Stromleitung mit Sonne im Hintergrund
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01.06.2014 Seite 1011 0

VSC-basierte HGÜ-Technik - Erfahrungen und Trends

Mit dem Ausbau regenerativer Energiequellen, wie beispielsweise Offshore Windenergie und der damit verbundenen Notwendigkeit elektrische Energie über größere Entfernungen verlustarm zu transportieren, gewinnt die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) noch stärker an Bedeutung. Stromrichter auf Basis netzgeführter Technik wurden bereits Mitte des letzten Jahrhunderts mit Quecksilberdampfventilen eingeführt, später auf Halbleitertechnik mit Thyristoren umgestellt und die Umrichterleistung immer weiter gesteigert. Heute sind Systeme mit einer Übertragungsspannung von ± 800 kV und einem Gleichstrom von bis zu 6250 A in konkreter Planung. Dies entspricht einer Übertragungsleistung von 10 GW. Hingegen ist die selbstgeführte Technik (Voltage-Sourced Converter, VSC) in HGÜ-Anwendungen noch relativ neu. Ein Durchbruch wurde hierbei durch die Einführung der mo-dularen Multileveltechnik (Modular Multilevel Converter, MMC) erreicht [1], da elektrische Verluste signifikant reduziert werden konnten, die Beherrschung externer Fehler sich deutlich einfacher gestaltet und Aufwände für Filterung sich stark reduzieren oder die Filter ganz entfallen. In diesem Beitrag werden die in der HGÜ verwendeten Multilevel-Schaltungstopologien für Leistungsbereiche bis in den Gigawattbereich diskutiert.

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Dipl.-Ing. Jörg Dorn

1. MMC mit Halbbrückenmodulen

Stromrichter auf Basis der MMC-Topologie bestehen aus einer Reihenschaltung sogenannter Submodule, welche aus IGBT-Halbbrücken mit Speicherkondensatoren aufgebaut sind (Bild 1). Abhängig vom Schaltzustand kann wahlweise die Spannung des Kondensators oder die Durchlassspannung eines Halbleiters an die Anschlussklemmen des Submoduls gelegt werden [2]. Durch die individuelle Ansteuerung der einzelnen Submodule können die einzelnen Stromrichterzweige als steuerbare Spannungsquellen betrieben werden. Die Summe aus der Spannung des oberen und unteren Stromrichterzweigs definiert hierbei die DC-Spannung, während das Verhältnis der beiden Zweigspannungen die AC-Spannung festlegt. Hierdurch ergibt sich die Möglichkeit, eine gut angenäherte sinusförmige AC-Spannung zu realisieren, wodurch sich der Aufwand für Filter stark minimiert. Die stromrichternahe Regelung muss neben der Einhaltung der AC- und DC-Spannungen auch eine Balancierung der Kondensatorenergien innerhalb sowie zwischen den einzelnen Stromrichterzweigen sicherstellen. Durch die vergleichsweise sehr kleinen Schaltfrequenzen der einzelnen Halbleiter im Bereich von 100 bis 200 Hz konnten die elektrischen Verluste gegenüber zuvor verwendeten Zwei- und Dreipunktumrichtern signifikant gesenkt werden.

1.1 Pilotprojekt Trans Bay Cable

Die MMC-Topologie kam weltweit erstmals im Projekt Trans Bay Cable in einer HGÜ-Anwendung zum Einsatz [3]. Die Nennübertragungsleistung der Anlage beträgt 400 MW bei einer Gleichspannung von ± 200 kV und verbindet das Zentrum von San Francisco mit Pittsburg, Kalifornien, über eine ca. 85 km lange Seekabelverbindung. Neben der Gleich- und Wechselrichterfunktion stellen die beiden Umrichterstationen bis zu ± 170 MVAr Blindleistung zur Verfügung. Die Anlage befindet sich seit November 2010 im kommerziellen Betrieb.

1.2 Verwendete Leistungshalbleiter und Leistungsdaten

Basierend auf der exzellenten Steuerbarkeit auch hinsichtlich der Beherrschung von internen und externen Fehlern sind IGBT-Bauelemente die optimalen Leistungshalbleiter für HGÜ-Anwendungen. Um den unterschiedlichen Leistungsanforderungen gerecht zu werden, kom-men in der MMC-Technik die Halbleiter-Spannungsklassen 3,3 kV und 4,5 kV zum Einsatz. Während bei Trans Bay Cable der DC-Nennübertragungsstrom noch 1000 A betrug, können heute bereits Ströme von mehr als 1800 A realisiert werden. Bei Verwendung der häufig ein-gesetzten Kabelspannung von ± 320 kV sind damit Übertragungsleistungen von bis zu 1200 MW mit einem Umrichter möglich. Für noch höhere Leistungsanforderungen können Strom-richter auch parallel geschaltet werden.

1.3 Weiterentwicklungen

Die Netzanschlussbedingungen der meisten Netzbetreiber sehen vor, dass bei Spannungseinbrüchen im AC-Netz der Umrichter nicht blockiert und eine dynamische Spannungsstützung durch Blindstromeinspeisung erfolgen muss. Für diese sogenannten Fault Ride Through (FRT) Anforderungen wurden geeignete regelungstechnische Lösungen realisiert und erprobt.
Darüber hinaus wurde für den Einsatz der VSC-Technik zur Anbindung von Offshore Windenergie die sogenannte Black Start Fähigkeit entwickelt. Im Fall eines stromlosen („schwarzen“) Netzes kann eine Stromrichterstation über das DC-Kabel angefahren werden. Hierfür muss lediglich die Eigenversorgung, z. B. über einen Dieselgenerator, für die Primär- und Sekundärtechnik zur Verfügung stehen. Sobald die Modul-Kondensatoren über die Gleichspannungsseite vorgeladen wurden, kann der Konverter den Stromrichtertransformator unter Spannung setzen. Der Stationseigenbedarf kann ab diesem Zeitpunkt über die Tertiärwicklung des Stromrichtertransformators ausgekoppelt werden.
Auch für HGÜ-Verbindungen an Land wird diese Funktionalität häufig gefordert. Die HGÜ- Station dient hier im jeweils „ausgefallenen“ Netz als steuerbarer Generator, der Wirkleistungsbereitstellung aus dem anderen intakten Netzteil vornimmt. Dabei steht neben dem Anfahren der HGÜ die Unterstützung beim Wiederaufbau des ausgefallenen Netzes im Vordergrund. Die HGÜ muss sich hierbei an der Frequenzregelung beteiligen.
Für die Projekte zur Offshore-Windanbindung ist außerdem aufgrund der Vorgaben der Netzbetreiber dafür Sorge zu tragen, dass bei landseitigen Netzfehlern der Offshore-Windpark für bis zu 2 Sekunden weiterhin seine Nennleistung einspeisen kann. Daher wurde ein leistungselektronischer Chopper mit Widerstand in modularer Bauform in die Landstation integriert, der die in dieser Zeit übertragene Energie aufnehmen kann. Das Prinzipschaltbild ist in Bild 2 gezeigt.

2. Multilevelumrichter mit Vollbrückenmodulen

2.1 Grenzen beim Einsatz von Halbbrückenmodulen und Anforderungen bei Freilei-tungsanwendungen

Bei Übertragungssystemen mit DC-Kabeln sind Multilevelumrichter mit Halbbrückenmodulen aufgrund der genannten Vorteile die ideale Lösung. In diesem Fall sind Fehler auf der Gleichspannungsseite extrem selten und gehen in der Regel mit einer Beschädigung des Kabels am Fehlerort einher. Es folgen länger andauernde Reparaturen am Kabel – entsprechend muss ein Stromrichter für eine Kabelübertragung im Falle eines DC-Fehlers lediglich ohne Schädigung abgeschaltet werden können. Beim Einsatz von MMC mit Halbbrücken gibt es keine Möglichkeit, den Fehlerstrom bei einem DC-Kurzschluss durch den Stromrichter selbst zu steuern. Grund hierfür sind die Freilaufdioden im Bypasszweig der Halbbrücken, durch die im Fehlerfall aus dem Drehstromnetz auch nach Abschalten aller IGBTs auf den Fehler gespeist wird. Mit anderen Worten besitzen Umrichter mit Halbbrückenmodulen nur die Möglichkeit eine unidirektionale Spannung mit den Zweigen zu stellen. Das Öffnen der AC-Leistungsschalter ist deshalb die übliche Vorgehensweise, um den Fehlerstrom durch einen Kurzschluss zwischen den DC-Polen zu unterbrechen.
Hingegen sind DC-Fehler bei HGÜ-Verbindungen mit Freileitungen Ereignisse, die deutlich häufiger auftreten können, beispielsweise durch Blitzeinschlag oder Wettereinflüsse. Im Gegensatz zu Umrichtern mit Halbbrückenmodulen können Umrichter mit Vollbrückenmodulen (Bild 3) Spannungen mit beiden Polaritäten stellen. Damit ergibt sich die Möglichkeit, den Fehlerstrom im Gleichstromkreis abzubauen, entweder durch Regeln des DC-Stroms auf den Wert null oder durch Blockieren aller IGBTs. Anschließend entionisiert die Fehlerstelle und kann dann wieder Spannung aufnehmen, so dass die DC-Spannung durch die Stromrichter wieder hochgefahren und Leistung übertragen werden kann. Die zeitlichen Anforderungen zur Fehlerklärung und Wiederaufnahme der Leistungsübertragung liegen hierbei typischerweise in der Größenordnung von einigen hundert Millisekunden. Während dieser Zeit kann der Stromrichter das angeschlossene AC-Netz mittels Blindleistungsbereitstellung stützen. Ein weiterer Vorteil der Vollbrücke liegt in der Möglichkeit, bei schlechter Wetterlage Betrieb mit abgesenkter DC-Spannung zu fahren (Bild 3), um die Wahrscheinlichkeit von Überschlägen zu reduzieren.

2.2 Verwendete Leistungshalbleiter und Leistungsdaten

Vollbrückenmodule werden bereits seit Jahren erfolgreich in den Anwendungen Bahnnetzkupplung, STATCOM und Flickerkompensation für Lichtbogenöfen betrieben. Für den Einsatz in der HGÜ wurden diese weiterentwickelt. Mit der bewährten IGBT-Spannungsklasse 4,5 kV können Übertragungsströme bis 2000 A erzielt werden. Bei einer Gleichspannung von ± 500 kV sind damit Übertragungsleistungen von 2000 MW erreichbar.
Den beschriebenen Vorteilen im Freileitungsbetrieb stehen erhöhte Konverterverluste gegen-über: Während in einem Submodul mit Halbbrückentopologie der Zweigstrom stets nur durch einen Halbleiter fließt, sind im Vollbrückenmodul stets zwei Halbleiter mit dem Zweigstrom beaufschlagt. Jedoch halten sich die höheren Verluste durch den Übermodulationsbetrieb des Stromrichters in akzeptablen Grenzen. Bei dieser Betriebsart, die nur mit Vollbrückenmodulen möglich ist, wird die Auslegung so gewählt, dass die Phase-Erde-Spannung höhere Werte annimmt als die DC-Erde-Spannung (Bild 3). Dies bewirkt bei einer bestimmten Übertragungsleistung eine Reduzierung des AC-Stroms und damit verbunden eine Reduzierung der elektrischen Verluste in den Halbleitern.

3 Zusammenfassung und Ausblick

Seit der Einführung der MMC Topologie in der HGÜ hat sich die VSC Technik in dieser Anwendung rasch weiterentwickelt. Leistungssteigerung, Black Start und FRT Verhalten waren hierbei wesentliche Aspekte. Zunehmend wird die VSC Technik nun auch für Freilei-tungsanwendungen vorgesehen und in Projekte eingeplant. Eine schnelle Klärung von Fehlern auf der DC-Übertragungsstrecke und ein rascher und sicherer Wiederaufbau der Energieübertragung sind hierbei essentiell. Umrichter mit Vollbrückenmodulen erfüllen diese Anforderungen ohne zusätzliche Komponenten und gestatten darüber hinaus einen Übertragungsbetrieb mit reduzierter DC-Spannung. Die mit Vollbrücken erzielbaren Übertragungsleistungen von mehr als 2 GW stellen hierbei einen neuen Meilenstein in der VSC-Technik dar. Zur Erreichung noch höherer Leistungsklassen werden Umrichter parallel geschaltet.

Derzeit realisierte oder im Bau befindliche Anlagen mit MMC-Topologie werden als sogenannte symmetrische Monopole ausgeführt. In der Konsequenz führt ein Fehler auf der DC-Seite zu einer Unterbrechung der gesamten Übertragungsleistung. Wie in der klassischen HGÜ schafft die Ausführung als Bipol auch in der VSC-Technik eine deutliche Verbesserung; im Fall eines Fehlers auf einem Pol kann der andere Pol ohne Unterbrechung weiterbetrieben werden. Somit kann eine höhere Energieübertragungsverfügbarkeit gewährleistet werden.

Ein weiterer Schwerpunkt der aktuellen Entwicklungstätigkeiten sind Multiterminalsysteme, bei denen mehr als zwei Umrichterstationen an einem DC-System angeschlossen sind. Hierdurch sind Vorteile bezüglich der Übertragungsverluste, Systemverfügbarkeit und -kosten zu erwarten. Geeignete Konzepte zur selektiven Fehlerdetektion und -klärung stehen hierbei genauso im Fokus wie die Entwicklung von Netzanschlussregeln und Regelungsstrategien, so dass in der Zukunft Umrichtersysteme verschiedener Hersteller an einem gemeinsamen DC-Übertragungssystem betrieben werden können.

4. Literatur

[1] R. Marquardt, A. Lesnicar, New Concept for High Voltage – Modular Multilevel Con-verter, PESC 2004.
[2] Davies, M.; Dommaschk, M.; Dorn, J; Lang, J; Retzmann, D; Soerangr, D.: “HVDCPLUS – Basics and Principle of Operation“; Special Edition for Cigré Exposition, August 2008, Paris
[3] J. Dorn, H. Gambach, J. Strauss, T. Westerweller, “Trans Bay Cable – A Breakthrough of VSC Multilevel Converters in HVDC Transmission,” Cigré Colloquium, March 7-9, 2012, San Francisco
[4] J. Dorn, H. Gambach, D. Schmitt, D. Schuster, K. Würflinger; ‚VSC-basierte HGÜ-Technik – Erfahrungen und Trends; VDE-Kongress 2013, Berlin

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