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^[3] 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.

Energieübertragung über weite Entfernungen

Die HGÜ-Technik dient der Energieübertragung durch Gleichstrom über weite Entfernungen – dies sind Entfernungen von rund 750 km aufwärts –, da die HGÜ ab bestimmten Entfernungen trotz der zusätzlichen Konverterverluste in Summe geringere Übertragungsverluste als die Übertragung mit Dreiphasenwechselstrom aufweist. Beispiele sind die unvollendete HGÜ Ekibastus-Zentrum in Sibirien, die 1700 km lange HGÜ Inga-Shaba im Kongo und die über 1000 km lange HGÜ Québec–Neuengland zwischen Kanada und den USA. In Europa bestehen aufgrund der vergleichsweise geringen Entfernungen zwischen Elektritätswerken und Verbrauchern bislang noch keine HGÜ-Anlagen in diesem Längenbereich.

Die bei großen Entfernungen wesentlichen Leitungsverluste ohne Konverterverluste betragen bei realisierten Anlagen wie der NorNed (zwischen Norwegen und den Niederlanden) bei einer übertragenen Leistung von 600 MW (85 % der Nennleistung) und einer Leitungslänge von 580 km rund 3,7 %, was etwa 6,4 % relativen Verlusten auf 1000 km Leitungslänge entspricht.^[4] Bei erwogenen und bisher nicht realisierten Projekten wie Desertec oder dem Europäischen Supergrid wird bei einer 5000 km langen HGÜ-Leitung mit 800 kV von Leitungsverlusten um 14 % ausgegangen.^[5] Dies entspricht rund 2,8 % relativen Leitungsverlusten auf 1000 km.

Energieübertragung mittels HGÜ-Seekabeln

Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung dient auch der Energieübertragung über vergleichbar kurze Distanzen von einigen zehn bis zu einigen hundert Kilometern, 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.^[6]

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.^[7] 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.^[8]

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.^[9]

Stromrichteranlagen

An beiden Enden einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsanlage befindet sich eine Stromrichterstation, auch Konverterstation genannt. Sie enthält neben den Steuerungsanlagen im Wesentlichen die Stromrichter sowie meist im Außenbereich neben der Halle die Stromrichtertransformatoren, Glättungsdrosseln und Oberschwingungsfilter. Die verwendeten Stromrichter können im Regelfall in beide Richtungen sowohl als Gleich- als auch als Wechselrichter arbeiten und so in beide Richtungen Energie übertragen. Es gibt auch spezielle HGÜ wie die Pacific DC Intertie an der Westküste der USA oder die HVDC Inter-Island Link in Neuseeland, welche die elektrische Leistung nur in einer Richtung übertragen können.^[10]

Der Innenraum einer HGÜ-Stromrichterhalle mit dem Wechselrichter ist im Regelfall wegen der elektromagnetischen Verträglichkeit komplett metallisch vom Außenbereich geschirmt und kann wegen der hohen Feldstärken und Gefährdungen durch Stromschläge im Betrieb nicht betreten werden. Als Stromrichter werden die Anlagen in Zwölfpulsschaltung geschaltete Thyristoren oder IGBTs verwendet, In alten Anlagen kamen Quecksilberdampfgleichrichter in sehr großer Bauweise zum Einsatz. In der Anfangszeit der Technik der HGÜ wurde auch mit Lichtbogenstromrichtern experimentiert, wie bei der HGÜ-Versuchsanlage Lehrte-Misburg.

Es wird bei den Stromrichtern grundsätzlich im Aufbau zwischen den netzgeführten Stromrichtern, auch als englisch Line Commutated Converters (LCC), Current Source Converters bezeichnet, und den selbstständig kommutierenden Stromrichtern englisch Voltage Source Converters (VSC) unterschieden.^[11][12] LCC sind typischerweise mit Thyristoren, früher Quecksilberdampfgleichrichter, aufgebaut und bedingen, dass im Wechselspannungsnetz hinreichend starke Wechselspannungsquellen wie Synchrongeneratoren in Betrieb sind, welche die für die Umrichtung notwendigen Nulldurchgänge der Netzspannung liefern. Der Umstand liegt daran begründet, dass bei Thyristoren zwar deren Einschaltzeitpunkt gesteuert werden kann, aber die Ausschaltung erst bei Unterschreiten eines bestimmten Haltestroms erfolgt, also fest von den Polarisationswechseln des Wechselspannungsnetzes abhängt. LCC basierende Stromrichter können daher auch nicht als einzige Quelle Inselnetze auf Wechselspannungsseite versorgen. Im Gegensatz dazu kann bei VSC, diese Umrichter sind im Regelfall mittels IGBTs aufgebaut, der Ein- und der Ausschaltzeitpunkt gesteuert werden, womit eine selbstständige Kommutierung ohne zusätzliche Wechselspannungsquellen auf Wechselspannungsseite möglich sind.

Um die erforderlichen Sperrspannungen von über 500 kV zu erreichen, werden jeweils mehrere dutzend Thyristoren/IGBT in Reihe geschaltet und zu einem so genannten Thyristorturm zusammengefasst, da die Sperrspannung pro Thyristor/IGBT technisch bedingt nur einige Kilovolt beträgt. Alle in Reihe geschalteten Thyristoren/IGBTs müssen fast gleichzeitig binnen einer Mikrosekunde durchschalten, um einen Schaden infolge ungleicher Spannungsaufteilung am Wechselrichter zu vermeiden.

Die Thyristoren oder IGBT können wegen der Potentialunterschiede und der hohen Änderungsrate der Spannung nicht direkt elektrisch angesteuert werden, sondern die Signale werden mit Lichtwellenleitern übertragen. Bei den heute nicht mehr im regulären Betrieb befindlichen Anlagen mit Quecksilberdampfgleichrichtern erfolgte die Übermittlung der Zündimpulse mittels Hochfrequenz.

Zur Abführung der Verlustleistung von den Halbleitern werden flüssige Kühlmittel wie reines Wasser verwendet, das in elektrisch isolierten Rohrsystemen durch die Konverterhalle zu den einzelnen Thyristoren/IGBTs gepumpt wird. Die Verlustwärme wird im Außenbereich der Halle über Wärmetauscher an die Umgebungsluft abgegeben. Die bei LCC im Gleichstromkreis nötige Glättungsspule dient dazu, die Restwelligkeit des Gleichstroms zu reduzieren. Sie kann als Luft- oder Eisendrossel ausgeführt sein, typische Induktivitäten liegen zwischen 0,1 und 1 Henry.

Mit den Transformatoren auf der Wechselspannungsseite wird nicht nur die hohe Spannung erzeugt, sie unterdrücken daneben mit ihrer Induktivität und Schaltungsweise (Serienschaltung von Dreieck- und Sternschaltung, siehe Zwölfpulsgleichrichter) auch bereits zahlreiche Oberschwingungen und liefern die bei LCC zum Umrichterbetrieb nötige Blindleistung. Zusätzliche und externe Oberschwingungsfilter unterdrücken weitere unerwünschte Oberschwingungen, insbesondere bei LCC-Stromrichtern. Bei Anlagen in Zwölfpulsschaltung müssen im Wesentlichen nur die 12. und die 24. Harmonische unterdrückt werden. Hierfür reichen auf die 12. und 24. Harmonische abgestimmte Saugkreise aus.^[13] In Sonderfällen ist auch der Betrieb von LCC ohne zusätzliche Einrichtungen zur Bereitstellung von nötiger Blindleistung möglich, wie z. B. in der Station Wolgograd der HGÜ Wolgograd-Donbass, da dort die Synchrongeneratoren im Wasserkraftwerk Wolgograd diese Funktion übernehmen. Bei Stromrichtern, welche als VSC ausgeführt sind, benötigen zur Umrichtung keine zusätzliche Blindleistung und können auch im Umfang reduzierten oder ohne Oberschwingungsfilter realisiert werden.

Leitungsanlagen und Erder

Die Übertragung kann sowohl monopolar als auch bipolar erfolgen.

• Monopolar bedeutet in diesem Zusammenhang, dass eine Gleichspannung mit einem bestimmten Nennwert wie z. B. +450 kV vorliegt, wobei jeweils ein Pol an den beiden Leitungsenden geerdet ist und daher ein Leiterseil ausreicht (Erde als „Rückleiter“).

• Bipolar bedeutet, dass im Gegensatz zur monopolaren HGÜ zwei metallische Leiter eingesetzt werden, wobei auf mittlerem Potential geerdet wird: ein Leiter, der gegenüber dem Erdpotential eine positive Spannung aufweist, und ein Leiter, der gegenüber dem Erdpotential eine negative Spannung aufweist, beispielsweise ±450 kV. In diesem Fall beträgt die Gleichspannung zwischen den beiden Leitern die doppelte Spannung wie zwischen einem Leiter und Erde, also in diesem Beispiel 900 kV. Je nach Ausführung kann auch ein metallischer Rückleiter mitgeführt werden, der in seinem Verlauf gegenüber der Erde isoliert geführt wird. Dann ist bei Ausfall einer Leitung der Weiterbetrieb mit halber Spannung möglich. Die bipolare Variante hat den Vorteil, dass das Magnetfeld des Stroms im Rückleiter das des Hinleiters ziemlich gut kompensiert, da sie gegenläufig orientiert sind. Nach etlichen Metern ist die Feldstärke unter dem des schwachen Erdmagnetfeldes, umso mehr je dichter Hin- und Rückleitung angeordnet sind.

Bei einer bipolaren Anlage dient die Erdung des Mittenpotentials dazu, Schäden an der Isolation wegen einer ungleichmäßigen Spannungsaufteilung zwischen den Leitern zu vermeiden, da die Isolation der beiden Leiter gegen Erdpotential erfolgt. Der Erder führt bei bipolaren Anlagen keinen Betriebsstrom, sondern nur einen kleinen Ausgleichstrom. Bei einer monopolaren HGÜ wird der Betriebsstrom der Anlage von einigen Kiloampere über den Erder geführt. Entsprechend großräumig, mit einer Ausdehnung von einigen Kilometern, muss die Erderanlage ausgeführt sein und gut leitfähig, beispielsweise in Küstennähe im Meer oder im Bereich von Flüssen, im Erdreich verankert sein. Wie bei jedem Erder ist für einen geringen Erdungswiderstand primär die Fläche und Form des Erders und die elektrische Leitfähigkeit in unmittelbarer Nähe des Erders bestimmend. Aufgrund der großen Querschnittsfläche spielt die elektrische Leitfähigkeit des restlichen Erdmaterials zwischen den beiden Erderelektroden der weit voneinander entfernten HGÜ-Konverteranlagen praktisch keine Rolle.

Bipolare Anlagen können auch so ausgelegt werden, dass bedarfsweise auch ein Betrieb als zwei parallelgeschaltete Monopole oder als ein einzelner Monopol möglich ist. Dies wurde bei der HGÜ Inga-Shaba realisiert. Ohne metallischen Rückleiter führt der Gleichstrom dann je nach Stromrichtung und verwendetem Material zu einer elektrolytischen Zersetzung am Erder. Insbesondere die Anode unterliegt einem Zersetzungsprozess, ähnlich einer Opferanode, weshalb sie beispielsweise aus Petrolkoks oder in Form von Titannetzen ausgeführt sind. Kathoden können als große blanke Kupferringe ausgeführt sein. Zahlreiche bipolare Anlagen sind so ausgelegt, dass auch ein monopolarer Betrieb möglich ist. Wenn wie in diesen Fällen Elektroden sowohl als Kathode als auch als Anode dienen sollen, müssen alle korrosionsfest ausgelegt oder alternativ ein metallischer Rückleiter vorhanden sein.

HG-Freileitungen besitzen meist zwei Leiterseile. Häufig werden monopolare Leitungen für einen späteren bipolaren Ausbau mit zwei Leiterseilen ausgestattet, die, solange der bipolare Ausbau nicht vollzogen wurde, parallelgeschaltet werden oder von denen eines als Niederspannungsleiter für die Erder dient. Fast immer wird die Ein-Ebenen-Anordnung der Leiterseile angewandt .

Der Leiter für die Erdungselektrode kann auch die Funktion als Erdseil übernehmen, da er über die Erdungselektrode sehr niederohmig geerdet ist. Er muss aber, um elektrochemische Korrosion der Masten zu vermeiden, an diesen isoliert befestigt sein. Zur Ableitung von Blitzströmen sind daher Funkenstrecken an den Isolatoren nötig.

Zur Vermeidung elektrochemischer Korrosion darf die Erdungselektrode nicht unmittelbar an der Leitungs-Trasse liegen, sodass zumindest für das letzte Stück der Elektrodenleitung eine separate Trassenführung nötig ist. Diese kann, wie auch im Fall der nicht parallelen Verlegung der Elektrodenleitung zur Hochspannungstrasse, entweder als Freileitung (ähnlich wie eine Mittelspannungsleitung), als Erdkabel oder als Kombination von Freileitung und Erdkabel ausgelegt sein. Die Isolation der Elektrodenleitung ist meist für eine Betriebsspannung von etwa 10 bis 20 kV (Mittelspannungsbereich) ausgelegt.

HGÜ-Netze

Gleichstromnetze müssen anders gesteuert werden als Drehstrom-Hochspannungs-Übertragungsysteme. In vermaschten Wechselstromnetzen wie dem Verbundnetz werden die Lastflüsse in einzelnen Leitungen durch gezielte Phasenschiebungen gesteuert. Im Wechselspiel mit der auf den Leitungen anliegenden Blindleistung ergibt sich so, welches Kraftwerk welchen Teil der Gesamtleistung in das Verbundnetz einspeist.

Gleichstromnetze können hingegen nur über die Höhe der elektrischen Spannung an bestimmten Knotenpunkten des Netzes gesteuert werden. Der Strom folgt dann der Spannung gemäß dem Widerstand der Leitungen zwischen den einzelnen Stationen: Wenn eine einspeisende Station mehr Strom einspeisen will, muss sie entsprechend ihre Spannung erhöhen, wenn eine entnehmende Station mehr Strom (und damit auch mehr Leistung) entnehmen will, muss sie entsprechend ihre Spannung senken. Grundsätzlich sind die HGÜ-Konverterstationen bereits in der Lage, ihre Spannung entsprechend kleinstufig anzupassen, aber die nötige Steuersoftware muss noch implementiert werden.

Als weiteres Problem kommt hinzu, dass es in einem vermaschten HGÜ-Netz eine Möglichkeit geben muss, eine defekte HGÜ-Konverterstation oder ein defektes HGÜ-Kabel bei einem Kurzschluss auch unter Last vom Netz zu trennen, damit die anderen Teile des Netzes sicher weiterarbeiten können. Mechanische Wechselstrom-Leistungsschalter eignen sich jedoch nicht für Gleichstrom. Grund hierfür sind die hohen Spannungen und Ströme, die mehr als ausreichen, um zwischen den beiden Polen eines sich öffnenden Schalters einen Lichtbogen zu zünden. Durch die Induktivität der Leitung steigt im Moment des Trennens die Spannung am Leitungsende sogar noch über die Nennspannung. Es ist daher sogar erwünscht, dass der aufgrund des induktiven Spannungsanstiegs unvermeidbare Lichtbogen im (gekapselten) Schalter entsteht und nicht etwa in anderen Teilen der Anlage, wo Lichtbögen schwere Schäden verursachen können. Bei 50 Hz Netzfrequenz sinkt die Spannung jedoch hundert Mal pro Sekunde auf null, und während dieser Nulldurchgänge erlischt der Lichtbogen im Schalter von selbst. Geeignete Medien im Schalter (i. d. R. Transformatorenöl und/oder das Gas SF₆) verhindern dann, dass der Lichtbogen sofort erneut zündet. Dadurch können Wechselstrom-Leistungsschalter auch im Fall eines Kurzschlusses binnen weniger 10 ms den Stromfluss auf unter 1 A reduzieren. Mechanische Trenner unterbrechen in einem zweiten Schritt dann den Stromfluss vollständig. Bei Gleichstrom gibt es jedoch keine Nulldurchgänge, und der Lichtbogen erlischt nicht.^[38]

Vermaschte HGÜ-Netze zum Aufbau intelligenter Stromnetze sind mit Stand 2017 Gegenstand der Forschung (CIGRE WG B4.52 u. a.). Im April 2013 hat CIGRE Working Group B4.52 eine Machbarkeitsstudie für HGÜ-Netze vorgelegt.^[39] Darin werden wesentliche Parameter von HGÜ-Netzen untersucht. Die Studie kommt zu der Schlussfolgerung, dass HGÜ-Netze machbar sind und die HGÜ-Konverterstationen nicht teurer als gegenwärtig installierte sein werden. Zur Umsetzung weiterer technischer Aspekte von HGÜ-Netzen wurden im Rahmen der Erarbeitung der Studie die CIGRE Working Grops B4.56 bis B4.60 gegründet, die sich mit Grid Codes, Modellentwicklung für Konverter, Lastfluss- und Spannungsregelung, Netzschutz und Zuverlässigkeit von HGÜ-Netzen befassen.

Weiters sind hybride Leistungsschalter verfügbar, die durch die Kombination von mechanischen Schaltern und elektronischen IGBTs eine Gleichstromverbindung bei 320 kV Nennspannung, 2 kA Nennstrom und 9 kA Kurzschlussstrom binnen 5 ms zuverlässig abschalten können. Höhere Spannungen können durch Serienschaltung mehrerer Schalter, höhere Ströme durch Parallelschaltung erreicht werden. Im geschlossenen Fall betragen die Verluste dieses Hybridschalters dann nur noch etwa 0,01 % der durchfließenden Leistung.^[40]

Es gibt Stand 2016 einzelne HGÜ mit einfachen Abzweigungen wie SACOI (HGÜ Italien-Korsika-Sardinien).