HGÜ. ABB vom Pionier zum Weltmarktführer Gunnar Asplund, Lennart Carlsson PIONIERLEISTUNGEN

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1 Thema HGÜ ABB vom Pionier zum Weltmarktführer Gunnar Asplund, Lennart Carlsson Im Jahr 1954, als viele Länder Europas mit der Erweiterung ihrer Stromversorgungsinfrastruktur beschäftigt waren, um mit der steigenden Nachfrage Schritt zu halten, fand an der Küste der Ostsee in aller Stille ein Ereignis statt, das nachhaltige Auswirkungen auf die Übertragung von elektrischer Energie über große Entfernungen haben sollte. Vier Jahre zuvor hatte das staatliche schwedische Energieversorgungsunternehmen die erste kommerzielle Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsverbindung der Welt in Auftrag gegeben. Die Kabelverbindung wurde zwischen dem schwedischen Festland und der Insel Gotland installiert und 1954 in Betrieb genommen. Heute blickt ABB mit Stolz auf ihre zahlreichen Beiträge zur Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungstechnik (HGÜ) zurück. Seit der Verlegung des ersten, 90 km langen Seekabels mit einer Übertragungsleistung von 20 MW bei 100 kv hat sich das Unternehmen zum unbestrittenen Weltmarktführer in der HGÜ-Technologie entwickelt. Mehr als die Hälfte der zurzeit weltweit realisierten HGÜ-Übertragungskapazität von MW basiert auf ABB-Technologie. ABB Technik 4/

2 PERPETUAL PIONEERING Mit der Verbreitung der Glühbirne in Haushalten und Fabriken in Europa und den USA gegen Ende des 19. Jahrhunderts stieg der Elektrizitätsbedarf rapide an, und Ingenieure und Unternehmer begannen gleichermaßen fieberhaft nach effizienten Möglichkeiten zur Stromerzeugung und -übertragung zu suchen. Die Pioniere dieser neuen Technologie konnten bereits einige Fortschritte aufweisen allein die Möglichkeit, Energie über wenige Kilometer zu übertragen, galt als geradezu fantastisch als sich schließlich die Antwort auf den steigenden Bedarf an Elektrizität fand: Wasserkraft. Unverzüglich richtete sich das Interesse darauf, Möglichkeiten zu finden, diese kostengünstige Elektrizität über größere Entfernungen zum Verbraucher zu transportieren. Vom Gleichstrom zum Wechselstrom Die ersten Kraftwerke in Europa und den USA lieferten Gleichstrom mit niedriger Spannung, doch die eingesetzten Übertragungssysteme waren nicht besonders effizient. Das lag daran, dass ein Großteil der erzeugten Energie während der Übertragung in den Kabeln verloren ging. Wechselstrom hingegen ermöglichte eine wesentlich höhere Effizienz, da er problemlos bei deutlich geringeren Verlusten in höhere Spannungen umgewandelt werden konnte. Damit war der Weg für die Hochspannungs- Wechselstromübertragung über große Entfernungen geebnet erfuhr der Hochspannungs- Wechselstrom durch die Einführung der 3-Phasen-Übertragung weiteren Auftrieb, denn damit konnte ein reibungsloser, nicht pulsierender Energiefluss sichergestellt werden. Obwohl der Gleichstrom schon zu Beginn des Wettlaufs um die Entwicklung eines effizienten Übertragungssystems geschlagen schien, hatten ihn die Ingenieure nie ganz aufgegeben. Es wurden weiterhin Versuche unternommen, Hochspannungs-Übertragungssysteme mit in Reihe geschalteten Gleichstromgeneratoren auf der einen und mit in Reihe geschalteten Analogsimulator wie er bei der Entwicklung der ersten HGÜ-Systeme eingesetzt wurde Gleichstrommotoren auf der anderen Seite zu bauen, wobei alle Maschinen einer Seite auf derselben Welle liefen. Das Prinzip funktionierte zwar, der wirtschaftliche Erfolg blieb jedoch aus. Vorherrschaft des Wechselstroms Mit steigender Anzahl der Wechselstromsysteme und zunehmender Entfernung zwischen den Kraftwerken und Verbrauchern wurden immer längere Freileitungen gebaut, über die der Wechselstrom mit immer höheren Spannungen übertragen wurde. Zur Überwindung von großen Wasserflächen wurde schließlich das Seekabel entwickelt. Allerdings brachte jedes dieser Übertragungsmittel eigene Probleme mit sich. Diese wurden insbesondere durch die Blindleistung verursacht, die zwischen den kapazitiven und den induktiven Widerständen in den Systemen hin- und herschwingt. Folglich beschäftigten sich die Planer von Stromversorgungseinrichtungen wieder mit der Möglichkeit, Gleichstrom zu übertragen. Rückkehr zum Gleichstrom Was den Einsatz der Hochspannungs- Gleichstromübertragung in der Vergangenheit verhinderte, war vor allem das Fehlen von zuverlässigen und wirtschaftlichen Stromrichterventilen, die Hochspannungs-Wechselstrom in Hochspannungs-Gleichstrom und umgekehrt umwandeln konnten. Lange Zeit schien das Quecksilberdampfventil die vielversprechendste Entwicklung zu sein. Schon seit Ende der 1920er Jahre, als das schwedische Unternehmen ASEA ein Gründungsunternehmen von ABB mit der Fertigung von Stromrichtern und Quecksilberdampfven tilen für Spannungen bis V begann, wurde die Möglichkeit zur Entwicklung von Stromrichterventilen für wesentlich höhere Spannungen kontinuierlich weiterverfolgt. Dazu waren Studien auf neuen Gebieten erforderlich, in denen man nur im begrenzten Maße auf vorhandenes technisches Wissen zurückgreifen konnte. Tatsächlich wurde einige Jahre lang diskutiert, ob sich überhaupt Lösungen für all die verschiedenen Probleme finden ließen. Als sich die HGÜ-Technologie schließlich als technisch machbar erwies, blieb immer noch die Frage offen, ob sie sich gegenüber dem Wechselstrom erfolgreich auf dem Markt behaupten könne. Während rotierende elektrische Maschinen und Transformatoren dank mathematisch formulierter physikalischer Gesetze sehr präzise konstruiert werden können, hängt die Konstruktion von Quecksilberdampfventilen weitestgehend von empirisch erworbenem Wissen ab. So versuchte man vergeblich, die Spannung der mit Quecksilberdampf gefüllten Röhre durch Vergrößerung des Abstands zwischen Anode und Kathode zu erhöhen. Eine Lösung fand sich 1929 mit der Einführung von Stufenelektroden zwischen Anode und Kathode. Diese später patentierte innovative Lösung kann in mancherlei Hinsicht als Grundstein für alle nachfolgenden Entwicklungsarbeiten am Hochspannungs-Quecksilberdampfventil betrachtet werden. Während dieser Zeit erlangte Dr. Uno Lamm, der die Arbeiten leitete, seinen Ruf als Vater der HGÜ. Die Gotland-Verbindung Mittlerweile war die Zeit reif für einen Probebetrieb mit höheren Leistungen. Zusammen mit dem staatlichen schwedischen Energieversorgungsunternehmen errichtete das Unternehmen ABB Technik 4/2008

3 eine Teststation in Trollhättan. Dort befand sich bereits ein großes Kraftwerk, das die erforderliche Energie liefern konnte. Eine 50 km lange Freileitung wurde ebenfalls zur Verfügung gestellt. Nach umfangreichen Versuchen in den darauf folgenden Jahren erteilte das staatliche schwedische Energieversorgungsunternehmen im Jahr 1950 schließlich den Auftrag für die Ausrüstung der ersten HGÜ-Verbindung der Welt zwischen der Ostseeinsel Gotland und dem schwedischen Festland. Im Anschluss an diesen Auftrag trieb das Unternehmen die Entwicklung des Quecksilberdampfventils und des HGÜ-Kabels voran und initiierte auch die Konstruktionsarbeiten an anderen Komponenten für die Stromrichterstationen. Zu den Einrichtungen, die von den verstärkten Bemühungen profitierten, gehörten Transformatoren, Drosselspulen, Schaltanlagen sowie Schutz- und Steuerungssysteme. Da sich nur ein Teil der vorhandenen Wechselstromtechnologie auf das neue Gleichstromsystem übertragen ließ, war eine vollständig neue Technologie erforderlich. Also machten sich die Spezialisten in Ludvika unter der Leitung von Dr. Erich Uhlmann und Dr. Harry Forsell daran, Lösungen für die vielen, zum Teil sehr komplexen Probleme zu finden. Nachträglich entwickelten sie für das Gotland- System ein Konzept, das so erfolgreich war, dass es bis heute praktisch unverändert blieb! Da Gotland eine Insel ist, und die Starkstromleitung durch Wasser verlief, musste ein Seekabel hergestellt werden, das für die Übertragung von Gleichstrom geeignet war. Es zeigte sich, dass das seit 1895 mit 10-kV- Wechselstrom im Einsatz befindliche klassische Kabel mit serienmäßig imprägnierter Papierisolierung gute Voraussetzungen zur Weiterentwicklung bot. Schon bald entwickelte man daraus ein Kabel, das eine Übertragung von Gleichstrom mit einer Spannung von 100 kv ermöglichte. Im Jahr 1954, nach vier Jahren intensiver Entwicklungsarbeit, ging schließlich die HGÜ-Verbindung nach Gotland mit einer Nennleistung von 20 MW bei 200 A und 100 kv in Betrieb. Eine neue Ära der Energieübertragung hatte begonnen. Die ursprüngliche Gotland-Verbindung blieb 28 Jahre lang erfolgreich in Betrieb, bevor sie 1986 endgültig stillgelegt und durch zwei neue Verbindungen mit höherer Leistung ersetzt wurde. Diese wurden 1983 bzw fertiggestellt. Erste HGÜ-Projekte Anfang der 1950er Jahre planten auch die britischen und französischen Energieunternehmen die Verlegung einer Stromleitung durch den Ärmelkanal. Man entschied sich auch hier für die Hochspannungs-Gleichstromübertragung, und das Unternehmen erhielt den zweiten Auftrag für eine HGÜ- Verbindung, dieses Mal mit einer Leistung von 160 MW. Der Erfolg dieser ersten Projekte stieß weltweit auf großes Interesse. In den 1960er Jahren wurden mehrere HGÜ- Verbindungen realisiert: Konti-Skan zwischen Schweden und Dänemark, Sakuma in Japan (mit 50/60-Hz-Frequenzumrichtern), die Übertragungsleitung zwischen der Süd- und Nordinsel Neuseelands, die Verbindung zwischen Italien und Sardinien sowie die Verbindung nach Vancouver Island in Kanada. Die größte vom Unternehmen gebaute HGÜ-Verbindung mit Quecksilberdampfventilen ist die Pacific Intertie [1] in den USA. Der nördliche Terminal der ursprünglich für MW ausgelegten und später auf MW/ ±400 kv erweiterten Anlage befindet sich in The Dalles, Oregon. Im Süden endet die Leitung in Sylmar an der Nordspitze des Los Angeles-Beckens. Frühes Quecksilberdampfventil für die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Dieses Projekt wurde in Zusammenarbeit mit General Electric durchgeführt und ging 1970 in Betrieb. Insgesamt installierte das Unternehmen acht HGÜ-Systeme auf der Basis von Quecksilberdampfventilen mit einer Gesamtnennleistung von MW. Obwohl viele dieser Anlagen seither mit Thyristorventilen aufgerüstet wurden, sind einige von ihnen nach über 40 Jahren noch immer in Betrieb. Infolge des großen Interesses an Halbleiteranwendungen wurde die Entwicklung von Hochspannungs-Thyristorventilen als Alternative zum Quecksilberdampfventil in der ersten Hälfte der 1960er Jahre weiter vorangetrieben. Im Frühjahr 1967 wurde eines der in der HGÜ-Anlage von Gotland eingesetzten Quecksilberdampfventile durch ein Thyristorventil ersetzt. Dies war weltweit das erste Mal, dass ein solches Ventil kommerziell für die HGÜ genutzt wurde. Nach einer Erprobungsphase von nur einem Jahr orderte das staatliche schwedische Energieversorgungsunternehmen eine komplette Thyristorventilgruppe für jede Stromrichterstation und erhöhte damit gleichzeitig die Übertragungskapazität um 50 %. Etwa zum gleichen Zeitpunkt wurden Versuche mit dem Gotland-Seekabel durchgeführt, das problemlos mit einer Spannung von 100 kv betrieben wurde. In den Versuchen wurde überprüft, ob die Spannung auf das zur Übertragung höherer Leistungen erforderliche Niveau von 150 kv erhöht Quecksilberdampfventile in der ersten Gotland-Verbindung von 1954 ABB Technik 4/

4 Foz do Iguaçu-Stromrichterstation mit dem Itaipu-Kraftwerk ( MW) im Hintergrund HGÜ-Stromrichterstation der Baltic Cable-Anlage werden konnte. Die Versuche zeigten, dass dies möglich war, und das Kabel wurde später mit einer Spannungsbelastung der Isolation von 28 kv/mm betrieben, was noch heute weltweit das Maß der Dinge für umfangreiche HGÜ-Kabelprojekte darstellt. Die neuen Ventilgruppen wurden mit den beiden vorhandenen Quecksilberdampfventilgruppen in Reihe geschaltet, um die Übertragungsspannung von 100 kv auf 150 kv zu erhöhen. Dieses leistungsstärkere System wurde im Frühjahr 1970 in Betrieb genommen und stellt ein weiteres weltweites Novum für die Gotland-Verbindung dar. Mit der Einführung der Thyristorventile konnte der Aufbau von Stromrichterstationen vereinfacht werden, und in allen nachfolgenden HGÜ-Verbindungen wurden fortan Halbleiterelemente eingesetzt. In der Zwischenzeit drängten andere Unternehmen auf den Markt. Mitte der 1970er Jahre schlossen sich Brown Boveri (BBC) die später mit ASEA zu ABB fusionierten mit Siemens und AEG zusammen, um die MW-HGÜ-Verbindung von Cabora Bassa zwischen Mosambik und Südafrika zu realisieren. Die gleiche Gruppe errichtete später die Nelson River 2-Verbindung in Kanada mit einer Leistung von MW. Dies war das erste Projekt, in dem wassergekühlte HGÜ-Ventile zum Einsatz kamen. Ende der 1970er Jahre wurden weitere neue Anlagen fertiggestellt. Dazu gehörten die Skagerrak-Verbindung zwischen Norwegen und Dänemark, Inga-Shaba im Kongo und das CU- Projekt in den USA. Die Pacific Inertie-Anlage wurde in den 1980er Jahren zweimal mit Thyristorumrichtern nachgerüstet, um die Kapazität auf MW/±500 kv zu steigern. Seit 2004 ist auch das Sylmar-Terminal mit Thyristorumrichtern ausgerüstet, um die volle Leistungsfähigkeit der Verbindung auszuschöpfen. Itaipu der neue Maßstab Den Auftrag für das größte HGÜ- Projekt des 20. Jahrhunderts, die HGÜ-Anlage von Itaipu in Brasilien mit MW, erhielt das ASEA- PROMON-Konsortium im Jahr Dieses Projekt wurde in mehreren Phasen von 1984 bis 1987 fertiggestellt und in Betrieb genommen. Die Anlage spielt eine entscheidende Rolle in der Stromversorgung Brasiliens und liefert einen Großteil der Elektrizität für die Stadt São Paulo. Aufgrund seines Umfangs und der technischen Komplexität stellte das Itaipu-Projekt eine enorme Herausforderung dar und kann als Beginn der modernen HGÜ-Ära betrachtet werden. Die dabei gewonnenen Erfahrungen haben nicht unerheblich dazu beigetragen, dass ABB seitdem mit der Durchführung zahlreicher HGÜ-Projekte betraut wurde. Das Projekt mit den wohl größten Herausforderungen Ende der 1980er und Anfang der 1990er Jahre war zweifellos die HGÜ-Verbindung zwischen Québec und Neuengland mit einer Leistung von MW. Diese Anlage war das erste große HGÜ-System der Welt mit mehreren Terminals. HGÜ-Kabel haben Schritt gehalten Mit den Nennleistungen der Stromrichterstationen stiegen auch die Leistungs- und Spannungspegel, für die die HGÜ-Kabel ausgelegt sein mussten. Die bis heute leistungsstärksten HGÜ- Seekabel haben eine Nennleistung von MW bei kv. Das längste Kabel dieser Art befindet sich in der 580 km langen NorNed-Verbindung, die 2008 zwischen Norwegen und den Niederlanden in Betrieb genommen wurde. HGÜ heute Der größte Teil der heute errichteten HGÜ-Stromrichterstationen basiert auf den gleichen Prinzipien, die schon 1954 für den Erfolg der Gotland-Verbindung verantwortlich waren. Die erste große konstruktive Veränderung erfuhren die Stationen mit der Einführung der Thyristorventile Anfang der 1970er Jahre. Die ersten Thyristorventile waren luftgekühlt und für den Innenbereich ausgelegt. Es wurden jedoch bald auch ölgekühlte, ölisolierte Freiluftventile eingesetzt. Heute sind alle HGÜ-Ventile wassergekühlt [2]. Gute Beispiele für moderne HGÜ-Anlagen mit hoher Übertragungsleistung sind die Verbindungen, die zurzeit von ABB für das Wasserkraftprojekt am Drei-Schluchten-Damm in China installiert werden. Im Jahr 1995 stellte ABB mit HVDC 2000 [2] eine neue Generation von HGÜ-Stromrichterstationen vor. HVDC 2000 wurde entwickelt, um strengeren Anforderungen bezüglich Netzrückwirkungen zu genügen, eine bessere dynamische Stabilität bei ungenügender Netzkurzschlussleistung zu er rei- 62 ABB Technik 4/2008

5 HVDC Light Die im Laufe der letzten 50 Jahre gereifte HGÜ-Technologie überträgt heute Energie mit hoher Zuverlässigkeit und sehr geringen Verlusten über große Entfernungen. Das wirft die Frage auf, wohin die Entwicklungsarbeit in Zukunft gehen wird. Es ist vorstellbar, dass erneut die industriellen Antriebe für die Entwicklung der HGÜ Pate stehen. Hier wurden Thyristoren tatsächlich schon vor einiger Zeit durch Spannungszwischenkreis-Umrichter (Voltage Source Converter, VSC) mit Halbleiterelementen ersetzt, die aus- und auch eingechen, Platzprobleme zu überwinden und Lieferzeiten zu verkürzen. Ein Hauptmerkmal von HVDC 2000 war die Einführung von kondensatorkommutierten Stromrichtern (Capacitor Commutated Converter, CCC). Tatsächlich war dies die erste wesentliche Änderung, die an der grundlegenden Technologie von HGÜ-Systemen seit 1954 vorgenommen wurde. Darüber hinaus umfasst HVDC 2000 weitere Innovationen von ABB wie automatisch abgestimmte Wechselstromfilter (ConTune), aktive Gleichstromfilter, luftisolierte HGÜ-Freiluftventile und das vollständig digitale MACH2 -Leitsystem. Das erste Projekt, bei dem HVDC 2000 mit CCC und Freiluftventilen zum Einsatz kam, war die MW-Station in Garabi für die HGÜ-Verbindung zwischen Brasilien und Argentinien. Im Jahr 2008 wurde die Apollo-Stromrichterstation (Südafrika) der Cabora Bassa-Verbindung mit neuen luftisolierten Freiluftventilen ausgerüstet. UHGÜ Bisher sind die meisten der großen HGÜ-Anlagen mit MW oder mehr für Spannungen zwischen ±500 und ±600 kv ausgelegt. Doch dieses Spannungsniveau reicht nicht aus, um die in den riesigen, zurzeit in China und Indien gebauten Wasserkraftwerken erzeugte Energie über die nötigen Entfernungen von rund km zu übertragen. Hier müssen zwischen und MW über eine einzige bipolare Leitung transportiert werden. Angesichts der damit verbundenen Investitionen, Verluste und technischen Einschränkungen hat sich die sogenannte Ultra-Hochspannungs- Gleichstom-Übertragung (UHGÜ) mit ±800 kv als beste Lösung erwiesen. Um dies zu realisieren, waren umfangreiche Entwicklungsarbeiten an der Ausrüstung der Stromrichterstationen erforderlich. ABB hat entsprechende Systeme für das neue Spannungsniveau entwickelt und Langzeittests mit diesen Systemen durchgeführt. Derzeit liefert ABB Ultrahochspannungstechnik für die längste Übertragungsverbindung der Welt zwischen Xiangjiaba und Shanghai in China. Die km lange UHGÜ-Verbindung mit MW/±800 kv soll zwischen 2010 und 2011 in Betrieb gehen. schaltet werden können. Dieser Umrichtertyp hat sich bereits bei der Steuerung industrieller Antriebssysteme bewährt, und man geht davon aus, dass die gleichen Vorteile auch für Übertragungssysteme gelten könnten. Die Anpassung der VSC-Technologie für die HGÜ ist jedoch nicht einfach, da nicht nur die Ventile, sondern die gesamte Technologie geändert werden muss. Als man bei ABB mit der Entwicklung von VSC-Umrichtern begann, erkannte man, dass der sogenannte Insulated Gate Bipolar Transistor (IGBT) wesent lich vielversprechender war als alle anderen verfügbaren Halbleiterkomponenten. Vor allem wird zur Steuerung des IGBT nur sehr wenig Leistung benötigt, was eine Reihenschaltung möglicht macht. Für die HGÜ müsste allerdings eine große Anzahl IGBTs in Reihe geschaltet werden, was für industrielle Antriebssysteme nicht erforderlich ist. Im Jahr 1994 konzentrierte ABB ihre Entwicklungsarbeit auf dem Gebiet Seekabel für die 600-MW-Verbindung Baltic Cable zwischen Deutschland und Schweden Verlegung der Kabel für die Gotland-Verbindung im Jahr 1954 HVDC Light-Landkabel ABB Technik 4/

6 STRI-Labor mit 800-kV-UHGÜ-Testanlage in Ludvika, Schweden der VSC-Umrichter in einem Projekt mit dem Ziel, zwei Umrichter auf der Basis von IGBTs für kleine HGÜ-Systeme einzusetzen. Für das Projekt wurde eine vorhan dene, 10 km lange Wechselstromleitung in Mittelschweden zur Verfügung gestellt. Nach umfassenden synthetischen Tests wurde die Einrichtung Ende 1996 im Feld installiert, um Tests unter Betriebsbedingungen durchzuführen. Im Jahr 1997 nahm das weltweit erste VSC-basierte HGÜ-System mit der Bezeichnung HVDC Light [4] die Energieübertragung zwischen Hellsjön und Grängesberg in Schweden auf. Inzwischen wurden elf solcher Systeme in Auftrag gegeben, von denen weltweit bereits acht im kommerziellen Betrieb sind. Ein Vorteil von HVDC Light ist die verbesserte Stabilität und Blindleistungsregelung an beiden Enden des Netzes. Darüber hinaus kann das System mit sehr niedrigen Kurzschlussleistungen betrieben werden und ist sogar schwarzstartfähig. HVDC Light war von Anfang an für die Übertragung mit Erd- oder Seekabeln konzipiert, und es wurde ein spezielles HVDC Light-Kabel entwickelt. Das HVDC Light-Kabel besteht aus Polymermaterial und ist daher äußerst fest und widerstandsfähig. Dank dieser Eigenschaften können HVDC Light-Kabel unter schwierigsten Bedingungen verlegt werden, die in anderen Fällen Schäden verursachen würden. Durch extrudierte Kabel ist die HGÜ über sehr große Kabelstrecken mittlerweile auch an Land wirtschaftlich tragbar geworden. Ein Beispiel dafür ist die 180 km lange Murraylink -Kuppelleitung auf der Basis von HVDC Light in Australien. Die NordE.ON 1-Verbindung zwischen dem größten Offshore-Windpark der Welt und dem deutschen Festland sowie die Anbindung der norwegischen Öl- und Gasplattformen Troll und Valhall an das Landnetz sind weitere interessante Anwendungen, bei denen das geringe Gewicht und die kompakte Größe der HVDC Light- Stromrichter eine ebenso entscheidende Rolle spielen wie das HVDC Light- Kabel [4]. Der Caprivi Link Interconnector in Namibia ist die erste HVDC Light-Verbindung mit Gleichstrom-Freileitungen. Die Verbindung wird zurzeit realisiert und soll im Jahr 2009 in Betrieb gehen. Durch diese Anpassung der Technologie vergrößert sich der Anwendungsbereich von HVDC Light beträchtlich. Was bringt die Zukunft? Seit der ersten Gotland-Verbindung hat die HGÜ-Technologie einen langen Weg zurückgelegt. Wie sieht aber die Zukunft aus? Die Technologie für die UHGÜ steht bereits zur Verfügung, und Übertragungsleitungen für über MW bei ±800 kv werden zurzeit gebaut. Dieses hohe Spannungsniveau wird hauptsächlich zur Übertragung großer Energiemengen von entfernten Wasserkraftwerken verwendet. Höhere Leistungen sind zwar möglich, erfordern jedoch umfangreiche Entwicklungsarbeiten. Die Autoren gehen davon aus, dass HVDC Light in Zukunft mit Ausnahme des höchsten Leistungssegments den Marktanteil der thyristorbasierten Technologie übernehmen wird. Die Nachteile der VSC-Technologie gegenüber der herkömmlichen HGÜ in Form von höheren Stromrichterverlusten werden aller Wahrscheinlichkeit nach in den nächsten Jahren verschwinden. Durch die Anpassung der HVDC Light-Technologie an Gleichstrom-Freileitungen können schon heute die mit Gleichstromkabeln verbundenen Einschränkungen überwunden werden. Die wohl interessantesten Aussichten für HVDC Light liegen jedoch in der Möglichkeit zur Bildung von Gleichstromnetzen und Systemen mit mehreren Terminals. Langfristig könnte hier eine Lösung zur Unterstützung der Wechselstromnetze bei der Fernübertragung liegen. Dies ist besonders interessant für Netze, die ursprünglich für Reservezwecke ausgelegt wurden und deren Spannungen für die Wechselstromübertragung über große Entfernungen nicht geeignet sind. Weitere Informationen zum Thema HGÜ finden Sie unter Teile dieses Artikels sind bereits in der ABB Technik 4/2003 erschienen. Gunnar Asplund Lennart Carlsson ABB Power Technologies Ludvika, Schweden Literaturhinweise [1] Engström, L.: HGÜ-Anlagen für die Stromversorgung von Los Angeles, ABB Technik 1/1988, S [2] Sheng, B., Bjarma, H. O.: Leistungsnachweis Ein neuer synthetischer Prüfkreis ermöglicht die realitätsnahe Prüfung von HGÜ-Thyristorventilen, ABB Technik 3/2003, S [3] Aernlöv, B.: HVDC 2000 eine neue Generation von HGÜ-Anlagen, ABB Technik 3/1996, S [4] Asplund, G. et al.: HVDC Light Gleichstromübertragung mit Spannungszwischenkreis- Umrichtern, ABB Technik 1/1998, S. 4 9 [5] Nestli, T. et al.: Neues Energiekonzept für Troll, ABB Technik 2/2003, S ABB Technik 4/2008