Umrichterstation: Hier die schon gebaute Station BorWin Alpha. Für die neuen Windenergieparks des DolWin1-Projekts wird eine weitere Umrichterstation entstehen – DolWin Alpha.
Erschienen in: Energy 2.0 Oktober 2010, S. 42
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HGÜ mit mehr Spannung und Leistung

Hochspannungsgleichstromübertragung für Offshore-Windparks deutlich verbessert

Nach dem Anschluss des Windparks Bard Offshore 1 in der Nordsee geht die Entwicklung weiter. Die Hochspannungsgleichstromübertragung hat ihre Leistungsfähigkeit mehr als verdoppelt. *  Text: Kati Langlotz, Raphael Görner, ABB Fotos: ABB

Die derzeit vor den Küsten Deutschlands realisierten Offshore-Windparks entstehen weit draußen auf hoher See. Der dort erzeugte Strom muss dann unter nicht ganz einfachen Bedingungen an Land und dort weiter bis zum nächsten Anschlusspunkt des Übertragungsnetzes gebracht werden. Die Stromübertragung über Freileitungen auf See ist nicht möglich und eine kabelgebundene Drehstromübertragung scheidet aus technisch-wirtschaftlichen Gründen bei Entfernungen von mehr als 100km aus. Daher ist der Einsatz einer Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) für diesen Anwendungszweck die einzige Möglichkeit und heute bereits Stand der Technik. Im vergangenen Jahr wurde von ABB im Auftrag von Transpower, die seit Herbst 2010 unter dem Namen ihres Mutterkonzerns Tennet auftritt, die HGÜ-Netzanbindung BorWin1 zwischen dem weltweit am weitesten offshore in der Nordsee liegenden Windpark-Cluster BorWin und seinem Netzanschlusspunkt Diele an Land errichtet. In den nächsten drei Jahren realisiert ABB den Anschluss eines der beiden leistungsstärksten Transpower-Projekte DolWin1 mit einer Übertragungskapazität von 800MW.

IGBT-Modul: Der Leistungshalbleiter stellt im Fehlerfall einen sicheren Kurzschluss her. Die Spannung übernehmen dann die in Reihe geschalteten Module des Stacks.

Bei der Fertigstellung Anfang 2013 soll der Windpark Borkum-West II mit einer Anschlussleistung von 400MW als erster angeschlossen werden. Weitere Windparks, die in der Nähe entstehen, sollen folgen. Die Windparks werden dabei über relativ kurze Drehstromverbindungen an die Offshore-Plattform DolWin Alpha angeschlossen. Dort wird der Drehstrom in Gleichstrom umgerichtet und über zwei Gleichstromkabel mit dem Netzverknüpfungspunkt an Land verbunden. Die HGÜ-Kabeltrasse führt 75km unter Wasser und an Land 90km unterirdisch zum Umspannwerk Dörpen West, wo der Gleichstrom zurück in Drehstrom umgerichtet und in das Übertragungsnetz eingespeist wird.

Weniger Übertragungsverluste

Das Projekt wird von ABB wie bereits beim Projekt BorWin1 mit der selbstgeführten HGÜ (HVDC-Light-Technologie) realisiert werden. Durch kontinuierliche Weiterentwicklung der Technik kommt im Projekt DolWin1 nun die nächste Generation dieser Technologie zum Einsatz, deren Übertragungsverluste weiter verringert werden konnten. Verluste sind bei der Übertragung großer Leistungen ein elementares Thema. Speziell bei der kabelgebundenen Stromübertragung ist dies der eigentliche Grund weshalb HGÜ überhaupt eingesetzt werden muss, weil sie erheblich weniger Verluste bringt als die Drehstromübertragung.

Die Verluste in den Kabeln sind – neben der Stromstärke und dem Leitermaterial – abhängig von der eingesetzten Übertragungsspannung. Auch hier wird weiterentwickelt, hin zu immer höheren Spannungen und damit weiterer Verlustminimierung. Dadurch konnte die Übertragungsspannung bei DolWin1 gegenüber BorWin1 mehr als verdoppelt werden. Sie stieg von 150kV auf 320kV. Die beiden Gleichstromkabel sind damit die weltweit leistungsstärksten ihrer Art. Die umweltfreundlichen Kabel sind mit vernetztem Polyethylen (VPE) isoliert. VPE kann anstelle von aufwendiger Öl-Papier-Isolierung eingesetzt werden, weil bei der HVDC-Light-Technologie keine Spannungsspitzen entstehen, die die Isolierung beschädigen könnten.

Auch die zu übertragende Leistung von 800MW ist ein Novum für diese Übertragungstechnik und doppelt so hoch wie bei BorWin1. Verfügbar ist HVDC Light bis zu 1100MW, die mit einem einzigen Kabelsatz (Hin- und Rückleiter) übertragen werden. Im Vergleich: Bei Drehstrom wären hierfür fünf Kabelsysteme erforderlich, insgesamt also 15 Einzelleiter. Dies bedeutet eine Materialeinsparung von mehr als 80 Prozent.

Die selbstgeführte HGÜ verwendet IGBT-Leistungshalbleiter (Insulated Gate Bipolar Transistor) – das sind abschaltbare Transistoren die dafür sorgen, dass HVDC Light die Blind- und Wirkleistung praktisch unabhängig voneinander einstellen kann. Damit hat sie einen entscheidenden Vorteil gegenüber der klassischen, netzgeführten HGÜ, bei der Thyristoren zum Einsatz kommen. Diese nichtabschaltbaren Halbleiter benötigen für die Schaltvorgänge Blindleistung aus dem Netz und machen daher zusätzliche Filterschaltungen erforderlich.

Die Halbleiter-Evolution

Die bereits seit 1997 verwendeten IGBT-Module sind ein wesentlicher Bestandteil der HVDC-Light-Technik. Für die neue Generation hat ABB die IGBTs weiterentwickelt. Auf Grundlage moderner Halbleiterstrukturen wurde die Spannungsfestigkeit der Leistungshalbleiter-Module von 2,5 auf 4,5kV erhöht. Die Gehäusetechnologien erlauben Stromstärken von 700 bis 2000 A. Zum Vergleich: Die erste Generation verfügte über eine maximale Stromstärke von 700 A bei 2500 V Sperrspannung.

Die Anzahl der pro Megawatt und Umrichterstation benötigten Einheiten halbiert sich damit nahezu. Weil die Verluste überwiegend an den Halbleiterübergängen entstehen, werden die Leitungs- und Schaltverluste ebenfalls fast halbiert. Als weiterer Effekt wird bei gleichbleibender Stromstärke und erhöhter Ausgangsspannung die erreichbare Umrichterleistung pro IGBT fast verdoppelt.

Anders als bei integrierten Schaltungen stellt sich bei den Leistungshalbleitern der Fortschritt nicht in der Miniaturisierung der Zellstrukturen dar. Die einzelnen neuen Transistoren sind daher nur unwesentlich kleiner als ihre Vorgänger, sie sind jedoch komplexer, dünner und leistungsfähiger geworden. Eine moderne Zellstruktur erlaubt heute Schaltleistungen von etwa einem Megawatt pro Quadratzentimeter aktiver Fläche bei unvermindert guter Steuerbarkeit des Spannungsanstiegs über die Gate-Elektrode. Die Schaltleistung hat sich in den vergangenen zehn Jahren fast verdreifacht. Rund 100.000 dieser Transistorzellen sind auf einem Quadratzentimeter integriert. In einer HGÜ-Anlage können unter Umständen mehrere tausend IGBTs verbaut sein. In einem einzelnen dieser Bauelemente wiederum sind bis zu 72 Chips integriert, von denen maximal 36 IGBTs sind. Jeder dieser Halbleiter setzt sich aus annähernd 200.000 Transistorzellen zusammen. Für den reibungslosen Betrieb einer mittelgroßen HGÜ-Anlage müssen damit etwa 20 Milliarden Transistoren koordiniert ihren Dienst verrichten.

Um im Fehlerfall weiterhin die Verfügbarkeit zu gewährleisten, sind die Leistungshalbleiter redundant ausgeführt. Das bedeutet, es werden mehr Elemente in Reihe geschaltet, als es für das Erreichen der Maximalspannung nötig wäre. Dieses Prinzip funktioniert jedoch nur, wenn alle IGBTs im Fehlerfall einen sicheren Kurzschluss erzeugen. Die Module verfügen daher über die patentierte „Short Circuit Failure Mode“-Funktion. Das heißt, im Fehlerfall stellt das betreffende Modul einen sicheren Kurzschluss her und die anderen in Reihe geschalteten Module des betreffenden Halbleiter-Stacks übernehmen seine Spannung. Durch diese eingebaute Funktion sind externe, fehleranfällige Schutzschaltungen überflüssig und es wird damit eine besonders hohe Verfügbarkeit des Gesamtsystems gewährleistet.

Ein weiterer Evolutionsschritt ist die neue Schaltungstopologie der Umrichter. Die einzelnen IGBT-Ventile sind derart kaskadiert geschaltet, dass die Wechselspannung nahezu sinusförmig wird. Um eine Sinuskurve aus einer Gleichspannung zu erzeugen, müssen die IGBTs unterschiedlich lang eingeschaltet werden. Dies geschieht durch die sogenannte Pulsweitenmodulation.

Bei der vorherigen Generation sind die in Reihe geschalteten IGBTs eines Gleichspannungspols, bei BorWin1 immerhin mehr als 300 Stück, alle gleichzeitig ein- und ausgeschaltet worden. Zwischen Erdpotenzial und der Gleichspannung wird in diesen Zwei-Level-Umrichtern rund 1000-mal pro Sekunde hin- und hergeschaltet, was zu relativ hohen Schaltverlusten führt. Daher wurde die große Reihenschaltung nun in kleinere Stufen (Doppelzellen) aufgeteilt. Um die Regelung dieser Einheiten nicht zu komplex zu machen, sind in den Doppelzellen immer noch mehrere IGBTs in Reihe geschaltet, so dass man von kaskadierten Zwei-Level-Umrichtern spricht.

Ausblick

Die neue Generation der HVDC-Light-Technologie entwickelt sich durch ihre Verlustreduktion und andere weiterentwickelte Eigenschaften auch zu einer interessanten Alternative für den Stromnetzausbau an Land.☐

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