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Cabora Bassa – ein Großprojekt der HGÜ
Darstellung des Projekts
Herbert Pesch, Frankfurt am Main
Inhalt
1. Arge HGÜ und 400-kV-Forschungsgemeinschaft ...................................................................... 2
2. Aufgabenstellung ........................................................................................................................ 2
3. Gesamtkonzept ............................................................................................................................ 3
4. Stationslayout .............................................................................................................................. 5
5. Thyristorventile ........................................................................................................................... 7
6. Ventilperipherie ........................................................................................................................ 11
7. Überspannungsschutz ............................................................................................................... 12
8. Überstromschutz ....................................................................................................................... 13
9. Regelsystem .............................................................................................................................. 14
10. Stationäres Betriebsverhalten .................................................................................................... 18
11. Dynamisches Betriebsverhalten ................................................................................................ 18
11.1 Betriebliche Schaltvorgänge ............................................................................................ 18
11.2 Häufige Fehlerfälle .......................................................................................................... 19
11.3 Seltene Fehlerfälle ........................................................................................................... 21
12. Termine, Ergebnisse, Konsequenzen ........................................................................................ 23
13. Literatur ..................................................................................................................................... 24
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1. Arge HGÜ und 400-kV-Forschungsgemeinschaft
Die drei Partnerfirmen der Arbeitsgemeinschaft (Arge) HGÜ, nämlich AEG, BBC und Siemens,
hatten sich 1967 in einer klaren und weitsichtigen Entscheidung von der herkömmlichen
Quecksilberdampftechnik für HGÜ-Stromrichter abgewandt und auf die Entwicklung von
Thyristorventilen konzentriert.
Die Arge HGÜ war ein Entwicklungsgremium für die HGÜ-Technik auf Thyristorbasis, bei der
die 400-kV-Forschungsgemeinschaft in Mannheim-Rheinau eine wichtige Rolle spielte. Diese
stellte eine Spannungs- und Leistungsprüfanlage für die Ventile zur Verfügung ebenso wie eine
Modellanlage für die Untersuchung von Steuer-, Regel- und Schutzkonzepten. Hinzu kam die
Gleichstrom-Hochspannungsprüfanlage für Isolatoren im Rheinauer Dossenwald.
2. Aufgabenstellung
Von dem Inselkraftwerk am Sambesi sollte so viel Energie über zwei 1.420 km lange monopolare
Leitungen nach Südafrika geliefert werden, dass im Nennbetrieb 1.750 MW auf der 275-kV-Ebene
ins Netz gespeist werden:
Das System wird mit Nennlast als Grundlast betrieben. Im Fall von Störungen im Empfangsnetz
soll es ausgleichend wirken, und zwar im gesamten Leistungsbereich. Ähnlich soll es auf der
Gleichrichterseite bei Kraftwerksstörungen reagieren. Falls ein Übertragungspol ausfällt, sollen bis
zu 85 % der Leistung auf dem anderen Pol übertragen werden.
Die Stromrichterstationen Cabora Bassa und Apollo müssen in der Lage sein, alle statischen und
dynamischen Einwirkungen von den Drehstromseiten und von der Übertragungsleitung her zu
verarbeiten. Andererseits dürfen sie selbst keine unzulässigen Effekte nach außen erzeugen, wie
z.B. Blindleistungsbelastung, zu hohe Erdströme, Oberschwingungserzeugung oder Abstrahlung
von Hochfrequenzstörungen.
Der Wirkungsgrad der Übertragung soll sich aus folgenden Daten ergeben:
vom Kraftwerk abgegebene Leistung: 2.040 MW
an die Gleichstrom-Leitung abgegebene Leistung: 1.920 MW
an das Netz des südafrikanischen Stromversorgers ESCOM abgegebene Leistung: 1.750 MW
Das ergibt einen HGÜ-Wirkungsgrad von 85,8 %.
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3. Gesamtkonzept
Das Kraftwerk speist mit fünf Generatorzuleitungen à 408 MW auf die 220-kV-Sammelschiene
der Gleichrichterstation (Bild 1).
Bild 1 Übersichtsschaltbild Cabora Bassa – Apollo; Quelle: Arge HGÜ
An diese sind parallel acht Stromrichtertransformatoren angeschlossen, die abwechselnd in
Stern/Stern und Stern/Dreieck geschaltet sind. Sie versorgen die 6-pulsigen Ventilbrücken, und
zwar vier Stück je Stationspol. Diese erzeugen eine Gleichspannung von 133 kV und damit in
ihrer Reihenschaltung die ± 533 kV der Polspannungen bei einem Nennstrom von 1.800 A. Die
6-pulsige Brückenanordnung gestattet eine gute Betriebsflexibilität, da bei einem Brückenfehler
lediglich 12,5 % der Leistung ausfallen. Andererseits resultiert hieraus der Nachteil der
ungünstigeren Oberschwingungserzeugung, die aufwändigere Drehstrom- und Gleichspannungs-
Filter erfordert.
In beiden Stationen sind je zwei 200 MVAr Drehstromfilter für die 5., 7., 11., 13. Oberschwingung
und ein Hochpass installiert, in Apollo zusätzlich zwei 150 MVAr Kondensatorbänke. Die
Gleichstromglättung besorgen Glättungsdrosseln à 0,83 H und Blitzschutzkondensatoren à 0,1 µF,
kombiniert mit Gleichspannungsfiltern für die 6., 12., 18. und 24. Harmonische.
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Bild 2 Monopolare HGÜ-Leitung; Quelle: Autor
Die Übertragungsleitung (Bild 2) ist 1.420 km lang. Aus Sicherheitsgründen, z.B. gegen Sabotage,
sind die Pole in einem Abstand von 1 km installiert. Das Vierer-Leiterbündel ist für 3.300 A
bemessen. Die Isolatorketten bestehen aus Glaskappen. Über Leiter und isoliertem Erdseil der
Leitungspole erfolgt eine TFH-Übertragung zwecks Signalaustausches zwischen den HGÜ-
Stationen. Das linke Bild zeigt einen einfachen Tragmast mit dem voll isolierten Hauptleiter und
dem darüber befindlichen schwach isolierten Erdseil.
Im einpoligen Betrieb wird der Rückstrom über Erde geführt, und zwar bei einfachem Stationspol
mit 1.800 A, bei parallel geschalteten Stationspolen mit 3.300 A. In Cabora Bassa wird das
Eindringen des Stroms in die Erde über einen Tiefenerder und Verbindung mit einem Kohleflöz
erreicht. In Apollo wurde nach anfänglich schlechten Erfahrungen mit einem Oberflächenerder
ebenfalls ein Tiefenerder bis 100 m Tiefe eingesetzt. Im rechten Teilbild von Bild 2, das einen
Abspannmast am Ausgang der HGÜ-Station zeigt, ist auf der rechten Mastseite der Hauptleiter
angebracht, während sich auf der linken Mastseite die schwach isolierte Leitung zur entfernt
gelegenen Erdelektrode befindet. Über beiden Leitern sind Erdseile angeordnet.
Die Einspeisung in Südafrika erfolgt in der Wechselrichterstation Apollo südlich von Pretoria in
das 275-kV-Netz der ESCOM mit 15 GVA Kurzschlussleistung. Die Station ist analog aufgebaut
wie Cabora Bassa.
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4. Stationslayout
Die konventionellen Baugruppen werden im Folgenden nur mit ein paar Bildern kurz gestreift,
damit dann die Thyristorventile ausführlicher behandelt werden können:
Stromrichtertransformatoren (Bild 3), Einphaseneinheiten mit 96,7 MVA in Cabora Bassa und
90,8 MVA in Apollo, ventilseitige Durchführungen isoliert nach Stufen 133 bis 533 kV,
Bild 3 Stromrichtertransformatoren für 133 kV bis 533 kV Gleichspannung; Quelle: Autor
Glättungsdrossel (Bild 4) 0,83 H, 533 kV,
Bild 4 Glättungsdrossel 0,83 H für 533 kV; Quelle: Autor
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Blitzschutzkondensator (Bild 5) 0,1 µF und Gleichspannungsfilter;
Bild 5 Blitzschutzkondensator 533 kV und Gleichspannungsfilter (Apollo); Quelle: Autor
Drehstromfilter (Bild 6), Ausschnitt eines Hochpassfilters,
Bild 6 Drehstromfilter für 275 kV (Apollo); Quelle: Autor
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Layout der Station Cabora Bassa (Bild 7).
Bild 7 Layout der HGÜ-Station Cabora Bassa; Quelle: Autor
Aus heutiger Sicht ist der Platzbedarf dieser HGÜ-Station enorm. Das ist im Wesentlichen auf die
Technik der Thyristorventile zurückzuführen: Freiluftaufstellung, Öl-Isolierung und -Kühlung, 6-
pulsige Anordnung. Hinzu kommt die umfangreiche Schalteranordnung in der GG-Schaltanlage,
die für die verschiedenen Betriebsvarianten erforderlich ist.
Zum Vergleich in den 70er Jahren:
Nelson River 1 (Quecksilberdampf) 90 m²/MW
Cabora Bassa (Thyristor, Freiluft, Öl, 6-pulsig) 60 m²/MW
Nelson River 2 (Thyistor, Innenraum, Wasser, 12-pulsig) 38 m²/MW
Der Wechsel auf 12-Pulsigkeit, Innenraumaufstellung und Kühlung mit Wasser war schon beim
nächsten Projekt Nelson River 2 eine wichtige Konsequenz.
5. Thyristorventile
Den drei Stromrichtertransformatoren einer 6-pulsigen Brücke stehen drei Ventileinheiten
gegenüber (Bild 8). Die Spannungsstufen 133 bis 533 kV werden bei den Transformatoren mit
unterschiedlich langen Durchführungen auf der Gleichstromseite hergestellt. Dagegen haben alle
Ventile die gleiche Bauweise. Die Potentialstufen werden durch unterschiedlich hohe Isoliertische
erreicht.
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Bild 8 6-pulsige Stromrichterbrücke mit Transformatoren und Thyristorventilen für 533 kV;
Quelle: Autor
Ventilkessel, Transformatoren und Glättungsdrosseln werden mit einem speziellen Montagegerät,
dem „Hubmastschlepper“ (Bild 9), transportiert und aufgestellt, die Ventilkessel auf ihre jeweilige
Tischhöhe.
Bild 9 Hubmastschlepper zur Montage der Großgeräte; Quelle: Autor
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Je zwei Ventile sind in einem Kessel untergebracht. Das ergibt in der Summe drei Doppelventile je
Brücke und bei acht Brücken 24 Ventilkessel je Station. Bild 10 zeigt eindrucksvoll die
Kaskadenschaltung von +533 kV über 0 zu -533 kV.
Bild 10 2-polige Anordnung der Thyristorventile für ±533 kV; Quelle: Autor
Bild 11 Geöffnete Thyristorventile während der Montage; Quelle: Autor
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Für die Montage und für spätere Wartungsarbeiten wird die Ventilhaube in der Montagehalle
abgehoben (Bild 11), und die Thyristormodule, die spiralförmig angeordnet sind, werden nach
Beseitigung der Schirmbleche zugänglich. In den Thyristormodulen (Bild 12) sind die
Scheibenthyristoren abwechselnd mit Kühldosen zusammengepackt.
Bild 12 Thyristormodul mit 2 x 7 Scheibenthyristoren; Quelle: Autor
Während der Projektlaufzeit wurden die Scheibenthyristoren konsequent zu leistungsfähigeren
Einheiten weiterentwickelt. In der 1. Projektstufe wurden je Modul sieben Thyristorpaare (1.650 V
Sperrspannung) in Reihe eingesetzt, in Stufe 2 und 3 reichten bereits sechs Paare (2.400 V) in
Reihe.
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6. Ventilperipherie
Dem Ventil sind verschiedene Einrichtungen zugeordnet, die in Bild 13 schematisch in ihrer
schaltungsmäßigen Zuordnung und in ihrer realen Aufstellung in der Anlage gezeigt werden:
Bild 13 Ventilperipherie schematisch und mit Peripheriegeräten einer 533-kV-Brücke;
Quelle: Autor
1 Lichtsignalübertrager, in denen die vom Kontrollraum kommenden Zündimpulse für das
Ventil über Lichtleiter auf das Tischpotential gebracht und in Gegenrichtung
Überwachungssignale zum Kontrollraum gesandt werden,
2 Messwerterfassung, in welcher Überwachungs- und Schutzsignale aus dem Ventilbereich
gesammelt, ausgewertet und für die Lichtsignalübertragung codiert werden,
3 Impulsverstärker, durch welche die Zündimpulse auf das für die Zündung im Ventil
erforderliche Leistungsniveau verstärkt werden,
4 Überspannungsableiter zum Schutz der Ventilisolation (Typ B aus Bild 14),
5 RC-Beschaltung zur Bedämpfung der Löschschwingungen,
6 Hilfsenergieübertrager zur Versorgung der auf Ventilpotential angeordneten Geräte,
7 Ölzufuhr über isolierende Porzellankörper zur Versorgung des Ventils mit Isolations- und
Kühlmedium.
Bild 13 zeigt rechts einige dieser Geräte, wie Hilfsenergieübertrager, Lichtsignalübertrager und
RC-Glied. Messwerterfassung und die zwei Impulsverstärker sind unterhalb des Ventilkessels im
Tischrahmen angebracht.
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7. Überspannungsschutz
Der Schutz der Anlage gegen Überspannungen bestimmt die Isolationspegel der Geräte. Dazu
werden die ungünstigsten dynamischen Vorgänge innerhalb der Station und Einwirkungen von
außen, wie Blitzschlag oder Überspannungsvorgänge im Kraftwerk bzw. Netz berücksichtigt.
Bild 14 Überspannungsschutzkonzept, Anordnung der Ableiter; Quelle: Autor
Das Überspannungsschutzkonzept sieht Ableiter an folgenden Positionen der Schaltung vor
(Bild 14):
A zwischen den ventilseitigen Transformatorphasen,
B zwischen Anoden- und Kathodenanschlüssen der Ventile,
C zwischen den Gleichstrom-Klemmen der Ventilbrücken,
die Reihenschaltung der C-Ableiter bestimmt auch die Potentiale gegen Erde,
D an den Polabgängen zur Übertragungsleitung zum Schutz von Pol und Glättungsdrossel gegen
Überspannungen von der Leitung, unterstützt durch den Glättungskondensator am
Stationsausgang,
E zwischen Stationsmittelpunkt und Erde .
Wegen des Schutzes der Thyristorventile hat der Ventilableiter B die wichtigste Aufgabe im
Überspannungsschutzkonzept. Seine Ansprechpegel für Schalt- und Blitzstoß ergeben sich aus den
maximalen Betriebspannungen der Ventile. Das sind die Löschschwingungen bei einem
Steuerwinkel von 90°el und einem Lastabwurf mit maximaler Netzspannung. Der
Funkenstreckenableiter hat ein Ansprechstreuband, das von der Spannungsform Schalt-/Stoßwelle
abhängt. Der untere Ansprechpegel wird mit einem Sicherheitsabstand zur maximalen
Ventilspannung festgelegt. Der obere Pegel des Bandes entspricht dem Schutzpegel des Ventils.
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Der Isolationspegel des Ventils wird wiederum mit einem Sicherheitsabstand zum Schutzpegel
spezifiziert. Die Zahl der in Reihe geschalteten Thyristoren wird so gewählt, dass die Summe ihrer
Isolationspegel noch sicher über dem Isolationspegel des Ventils liegt.
8. Überstromschutz
Die Empfindlichkeit von Thyristoren gegen thermische Überbeanspruchung erfordert entweder
Strombemessung der Ventile für den Kurzschlussfall oder einen Schalterschutz, der die Ventile
von solchen Kurzschlussströmen freihält.
Bild 15 Überstromschutzkonzept eines HGÜ-Pols; Quelle: Autor
Durch eine geeignete Abstimmung beider Konzepte wurde das Überstromschutzkonzept gemäß
Bild 15 bestimmt. Die einzelnen Komponenten erfüllen folgende Aufgaben:
Der Transformator-Überstromschutz entspricht der herkömmlichen Ausführung.
Er bewirkt Abschaltung der Brücke über den Leistungsschalter LS.
Der Transformator-Differentialschutz erfasst Fehler im Transformator und wirkt ebenfalls auf
den Leistungsschalter.
Der Brücken-Überstromschutz ist voll redundant aufgebaut, da er den maßgeblichen Beitrag zur
Sicherheit der Thyristorventile liefert. Dabei muss er seine Funktion zuverlässig erfüllen, auch
wenn er außerordentlich selten angeregt wird, wie z.B. bei einem direkten Kurzschluss der
Ventilbrücke. In solch einem Fall werden Überstromableiter (ÜSA) eingeschaltet, welche den
Transformator kurzschließen und damit die treibende Spannung und den Kurzschlussstrom von
den Ventilen fernhalten. Nur dank ihrer sehr kurzen Schaltzeit von 4 ms können diese Geräte ihre
Aufgabe erfüllen, die Thyristoren vor unzulässiger Überlastung zu schützen.
Der ebenfalls redundant ausgeführte Brücken-Differentialschutz erfasst Fehler im Ventilbereich.
Er hat zwei Ansprechpegel. Der kleinere Wert verursacht Schnellabschaltung der Brücke. Der
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höhere Wert deutet auf ventilgefährdende Überströme hin, die ÜSA werden ausgelöst, und die
Brücke wird abgeschaltet.
Der Stationshälften-Differentialschutz wird bei Erdschlüssen innerhalb der Station angeregt.
Auch hier können unzulässig hohe Überströme entstehen, so dass die Abschaltung aller Brücken
mit ÜSA erfolgen muss.
Der Leitungsschutz bewirkt das Blockieren der Übertragung bei Leitungserdschlüssen. Diese
treten auf Grund von Buschfeuern, Blitzeinschlägen und anderen Einwirkungen im Gegensatz zu
stationsinternen Kurzschlüssen weitaus häufiger auf. Da jedoch die Glättungsdrossel im
Kurzschlusskreis liegt, steigt der Strom langsamer an und kann mit der Stromregelung unter
Kontrolle gehalten werden, ohne dass eine Brückenabschaltung erforderlich ist. Dennoch muss der
Strom vorübergehend blockiert werden, damit sich der Überschlagskanal entionisieren kann.
Danach wird die Übertragung so schnell wie möglich wieder freigegeben, so dass weder das
Kraftwerk noch das Verbrauchernetz einen merklichen Leistungseinbruch verspüren.
Die Wechselrichterbrücken sind mit einem speziellen Schutz gegen Ventilkippungen ausgestattet
(Wechselrichter-Kippschutz). Einzelne Kommutierungsfehler werden ohne besondere
Schutzeingriffe zugelassen. Bei Folgekippungen besteht jedoch die Gefahr von
Ventilüberlastungen infolge Stromführungszeitüberschreitung. In einem solchen Fall wird über die
TFH ein Stromreduziersignal Idsoll = 0,4 IdN zur Gleichrichterstation gesandt. Diese Schutzfunktion
wird durch die spannungsabhängige Stromsollwert-Reduzierung abgesichert, die in der
Gleichrichterstation zum Eingriff kommt und daher nicht die TFH-Übertragung benötigt. Sie
erfasst den durch den Kommutierungsfehler auftretenden Einbruch der Leitungsspannung und
setzt den Strom auf 0,4 IdN, bis die Spannung wiederkehrt.
9. Regelsystem
Wasserkraftwerk und HGÜ arbeiten mit Stellzeiten, die sich um etwa den Faktor 100
unterscheiden. Den regelungstechnischen Ausgleich bewirkt ein Master Power Controller, der die
hohen Änderungsgeschwindigkeiten der HGÜ an die Möglichkeiten des Kraftwerks anpasst.
Die HGÜ arbeitet mit konstanter Übertragungsspannung. Die Übertragungsleistung wird durch
den Gleichstrom eingestellt. Im stationären Betriebszustand geschieht dies mit der Stromregelung
der Gleichrichterstation, während in der Wechselrichterstation die Löschwinkelregelung im
Eingriff steht. Störungen können dazu führen, dass der Betrag der Gleichrichterspannung unter den
der Wechselrichterspannung absinkt. Dann ist keine Spannungsdifferenz mehr vorhanden, die den
Strom über die Leitung treiben kann. Um das zu verhindern und das System durchgehend
übertragungsfähig zu halten, ist auch der Wechselrichter mit einer Stromregelung ausgerüstet. Sie
übernimmt den wirksamen Regeleingriff, wenn der Gleichstrom um ein bestimmtes Maß
(Marginalstromprinzip) gegenüber dem vorgegebenen Sollwert absinkt.
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Bild 16 Regelkreis des Gleichrichters; Quelle: Autor
Der Stromregelkreis des Gleichrichters ist vereinfacht in Bild 16 dargestellt. Der von der
Kraftwerksregelung für jeden Pol vorgegebene Leistungssollwert wird durch die
Leitungsspannung dividiert. Der so ermittelte Stromsollwert gelangt nach einer Minimalauswahl
auf ein Änderungsbegrenzungsglied, welches die Systemstabilität beim Hochfahren berücksichtigt.
Aus Sicherheitsgründen sind zwei Stromregler parallel geschaltet, von denen einer bei etwas
größerem Strom wirksam wird, d.h. der andere ständig im Eingriff steht, solange er fehlerfrei
arbeitet. Nach der Minimalauswahl wird eine Steuerspannung an das Impulssteuergerät
abgegeben, die minimalem Idsoll und maximalem αsoll entspricht. Als Bezugswert für die Lage der
Steuerimpulse wir die an der Sammelschiene gemessene Netzspannung unter Berücksichtigung
der Phasendrehung durch die Stromrichtertransformatoren gewählt. Das Steuergerät bildet die
Impulse relativ zur Anodenspannung der Ventile, wobei die Steuerspannung den Steuerwinkel α
bestimmt. Mit der Logik werden die Impulse auf 120° verlängert und als Start-/Stop-Signale zu
den Lichtsignalübertragern der Ventile geführt.
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Bild 17 Regelkreis des Wechselrichters; Quelle: Autor
Der Regelkreis des Wechselrichters (Bild 17) hat eine gleiche Stromregelung. Der Sollwert wird
von der Gleichrichterstation über TFH übermittelt und für den Fall eines kurzzeitigen TFH-
Ausfalls gespeichert. Er ist um den Marginalstrom 0,1 IdN reduziert, so dass der Stromregler des
Wechselrichters nur in Ausnahmefällen zum Eingriff kommt. Der Löschwinkelregler, dessen
Sollwert γ = 18°el fest vorgegeben ist, bezieht seinen Istwert aus dem Nulldurchgang der
Netzspannung und dem direkt am Ventil gemessenen Endesignal des Ventilstroms. Für den
γ-Regler wird der kleinste gemessene Löschwinkel ausgewählt. Damit arbeiten alle Ventile mit
Löschwinkeln ≥ 18° und haben einen ausreichenden Abstand von der Thyristorfreiwerdezeit.
Die praktische Ausführung der Steuerungs-, Regelungs- und Schutz-Einrichtungen für die
Stromrichter ist sehr aufwändig im Vergleich zur heutigen Digitaltechnik. Die Elektronik ist
analog ausgeführt und trotz angestrebter Raumeinsparung in etlichen Schränken untergebracht.
Der Aufwand zum Schutz der Elektronik ist groß: enge Raumabmessungen (Bild 18), dicke
Stahlplatten zur Schirmung des gesamten Raumes, komplizierte Sicherheitstüren und
Türschleusen, aufwändige HF-Filter für ein- und ausgehende Signalkabel, sorgfältige
Kabelschirmung und weitere Maßnahmen.
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Bild 18 Geschirmter Raum für Steuerung, Regelung, Schutz der Stromrichter; Quelle: Autor
Einfacher und übersichtlicher ist dagegen der Aufbau der Schaltzentrale mit Schaltpult und
Anzeige- und Bedientafeln (Bild 19), allerdings mit dem Nachteil der eingesetzten Relaistechnik:
viel Raumbedarf und relativ hohe Fehlerquote auf Grund der Vielzahl der Relais und der
Verdrahtungsdichte.
Bild 19 Schaltzentrale in Apollo; Quelle: Autor
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10. Stationäres Betriebsverhalten
Nach Abschluss der 1. und der 3. Ausbaustufe wurden jeweils umfassende stationäre Messungen
und Tests zum dynamischen Systemverhalten durchgeführt. Die spezifizierten statischen und
dynamischen Toleranzbereiche für Spannung und Frequenz wurden sicher eingehalten. Es
stellte sich aber heraus, dass die Frequenzbereiche für den praktischen Betrieb von Kraftwerk
einerseits und ESCOM-Netz andererseits wegen der Filterabstimmung angepasst werden mussten.
Letztlich konnte eine Erweiterung des Frequenzbereichs in Apollo um ca. 50 % und in Cabora
Bassa um knapp 70 % zugestanden werden. Zudem wurde Betrieb bei Kraftwerks-Frequenzen
nachgewiesen zwischen 50,5 bis 52 Hz und 49,5 bis 47,5 Hz, und zwar mit maximal 85 % der
Leistung, allerdings mit abgeschalteten Dtrehstromfiltern.
Auch bei der Übertragungsleistung gab es positive Ergebnisse. Im Nennbetrieb wurden 1.800
MW statt 1.750 MW, d.h. 2,9 % mehr Leistung als spezifiziert, an das ESCOM-Netz abgegeben.
Im Notbetrieb, d.h. Betrieb mit parallelgeschalteten Stationspolen auf einen Leitungspol, wurde
die spezifizierte Leistung sogar um 10 % übertroffen. Der Wirkungsgrad der HGÜ-Stationen allein
wurde mit etwa 98 % ermittelt.
Die Blindleistungsbilanz wurde gemäß Spezifikation nachgewiesen. Der Bedarf der
Stromrichterbrücke betrug bei Nennbetrieb 140 MVAr. Das ergab bei acht Brücken einen
Gesamtbedarf von 1.120 MVAr. Davon brachten die zwei Drehstrom-Filterbänke zusammen 400
MVAr auf. In Cabora Bassa wurde der Rest vom Kraftwerk mit ca. 150 MVAr je Generator
übernommen. In Apollo standen neben den zwei Drehstromfiltern mit zusammen 400 MVAr
zusätzlich zwei Kondensatorbänke mit zusammen 300 MVAr zur Verfügung. Der Rest des
Blindleistungsbedarfs wurde vom Netz kompensiert.
Hinsichtlich Beeinflussungsfragen wurden Messungen bei verschiedenen statischen
Betriebszuständen durchgeführt. In beiden Stationen wurden die Oberschwingungsgrenzen auf der
Drehstrom- und auf der Gleichstrom-Seite sicher eingehalten. Das galt für einzelne
Oberschwingungen, den Gesamteffektivwert aller Oberschwingungen sowie den Telefonstörfaktor
THFF. Rundfunkstörungen, die von den Stationen abgestrahlt werden, liegen weit unter den
spezifizierten Werten, und auch die TFH-Übertragung auf der Gleichstromleitung wurde durch
HF-Einflüsse von den Stationen her und durch Koronaeffekte auf der Leitung nicht gestört.
11. Dynamisches Betriebsverhalten
11.1 Betriebliche Schaltvorgänge
Aus Gründen der Systemverfügbarkeit erfolgt das Zu- und Abschalten von
Stromrichterbrücken ohne Unterbrechung der Energieübertragung. Bei Zuschaltungen und
normalen Abschaltungen wird die Leistung langsam auf das neue Niveau eingestellt, so dass die
Kraftwerksregelung nachfolgen kann. Schutzabschaltungen haben Leistungssprünge zur Folge,
welche das Kraftwerk mit stärkeren Frequenzänderungen beantwortet. Selbst bei Volllast führt
dabei aber ein einzelner Brückenausfall nicht zur Überschreitung der Betriebsfrequenz und
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Abschaltung der Drehstromfilter, weil auf dem anderen HGÜ-Pol vorübergehend eine
25-prozentige Überlast eingestellt und somit die Lastdifferenz für das Kraftwerk ausgeglichen und
die Frequenz stabil gehalten wird.
Größere Lastabwürfe führen beim Gleichrichter über die damit verbundene Frequenzerhöhung zur
Abschaltung der Drehstromfilter. Dadurch überlagern sich in der Drehstrom-
Sammelschienenspannung und somit in der Kommutierungsspannung der Ventile
Oberschwingungen, die höhere Spannungsbeanspruchungen der Ventile zur Folge haben. Um dies
zu vermeiden und dennoch die Übertragung mit einer möglichst großen Leistung weiter zu
betreiben, wird die Generator-EMK um 10 % reduziert. Es werden dann immer noch 85 % der
Leistung übertragen.
Die Polumschaltung, d.h. die Parallelschaltung beider Stationspole auf eine monopolare
Übertragungsleitung, kann wahlweise von Hand oder automatisch erfolgen, wenn auf der anderen
Leitung ein permanenter Fehler festgestellt worden ist. Im Zuge der Umschaltung werden zunächst
die betroffenen Stationshälften blockiert und von der Leitung freigeschaltet. Dann werden alle
Brücken umgepolt, und – zuerst beim Wechselrichter – erfolgt die Ankopplung unter Spannung an
den betriebenen Pol. Der Strom wird auf beide Wechselrichterpole zu gleichen Teilen eingeregelt.
Dann erfolgen die Ankopplung auf der Gleichrichterseite und die Freigabe der Stromregelung dort.
Die Dauer des gesamten Vorgangs beträgt bei automatischem Ablauf einige Sekunden, bedingt
durch die Laufzeiten der Umpolungstrenner. Auf diese Weise kann die Einbuße an übertragener
Energie so gering wie möglich gehalten werden. Die anschließend übertragene Leistung beträgt bis
zu 85 % der Nennleistung.
11.2 Häufige Fehlerfälle
a) Erdschluss auf der Gleichstromleitung
Natürliche und willkürliche Aktionen sind die Ursache von Kurzschlüssen auf der
Übertragungsleitung. Der isokeraunische Pegel in dem Gebiet der Leitung ist hoch, und es wurden
70 direkte Blitzeinschläge pro Jahr theoretisch zugrunde gelegt. Hinzu kommen Einwirkungen
durch indirekte Blitzeinschläge nahe der Leitung und Leitungsüberschläge durch Buschfeuer,
aufwachsende Bäume, „friedlichen“ Beschuss von Isolatoren etc.
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Bild 20 Test: Erdschluss der Übertragungsleitung; Quelle: Autor
Für die Gleichrichterstation bedeutet ein Leitungserdschluss eine Überstrombeanspruchung, gegen
welche sie sich mit Leitungsschutz und Stromregelung absichert. Bild 20 zeigt einen solchen
Vorgang mit jeweils Strom und Spannung der beiden Gleichstrompole. Der Leitungsschutz erfasst
den Fehler und schaltet den Stromsollwert auf Null, so dass der Regler den Strom innerhalb von 20
bis 40 ms (je nach Fehlerentfernung) absteuert. Der auftretende Überstrom mit einem Maximum
von 1,7 IdN ist für den Gleichrichter unkritisch. Der Strom auf dem gesunden Pol wird zum
Ausgleich der Leistungsbilanz vorübergehend um 30 % hochgeregelt. Nach einer Wartezeit von
etwa 200 ms für die Entionisierung des Überschlagkanals wird der Strom in weiteren 100 ms
wieder hochgefahren. Insgesamt ist also bei einem transienten Fehler das ursprüngliche
Leistungsniveau nach knapp 350 ms wieder erreicht.
Bei Dauerfehlern auf der Leitung wird nach dem ersten erfolglosen Wiederhochfahrversuch in
jeder Station eine Stromrichterbrücke abgeschaltet. Nachfolgend können entsprechend der
vorgewählten Zahl 1 bis 3 weitere Hochfahrversuche stattfinden. Sind diese erfolglos, wird auf
Dauerfehler geschlossen. Die Umschaltung auf den gesunden HGÜ-Pol geschieht dann per Hand
oder automatisch.
b) Netzfehler beim Wechselrichter
Fehler im Verbrauchernetz in Südafrika treten besonders bei Gewittern und Buschfeuern häufig
auf. Sie können ein- oder mehrphasige Spannungseinbrüche zur Folge haben, die sich auf die
Kommutierungsspannung der Wechselrichterventile auswirken. Auch stationsnahe Schaltvorgänge
im Netz können Phasensprünge in der Netzspannung verursachen, die eine synchrone Zuordnung
der Ventilzündung zur Kommutierungsspannung nicht mehr gewährleisten. In beiden Fällen ist die
normale Kommutierung der Wechselrichterventile behindert. Ventilkippungen sind die Folge. Je
nach Dauer derartiger Störungen wird die Übertragungsleistung entweder gar nicht oder zum Teil
oder ganz durch Schutzeingriffe reduziert, bis die Normalbedingungen wieder hergestellt sind.
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11.3 Seltene Fehlerfälle
a) Naher Erdschluss im Wechselrichter-Drehstromnetz Apollo
Die HGÜ-Stationen sind durch Blitzschutzseile gegen direkte Blitzeinschläge geschützt. Dennoch
muss man mit stationsinternen Erdschlüssen rechnen, die durch Gerätefehler, Fehlbedienungen etc.
entstehen können. Um das Betriebsverhalten und auftretende Beanspruchungen kennenzulernen,
sind während der Inbetriebnahme entsprechende Tests durchgeführt worden.
Bild 21 Test: 2-phasiger Erdschluss an der 275-kV-Drehstromsammelschiene in Apollo;
Quelle: Autor
Als Beispiel ist das Verhalten der HGÜ bei einem zwei-phasigen Erdschluss an der 275-kV-
Drehstromsammelschiene in Apollo in Bild 21 dargestellt. Der Fehler wird zum Zeitpunkt t = 0 für
eine Dauer von 80 ms eingeleitet. Der Ausfall der Kommutierungsspannung verursacht
Ventilkippungen und Zusammenbruch der Polspannung. Der resultierende Überstrom wird durch
den Stromregler des Gleichrichters und den Wechselrichterkippschutz begrenzt und herabgesetzt.
Die gesunde Phase gestattet Einzelkommutierungen während des Fehlers, eine effektive
Kommutierungsfolge kann jedoch erst nach Fehlerbeseitigung wieder zustande kommen. Indem
auf diese Weise die verfügbare Netzspannung sofort wieder genutzt und auf Wartezeiten zur
Restabilisierung verzichtet wird, gelingt es, die Übertragungsleistung in kurzer Zeit (200 bis
300 ms) wieder auf den ursprünglichen Wert einzustellen.
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b) Naher Erdschluss im Gleichrichter-Drehstromnetz Cabora Bassa
Bild 22 zeigt das HGÜ-Verhalten auf der Gleichrichterseite bei einem einphasigen Erdschluss an
einer der fünf 220-kV-Generatorzuleitungen zur Gleichrichterstation bei HGÜ-Betrieb mit 400 kV,
d.h. mit drei Ventilbrücken pro Pol. Der Fehler tritt im Zeitpunkt t = 0 ein und wird nach 150 ms
freigeschaltet. Die Ventilkommutierung läuft über die zwei gesunden Phasen weiter. Dabei tritt die
für einen solchen Vorgang typische 100-Hz-Harmonische in der Gleichspannung auf. Da der
Mittelwert der Gleichspannung absinkt, werden die spannungsabhängige
Stromsollwertreduzierung angeregt und der Gleichstrom vorübergehend reduziert. Die
Übertragung nimmt nach Bereinigung des Fehlers innerhalb von 80 ms wieder normalen Betrieb
auf, so dass die gesamte Störung nach knapp 250 ms ohne weitere Auswirkungen überstanden ist.
Bild 22 Test: 1-phasiger Erdschluss an der 220-kV-Drehstromsammelschiene in Cabora Bassa;
Quelle: Autor
c) Störung einer Wechselrichterbrücke
Die Cabora Bassa-Leitung weist bei etwa 50 Hz Resonanzverhalten auf, das bei
Wechselrichterkippungen zu kritischen Vorgängen führen kann. Bild 23 zeigt einen speziellen
Test, der dazu Klarheit bringen sollte. Aufgezeichnet sind die Gleichspannung der gestörten
Brücke und Spannung und Strom des betroffenen Pols in Apollo bei Betrieb mit zwei Brücken.
Für eine Dauer von 40 ms werden alle Zündimpulse dieser Brücke gesperrt. Die erzeugte 50-Hz-
Spannung wird an die Gleichstromleitung abgegeben. Sie trifft dort auf eine 50-Hz-Resonanz, die
zur Spannungserhöhung führt. Diese erreicht jedoch keine kritischen Werte, da einerseits der
Resonanzaufbau nicht schnell genug geschieht und andererseits über eine 50-Hz-Erfassung die
Stromregelung des Gleichrichters schnell eingreift und Gleichspannung und Gleichstrom reduziert.
Nach Rückkehr der Ventilzündung wird der Vorgang innerhalb von etwa 300 ms wieder
ausgeglichen.
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Bild 23 Test: Kippung einer Wechselrichter-Brücke und 50-Hz-Resonanz auf der
Übertragungsleitung; Quelle: Autor
12. Termine, Ergebnisse, Konsequenzen
Nachstehend sind die wichtigsten Termine, Ergebnisse und Konsequenzen für die HGÜ-Technik
aus den Erfahrungen mit der Cabora Bassa-HGÜ zusammengefasst:
a) Termine
Baubeginn der HGÜ-Stationen: Anfang 1973
Inbetriebnahmebeginn: November 1974
Fertigstellung 1. Stufe: März 1977
2. Stufe: April 1978
3. Stufe: Juni 1979
b) Ergebnisse
Erfüllung aller Anforderungen und Nachweis des sicheren Betriebs
Wirkungsgrad der HGÜ-Stationen 98 %, mit Übertragungsleitung 88,2 %
Verfügbarkeit der HGÜ-Stationen im Endausbau in den ersten 3 Betriebsmonaten 96,7 %
c) Konsequenzen
Die rapide Entwicklung zu leistungsstärkeren Thyristoren in den 70er Jahren vereinfacht den
Ventilaufbau.
Der Wechsel zu Wasserkühlung und Innenraumaufstellung reduziert den Montage- und
Wartungsaufwand.
Durch die 12-pulsige Anordnung wird die Gleichstrom-Schaltanlage reduziert und die
Bauweise kompakter.
Die 12-Pulsigkeit reduziert den Drehstrom- und Gleichstrom-Filteraufwand.
Der Verzicht auf Überstromableiter erspart Transformatorkurzschlüsse.
Kritische Risikobewertungen führen zu engeren Auslegungsdaten.
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Der Aufwand für die Ventilperipherie wird reduziert.
Das Steuer-, Regel- und Schutzkonzept hat sich als praktikabel, sicher und zuverlässig
erwiesen. Einige Funktionen und Redundanzen werden ergänzt, der Schirmungsaufwand wird
reduziert.
Der spätere Übergang auf die Digitaltechnik ist ein entscheidender Schritt in die Zukunft.
13. Literatur
[1] Heyner, Gerhard; de Ornelas Mario, A.; Raynham, Eustace F.; Sieber, P.: Layouts of the
HVDC Terminal Stations Cabora Bassa and Apollo. CIGRE 1974, Paper 14-04
[2] Beriger, F. C.; Hengsberger, J.; Jütte, G. W.: Cabora Bassa HVDC Transmission: Oil Cooled
Outdoor Thyristor Valves. IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-
94, no. 3, May/June 1975, S. 1061-1071
[3] Rogowsky, Y.: Strombeanspruchungen und Überstromschutz von Thyristorventilen in einer
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung. ETZ-A, Bd. 91 (1970), S. 297-302
[4] Becker, W.; Ranade, S.; Rumpf, E.; Wess, T.: Control System for the Cabora Bassa HVDC
Scheme, Design Criteria – Simulator Studies. CIGRE 1976, Paper 14-06
[5] Pesch, Herbert: Die Inbetriebnahme der HGÜ Cabora Bassa – Apollo. ETZ-A, Bd. 97(1976),
S. 407-411
[6] Kanngießer, Karl-Werner; de Ornelas Mario, A.; Pesch, Herbert, Raynham, Eustace F.;
Ziegler, Werner: Commissioning of the Cabora Bassa – Apollo HVDC Scheme. CIGRE
1978, Paper 14-13
