Selbstgeführte Umrichter im elektrischen Versorgungsnetz

Selbstgeführte Umrichter im elektrischen Versorgungsnetz Dr.-Ing. Jutta Hanson, ABB AG, Mannheim, Deutschland M.Sc. Peter Sandeberg, ABB Power Technologies, Schweden Kurzfassung Die Stabilität elektrischer Versorgungsnetze ist eng verknüpft mit der schnellen und zuverlässigen Wirk- und Blindleistungsregelung. Die Verwendung selbstgeführter Umrichter bei der Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragung ermöglicht die schnelle und unabhängige Regelung von Wirk- und Blindleistung. Anhand eines Beispiels der Anbindung eines Offshore Windparks mittels selbstgeführter HGÜ wird der Einfluss auf das Netzverhalten für unterschiedliche Betriebs- und Fehlerfälle aufgezeigt. Reale Projektbeispiele unterstützen die Aussagen. 1 Einleitung Die Technologie der Hochspannungs-Gleichstrom- Übertragung (HGÜ) feiert ihren fünfzigsten Geburtstag. Bislang dienen die überwiegenden Anwendungen der Überbrückung großer Distanzen über Land und See sowie der Verbindung asynchroner Netze. Deregulierte Energiemärkte, die Einspeisung erneuerbarer Energien, offener Zugang zur Übertragung, regionale Unterschiede in Strompreisen und die Schwierigkeiten der Genehmigung neuer Freileitungstrassen haben zu einem verstärkten Interesse an HGÜ-Verbindungen und FACTS (Flexible AC Transmission Systems) Betriebsmitteln geführt. Diese Tendenz wird verstärkt durch die Trennung von Leistungserzeugung, Betrieb und Übertragung des Energieversorgungsnetzes. Die heutige Technologie der HGÜ und FACTS Betriebsmittel ermöglichen dem Netzplaner eine erhöhte Flexibilität bei der Herausforderung der Leistungsübertragung. Ein Innovationssprung ist durch die Einführung selbstgeführter HGÜ-Umrichter mit Transistoren (IGBT) und Spannungszwischenkreis gelungen, da diese Technologie viele Vorteile beim Anschluss an Drehstromnetze bietet: Die Möglichkeit, Wirk- und Blindleistung unabhängig voneinander regeln zu können, ermöglicht den Anschluss selbstgeführter Umrichter an Drehstromnetze mit kleiner Kurzschlussleistung und den Betrieb von Inselnetzen. Der Netzwiederaufbau ist möglich (Black-Start). Für den Gleichstromkreis werden umweltfreundliche öl- und bleifreie Polymerkabel eingesetzt, welche eine einfache und günstigere Verlegung mit weniger Muffen ermöglichen. Gleichstromkabel haben darüber hinaus einen geringeren Trassenverbrauch als Freileitungen, sowie ein vernachlässigbares elektromagnetisches Feld. Die geplanten Offshore-Windparks benötigen eine umweltfreundliche und kostengünstige Kabelverbindung. Da Offshore kein stabiles Netz vorhanden ist, kann die konventionelle HGÜ-Technik hierfür nicht oder nur mit großem technischen Zusatzaufwand eingesetzt werden. Die selbstgeführte HGÜ hingegen stellt geregelte Blindleistung Offshore zur Verfügung und verbessert drüber hinaus das dynamische Verhalten am Anschlussknoten. Dieser Beitrag zeigt anhand von Simulationsergebnissen die Vorteile der selbstgeführten HGÜ (HGÜ Light) bei der Anbindung von Offshore Windparks auf. Er zeigt die Vorteile für das öffentliche Netz, an welches der Windpark angeschlossen wird, aber auch die Vorteile für den Windpark. 2 Technologie selbstgeführter HGÜ (HGÜ Light) Selbstgeführte HGÜ basieren auf Pulsweiten modulierten Umrichtern mit IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistoren) wie in Bild 1 dargestellt. Durch das schnelle Ein- und Ausschalten der IGBTs können Betrag und Phase der Ausgangsspannungen unabhängig von der Netzspannung geregelt werden. Bild 2 verdeutlicht die Berechnung der Referenzwerte für die Leistungsübertragung. AC Ventil: IGBT + Diode Serien- Reaktanz AC- Kondensator DC-Kabel DC-Kondensator +/- 15 kv DC-Kabel Bild 1 Einphasiger Ersatzschaltplan eines selbstgeführten HGÜ-Umrichters

~ U 1 P, Q X U 2 Berechnung U 2 U 2 ref Umrichter- Brücke PWM Amplitude & Phase P Q Bild 2 Schematische Darstellung der Regelung der HGÜ Light Mit Hilfe der Spannungsdifferenz, die sich bei einem vorgegebenen Wirk- und Blindleistungssollwert über der Serienreaktanz ergeben würde, wird der Sollwert für die Referenzspannung U 2 des Filterknotens ermittelt, siehe Bild 2. Bei dem Referenzwert handelt es sich um eine komplexe Größe, bestehend aus Amplitude und Phasenlage. Aus der Referenzspannung werden mit Hilfe der Pulsweitenmodulation die Zündzeitpunkte für die IGBTs ermittelt, welche dem Umrichter zugeführt werden. Die Regelung einer HGÜ Light ist im allgemeinen mit gleichen Regelfunktionen in den beiden Umrichtern ausgestattet. Es ergeben sich somit für beide Umrichter jeweils zwei unabhängig voneinander regelbare Größen. Dabei obliegt einem der Umrichter die Aufgabe der Wirkleistungsregelung, dem anderen Umrichter die Regelung der Gleichspannung. Der Betriebsmodus legt fest, ob der Umrichter die Gleichspannung oder die Wirkleistung regelt. Die Referenzwerte der einzelnen Betriebsmodi können dabei manuell, aber auch über eine überlagerte automatische Regelung vorgegeben werden, wie zum Beispiel über eine Frequenzregelung. Je nach Betriebsmodus werden die notwendigen Regelungen automatisch aktiviert bzw. deaktiviert. Die Blindleistungsbereitstellung der beiden Umrichter ist unabhängig voneinander regelbar. Der Betriebsmodus entscheidet über die Betriebsweise als Blindleistungs- oder Spannungsregelung. Die Sollwerte der Regelungen werden entsprechend der Betriebsmodi aktiviert. Das Betriebsdiagramm einer selbstgeführten HGÜ ist in Bild 3 für verschiedene Spannungen dargestellt. Jeder Punkt innerhalb der dargestellten umgrenzten Fläche kann als Betriebspunkt gewählt werden. Das Betriebsdiagramm ähnelt dem Betriebsdiagramm einer Synchronmaschine, wobei jedoch die Leistungsrichtung frei gewählt werden kann und die selbstgeführte HGÜ aufgrund ihrer schnellen Regelung nahezu verzögerungsfrei die Betriebspunkte anfahren kann. Eine Leistungsflussumkehr ist möglich, da nur der Stromfluss und nicht die DC-Polarität wie bei konventioneller HGÜ-Technologie geändert werden muss. Dieses ist der Grund warum heutzutage Polymerkabel zusammen mit selbstgeführten Umrichtern eingesetzt werden. Das dargestellte Betriebsdiagramm wird im wesentlichen durch zwei Faktoren begrenzt. Der erste Faktor ist die maximale Stromtragfähigkeit der IGBTs, welche zu kreisförmigen Begrenzungen führt. Die zweite Grenze ist durch die maximale DC-Zwischenkreisspannung bestimmt, welche hauptsächlich die Blindleistung begrenzt. Die Blindleistungsbereitstellung seitens des Umrichters hängt von der Differenz der Wechselspannung am Umrichter zur Netzspannung ab. Bei hoher Netzspannung kann also wenig Blindleistung abgegeben werden, die dann aber auch nicht benötigt wird [1]. P (pu) 1,2 1,,8,6,4 Gleichrichter,2-1,2-1, -,8 -,6 -,4 -,2,2,4,6,8 1, 1,2 -,2 Q (pu) -,4 Wechselrichter -,6 -,8-1, -1,2 Uac = 1,1 pu Uac = 1, pu Q Verbrauch (induktiv) Q Erzeugung (kapazitiv) Uac =,9 pu Bild 3 Betriebsdiagramm eines selbstgeführten HGÜ-Umrichters 3 Offshore-Windparks Für den Anschluss großer Offshore-Windparks an das öffentliche Netz wird ein relativ starker Netzknoten benötigt. Dieses ist in vielen Fällen kritisch, da im Küstenbereich meist nur schwache Netzausläufer zu finden sind. Bei einigen konventionellen HGÜ-Seekabelverbindungen wurden daher zusätzlich geregelte Blindleistungsquellen (SVC) installiert. Diese Funktionalität übernehmen bei selbstgeführten HGÜ direkt die Umrichter. Die schnelle Regelbarkeit der Blindleistung ist insbesondere bei fluktuierender Einspeisung wie z.b. von Windparks erforderlich, um einen zuverlässigen Netzbetrieb und eine hohe Spannungsqualität zu gewährleisten. Die Regelung der HGÜ ist

auch bei Fehlern im EVU-Netz in der Lage einen definierten Betriebspunkt einzunehmen. Der Windpark wird nicht vom Netz getrennt. Darüber hinaus können Systemdienstleistungen übernommen werden. Konventionelle Hochspannungskabel können nur bis ca. 6-12 km angewendet werden. Für den Betrieb dieser langen Hochspannungskabel ist ein hoher Kompensationsaufwand erforderlich, der sich darüber hinaus für einzelne Betriebspunkte ändert und somit regelbar ausgeführt sein muss. Die Blindleistung der Windenergieanlagen kann in vielen Fällen nicht dafür eingesetzt werden, da diese Blindleistung, die Offshore zur Verfügung steht, die Kabel zusätzlich auslastet und somit die übertragbare Wirkleistung der Kabel reduziert [4]. Zusätzlich wird von den 'Grid Codes' gefordert, dass für einen definierten Spannungsbereich vorgegebene Leistungsfaktoren einzustellen sind. Die HGÜ Light obliegt keiner Entfernungsbeschränkung. Ein weiterer Vorteil der selbstgeführten HGÜ ist der Inselnetzbetrieb des Offshore-Netzes. Nur selbstgeführte Umrichter sind in der Lage netzbildend zu wirken. Damit kann der Windpark bei einem vorhandenen Drehstromnetz (geladener DC-Kreis) ohne zusätzliche Energiequelle hochgefahren werden. Im Gegensatz dazu benötigen konventionelle HGÜ immer eine zu übertragende Minimalleistung bzw. einen Minimalstrom, da es sich um Stromzwischenkreis- Umrichter handelt. Die selbstgeführte HGÜ kann im reinen Blindleistungsbetrieb betrieben werden. Dieses ist für das Anlaufen eines Windparks erforderlich. Durch die schnelle Regelbarkeit können je nach Konfiguration der Offshore-Anlage Schwingungen gedämpft werden. Die Anbindung eines Offshore- Windparks mittels einer selbstgeführten HGÜ ist schematisch in Bild 4 dargestellt. Windpark 3kV 3kV +/- 15kV 3MW 3MVA 4kV Bild 4 Schematische Netzanbindung eines Offshore-Windparks mit selbstgeführter HGÜ Die Kompaktheit von selbstgeführten HGÜ aufgrund eines geringen Filteraufwandes kommt Offshore- Anwendungen ebenfalls entgegen. Durch den modularen Aufbau wird ein wirtschaftlicher, optimierter AC Betrieb auch bei schrittweisen Errichtungsphasen ermöglicht. 3.1 Netzanschluss eines Offshore- Windparks mit selbstgeführter HGÜ Im folgenden Kapitel sind Simulationen für einen Offshore-Windpark dargestellt, welcher über eine selbstgeführte HGÜ-Verbindung an das öffentliche Netz angeschlossen ist. Die selbstgeführte HGÜ besitzt eine Bemessungsleistung von 1 MW, welches über einen modularen Aufbau erreicht wird. Es ist eine Entfernung von ca. 9 km zu überbrücken, welches lediglich einen geringen Einfluss auf die dargestellten Ergebnisse hat. Für die Windgeneratoren werden Asynchronmaschinen angenommen. Die Asynchronmaschinen besitzen keine aktiven spannungsstützenden Einrichtungen, so dass es sich bei den Berechnungen um Worst-Case Betrachtungen handelt. Die Windgeneratoren sind entsprechend der lieferbaren Windenergieanlagen mit schaltbaren Kompensationseinrichtungen ausgestattet. Der Leistungsfaktor am Anschlussknoten der Windenergieanlagen beträgt nahezu eins. Das gute Betriebsverhalten der HGÜ Light wird in Bild 5 für eine Wirkleistungsrampe gezeigt. Es wird simuliert, dass das mechanische Moment aller Windgeneratoren beginnend beim Bemessungswert innerhalb von zwei Sekunden linear auf null geregelt wird. 12 6-6 -12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 12 6-6 -12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 1..8.6.4.2 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 1.1 1..99.98 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 Bild 5 Wirkleistungsrampe von 1 MW auf MW in 2 sec und zurück

Bild 5 zeigt die Wirk- und Blindleistungen sowie das Spannungsverhalten der selbstgeführten HGÜ für die Anschlussknoten der selbstgeführten HGÜ Onshore und Offshore. Im vierten Diagramm ist die der Windgeneratoren dargestellt. Man erkennt, dass die HGÜ Light der Wirkleistungsrampe problemlos folgt. Es sind keinerlei Schalthandlungen beim Durchlaufen des gesamten Betriebsbereiches der HGÜ erforderlich. Im hier dargestellten Betriebsmodus werden die Umrichter Onshore und Offshore zur Spannungsregelung eingesetzt. Die Spannung des öffentlichen Netzes Onshore bleibt konstant für die große betrachtete Leistungsänderung. Die Spannung Offshore bleibt ebenfalls konstant, auch für den hier dargestellten Fall, dass die Kompensation der Windenergieanlagen nicht entsprechend der Wirkleistung der Windenergieanlagen geschaltet wird. Für den Fall einer positiven Wirkleistungsrampe ist die gleiche gute Regelbarkeit zu erkennen. In Bild 6 ist das Verhalten an den Netzanschlussknoten für einen Wirkleistungssprung dargestellt. Das Netzverhalten wird untersucht für den Fall, dass ca. ein Drittel der einspeisenden Windgeneratoren abgeschaltet werden. Die HGÜ erreicht sehr gut gedämpft nach weniger als 1 ms einen neuen stabilen Arbeitspunkt. Die im Netz verbleibenden Windenergieanlagen werden in ihrem Betrieb kaum gestört. Die bleibt nahezu konstant genau wie die Spannungen Onshore und Offshore. In Bild 7 ist das Netzverhalten während und nach einem Spannungseinbruch Onshore um 15 % mit einer Dauer von 2 ms dargestellt. Die Windgeneratoren bemerken den Spannungseinbruch auf dem Festland nicht. 12 6-6 -12 12 6-6 -12 1..8.6.4.2 1.1 1..99.98 Bild 6 Wirkleistungssprung von 1 MW auf 66 MW Die Spannung Offshore und die sind konstant. Darüber hinaus ist die selbstgeführte HGÜ in der Lage, den Spannungseinbruch Onshore mit einer zusätzlichen Blindleistungslieferung zu kompensieren. Für eine konventionelle HGÜ führt ein Spannungseinbruch dieser Höhe zu Kommutierungsfehlern und damit zu einer kurzzeitigen Leistungsunterbrechung. Abschließend wird in Bild 8 das Verhalten des Offshore-Windparks während eines dreipoligen Kurzschlusses im öffentlichen Versorgungsnetz aufgezeigt. Bild 7 12 6-6 -12 12 6-6 -12 1..8.6.4.2 1.1 1..99.98 Spannungseinbruch Onshore 15 %, 2 ms 12 6-6 -12 12 6-6 -12 1..8.6.4.2 1.8 1.6 1.4 1..98 Bild 8 Dreipoliger Kurzschluss Onshore, Restspannung kleiner 1 %, Dauer 2 ms

Als wichtigstes Ergebnis ist zu nennen, dass die Windenergieanlagen nicht vom Netz getrennt werden. Die Spannung Offshore kann nahezu konstant gehalten werden. Man erkennt in Bild 8 deutlich den Blindleistungssupport Offshore der selbstgeführten HGÜ. Da die Wirkleistung während des Kurzschlusses nicht ins öffentliche Netz abgegeben werden kann, werden die Windgeneratoren bei konstantem mechanischen Moment beschleunigt. Für die hier gezeigte Fehlerdauer von 2 ms können die Windgeneratoren jedoch nach Ende des Kurzschlusses ihre Anfangsdrehzahl wieder erreichen. Für den hier gezeigten Kurzschluss mit einer sehr kleinen Restspannung ist der Kurzschlussbeitrag der HGÜ nicht aus der gelieferten Blindleistung zu erkennen. Ein Kurzschlussbeitrag wird laut Grid Code für Restspannungen größer 1 % gefordert. 4 Projektbeispiele Die Bemessungsleistung der selbstgeführten Umrichter für HGÜ ist seit der Einführung im Jahre 1997 auf gegenwärtig 33 MW gestiegen. Diese Leistung ist als Projekt realisiert. Technologisch realisierbar sind momentan 5 MW bei einer Gleichspannung von +/- 15 kv. Im Folgenden werden zwei Projekte näher beschrieben. Die HGÜ Übertragung besitzt eine Bemessungsleistung von 33 MW bei einer Gleichspannung von ± 15 kv. Der Betrieb wurde nach dem Blackout im August 23 aufgenommen. Die HGÜ Light Übertragung versorgte Long Island nach dem Blackout wieder mit elektrischer Leistung. Die Wiederversorgung war möglich, da die HGÜ Light die Wirkleistung unabhängig von der Blindleistung auch in sehr schwache Netze liefern kann. Im Juni 24 ging Cross Sound in den Dauerbetrieb. Die Regelbarkeit des Leistungsflusses wird für einen gezielten Energiehandel in beide Richtungen eingesetzt. Bild 1 zeigt die Spannungs-Blindleistungsregelung, die zeitweise situationsabhängig durch die Betriebsführung deaktiviert wird. Die Wirkleistungsübertragung ist kontinuierlich von MW bis 33 MW in beide Richtungen regelbar. Die unterschiedlichen Wirkleistungen können ohne Schalthandlungen eingestellt werden. Bild 11 zeigt das Verhalten der HGÜ Light bei einem Sollwertsprung der Wirkleistung von -1 % am Anschlusspunkt in New Haven. MVAr 14 12 12 1 4.1 Cross Sound Cable Das Netz von Long Island wurde bislang über New York versorgt. Schon seit den siebziger Jahren gab es Pläne, die Versorgungsnetze von Conneticut und Long Island über ein Seekabel durch den Long Island Sound zu verbinden. Diese beiden Drehstromnetze befinden sich in getrennt betriebenen Regelzonen. Beim Cross Sound Cable Projekt verbindet eine HGÜ Light diese beiden Netze über eine 4 km lange DC- Verbindung. Bild 9 zeigt den Lageplan des Projektes. Die HGÜ Light sichert die Versorgung von Long Island über New Haven. 8 8 MVAr 6 4 4 2 27-sep 28-sep 29-sep 3-sep 1-okt 2-okt 3-okt 4-okt 5-okt 6-okt 7-okt 8-okt 9-okt 28.Sep. 1.Oct. 4.Oct. 7.Oct. Bild 1 Spannungs-Blindleistungsregelung selbstgeführten HGÜ zur AC-Netzstützung einer Bild 9 Projekt Cross Sound Cable Bild 11 Messungen zum Sollwertsprung der Wirkleistung

Der Sprung wird mit Hilfe der d-komponente des Gleichstromsollwertes realisiert. Die d-komponente (direct axis) des Gleichstromes wirkt sich nur auf die Wirkleistung aus, die q-komponente (quadrature a- xis) bleibt für diese Messung unverändert. Die Messungen verdeutlichen die unabhängige Regelung der Wirk- und Blindleistung: Die Blindleistung der HGÜ Light wird in diesem Fall zur Spannungsregelung verwendet. Die Spannung am Anschlussknoten bleibt unverändert für den Wirkleistungssprung. Im vierten Diagramm in Bild 11 ist die Gleichspannung dargestellt. Diese wird schnellstmöglich auf den alten Wert zurück geregelt. Der Wirkleistungssprung wird wie beschrieben über den Gleichstrom bewirkt. Bild 12 zeigt weitere Messungen, welche die effektive Spannungsregelung des Cross Sound Cable Projektes belegen. Während eines Gewitters fielen mehrere Freileitungen im Netzbereich von Long Island aus. Die selbstgeführte HGÜ konnte die Spannung durch ihren Blindleistungssupport ausregeln. Innerhalb von 2 s kam es mehrfach zu Blindleistungsänderungen zwischen +1 und 7 Mvar. -6 P MW -1 4.2 Gotland: Anbindung von Windparks Das elektrische Netz der Insel Gotland in Schweden ist über eine konventionelle HGÜ an das Festland angeschlossen. Die Spitzenlast der Insel beträgt 16 MW. Die Installation einer Windleistung von 9 MW im Süden der Insel erfordert den Leistungstransport zu den Lastzentren im Norden. Eine selbstgeführte HGÜ mit einer Bemessungsleistung von 5 MW übernimmt die Aufgabe des Leistungstransportes. Neben dem Leistungstransport dient die selbstgeführte HGÜ aber auch der Stabilisierung des Inselnetzbereiches bei fluktuierender Windeinspeisung. Insgesamt wurden Flicker, Spannungshaltung, Oberschwingungsbelastung und Stabilität verbessert. Bild 13 zeigt das zugehörige Inselnetz, bei dem die HGÜ parallel zu dem bestehenden AC-Netz betrieben wird. 7kV 5 MW ± 8 kv HGÜ Festland -14 15 Q Mvar 3kV U kv -15 15 9 7kV 75-2 -1 1 2 3 4 5 s Bild 12 Messungen während eines Gewitters Neben der Bedeutung für das dynamische Verhalten der beiden Netzbereiche erhöht die selbstgeführte HGÜ aber auch die Zuverlässigkeit der beiden Netzbereiche durch die Möglichkeit, die bestehenden Generatorkapazitäten für beide Netzbereiche zu nutzen. Darüber hinaus können die Stromgestehungskosten und die C2 Emissionen durch gemeinsame Nutzung der effizienten Kraftwerke reduziert werden. Die Eigenschaften der HGÜ Light Übertragung vereinfachen den Betrieb der beiden Netzbereiche und ermöglichen eine einfache Handhabung der Verbindung [2]. Bild 13 Parallelbetrieb von HGÜ und AC Netz auf der Insel Gotland 5 Zusammenfassung Die Verwendung selbstgeführter Umrichter bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung ermöglicht die schnelle und unabhängige Regelung von Wirkund Blindleistung. Die Wirkleistungsregelung ermöglicht einen gezielten Leistungsaustausch. Die Blindleistung stützt und stabilisiert umlagerte AC-Netze an beiden Anschlussstellen. Weitere Regelungen, wie zum Beispiel Frequenzregelung oder Regelungen zur Verbesserung der Spannungsqualität können bei Bedarf eingebunden werden.

Das Betriebsdiagramm einer selbstgeführten HGÜ ähnelt dem Betriebsdiagramm einer Synchronmaschine, wobei jedoch die Leistungsrichtung frei gewählt werden kann und die selbstgeführte HGÜ aufgrund ihrer schnellen Regelung nahezu verzögerungsfrei die Betriebspunkte anfahren kann. Anhand von Simulationsergebnissen zur Anbindung eines Offshore-Windparks mit selbstgeführter HGÜ wird der Einfluss auf das Netzverhalten für unterschiedliche Betriebs- und Fehlerfälle aufgezeigt. Messungen bei realisierten Projekten bestätigen die schnelle und gute Regelbarkeit und die netzstützende Wirkung der selbstgeführten HGÜ. Bei der selbstgeführten HGÜ handelt es sich um eine Alternative zu AC-Netzverstärkungen und für Offshore-Windparks über größere Entfernungen aufgrund der netzbildenden Eigenschaften um die einzige Anbindungsmöglichkeit. Insgesamt können durch diese Technologie schnelle und umweltfreundliche Netzausbauten und Anschlüsse realisiert werden. Moderne Planungsprozesse müssen daher diese Technologie als Alternative zu AC-Netzverstärkungen und für Offshore-Anbindungen berücksichtigen. 6 Literatur [1] Johansson, S.G., Asplund, G., Jansson, E., Rudervall, R.: Power System Stability Benefits with VSC DC-Transmission Systems, CIGRE Session, Paris, France, 24 [2] Railing, B.D.; Miller, J.J.; Steckley, P.; Moreau, G.; Bard, P.; Ronström, L.; Lindberg, J.: Cross Sound Cable Project - Second generation VSC Technology for HVDC, CIGRE Session, Paris, France, 24 [3] Axelsson, U., e.a.: The Gotland HVDC Light project - experiences from trial and commercial operation. CIRED 21, Amsterdam, Netherlands, June 21 [4] Hanson, J., Hunger. T.: Network Studies for Offshore Wind Farm Grid Connections - Technical Need and Commercial Optimization. EWEC 24 - European Wind Energy Conference & Exhibition, London, U.K, November 24.