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April 22, 2015

Skagerrak 4 - Weltweit erste 500 kV VSC HGÜ-Verbindung

Sebastian Stadler, Leiter Marketing & Vertrieb, Grid Systems Germany 15.04.2015

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April 22, 2015

Weltweit führend bei Energie- und Automationstechnik Führende Marktpositionen im Kerngeschäft

Apri

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~140.000 Mitarbeiter

Vertreten in

Ländern ~100

Entstanden

1988 1988 durch die Fusion von Technologieunternehmen aus der Schweiz und Schweden

Umsatz (2014)

Milliarden 40 $

|

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April 22, 2015

Inhalt

Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Anwendungsgebiete & Entwicklung

Skagerrak 4

Zusammenfassung

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April 22, 2015

Klassische Anwendungsgebiete

Übertragung großer Leistungen über weite Strecken

Asynchrone Verbindung von Drehstromnetzen (auch als HGÜ-Kurzkupplung)

Seekabelverbindungen

Neue Anwendungsgebiete

Anbindung von Offshore-Windparks (Schwarzstart-fähigkeit)

Verstärkung und Stabilisierung bestehender Drehstrom-netze durch parallelen Betrieb von HGÜ-Systemen

Aufbau von überlagerten HGÜ-Netzen (HGÜ-Overlay-Netze)

Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) Anwendungsgebiete

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HGÜ für die Anbindung von Offshore-Windparks Einsammelnetz in der Nordsee

Quelle: Bestätigter Offshore-Netzent-wicklungsplan 2013, BNetzA, 19.12.2013

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HGÜ im deutschen Übertragungsnetz Netzentwicklungsplan 2013 ‒ bestätigte HGÜ-Trassen

Emden/Ost – Osterath (320 km, 2 GW), ge-plante Inbetriebnahme: 2019-20

Osterath – Philippsburg (340 km, 2 GW)

„Ultranet” (Amprion und TransnetBW), geplante Inbetriebnahme: 2018

Brunsbüttel – Großgartach (800 km, 1,3 GW)

„SuedLink” (TenneT TSO und Transnet-BW), geplante Inbetriebnahme: 2017-22

Wilster – Grafenrheinfeld (800 km, 1,3 GW)

„SuedLink” (TenneT TSO und Transnet-BW), geplante Inbetriebnahme: 2017-22

Lauchstädt – Meitingen (450 km, 2 GW)

„Gleichstrompassage Süd-Ost ” (50Hertz Transmission und Amprion), geplante In-betriebnahme: 2022

Nord-Süd-Übertra-gungskapazität: ~6,6 GW

Quelle: BNetzA, Netzausbau 2013, 12/2013 www.netzausbau.de

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HGÜ für überregionalen Ausgleich erneuerbarer Energien Sonnen- und Windenergie aus Nordafrika und Nahem Osten

Quelle: Perspectives on a Sustainable Power System for EUMENA, Dii GmbH, June 2012 www.dii-eumena.com

Ziel für 2050: Deckung von etwa 15 % des europä-ischen Strombedarfs durch in der MENA-Region regenerativ erzeugten Strom. EU: Europe ME: Middle East NA: North Africa

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HGÜ-Technik 60 Jahre HGÜ ‒ Meilensteine

1954 – Erste kommerzielle HGÜ mit Quecksilberdampfgleichrichtern 1970 – Erste Thyristor-Ventile für HGÜ 1980 – Itaipu, mit 6.300 MW die bis dahin weltweit größte Leistung 1997 – Erste kommerzielle VSC-HGÜ-Installation 2007 – 800-kV-UHVDC verfügbar 2008 – NorNed, bis heute längstes Seekabel der Welt 2009 – BorWin1, erste HGÜ-Offshore-Windparkanbindung 2012 – Erster hybrider HGÜ-Leistungsschalter 2014 – 1.100 kV UHVDC verfügbar

Links: Quecksilber-dampfventile in der Gotland-Verbindung von 1954, dem welt-weit ersten kommer-ziellen HGÜ-Projekt.

Rechts: Moderne VSC-HGÜ, BorWin1-Projekt 2009

Übertragungsleistungen heute HVDC

Power i MW

HVDC Light mit XLPE-Kabeln / MI-Kabeln

HVDC Light mit Freileitungen

Udc in kV

800

700

600

500

400

300

200

0

0 6,000 7,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000

HVDC Classic mit Freileitungen

8,000

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1,100

10,000

Für 525 kV kommt ein weiterentwickeltes, optimiertes Isolationsmaterial zum Einsatz

Erfolgreich geprüftes Erdkabelsystem (inkl. Kabelgarnituren), von unabhängigem Institut überwacht

Nur ein Kabelsystem pro 2 GW HGÜ-Korridor Geringere Tiefbaukosten durch geringere

Trassenbreite Geringeres Gewicht, dadurch längere

Kabelabschnitte und weniger Muffen nötig

Geringere Logistikkosten

Vorgefertigte Muffen, daher nur 1/3 der Zeit für Installation gegenüber MI-Kabelsystem notwendig, damit schnellerer Bauablauf

Nur 80% der Produktionszeit gegenüber masse-imprägnierten Kabeln

525-kV-VPE-Gleichstromkabel für Stromautobahnen

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Klassische HGÜ Netzgeführte HGÜ

Thyristor-Technik (nur einschaltbar) 12-Puls-Umrichter Kurzschlussleistungsbedarf (Kommutie-

rungsblindleistung, Betrieb nur am spannungsstarren Netz)

Leistungsbereich: 300 – 6.400 MW (demnächst: 10.000 MW bei 1.100 kV)

Stufenweise Blindleistungsbereit-stellung

Leistungsflussumkehrung durch Um-polung der Spannung (Stromfluss-richtung bleibt gleich)

Freileitung oder Massekabel (Isolation: ölimprägniertes Papier)

Fernübertragung großer Leistungen 550 MW, 120 x 50 x 11 m

Prinzipschaltbild LCC-HGÜ oder HGÜ Classic. (LCC = Line Commutated Converter)

Neuster 6-Zoll-Thyristor für HGÜ-Anwendungen.

Sperrspannung: 8,5 kV

Stromtragfähigkeit: 4,5 kA

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HVDC Light Selbstgeführte VSC-HGÜ

IGBT-Technik (ein- und ausschaltbar) Benötigt keine Kommutierungsblind-

leistung Leistungsbereich: 50 – 1.200 MW Dynamische Spannungsregelung Schwarzstartfähig* Leistungsflussumkehrung durch Um-

kehrung des Stromflusses VPE-Kabel (Isolation: vernetztes

Polyethylen) oder Freileitung Geringer Platzbedarf durch kompakte

Stromrichterstationen Vielfältige Anwendungen

Prinzipschaltbild VSC-HGÜ. (VSC = Voltage Source Converter)

Neuste IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor)-StakPak-Module für unterschiedliche Leis-tungsbereiche.

Sperrspannung: 4,5 kV

Stromtragfähigkeit: 580 bis 1.740 A *Kann nach einem Netzfehler den Betrieb selbstständig, d.h. ohne Stützung durch

das umgebende Drehstromnetz wieder aufnehmen.

Projektreferenzen HVDC Light

Murraylink 2002, 220 MW

Directlink 2000, 3X60 MW

Tjäreborg 2000, 7 MW

Estlink, 2006, 350 MW

Troll, 2004 2X40 MW

Eagle Pass 2000, 36 MW

Valhall, 2009, 75 MW

Caprivi Link 2009, 300 MW

Hellsjön 1997, 3 MW

East West Interconnector, 2012, 500 MW

BorWin1 2009, 400 MW

NordBalt 2015, 700 MW

Gotland 1999, 50 MW

DolWin2 2015, 900 MW

DolWin1 2014, 800 MW

Troll, 2015 2X50 MW

Cross Sound 2002, 330 MW

Mackinac 2014, 200 MW

Åland, 2015 100 MW

Skagerrak 4 2014, 700 MW

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Maritime Link, 2017, 500 MW

Caithness Moray 2018, 800/1200MW

Johan Sverdrup 2018, 100 MW

NordLink 2020, 1,400 MW

HVDC Light Technical development

Hällsjön 3 MW

± 10 kV

Cross Sound 330 MW ± 150 kV Gotland

50 MW ± 80 kV

East-West Interconnector

500 MW ± 200 kV

BorWin1 400 MW ± 150 kV

DolWin1 800 MW ± 320 kV

Skagerrak 4 700 MW 500 kV

Estlink 350 MW ± 150 kV

Caprivi 300 MW + 350 kV

1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009

500

1000

2000

1500

2500

200

100

400

300

500

600

MW kV

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Skagerrak 4 - An excellent example Benefits that can be achieved through interconnections

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Skagerrak 4 Norway - Denmark

Customer’s need Boost transmission capacity with 700 MW Use electricity more efficiently Enable networks to add more renewable

energy

ABB’s response Two 700 MW HVDC Light converter stations

500 kV – new voltage record for the HVDC Light technology

Customer’s benefits Network stability

Low losses and high reliability

Quick grid restoration with black-start capability

Customer: Energinet.dk & Statnett

Year of commissioning: 2014

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Skagerrak 1, 2, 3 & 4

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April 22, 2015

Skagerrak 4 – Technical Parameters

Solution: Monopole, HVDC Light G 4

Rated Power: 715 MW

Rated voltage: 500 kV

AC voltage: 420 kV, both sides

Bipolar operation with Skagerrak 3

Black start capability

SVC operation

Power reversal – 1000 times/year

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April 22, 2015

Bipolar Operation with SK3

Udn=0kV

Pac=694.5MW Pac=715MW

Udn=0kV

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Technical solution IGBT Valves

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HVDC Light Das IGBT-StakPak™-Modul

Silizium- Wafer

IGBT-Chip mit 100.000 Transistoren (IN = 40 A)

Sub-Modul

StakPak™-Modul

48 IGBT- + 24 Dioden-Chips

Kollektor-Anschlüsse

Gate-Anschluss

Emitter- Anschlussplatte

Hilfsemitter-Anschluss (Niederinduktiver Anschluss zur Ansteuerung des IGBT auf Emitterpotential)

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Skagerrak 4 – Converter Building

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HVDC Light Extended range

Base – symmetrical 617 1233 1850

Udc A dc A dc A dc

+/- 80 kV 99 197 296

+/- 150 kV 185 370 555

+/- 320 kV 395 789 1184

Cable or OH line

Bipolar 617 1233 1850

Udc1 Udc2 A dc A dc A dc

160 160 kV 197 395 592

320 320 kV 395 789 1184

500 500 kV 617 1233 1600

640 640 kV 789 1579 2368

Extruded Cable Mass Impregnated OH line

Power in MW (BtB)

Power in MW (BtB)

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500 kV Gleichstromübertragung Stationslayouts für höhere Akzeptanz