Mit dem Energiekonzept von 2010 hat die Bundesregierung ihre energiepolitischen Ziele bis zum Jahr 2050 formuliert. Seitdem liegt erstmals ein Ansatz vor, der berücksichtigt, dass die politischen Initiativen der letzten 20 Jahre, vor allem das Erneuerbare-Energien-Gesetz, inzwischen weit über den Sektor ihres direkten Einflusses hinaus wirken.
 
Aktive Steuerung einzelner Netzbestandteile wird immer wichtiger
 
Wenn die erneuerbaren Energien die tragende Säule der Energieversorgung werden sollen, muss das gesamte System der Energieversorgung und -nutzung weiterentwickelt werden. Insbesondere die konsequente Evolution unseres Übertragungsnetzes hat in den letzten Jahren, z.B. durch die beschlossene Abschaltung aller deutschen Atomkraftwerke bis 2022, an Bedeutung gewonnen. Die Haupttreiber für diese notwendigen Veränderungen sind dabei:

• Verbrauchsferne Erzeugung hält in großem Maße Einzug in die europäischen Systeme, die traditionell auf einen regionalen Ausgleich von Erzeugung und Bedarf ausgelegt waren. Diese Entwicklung wird vor allem durch die stark standortabhängigen Quellen Wind und Wasser getrieben.

• Dezentrale Erzeugung wird vor allem durch Photovoltaik und Kraft-Wärme-Kopplung ausgebaut und wird dazu führen, dass ein nennenswerter Anteil der Erzeugung mit einer sehr großen Zahl kleiner Einheiten in die Verteilungsnetze einspeisen wird.
• Volatile Erzeugung kommt vor allem von Wind- und Sonnenenergie. Beide führen zu schnelleren, größeren und nur begrenzt prognostizierbaren Schwankungen des Leistungsangebots als sie bisher beherrscht werden mussten.

Das Übertragungsnetz der Zukunft muss also viel flexibler auf Veränderungen reagieren können, und eine aktive Steuerung einzelner Netzbestandteile wird immer wichtiger. Sowohl die Netzintegration von mehreren Gigawatt Offshore-Windenergie, die Nord-Süd-Korridore für den Stromferntransport als auch die Interkonnektoren im wachsenden europäischen Strombinnenmarkt wären ohne die HGÜ-Technologie nicht vorstellbar.

So kann in einer Gleichstromübertragungsleitung der Stromfluss präzise gesteuert werden. Das stabilisiert das Übertragungsnetz und schützt vor übergreifenden Stromausfällen, wie sie in den letzten Jahren sowohl in den USA, als auch in Europa aufgetreten sind. HGÜ-Systeme werden auch eingesetzt, um asynchrone und damit inkompatible Netze miteinander zu verbinden, damit ein Stromaustausch stattfinden kann. 

Bei kabelgebundener Stromübertragung von mehr als 50 Kilometern, wie sie beispielsweise bei der Anbindung von weit von der Küste entfernten Offshore-Windparks notwendig ist, ist HGÜ die einzig mögliche Option. Auch Kabelverbindungen über Land bringen Vorteile: die HGÜ-Kabeltrassen sind schmaler als die Freileitungstrassen der Drehstromübertragung und unterirdisch verlegt nahezu unsichtbar.

In der HGÜ-Technik sind zwei Technologien verfügbar: die ältere, thyristorbasierte HVDC Classic und die seit mehr als 15 Jahren eingesetzte, transistorbasierte HVDC Light, auch selbstgeführte HGÜ genannt. Die beiden Technologien unterscheiden sich in einigen Merkmalen, beispielsweise bezüglich der Schwarzstartfähigkeit oder derzeit übertragbarer Leistungen. In Deutschland wird aber aufgrund der Systemdienstleistungsanforderungen an die HGÜ nur die selbstgeführte HGÜ-Technologie zum Einsatz kommen.
 
Unterbrechung von DC-Fehlerströmen ohne Abschaltung des Gesamtsystems
 
Bisher musste allerdings im Fehlerfall auf der DC-Übertragungsstrecke das Gesamtsystem inklusive der Konverterstationen abgeschaltet werden und der Leistungsschalter auf der Drehstromseite geöffnet werden. Bei reinen Kraftwerksleitungen, wie der Anbindung von Offshore-Windparks, mag dies noch akzeptabel sein. Allerdings ist dies kritisch zu sehen, wenn die Gleichstromübertragung essentieller Bestandteil des Drehstromnetzes wird.
Um eine kontinuierliche Unterstützung des Drehstromnetzes zu gewährleisten, ist es erforderlich, dass die Konverterstationen bei einem kurzzeitigen Fehler (z.B. Blitzeinschlag auf der Freileitung) weiter am Netz bleiben. Hierfür benötigt man wie im Drehstromnetz Leistungsschalter auf der Gleichstromseite. Die Funktionsweise eines solchen HGÜ-Leistungsschalters wurde Ende 2012 von ABB vorgestellt und auf der diesjährigen Hannover Messe auch erstmals eine Kernkomponente ausgestellt.

Der weltweit erste Gleichstrom-Leistungsschalter besteht aus erprobten leistungselektronischen Betriebsmitteln und einem innovativen, ultra-schnellen Trennschalter (engl.: Ultra-Fast Disconnector), deren Kombination einerseits eine schnelle Stromunterbrechung im Fehlerfall, andererseits minimale Durchleitungsverluste im Normalbetrieb gewährleistet. Daher kommt auch die Bezeichnung „hybrider HGÜ-Leistungsschalter“, der erstmals die Unterbrechung von DC-Fehlerströmen ohne Abschaltung des Gesamtsystems ermöglicht. Im normalen Zustand leitet ein verlustarmer Strompfad den Strom, der nur wenige leistungselektronische Schaltelemente enthält. Bei Erkennung eines Fehlers im Gleichstromteil des Übertragungssystems erhöht ein kleines leistungselektronisches Stellglied - der Kommutierungsschalter - den Widerstand dieses Strompfads und der Strom kommutiert auf den leistungselektronischen Hauptleistungsschalter. Bevor aber Letzterer den Fehlerstrom unterbrechen kann, muss die Spannungsfestigkeit des ersten Strompfads hergestellt werden, da sonst die wiederkehrende Spannung nach der Stromunterbrechung den Kommutierungsschalter überlasten würde. Dafür wird der ultra-schnelle Trennschalter im verlustarmen Pfad geöffnet. So kann der Strom nur noch über den Hauptstrompfad fließen und daher mit dem Hauptleistungsschalter unterbrochen werden. Die gesamte Abfolge der Einzelschritte dauert nicht länger als fünf Millisekunden, schnell genug, um den ansteigenden Fehlerstrom zu unterbrechen.

Damit wird es erstmals möglich, dass die Konverterstationen auch bei einem Fehler auf der Gleichstrom-Übertragungsstrecke durchgehend in Betrieb bleiben.
Doch nicht nur der kontinuierliche Betrieb von Konverterstationen wird durch den Leistungsschalter möglich, sondern auch der Aufbau von ersten sogenannten Multi-Terminal-Systemen, d.h. Gleichstromsysteme mit mehr als zwei Konverterstationen mit mehreren Schutzzonen. Dies ebnet den Weg für Stromautobahnen mit Auf- und Ausfahrten. Die damit verbundene komplexere Interaktion von Drehstrom- und Gleichstromnetz kann in Echtzeit simuliert werden, um frühzeitig Erkenntnisse für den späteren Betrieb zu gewinnen. Damit kann der Betrieb der neuen Gleichstrom-Netzinfrastruktur optimiert und flexibler gemacht werden. Anstatt zwei unabhängige Punkt-zu-Punkt-Systeme zu planen und zu bauen, können bereits heute diese Möglichkeiten berücksichtigt werden, um damit beispielsweise die Anzahl der Konverterstationen von vier auf drei zu reduzieren. Auch größere vermaschte Netzstrukturen werden damit grundsätzlich möglich, auch wenn dies eine Standardisierung der Systemparameter auf der Gleichstromseite erforderlich machen wird. Grundsätzlich ist aber mit der Entwicklung der selbstgeführten HGÜ und dem HGÜ-Leistungsschalter die Grundlage bereitet, um eine effiziente Gleichstrom-Netzinfrastruktur in Deutschland zu realisieren.
 
*Raphael Görner, Leiter Marketing & Vertrieb, Grid Systems Deutschland, ABB AG, Mannheim