Dr. Athanasios Krontiris, Product Manager HVDC Light

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1 LIFE NEEDS POWER 2017, HANNOVER MESSE, 25. APRIL 2017 HGÜ-Systeme Beitrag zum flexiblen Betrieb von Drehstromnetzen Dr. Athanasios Krontiris, Product Manager HVDC Light

2 Transformation der Netze Individuelle Versorgung erfordert Flexibilität Volatile Erzeugung ohne Netzverstärkung Kalenderjahr 2015: Strom- und spannungsbedingte Redispatchmaßnahmen während Stunden Eingriffe an 331 Tagen des Jahres GWh Arbeit der der Redispatcheingriffe (jeweils zur Hälfte Einspeisereduzierungen und Erhöhungen) Verdreifachung gegenüber dem Jahr 2014 ca. 400 Mio EUR Zusatzkosten Mehr Information: Gesamtjahresbericht 2015 zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen orgungssicherheit/stromnetze/netz_systemsicherheit/netz_systemsicherheit.html May 4, 2017 Slide 3

3 Transformation der Netze Netzentwicklung und NOVA-Prinzip NOVA-Prinzip Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau Beispiel Optimierung: Freileitungsmonitoring Beispiel Verstärkung: Neubeseilung Beispiel Ausbau: Stromautobahnen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung hilft nicht nur beim Netzausbau, sondern auch beim optimalen Betrieb bestehender Infrastruktur May 4, 2017 Slide 4

4 Referenzen VSC-HVDC Projekte von ABB NORTH AMERICA 1 Eagle Pass 2 Mackinac 3 Cross Sound 4 Maritime 11 Skagerrak 12 Tjæreborg 13 NordLink 13 Kriegers Flak 14 Hällsjön 15 NordBalt EUROPE 16 Gotland 5 East West Interc. 17 Ål-link 6 CMS 18 Estlink 7 NSL 8 Troll 1 & 2 AFRICA 8 Troll 3 & 4 9 DolWin 1 9 DolWin 2 9 BorWin 1 19 Caprivi AUSTRALIA 20 Murraylink Valhall 21 Terranora 10 Johan Svedrup May 4, 2017 Slide 5

5 Drehstrom- versus Gleichstromübertragung Die wesentlichsten Unterschiede Drehstromübertragung Leistungsübertragung abhängig vom Spannungswinkel Blindleistungsbedarf abhängig von Leitungsbelastung Stabilität der Wirkleistungsübertragung abhängig vom Spannungswinkel Kurzschlussstrombegrenzung durch Reaktanzen Leitungsverluste durch Skin-Effekt Gleichstromübertragung Leistungsübertragung abhängig von Spannungsdifferenz Leistungsflussregelung Keine Blindleistung Kabel über große Entfernungen einsetzbar Keine Leistungseinschränkung wegen Stabilität im Gleichstromkreis Kurzschlussstrombegrenzung durch Regelung ~ ~ ~ ~ May 4, 2017 Slide 6

6 Einsatzgebiete Erzeugungsanschluss Asynchrone Netzverbindung Anbindung offshore Wind Synchrone Netzverbindungen Öl- und Gasplatform Megacities Entfernte Lasten Ausbau / Nachrüstung May 4, 2017 Slide 7

7 Vorteile für Netzausbau und Netzführung Niedrige Verluste bei langen Übertragungsleitungen Ermöglicht lange Kabelverbindungen Verbund asynchroner Netze Keine Erhöhung der Kurzschlussleistung Niedrige Rauminanspruchnahme für die Übertragungsleitung Keine Wechselmagnetfelder unter Freileitungen Geringere Schallemission von Freileitungen Schnelle Regelung von Wirk- und Blindleistung Robust gegen Fehler im Drehstromnetz (fault ride-through) Frequenzregelung zwischen Synchrongebieten Erhöhung der transienten Stabilität Dämpfung subsynchroner Leistungspendelungen Unterstützung beim Netzwiederaufbau May 4, 2017 Slide 8

8 Umrichterregelung Analogie zum Synchrongenerator Stromregelung in dq-koordinaten Ausgang der Regelung: Stellspannung des HGÜ-Ventils Synchronisation auf Netzspannung Regelung des Stufenstellers am Transformator für erweiterten Blindleistungsbetriebsbereich Zusammenarbeit der Umrichter Kopplung der Wirkleistungsregelung Keine Kopplung der Blindleistungsregelung Betrieb ohne Telekommunikation möglich May 4, 2017 Slide 9

9 Optimierung des stationären Betriebs Einschränkung der Leistungsflüsse Erlaubtes Spannungsband Stabilitätsreserve Leitungs- und Transformatorbelastung Stromteilung anhand von Leitungsimpedanzen Ungeplannte Leistungsflüsse Flexibilität mit HGÜ Light Quelle: Unplanned flows in the CEE region, Joint study by ČEPS, MAVIR, PSE and SEPS, 2013 Einfluss auf Flussaufteilung durch Wirkleistungsregelung Lokale Spannungsstützung May 4, 2017 Slide 10

10 Netzsicherheitsmaßnahmen Emergency Power Control (EPC) EPC wird aufgerufen bei einer Störung im Drehstromnetz Während/nach der Störung wird die Leistung des HGÜ-Systems rasch angepasst, so dass Kraftwerks- oder Leitungsauslastungen im Normalbereich wiederkehren Automatisierter Ablauf Reduzierung/Erhöhung der Leistungsvorgabe mit vordefienierter Änderungsgeschwindigkeit Frequenzregelung (bei asynchroner Verbindung) Emulation einer Drehstromleitung (Anpassung der Leistungsvorgabe abhängig vom Spannungswinkeluntershied, untere Grafik) Manueller Ablauf Anpassung der Leistungsvorgabe Abruf einer Leistungsrampe (MW/s) May 4, 2017 Slide 11

11 Erhöhung der transienten Stabilität Anwendungsbeispiel 2-area test system (Kundur) Erzeugung an G4 beschränkt auf 1060 MW aufgrund der minimaler Fehlerklärungszeit (100 ms) 100 MW Übertragung mit HVDC Light zwischen Netzgebiet A und B (Bemessungsleistung 350MW) Last an Knoten 9 beträgt 200MW Wie kann die transiente Stabilität in Netzgebiet B erhöht werden? G km 10 km km km G3 200MW Area A L7 L9 G2 MW 50 km Area B MW G4 May 4, 2017 Slide 12

12 Erhöhung der transienten Stabilität Feste Leistungsvorgabe (200 MW) Leistungsreduktion (35 MW) Leistungsumkehr (-350 MW) Erhöhung der kritischen Fehlerklärungszeit von 120 ms zu 260 ms May 4, 2017 Slide 13

13 Erhöhung der Kleinsignalstabilität Beispiel Fenno-Skan (netzgeführte HGÜ) Stationäre Leistungsflussoptimierung zwischen Süd- und Nordschweden und Finnland Dämpfungsregler für elektromechanische subsynchrone Leistungspendelungen In Betrieb seit über 20 Jahren May 4, 2017 Slide 14

14 Beitrag zum Netzwiederaufbau Herausforderungen Lange Anfahrtszeitkostanten konventioneller Kraftwerke Frequenz- und Spannungsregelung sind essentiell: Überspannung bei der Zuschaltung freilaufender Leitungen resultiert in Spannungssprünge Große Frequenzgradienten (geringe Systemträgheit) Anwendungsbeispiel Netzgebiet B ohne Erzeugung (schwarz) Spannungsversorgung durch HGÜ-Station Lastzuschaltung am Knoten 4 Synchronisierung Generator G3 Lastaufteilung HGÜ und Generator G3 Beitrag der HVDC Light Die HGÜ-Station ist die erste Quelle von Leistung, vorausgesetzt das entfernte Netzgebiet ist von der Störung nicht betroffen G km km 10 km 10 km km 11 3 G3 Versorgung kritischer Lasten Versorgung des Eigenbedarfs für Kraftwerke Spannungsregelung während der Zuschaltung von Leitungen Frequenzregelung bei der Zuschaltung von Lasten 2 G2 L7 Area A L9 Area B 4 Große Lastgradienten möglich, Betrieb im Bereich 30-70% empfohlen May 4, 2017 Slide 15

15 Beitrag zum Netzwiederaufbau Anwendungsbeispiel 1.0sec: Zuschaltung 50MW 2.0sec: Zuschaltung 50MVAR ind. 3.0sec: Zuschaltung Generator G3 6.0sec: Zuschaltung 100MW 9.0sec: HVDC Light in Leistungsregelung 9.5sec: +50MW Leistungssprung an HVDC Light Netzgebiet B ohne Erzeugung (schwarz) Spannungsversorgung durch HGÜ-Station Lastzuschaltung am Knoten 4 Synchronisierung Generator G3 Lastaufteilung HGÜ und Generator G3 G G km 10 km L7 Area A km 909 L9 10 km Area B km G3 May 4, 2017 Slide 16

16 Vorteile für Netzausbau und Netzführung Niedrige Verluste bei langen Übertragungsleitungen Ermöglicht lange Kabelverbindungen Verbund asynchroner Netze Keine Erhöhung der Kurzschlussleistung Niedrige Rauminanspruchnahme für die Übertragungsleitung Keine Wechselmagnetfelder unter Freileitungen Geringere Schallemission von Freileitungen Schnelle Regelung von Wirk- und Blindleistung Robust gegen Fehler im Drehstromnetz (fault ride-through) Frequenzregelung zwischen Synchrongebieten Erhöhung der transienten Stabilität Dämpfung subsynchroner Leistungspendelungen Unterstützung beim Netzwiederaufbau May 4, 2017 Slide 17

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