese Situation vor zwei Jahren eingetreten, hätte damals die regionale Elektrizitätsgesellschaft Hydro Tasmania den Strom rationieren müssen. Dank Basslink waren solche Einschränkungen in diesem Jahr unnötig.

Basslink ist die längste Seekabel- Stromleitung der Welt. Sie verbindet Tasmanien seit dem Frühjahr 2006 mit dem australischen Festland. Verlegt wurde sie 290 Kilometer quer durch die Bass-Schifffahrtsstraße – eigentlich, um den australischen Bundesstaat Victoria mit sauberem Strom aus tasmanischer Wasserkraft zu versorgen. Doch infolge der Trockenheit kehrten sich die Verhältnisse um. Derzeit sorgt Strom aus Braunkohlekraftwerken bei Melbourne dafür, dass auf Tasmanien nicht die Lichter ausgehen.
Mit einem Stromnetz auf der Basis von Wechselstrom, wie es in Europa üblich ist, wäre eine solche
Nachbarschaftshilfe nicht möglich gewesen. Bei Wechselstrom steigen die Übertragungsverluste der Leitungen mit ihrer Länge stark an, weil viel Energie in Form von Wärme verloren geht. In den
Hochspannungskabeln von Basslink fließt deshalb Gleichstrom – so wie weltweit in immer mehr großen Fernleitungen zum Stromtransport. An den Trassenenden wird der Strom in Konverterstationen von Gleich- in Wechselstrom umgewandelt.

Einsatz in Boomregionen

Hochspannungs-GleichstromÜbertragung (HGÜ) heißt die Technik, mit der zurzeit vor allem in den
Boomregionen Asiens neue Langstrecken- Stromtransportleitungen errichtet werden. Erst kürzlich teilte der Siemens-Konzern mit, das Unternehmen werde in China die weltweit leistungsfähigste Stromleitung errichten. Mit einer Spannung von 800 Kilovolt soll die 1 400 Kilometer lange Gleichstromtrasse eine Übertragungsleistung von 5 000Megawatt erreichen und so die Riesenstädte Hongkong, Shenzen und Guanzhou mit Wasserkraftstrom aus der Provinz Yunnan versorgen. Statt sechs Prozent mit Wechselstrom, gehen auf dieser Strecke mit Gleichstrom nur vier Prozent der Energie verloren.

„Hochspannungs-Gleichstrom ist die einzige Möglichkeit, große Energiemengen über große Entfernungen wirtschaftlich zu transportieren. Eine HGÜ lohnt sich bei Freileitungen von etwa 600 Kilometern an und bei Tiefseekabeln schon bei mindestens 60 Kilometern Länge“, sagt Erwin Teltsch, HGÜ-Experte bei Siemens.
In Europa wird Gleichstrom zum Energietransport bislang nur selten eingesetzt, meist nur in Seekabeln. Beispielsweise verbindet das 262Kilometer lange Baltic Cable quer durch die Ostsee zwischen Lübeck und Trelleborg das deutsche mit dem schwedischen Stromnetz. Über Land sind die Leitungsstrecken im kleinteiligen europäischen Stromnetz zu kurz, als dass sich die teurere HGÜ hier lohnen würde. Doch Experten rechnen damit, dass der Hochspannungs- Gleichstrom künftig auch hierzulande häufiger zum Einsatz kommen könnte.

HGÜ light beziehungsweise HGÜ plus nennen die führenden Netzausstatter ABB und Siemens eine
Weiterentwicklung der klassischen HGÜ- Technik. Sie soll den Gleichstrom- Ferntransport auch schon bei Entfernungen von nur 150 Kilometern wirtschaftlich machen. Der Hauptunterschied zwischen der leichten Variante und der klassischen HGÜ ist, dass in den Gleichrichter-Stationen auf beiden Enden der Leitungen Transistoren anstatt von Thyristoren zum Einsatz kommen. Beides sind elektronische Bausteine, die als Schalter dienen. Immer dann, wenn die Spannung des wellenförmigen Wechselstroms im positiven Bereich liegt, springen sie an, damit der Strom auf den Pluspol der Gleichstromleitungen fließt. Der Unterschied liegt darin, dass Transistoren jederzeit wieder abgeschaltet werden können. Thyristoren hingegen bleiben zwangsweise eingeschaltet bis der Stromfluss die Richtung ändern. Dafür haben sie den Vorteil, auch bei größerer Leistung nicht durchzubrennen. Weil sich Transistorschaltungen genauer steuern lassen, weist der Gleichstrom, den sie liefern, von Anfang an weniger Restschwankungen auf. Bei Thyristor-Gleichrichtern aber ist es notwendig, den Strom nachträglich mit riesigen Spulen und Filtern zu glätten. Das wirkt sich vor allem im Platzbedarf aus. Bei der klassischen HGÜ-Technik hat die Schaltelektronik einer
Stromrichterstation die Ausmaße eines Fußballplatzes. Die Light-Version hingegen passt in einen Container und ist auch viel preisgünstiger.

Nach Auskunft von ABB-Experten macht die nötige Stromumwandlung den Bau einer Fernleitung mit HGÜ light dennoch im Schnitt noch viermal so teuer wie eine vergleichbare Wechselstrom-
Hochspannungstrasse. Allerdings berücksichtigt diese Rechnung nur die Kosten der Technik. Dafür punktet HGÜ mit anderen Vorteilen: Weil beispielsweise um Gleichstromkabel keine wechselnden Magnetfelder herrschen, sind viel geringere Sicherheitsabstände etwa zu Siedlungsgebieten nötig.
„HGÜ-Kabel können im Boden direkt neben einer Straße verlegt werden. Sie benötigen somit keine eigene Trassen wie die üblichen Hochspannungsfreileitungen“, sagt Günter Stark, Fachvertriebsleiter Grid Systems bei ABB in Mannheim. Neue Kabeltrassen gelten wegen der starken Eingriffe ins Landschaftsbild heute als politisch schwer durchsetzbar. Andererseits halten viele Experten den weiteren Ausbau der Stromnetze in der Europäischen Union für unabdingbar. Einen Ausweg aus diesem Dilemma könnte für die Stromkonzerne die HGÜ-Technik bieten.

Interessant ist HGÜ für die Stromversorger auch deshalb, weil sie die Betriebssicherheit ihrer Netze erhöht. Damit ein Wechselstromnetz reibungslos funktioniert, muss der Strom überall mit der gleichen Frequenz synchron schwingen. Wird dieser einheitliche Stromfluss gestört, beispielsweise durch den plötzlichen Ausfall eines Kraftwerkes oder einer Leitung, können Spannungsspitzen und Phasenverschiebungen auftreten, die schnell das ganze Netz aus dem Takt bringen. Großflächige Stromausfälle sind die Folge.
Das geschah beispielsweise im November 2006, als mehrere Millionen Menschen an Rhein und Ruhr im Dunkeln saßen, nachdem der Stromkonzern Eon wegen eines Schiffstransports eine
Hochspannungsleitung abgeschaltet hatte.

HGÜ-Strecken im Stromnetz können in solchen Fällen wie eine Brandmauer gegen Feuer wirken. Durch die Umwandlung des Wechselstroms in Gleichstrom werden alle störenden Schwankungen gewissermaßen ausgebügelt. Selbst Stromnetze, die mit völlig unterschiedlichen Takten arbeiten, können auf diese Weise problemlos miteinander verbunden werden.

Schließlich könnte die HGÜ- Technik auch helfen, Europas Stromversorgung umweltfreundlicher zu
machen. Würde man quer über den Kontinent von Skandinavien bis nach Nordafrika, von Irland bis Sibirien ein transnationales Netz von Hochspannungs-Gleichstromleitungen ziehen, könnten regenerative Ressourcen wie Wind- oder Sonnenenergie viel effizienter eingespeist und genutzt werden.

Grüner Strom für ganz Europa

„Über ein solches Euro-Supergrid könnte Europa vollständig mit Strom aus regenerativen Quellen versorgt werden – zu den heute marktüblichen Strompreisen“, sagt Gregor Czisch, Experte für Energienetze an der Universität Kassel. Mit Computermodellen hat er entsprechende Szenarien durchgerechnet (siehe Grafik).
Darin werden riesige Windparks in windreichen Regionen wie Marokko, Schottland oder Sibirien mit
Solarkraftwerken in der Sahara sowie den bestehenden Wasserkraftwerken in Norwegen und den Alpen gekoppelt. Durch den großräumigen Stromtransport kann eine Flaute in der einen Region problemlos durch die Stromproduktion in einer anderen Region ausgeglichen werden. Die Stromversorgung Europas würde dann vom Ferntransport der Energie mittels HGÜ in ähnlicher Weise profitieren wie heute schon Tasmanien.

Quelle Berliner Zeitung vom 10.10.2007

Gleichstrom beim Stromtransport
 

Wie Afrikas Strom in unsere Steckdosen kommt

Von Georg Küffner

16. Juni 2009 Eine Initiative mehrerer großer Konzerne will deutsche Haushalte in großem Stil mit Solarstrom aus Afrika versorgen. Die Kosten des Projektes sollen bei 400 Milliarden Euro liegen. Doch wie kommt der Strom zu uns?

Das Übertragen großer Strommengen über weite Distanzen ist nicht nur technisch machbar, es wird seit langem praktiziert. So hat man 2003 eine 1450 Kilometer lange Stromleitung für eine Übertragungsleistung von 2000 Megawatt zwischen den indischen Bundesstaaten Orissa und Karnataka errichtet. Ein Jahr später wurde in China mit dem Bau einer 890 Kilometer langen Leitung zwischen Anshun in der Provinz Guizhou und der Küstenprovinz Guangdong für eine Übertragungsleistung von 3000 Megawatt begonnen.

Ebenfalls in die Region Guangdong und damit in die Megastädte Guangzhou und Shenzhen wird man in wenigen Monaten über eine sich auch gerade in Bau befindende Leitung kohlendioxidfreien Wasserkraftstrom aus der Provinz Yunnan transportieren. Mit einer Länge von 1400 Kilometern und einer Leistung von 5000 Megawatt wird sie für einige Zeit die leistungsfähigste Anlage sein.

Alle diese Leitungen nutzen die Technik der Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ). Dabei handelt es sich um keine neue Erfindung. Schon vor mehr als 50 Jahren wurden erste HGÜ-Leitungen gebaut. So errichte Asea 1954 eine Leitung zwischen Gotland und dem schwedischen Festland. In Deutschland entstand zwischen 1991 und 1993 eine erste HGÜ-Anlage in Etzenricht als Kupplung zwischen dem west- und dem osteuropäischen Verbundnetz.

2 bis 3 Prozent Verlust bei 1000 Kilometern

Die HGÜ-Technik verdankt ihre Existenz dem Nachteil der konventionellen Übertragungstechnik von Wechsel- und Drehstrom über Höchst- und Hochspannungsleitungen. Denn sollen große Strommengen über weite Strecken fließen, steigen die Verluste trotz der Transformation von Strom und Spannung. Verbindungen jenseits von 1000 Kilometern gelten daher als unwirtschaftlich. Und die Verluste sind bei dieser Technik noch deutlich größer, wenn der Strom in dicht- besiedelten Regionen unterirdisch oder am Meeresboden entlang durchs Kabel verlegt werden muss.

HGÜ-Leitungen gelten für weite Übertragungswege als alternativlos. Die Verluste betragen bei Entfernungen von 1000 Kilometern 2 bis 3 Prozent. Ein weiterer Vorteil: Sie brauchen weniger Platz, weil statt drei nur zwei Leitungen gezogen werden müssen. Als Kabelstrecken hinterlassen sie nur schmale Schneisen. Ein Pluspunkt der HGÜ-Technik ist zudem die gute Regelbarkeit des Lastflusses, anders bei passiven, dem Ohmschen Gesetz folgenden Drehstromnetzen.

Zwar liegen die reinen Streckenkosten bei einer HGÜ-Überlandleitung etwas niedriger als bei einer herkömmlichen Überlandleitung, doch zum Schnäppchen wird die Gleichstromtechnik trotzdem nicht. Denn um die elektrische Leistung auf ihre lange Reise zu schicken, braucht es teure Technik.

In Konverterstationen muss der Wechselstrom zunächst gleichgerichtet und am anderen Ende der Leitung wieder in Wechselstrom verwandelt werden. Das erledigen Stromrichterventile auf Halbleiterbasis, sogenannte Thyristoren, die im Rhythmus des Wechselstroms Abschnitte gleicher Polarität durchschalten und damit aus Wechselstrom Gleichstrom machen. Am Ende der Gleichstromstrecke zerhacken sie den Gleichstrom im Takt der Netzfrequenz und erzeugen wieder Wechselstrom.

F.A.Z., 17.6.2009

HGÜ – Von den Anfängen bis zur Gegenwart

Mit der Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) entwickelte ABB vor mehr als 50 Jahren die Technologie für eine effiziente Stromübertragung über längere Strecken.

1954 ging in Schweden die erste HGÜ in Betrieb. Bis heute ist ABB auf dem Weltmarkt führend und entwickelt die Technologie immer weiter: Durch die – verglichen mit Wechselstrom – geringeren Verluste bei der Übertragung von Strom wird HGÜ künftig eine bedeutende Rolle spielen. Sei es bei Offshore-Windparks, wie sie beispielsweise in der Nordsee entstehen, oder bei Solarkraftwerken in den Wüsten der Erde, oder bei sogenannten Smart Grids. Überall dort, wo große Leistungen über weite Entfernungen transportiert werden sollen, bietet HGÜ entscheidende Vorteile.

ABB entwickelte mit der HGÜ-Technologie die Schlüsseltechnologie für den effizienten Ferntransport von Strom. Die erste kommerziell genutzte HGÜ errichtete das Unternehmen zwischen Gotland und dem schwedischen Festland. 1954 floss der erste Strom durch das 90 Kilometer lange, 10 Kilovolt und 20 Megawatt starke Unterwasserkabel. Dank dieser Pionierleistung erhielt ABB zahlreiche Folgeaufträge und entwickelte sich zum Marktführer bei HGÜ-Verbindungen. Die HGÜ-Technik kommt heute auf allen Kontinenten zum Einsatz und ist zur Sicherstellung einer zuverlässigen Stromversorgung sowohl für Industrie und Versorgungsunternehmen, als auch für die Verbraucher von hohem Nutzen.

Zwei verschiedene Systeme machen den verlustarmen Transport von Strom über lange Strecken möglich: Die klassische HGÜ und HVDC Light. HGÜ-Leitungen können nicht überlastet werden, sie gewährleisten die Zuverlässigkeit der Netze und lassen keine Spannungsschwankungen zu. Dies sind klare Vorteile gegenüber miteinander verbundenen Wechselstromsystemen, deren Leistung durch den Einsatz eines HGÜ-Systems verbessert werden kann. HVDC Light ist eine von ABB patentierte Technologie, die in diesem Jahr ihren zehnten Geburtstag feiert. Sie wurde speziell für die Stromübertragung unter der Erde sowie unter Wasser entwickelt und unterstreicht die Technologieführerschaft von ABB.

Das erste HVDC-Light-Projekt war eine 10 kV-Versuchsanlage in Hällsjön-Grängesberg (Schweden). Vor zehn Jahren wurde dann das erste kommerzielle HVDC-Light-System auf der schwedischen Insel Gotland in Betrieb genommen.
In den 90er Jahren verfügte Gotland, die 90 km vor der schwedischen Küste in der Ostsee liegt, bereits über eine Windkraftleistung von über 40 Megawatt, weitere Großprojekte waren in Planung. Hierfür wurden nicht nur zusätzliche Übertragungskapazitäten benötigt, sondern auch Technologien zur Beibehaltung der Stromqualität.

Die Vorteile und Anwendungsmöglichkeiten von HVDC und HVDC Light sind vielseitig. Sie bieten Lösungen für die aktuellen gesellschaftlichen, wirtschaftlichen, politischen und ökologischen Herausforderungen an die Stromversorgung der Zukunft:
 

  • Netzverbund: Eine Reihe massiver Stromausfälle in den vergangenen Jahren hat zur Entwicklung einer Reihe von Plänen für neue, weiter reichende grenzüberschreitende Verbindungen der nationalen Stromnetze in der Europäischen Union und den Vereinigten Staaten geführt. Im Mittelpunkt dieser Überlegungen steht die Verbesserung der Zuverlässigkeit der Netze.

     
  • Reduzierung von und schnelle Instandsetzung nach Ausfällen: HGÜ-Leitungen können nicht überlastet werden. Die auf Gleichstrom basierende Technologie ermöglicht eine vollständige Kontrolle des Stromflusses. Mit HGÜ kann elektrischer Strom zwischen unterschiedlichen Netzen gehandelt werden, Ausfälle können isoliert und Spannungs-instabilitäten ausgeglichen werden. Zusätzlich zu den bisherigen Vorteilen der HGÜ-Systeme bietet HVDC Light die Fähigkeit zu sogenannten “Schwarzstarts“, also der Möglichkeit, Netze auch nach einem hundertprozentigen Ausfall wieder in Betrieb zu nehmen – besonders wichtig bei der Anbindung von Windenergie, die bei Windstille ebenfalls „ausfällt“.

     
  • Effiziente Übertragung über große Strecken: Beispiele aus allen Kontinenten demonstrieren die Leistungsfähigkeit und Effizienz der HGÜ-Technologie über große Distanzen. Die Stromverluste sind deutlich geringer als bei der Nutzung konventioneller Wechselstrom-Technologie zur Stromübertragung.

     
  • Integration erneuerbarer Energiequellen in bestehende Netze: HGÜ ist die ideale Technologie, um sicherzustellen, dass Strom aus erneuerbaren Energiequellen die weit von den Verbrauchszentren entfernt liegen effektiv in bestehende Stromnetze eingespeist werden kann. Aktuelle Beispiele sind die Anbindungen der weit entfernt liegenden Wasserkraftwerke in China und Brasilien.

     
  • Ökologischer Nutzen: Die unterirdische oder unterseeische Stromübertragung mittels HVDC Light bringt beachtliche Vorteile für die Umwelt mit sich. Die Kabel bestehen aus vernetztem Polyäthylen und sind ölfrei.
Marktentwicklungen

Der Energiebedarf der Welt steigt stetig. Gleichzeitig wird nach Wegen gesucht, um den Kohlenstoffdioxidausstoß zu reduzieren, ohne dadurch das Wirtschaftswachstum oder den sozialen Fortschritt zu hemmen. Die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien wie Wind, Wasser oder der Sonne, die häufig weit entfernt von den Verbrauchszentren stattfindet, nimmt immer mehr zu. Für die Einspeisung des so erzeugten Stroms in die bestehenden Netze ist HGÜ die Schlüssel-technologie.

Quelle: http://www.abb.com/cawp/seitp202/cbaddcee82c33461c12576770035334e.aspx

 

Pictures of the Future – Stromübertragung

Vom Exoten zum Bestseller

Dank modernster Halbleitertechnik verleiht Siemens einem lange bekannten Verfahren neuen Schwung  – und bringt erneuerbare Energie über größte Entfernungen verlustarm zum Verbraucher.

Thyristor-Ventiltürme

Erdbebensicher an der Decke aufgehängt: Thyristor-Ventiltürme einer HGÜ-Strecke in China

Mal eben ein Kilowatt aus dem Regal nehmen, das kann niemand. Elektrische Energie muss gleich nach der Erzeugung genutzt werden. Auch kurzfristiges Speichern ist teuer und umständlich – und bei der Übertragung über große Distanzen sind intelligente Lösungen gefragt, sonst kommt nicht genug nutzbare Energie aus der langen Leitung.

Für die Kopplung regionaler Netze genügt die Hochspannungs-Wechselstromübertragung, deren Strommasten vielerorts das Landschaftsbild prägen. Die Spannung wechselt hier wie beim Strom aus der Steckdose 50 oder 60 Mal in der Sekunde das Vorzeichen, nur ist sie wesentlich höher. Der Grund: Die Verluste durch Erwärmung des Leiters werden größer, je mehr Strom fließt. Da aber der Verbraucher nur an der Leistung – dem Produkt aus Spannung und Strom – interessiert ist, lassen sich die Verluste drastisch reduzieren, wenn man die Spannung auf ein Vielfaches hochtransformiert: Der Strom sinkt dann entsprechend. Doch die Sache hat einen Haken: Bei langen Strecken beginnen die Phasen der elektrischen Schwingungen von Strom und Spannung auseinanderzulaufen, was weitere Verluste bei der nutzbaren elektrischen Leistung verursacht.

Solche Übertragungsverluste begrenzen die verfügbaren Energiequellen. So sind in Asien große Industriestandorte weit von Wasserkraft-Reservoiren entfernt, und in Europa möchten manche die Sonne der Sahara zur Stromgewinnung heranziehen. Doch "Wechselstromverbindungen über mehr als 1000 km sind unwirtschaftlich", rechnete Michail von Dolivo-Dobrowolsky, einer der Pioniere der Elektrotechnik, schon 1919 vor. Noch drastischer gilt dies für Stromverbindungen unter dem Meer, etwa für Kabel zwischen Inseln und Festland. "Wenn man Seekabel mit Wechselspannung betreibt, kommt ab etwa 60 km fast keine Leistung mehr aus dem Kabel", erläutert Dr. Asok Mukherjee von Siemens Power Transmission and Distribution (PTD), Erlangen.

Daher setzen immer mehr Länder auf die moderne Variante einer seit langem bekannten Technik: die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, kurz HGÜ. Wie bei einer Batterie fließt bei der HGÜ ein Gleichstrom durchs Kabel. Bereits die erste Stromübertragung im Jahre 1882 funktionierte mit Gleichstrom: Sie führte vom Ort Miesbach zu einer Elektroausstellung nach München. Damals sammelten die Ingenieure erste Erfahrungen mit der Elektrotechnik. 16 Jahre zuvor hatte Werner von Siemens den ersten Dynamo gebaut und damit die Starkstromtechnik begründet.

Aber eine HGÜ hat ihren Preis. Hier genügen nicht nur zwei Transformatoren wie beim Wechselstrom. Stattdessen müssen die Ströme auf der einen Seite der Verbindung gleichgerichtet und auf der anderen wieder zu Wechselstrom gemacht werden. Dies leisten Stromrichterventile, die im Rhythmus des Drehstroms Ausschnitte gleicher Polarität auf die Gleichstromseite durchschalten und so aus Wechselstrom Gleichstrom machen. Umgekehrt zerhacken sie den Gleichstrom auf der anderen Seite im Takt der Netzfrequenz.

Bereits 1933 lieferte das Siemens-Dynamo-Werk die ersten kommerziell nutzbaren Quecksilberdampf-Gleichrichter. Danach folgten eine 4-MW-Versuchsanlage in Berlin und eine kommerzielle 60-MW-Strecke zwischen Vockerode an der Elbe und Berlin. Die Testanlage wurde im Krieg zerstört. Teile der anderen Strecke demontierten die sowjetischen Truppen für eine Versuchsanlage bei Moskau.

In Deutschland beschäftigte man sich erst 1963 wieder mit HGÜ und experimentierte mit neuen Stromrichterventilen auf Siliziumbasis. 1969 kam der erste große Auftrag. Die portugiesischen Kolonialherren wollten Strom vom Wasserkraftwerk Cahora Bassa in Mosambik über 1 420 km nach Johannesburg in Südafrika transportieren. Eine gewaltige Entfernung, die Ingenieuren auch heute noch Respekt abnötigt – bis heute gibt es nur wenige Stromtrassen vergleichbarer Länge.

1882

Gleichstromübertragung im Jahr 1882

Mutige Entscheidung für Thyristoren. Siemens wurde gebeten, sich mit anderen Partnern am Projekt zu beteiligen. Auf Basis ihrer Forschungen schlugen die Siemens-Techniker eine riskante Lösung vor. Sie wollten ein gerade erst entwickeltes Halbleiterelement verwenden: Thyristoren an Stelle der Quecksilberdampf-Ventile. Denn diese waren aufwändig herzustellen und liefen nicht immer störungsfrei. Bei Steuerungsproblemen konnten sie aufgrund der enormen Energiemengen sogar Transformatoren und Kabel zerstören – ein Grund für die zögerliche Haltung der Energieversorger gegenüber HGÜ. Die internationalen Gutachter verwarfen den Plan zunächst. "Sie wollten die Thyristor-Ventile gar nicht weiter diskutieren", erinnert sich Arnold Hofmann, damals Generalbevollmächtigter der Siemens-Schuckertwerke, im Abschlussbericht. Erst als der schwedische Konzern ASEA aus dem Projekt ausstieg, durften die Siemens-Techniker "ihre" Halbleiterventile bauen.

Es wuchsen 48 Doppelventile in den Himmel, bestückt mit 48 384 Thyristoren. Die enorme Anzahl erklärt sich aus der relativ geringen Belastbarkeit der damaligen Thyristoren. Der Mut wurde belohnt: Die Anlage funktionierte hervorragend, und nach Cahora Bassa wollte niemand mehr eine HGÜ mit Quecksilberdampf-Ventilen. Auch konnten die Ingenieure die Zahl der Thyristoren stetig verringern, denn die Halbleiter wurden immer leistungsfähiger. Davon profitierten zum Beispiel die von Siemens 1984 in Kanada und 1987 in den USA errichteten HGÜ-Anlagen. Beim 3000-MW-Gui-Guang-Projekt in China, das 2005 fertig gestellt sein soll, werden nur noch 3 744 Thyristoren gebraucht.

Für die an Wechselstrom gewöhnten Energieversorger war die HGÜ aber auch in den 80er Jahren noch ein Exot. Steigende Energiepreise und ein wachsendes Umweltbewusstsein erhöhten jedoch den Druck, möglichst alle Energieressourcen zu nutzen, insbesondere die Wasserkraft. Seit Ende der 90er Jahre gibt es daher einen kleinen HGÜ-Boom. Siemens konnte zwischen 1993 und 2002 sieben Großprojekte in Europa, Asien und den USA verwirklichen, darunter die 1 800-MW-Verbindung Tianshengqiao – Guangzhou in China und East-South Interconnector II in Indien mit 2 000 MW und 1 400 km Länge. 2001 wurde Nordirland über ein 64 km langes Seekabel an Schottland angeschlossen. Ein HGÜ-Seekabel zwischen Australien und Tasmanien ist zur Zeit im Bau.

"Die HGÜ hat mehr als ein halbes Jahrhundert gebraucht, um von einer exotischen Idee zum zuverlässigen Wirtschaftsprodukt zu reifen", sagt Asok Mukherjee. Bei Projektgrößen von 100 bis über 300 Mio. € ist die HGÜ inzwischen auch ein ertragreiches Geschäft geworden, mit einem Marktanteil von etwa 40 % für Siemens.

Seit 1995 setzt Siemens wieder auf eine innovative Technik: per Licht gesteuerte Halbleiter. "Unsere neuen Thyristoren werden nicht mehr durch einen Stromimpuls geschaltet, sondern durch einen nur 10 mW starken Laserblitz", erläutert Hans-Peter Lips, technischer Direktor bei PTD. Aufwändige elektromagnetische Abschirmungen und Steuerelemente sind nicht mehr nötig. Die Steuerung befindet sich weit weg vom Hochspannungsteil der Anlage und ist mit dieser nur über ein Glasfaserkabel verbunden. "So konnten wir die elektronischen Bauteile im Ventil um 80 % reduzieren", sagt Lips. Die schlanken Stromrichterventile waren vom Start weg ein Renner. Sie sind wartungsfreundlich und haben eine Lebenserwartung von über 30 Jahren. Deshalb werden sie in allen neuen HGÜ-Anlagen von Siemens eingesetzt. Auch die übertragbare Leistung soll steigen: Statt der heute maximal 2 000 bis 3 000 MW halten es die Siemens-Techniker für möglich, in absehbarer Zeit 5 000 MW zu erreichen, wenn es der Markt verlangt.

Bernd Schöne

Vorteile der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung

Die HGÜ ist technisch aufwändiger als eine konventionelle Wechselstrom-Hochspannungsstrecke, doch sie hat etliche wichtige Vorteile:

  • Sie ist der einzige Weg, Strom über große Entfernungen wirtschaftlich zu transportieren. Eine HGÜ lohnt sich bei Freileitungen ab etwa 600 km. Bei Tiefseekabeln ist die HGÜ schon ab 50 bis 60 km konkurrenzfähig und bei längeren Seekabeln alternativlos.
  • Die Streckenkosten sind bei einer HGÜ-Verbindung niedriger als bei konventionellen Überlandleitungen, denn es müssen statt drei Leitern (beim Drehstrom) nur zwei Leiter gezogen werden. Die Strommasten können schmaler ausgeführt werden.
  • Alle wechselstrombedingten Verluste, ob induktiver oder kapazitiver Art, fallen weg.
  • Es gibt keine Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung. Bei Wechselstrom muss dieser Fehler energieaufwändig durch Stellglieder beseitigt werden.
  • Bei Gleichstrom nutzen die Elektronen den gesamten Querschnitt des Leiters; bei Wechselstrom fließen sie nur in einer dünnen Schicht an der Oberfläche.
  • Die HGÜ ist die einzige Möglichkeit, technisch inkompatible Stromnetze mit unterschiedlichen Regelverfahren oder Netzfrequenzen zu verbinden – ein wichtiges Entscheidungskriterium etwa in Indien, wo es vier regionale inkompatible Netze gibt.
  • Die HGÜ mit ihrer schnellen Regelbarkeit der Leistung trägt zur Stabilisierung von bestehenden Drehstromnetzen bei, die sie verbindet.

Quelle: http://www.siemens.com/innovation/de/publikationen/zeitschriften_pictures_of_the_future/pof_herbst_2003/stromuebertragung.htm

Weitere Informationen:  

http://de.wikipedia.org/wiki/Hochspannungs-Gleichstrom-%C3%9Cbertragung

Eine Liste aller zur Zeit in Betrieb oder im Bau befindlichen HGÜ (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-)anlagen findet man unter wikipedia: http://de.wikipedia.org/wiki/Liste_der_HG%C3%9C-Anlagen
 

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