HVDC-Stromnetz: Wie die Hochspannungs-Gleichstromübertragung funktioniert

HGÜ-Leistungselektronik und Halbleiterbauelemente

Der Halbleiter ist der Baustein jedes HGÜ-Energiesystems. LCC-Ventile nutzen Großscheiben-Thyristoren mit hoher Sperrspannung — in der Größenordnung von 8,5 kV pro Bauelement, mit Hunderten in Reihe pro Ventil —, ausgewählt für ihre sehr hohe Belastbarkeit und geringen Schaltverluste. VSC- und MMC-Stationen nutzen IGBTs, typischerweise der 3,3-kV-Klasse im Presspack-Gehäuse, die im Fehlerfall in einen definierten Kurzschluss übergehen (Fail-Short), sodass ein Strang weiterleitend bleibt. Diese schalten in einem MMC etwa einmal pro Zyklus oder bei Zwei-Level-Umrichtern mit PWM-Frequenz. In jedem Fall werden die Bauelemente in Reihe geschaltet, um Hunderte von Kilovolt zu erreichen. Die Steuerung der Spannungsaufteilung über diesen Stapel hinweg — durch Beschaltungen (Snubber) und präzises Gate-Timing — gehört zu den zentralen Entwurfsherausforderungen der HGÜ-Leistungselektronik.

Die Innovation liegt bei den Siliziumkarbid-Halbleitern mit breitem Bandabstand (Wide-Bandgap, SiC).Mit einem Bandabstand nahe 3,26 eV und einer Durchbruchfeldstärke, die etwa zehnmal so hoch ist wie die von Silizium, ermöglicht SiC eine dünnere Driftzone für eine gegebene Sperrspannung, höhere Betriebstemperaturen, schnelleres Schalten und geringere Durchlass- sowie Schaltverluste. SiC-Testbauelemente haben Sperrspannungen erreicht die weit über das hinausgehen, was Silizium praktisch erlaubt. Dies eröffnet die Perspektive, einen Großteil der Reihenschaltung zu eliminieren, die Silizium-HGÜ-Ventile erfordern, die MMC-Schaltverluste zu senken und Hochspannungs-DC-DC-Wandler sowie elektronische Transformatoren (Solid-State Transformers) für zukünftige Gleichstrom-Sammelnetze zu ermöglichen. SiC wird dafür sorgen, dass die nächste Generation von HGÜ-Konvertern schneller schaltet und kühler läuft als alles, was bisher auf Siliziumbasis gebaut wurde.

Topologien von HGÜ-Übertragungskabeln und Isolationsmaterialien

Der mechanische Aufbau, die thermischen Grenzen und die elektrische Leistungsfähigkeit eines HGÜ-Stromnetzes hängen stark von den Isolationsmaterialien und der Topologie der Übertragungskabel ab. Moderne unterirdische und unterseeische HGÜ-Installationen stützen sich auf zwei primäre Kabeltechnologien: masseimprägnierte, papierisolierte Kabel (Mass Impregnated, MI) und extrudierte, polymerisolierte Kabel aus vernetztem Polyethylen (Crosslinked Polyethylene, XLPE).

Masseimprägnierte (MI) Kabel stellen eine ausgereifte Technologie dar, die seit Mitte des 20. Jahrhunderts in kommerziellen HGÜ-Systemen eingesetzt wird. Die Isolationsschicht eines MI-Kabels besteht aus hochwertigen Papierbändern, die helikal um einen Leiter gewickelt und anschließend mit einer hochviskosen, nicht abfließenden Ölverbindung imprägniert werden. Diese Kombination bietet eine hervorragende Durchschlagfestigkeit, thermische Stabilität und Beständigkeit gegen Teilentladungen unter kontinuierlicher HGÜ-Beanspruchung. MI-Kabel können bei Spannungen von über 500 kV betrieben werden und werden häufig in Seekabelverbindungen über große Entfernungen eingesetzt, wie etwa bei der Kopplung asynchroner nationaler Stromnetze über tiefe Meeresstraßen. $\pm$500 kV und werden häufig in Langstrecken-Seekabelverbindungen eingesetzt, etwa in solchen, die asynchrone nationale Netze über tiefe Meereskanäle hinweg miteinander verbinden.

Vernetzte Polyethylen-Kabel (XLPE) repräsentieren eine moderne Isolationstechnologie, die eine extrudierte, duroplastische Polymerschicht nutzt. Eine XLPE-Isolierung ist leichter, einfacher zu handhaben und hat eine höhere kontinuierliche Betriebstemperaturgrenze (typischerweise bis zu 90 °C im Vergleich zu 55 °C bis 70 °C bei MI-Kabeln), was höhere Nennströme und Übertragungskapazitäten ermöglicht.

Unter kontinuierlicher Gleichstrombeanspruchung neigen XLPE-Kabel jedoch zur Raumladungsakkumulation, bei der physische Ladungen im Polymerdielektrikum gefangen werden. Diese Raumladung verfälscht die interne Feldverteilung, was zu einer lokalen Feldüberhöhung führen kann, die die Durchschlagfestigkeit des Materials überschreitet und einen vorzeitigen Isolationsausfall auslöst. Um dies zu mildern, sind fortschrittliche chemische Additive und präzise Fertigungskontrollen erforderlich, um spezielle „DC-geeignete“ XLPE-Mischungen herzustellen.

Der physische Aufbau eines typischen HGÜ-Kabels besteht aus mehreren hochspezialisierten Schichten:

• Zentraler Leiter:: Aus hochreinem, gestrandetem Kupfer oder Aluminium gefertigt, ausgelegt für die Führung hoher Dauerströme bei minimalen ohmschen Verlusten.
• Leiterschirm:: Eine halbleitende Polymerschicht, die das elektrische Feld an der Leitergrenze glättet und lokale Feldkonzentrationen verhindert.
• Hauptisolationsschicht:: Entweder MI-Papier oder extrudiertes XLPE, mit einer Dicke, die direkt proportional zur Betriebsspannung ist.
• Isolationsschirm:: Eine weitere halbleitende Polymerschicht, die eine gleichmäßige Feldverteilung an der äußeren Begrenzung der Isolierung gewährleistet.
• Metallmantel:: Typischerweise aus extrudiertem Blei oder Wellkupfer gefertigt. Dieser Mantel dient als hermetische Barriere gegen das Eindringen von Feuchtigkeit, was andernfalls die dielektrischen Eigenschaften der Isolierung verschlechtern würde. Er bietet zudem einen Rückpfad für Fehlerströme.
• Armierung und äußerer Kunststoffmantel:: Helikale Stahldrähte oder -bänder sorgen für mechanische Zugfestigkeit und Schutz gegen äußere Einwirkungen wie Schiffsanker oder Baggerarbeiten. Ein robuster, extrudierter Polyethylen-Außenmantel schützt das Kabel vor chemischer Korrosion und mechanischem Verschleiß.

Eine monopolare Netzkonfiguration nutzt einen einzelnen Hochspannungsleiter (typischerweise mit negativer Polarität, um Koronaentladungen zu minimieren) und einen Niederspannungs-Rückpfad. Der Rückpfad kann ein leicht isoliertes Rückleiterkabel sein oder die Erde bzw. Meerwasser über dedizierte Elektrodenstationen nutzen.

Obwohl die Nutzung der Erde oder des Meeres als Leiter sehr wirtschaftlich ist, bringt sie erhebliche ökologische und technische Herausforderungen mit sich. Kontinuierlicher Gleichstrom durch den Boden kann elektrolytische Korrosion an nahegelegenen vergrabenen metallischen Infrastrukturen verursachen, wie etwa an Erdgasleitungen, Wasserrohren und Erdungsnetzen benachbarter Wechselstrom-Umspannwerke. Er kann zudem lokale magnetische Störungen erzeugen, die Kompasse und die maritime Navigation beeinträchtigen. Infolgedessen begrenzen oder verbieten regulatorische Auflagen häufig den dauerhaften Betrieb mit Erdrückleitung, was Betreiber zur Installation eines dedizierten metallischen Rückleiters zwingt.

Eine bipolare Netzkonfiguration nutzt zwei vollständig isolierte Hochspannungsleiter entgegengesetzter Polarität (einen positiven, einen negativen), die mit betragsmäßig gleicher Spannung gegenüber Erde arbeiten. Unter symmetrischen Dauerströmen sind die durch die beiden Pole fließenden Ströme identisch, und der netto über die Erde zurückfließende Strom ist null. Dies eliminiert Erdstromkorrosion und Umweltprobleme.

Zusätzlich bietet eine bipolare Konfiguration eine hohe betriebliche Redundanz. Tritt an einem Pol ein Fehler auf (z. B. ein Kabelisolationsfehler oder ein Transformatorausfall), kann der gesunde Pol im monopolaren Modus weiterbetrieben werden, indem die Erde oder ein Neutralleiter als temporärer Rückpfad genutzt wird, wodurch bis zu 50 % der gesamten Übertragungskapazität aufrechterhalten werden, bis der Fehler behoben ist.

Fortschrittliche Konvertertopologien: Netzgeführte Stromrichter (LCC) im Vergleich zu selbstgeführten Stromrichtern (VSC)

Die Leistungsfähigkeit eines HGÜ-Energiesystems wird durch die Topologie und Steuerung seiner Konverterstationen bestimmt. Kommerziell werden Konverter in zwei Hauptkategorien unterteilt: netzgeführte Stromrichter (Line-Commutated Converters, LCCs) und selbstgeführte Stromrichter (Voltage-Source Converters, VSCs).

Thyristoren sind halbgesteuerte Halbleiterbauelemente; sie können durch einen Gate-Impuls eingeschaltet, aber nicht über Steuerbefehle ausgeschaltet werden. Stattdessen sind sie auf den natürlichen Nulldurchgang des Wechselstroms angewiesen, um zu verlöschen — ein Prozess, der als Netzkommutierung bezeichnet wird.

Diese Abhängigkeit von der Wechselspannung für die Kommutierung macht LCCs sehr anfällig für Kommutierungsfehler bei Störungen im Wechselstromnetz. Ein plötzlicher Spannungseinbruch oder Phasensprung im Wechselstromnetz kann verhindern, dass Thyristoren ihren vorwärts sperrenden Zustand wiedererlangen, bevor sich die Anoden-Kathoden-Spannung umkehrt. Dies führt zu einem Kurzschluss über die Gleichstromschiene und einer vorübergehenden Unterbrechung der Leistungsübertragung.

Darüber hinaus können LCCs nicht mit schwachen oder toten Wechselstromnetzen arbeiten, denen eine starke Spannungsreferenz fehlt, und müssen stets erhebliche Blindleistung aufnehmen (typischerweise 50 % bis 60 % der Wirkleistungsbemessung), was massive schaltbare Kondensatorbänke und passive AC-Oberschwingungsfilter an den Umrichterstationen erfordert.

Darüber hinaus können LCCs nicht an schwachen oder schwarzfallenden Wechselstromnetzen betrieben werden, denen eine starke Spannungsreferenz fehlt. Zudem müssen sie stets erhebliche Blindleistung aufnehmen (typischerweise 50 % bis 60 % der Wirkleistung), was massive schaltbare Kondensatorbänke und passive Wechselstrom-Oberschwingungsfilter in den Konverterstationen erforderlich macht.

Diese Selbstkommutierungsfähigkeit ermöglicht es VSCs, Wirk- und Blindleistung unabhängig voneinander zu steuern, toten Netzen Schwarzstartfähigkeit bereitzustellen und schwache Netze anzubinden, ohne Blindleistungsstützung zu benötigen.

Die wichtigsten Halbleiterbauelemente in modernen VSC-HGÜ-Systemen sind Hochspannungs-IGBTs. Da diese Bauelemente einen Kurzschluss-Fehlermodus aufweisen — bei dem ein IGBT-Ausfall zu einem mechanischen Kurzschluss statt zu einem offenen Stromkreis führt —, werden moderne VSC-Umrichterstationen mit ausreichender Submodul-Redundanz ausgelegt, um den Betrieb über ihre gesamte Lebensdauer zu gewährleisten.

Der Standard für Hochleistungs-VSC-HGÜ ist der modulare Multilevel-Umrichter (MMC). Anders als frühe Zwei- oder Drei-Level-VSCs, die hochfrequente Pulsweitenmodulation (PWM) nutzen, um die gesamte DC-Zwischenkreisspannung gleichzeitig zu schalten, stapeln MMCs Dutzende oder Hunderte unabhängiger Leistungssubmodule (SMs) in Reihe pro Umrichterzweig.

Architekturen von HVDC-Netzteilen: Hochfrequente Leistungswandlung und Klassifizierung

Über die netzweiten Übertragungsanwendungen hinaus sind Hochspannungs-Gleichstrom-Netzteile (HVDC) in einer Vielzahl von industriellen, wissenschaftlichen und Hochleistungs-Computersystemen unverzichtbar. Ein HVDC-Netzteil ist definiert als ein elektrisches Gerät, das herkömmlichen Wechselstrom aus dem Netz oder Niederspannungs-Gleichstrom in einen geregelten Hochspannungs-Gleichstromausgang umwandelt, der im Allgemeinen von einigen hundert Volt bis zu Hunderten von Kilovolt reicht.

Moderne programmierbare HVDC-Netzteile nutzen hochfrequente Schaltwandler-Topologien anstelle sperriger Transformatoren mit Netzfrequenz.

Moderne Hochspannungsnetzteile betreiben ihren Haupt-Leistungswandler-Wechselrichter bei Schaltfrequenzen zwischen 30 kHz und 70 kHz und nutzen dabei schnelle MOSFETs oder IGBTs als Schaltelemente. Der Betrieb bei diesen hohen Frequenzen verringert die erforderliche physische Größe und das Gewicht der magnetischen Komponenten (wie Transformatoren und Drosseln) sowie der Filterkondensatoren.

Der hochgesetzte Hochfrequenz-Wechselstrom wird anschließend gleichgerichtet und mithilfe eines Cockcroft-Walton-Dioden-Kondensator-Spannungsvervielfachernetzwerks weiter vervielfacht. Dadurch kann die Sekundärwicklung des Transformators bei einem Bruchteil der Gesamtausgangsspannung arbeiten, was die Isolationsbeanspruchung und die parasitären Effekte des Transformators minimiert. Wirkungsgrade von über 90 % werden typischerweise erreicht.

Um vielfältige Anwendungen zu unterstützen, werden programmierbare HVDC-Netzteile nach ihren Betriebsspannungs- und Strombereichen klassifiziert:

• Niederspannung (unter 1 kV): Häufig verwendet für Leiterplattenprüfungen (PCB), Elektronikdesign und Forschung mit geringer Leistung.
• Mittelspannung (1 kV bis 10 kV): Weit verbreitet in der Batteriepack-Simulation für die Forschung und Entwicklung von Elektrofahrzeugen (EV), bei der Prüfung von Photovoltaik-Strings und in der industriellen Prozesssteuerung.
• Hochspannung (10 kV bis 30 kV): Eingesetzt in der Prüfung von Leistungselektronik, in kommerziellen Radarsystemen, in der medizinischen Diagnostik und in der analytischen Messtechnik.
• Ultra-Hochspannung (über 30 kV bis über 500 kV): Angewendet bei der Validierung von Hochspannungsisolierungen, bei der Ionenimplantation in der Halbleiterfertigung, beim industriellen Elektronenstrahlschweißen, beim Laden von Kondensatoren und in der kernphysikalischen Forschung.

Diese Netzteile sind kritische Komponenten in kommerziellen, militärischen und akademischen Bereichen. In der Medizin und in wissenschaftlichen Bereichen versorgen sie Massenspektrometer, Kapillarelektrophorese-Systeme, Röntgenfluoreszenzgeräte und Detektor-Arrays, bei denen hohe Spannungsstabilität, schnelle Erholung und geringe Ausgangswelligkeit unverzichtbar sind.

In der Halbleiterfertigung liefern sie die elektrostatischen Chuck-Spannungen und die hochenergetischen Ionenstrahlen, die für die Waferbearbeitung im Nanometerbereich erforderlich sind. Darüber hinaus setzen Forschungseinrichtungen diese Hochspannungsstrukturen ein, um Teilchenbeschleuniger, Freie-Elektronen-Laser, Neutronenquellen und Hochfrequenz-Zyklotrone zu versorgen.

Anwendungen des HGÜ-Stromnetzes

Das HGÜ-Stromnetz verdient sich seinen Platz überall dort, wo die Physik des Wechselstroms an ihre Grenzen stößt. Langstrecken-Massenübertragung bewegt die Leistung entlegener Wasserkraft-, Solar- und Windressourcen über Tausende von Kilometern zu den Lastzentren, mit einem Bruchteil der Verluste eines gleichwertigen Wechselstromkorridors. Seekabel und Interkonnektoren verbinden Inseln, Offshore-Plattformen und Nachbarländer über Entfernungen hinweg, bei denen Wechselstromkabel überhaupt nicht funktionieren können. Die Integration von Offshore-Windenergie nutzt VSC/MMC-HGÜ, um die Erzeugung weit draußen auf See zu sammeln und an Land zu bringen, wobei der standardisierte 2-GW-Baustein inzwischen zur Vorlage wird. Die asynchrone Kopplung ermöglicht es Netzen unterschiedlicher Frequenzen oder Phasen, Leistung über eine Back-to-Back- oder Punkt-zu-Punkt-Verbindung auszutauschen. Und die Regelbarkeit einer VSC-Verbindung fügt Netzdienstleistungen hinzu, die Wechselstromleitungen nicht bieten können — synthetische Trägheit, Dämpfung von Leistungspendelungen, Spannungsstützung und Schwarzstartfähigkeit für ein zusammengebrochenes Netz.

Prüfung und Validierung: Das Design nachweisen, bevor es unter Spannung gesetzt wird

Hier ist der Teil der HGÜ-Geschichte, den Lehrbücher und Produktbroschüren überspringen — und der Teil, der für die Ingenieure, die diese Systeme tatsächlich bauen, am wichtigsten ist. Ein HGÜ-Umrichter ist ein Anlagegut im Multi-Gigawatt-Bereich und im Wert von mehreren hundert Millionen Dollar, dessen Steuerungs- und Schutz-Firmware Kommutierungsfehler, DC-Fehler, Wechselwirkungen mit schwachen Netzen, Fehlerdurchfahrt (Fault Ride-Through) und netzbildende Stabilität bewältigen muss — und all dies muss sie auf Anhieb korrekt bewältigen. Man kann einen Steuerungsfehler nicht beheben, indem man eine 12-GW-Verbindung unter Spannung setzt und zusieht, was passiert. Die Inbetriebnahme vor Ort ist der falsche Ort, um zu entdecken, dass ein Kreisstromregler bei niedrigem SCR instabil wird oder dass sich der Schutz mit einem DC-Leistungsschalter falsch koordiniert.

Die Antwort lautet Hardware-in-the-Loop-Testing (HIL-Testing). Bei Controller-Hardware-in-the-Loop (C-HIL), wird der reale Umrichter-Controller — die tatsächliche Serien-Hardware und -Firmware — auf Signalebene mit einem digitalen Echtzeitmodell des Umrichters und des Netzes verbunden. Der Controller glaubt, er steuere einen realen MMC. Jede Schutzauslösung, jede Modulationsstrategie, jedes Fehlerszenario wird gegen ein Modell durchgespielt, das exakt so reagiert wie die physische Anlage — bei null Risiko und vollständiger Wiederholbarkeit. Bei Power-Hardware-in-the-Loop (PHIL), wird die Schleife auf Leistungsebene geschlossen: ein Vierquadranten-Leistungsverstärker tauscht reale Leistung mit einem physischen Prüfling aus, während ein Echtzeitmodell den Rest des Systems emuliert und die echte Regelkreisdynamik erfasst, die ein Test auf Signalebene nicht erfassen kann.

Warum die MMC-Simulation ein FPGA erfordert

Das technische Hindernis ist die Geschwindigkeit. Ein elektromagnetisches Transientenmodell eines MMC muss Schaltereignisse über Hunderte von Submodulen pro Zweig auflösen und dabei jedes Mal, wenn ein Bauelement seinen Zustand ändert, eine Knotenadmittanzmatrix aktualisieren. Um diese Transienten getreu zu erfassen, muss das Modell mit einem Zeitschritt laufen, der weit kleiner ist als die schnellste relevante Dynamik — in der Größenordnung von Nanosekunden bis wenigen Mikrosekunden, nicht der zehn Mikrosekunden, die ein CPU-basierter Simulator aufrechterhalten kann. Ein Allzweckprozessor löst diese Gleichungen sequenziell und kann mit dem leistungselektronischen Schalten bei dieser Auflösung schlicht nicht Schritt halten.

Ein Field-Programmable Gate Array kann das. Ein FPGA führt die Submodul-Modelle und die Matrixlösung in massiv paralleler, deterministischer, rekonfigurierbarer Hardware), aus und erreicht die Sub-Mikrosekunden-Zeitschritte, die ein getreues MMC-Modell erfordert. Das ist für die HGÜ-Validierung kein Nice-to-have — es ist die grundlegende Voraussetzung. Ohne FPGA-Ausführung im Nanosekundenbereich kann man keinen MMC-Umrichter überhaupt in Echtzeit modellieren.

Wo Impedyme ins Bild passt

Genau diese Lücke soll die Plattform von Impedyme schließen. Die CHP-Serie kombiniert C-HIL und PHIL in einem einzigen System und koppelt die Impedyme-RT . Echtzeit-Engine mit regenerativen Vierquadranten-Leistungsverstärkern und erreicht dabei Simulations-Zeitschritte von nur 90 ns — schnell genug, um die Schaltdynamik der MMC-Submodule aufzulösen und dabei zugleich das langsamere elektromechanische Verhalten des umgebenden Netzes zu erfassen. Diese Echtzeitausführung läuft auf AMD/Xilinx Zynq UltraScale+ MPSoC FPGA-Fabric, wobei die Umrichter- und Netzmodelle alle 90 nsaktualisiert werden, rund 11 Millionen Mal pro Sekunde.

Für die Netzseite der HGÜ-Validierung: GridSim Studio modelliert die Netzimpedanz in Echtzeit — schwache Netze, Resonanzen, Oberschwingungen und Fehler — mit AC- und DC-Modi und Zeitschritten in FPGA-Geschwindigkeit. Das bildet direkt die schwierigsten HGÜ-Testfälle ab: die Validierung des Umrichterverhaltens bei niedrigem Kurzschlussverhältnis, das Erproben netzbildender und netzfolgender Regelung, das Einspeisen von Oberschwingungen zur Untersuchung subsynchroner und impedanzbedingter Instabilitäten sowie das Durchfahren von Fault-Ride-Through-Sequenzen für Offshore-Wind-VSC-HGÜ. PowerHIL Studio orchestriert die Testkampagne selbst — Szenario- und Sequenzbearbeitung, automatisierte Bestanden/Nicht-bestanden-Kriterien, Sicherheits- und Grenzwertmanagement sowie die Integration mit MATLAB und Simulink, sodass dasselbe modellbasierte Design, das zur Entwicklung des Controllers verwendet wird, die Validierung antreibt.

Die Hardware deckt den Bereich ab, den ein HGÜ-Programm benötigt, von den CHP 300 und CHP-150 Leistungsplattformen für Tests auf Leistungsebene bis hin zur RCP-Box Rapid-Control-Prototyping-Einheit — ein Dual-Core-ARM-Prozessor gepaart mit einem UltraScale+-FPGA, Regelung im geschlossenen Kreis bis 250 kHz, stapelbar auf 64 synchronisierte Einheiten — zum Prototyping von MMC-Controllern und SiC/GaN-Umrichterstufen, bevor man sich auf Serien-Silizium festlegt. Das FPGA Scope Diagnosewerkzeug erfasst Signalverläufe mit Megahertz-Auflösung bei deterministischer Mehrgeräte-Synchronisation, sodass die internen Dynamiken eines Prüflings — Kreisströme, Kondensatorsymmetrierung, Zweigströme — vollständig beobachtbar sind. Und weil die Verstärker regenerative sind, zirkuliert die Leistung intern und das Netz liefert nur die Verluste, was es praktikabel macht, Hochleistungsumrichter an einem bescheidenen Netzanschluss zu testen.

Zusammengenommen ermöglichen diese Werkzeuge einem Entwicklungsteam, genau die Dinge zu validieren, die tatsächlich zu Fehlern bei der HGÜ-Inbetriebnahme führen: die Steuerungslogik von MMC und LCC einschließlich der Behandlung von Kommutierungsfehlern und der spannungsabhängigen Strombegrenzung, die Droop-Regelung über ein Multi-Terminal-Netz hinweg, die Koordination von DC-Leistungsschaltern, die Stabilität schwacher Netze, Oberschwingungs- und Impedanzwechselwirkungen, die Fehlerdurchfahrt sowie die Schwarzstart-Sequenzierung — alles bei FPGA-Zeitschritten, die Details auf Schaltebene auflösen, und alles, bevor der Umrichter an ein spannungsführendes Netz angeschlossen wird. Die zuvor in diesem Artikel beschriebene Umrichterphysik und die hier beschriebene Validierungsplattform sind zwei Hälften derselben Ingenieursdisziplin: Man entwirft nach den Gleichungen und weist dann die Firmware gegen ein Echtzeitmodell nach, das ihnen gehorcht.

Häufig gestellte Fragen

Warum ist ein HGÜ-Stromsystem über große Entfernungen effizienter als Wechselstrom?

Eine lange HGÜ-Verbindung verliert pro tausend Kilometer wesentlich weniger Leistung als eine vergleichbare Wechselstromleitung bei gleicher Spannung, und zwar aus drei Hauptgründen:

• Eine Gleichstromleitung überträgt nur Wirkleistung und vermeidet damit die Blindleistung und die Skin-Effekt-Verluste, die Wechselstromleiter belasten.
• Eine bipolare HGÜ-Leitung überträgt vergleichbare oder größere Leistung mit zwei Leitern statt der drei, die eine Wechselstromleitung benötigt, was leichtere Masten und schmalere Trassen ermöglicht.
• Ein Gleichstromkabel wird nur einmal geladen, beim Einschalten, statt fortlaufend in jedem Zyklus — was die Ladestrombegrenzung beseitigt, die lange Wechselstromkabel jenseits einiger zehn Kilometer unpraktikabel macht.

HGÜ lohnt sich erst jenseits einer Break-even-Entfernung, ab der sie bei Verlusten, Kosten und Regelbarkeit überlegen ist.

Wie groß ist die Break-even-Entfernung von HGÜ gegenüber Wechselstrom?

HGÜ wird jenseits von etwa einigen zehn Kilometern bei Seekabeln und mehreren hundert Kilometern bei Freileitungen wirtschaftlich. Unterhalb dieser Schwelle überwiegen die Kosten und die Komplexität der Umrichterstation an jedem Ende die Übertragungseinsparungen, und Wechselstrom bleibt die bessere Wahl. Oberhalb dieser Schwelle verschieben geringere Leitungsverluste, weniger Leiter und die vollständige Regelbarkeit des Leistungsflusses die Bilanz eindeutig zugunsten von HGÜ.

Was ist ein Multi-Terminal-HGÜ-Netz?

Ein Multi-Terminal-HGÜ-Netz verbindet drei oder mehr Umrichterstationen mit einem gemeinsamen Gleichstromnetz, anstatt nur zwei Punkte zu verbinden. Vermaschte VSC/MMC-Netze, die um ±500 kV arbeiten, existieren bereits, und die Pläne für Offshore-Windenergie basieren auf standardisierten Bausteinen von 2 GW und ±525 kV, die zu einem Gleichstrom-Supernetz zusammengeschaltet werden sollen. Der Multi-Terminal-Betrieb hängt von der Koordination der Gleichspannung ab — Master-Slave- oder Spannungs-Droop-Regelung — sowie von schnellen DC-Leistungsschaltern, die vom Optionalen zum Zwingenden werden, sobald mehrere Terminals ein gemeinsames DC-Rückgrat teilen.

Was ist ein HVDC-Netzteil?

Im Sinne eines Geräts ist ein HVDC-Netzteil eine elektrische Einheit, die herkömmlichen Wechselstrom aus dem Netz oder Niederspannungs-Gleichstrom in einen geregelten Hochspannungs-Gleichstromausgang umwandelt, der im Allgemeinen von einigen hundert Volt bis zu Hunderten von Kilovolt reicht. Moderne programmierbare Einheiten nutzen hochfrequente Schalttopologien — oft gefolgt von einem Cockcroft-Walton-Dioden-Kondensator-Spannungsvervielfacher — anstelle sperriger Netzfrequenz-Transformatoren und erreichen Umwandlungswirkungsgrade von über 90 %. Sie werden nach dem Spannungsbereich klassifiziert, von unter 1 kV für PCB- und Elektronikprüfungen bis über 500 kV für die Isolationsvalidierung, Ionenimplantation, das Elektronenstrahlschweißen und die physikalische Forschung.

Kann eine HGÜ-Verbindung Wechselstromnetze verbinden, die mit unterschiedlichen Frequenzen arbeiten?

Ja. Zwei Wechselstromnetze können nur dann fest miteinander verbunden werden, wenn sie dieselbe Frequenz haben und in Phase bleiben — was bei vielen benachbarten Netzen nicht der Fall ist. Eine HGÜ-Verbindung entkoppelt die beiden Seiten vollständig, sodass sie ein 50-Hz-Netz mit einem 60-Hz-Netz verbinden kann oder zwei 60-Hz-Netze, die schlicht nicht im Gleichtakt sind. Eine Back-to-Back-Station bringt Gleichrichter und Wechselrichter im selben Gebäude ohne jegliche Gleichstromleitung unter, einzig um zwei asynchrone Wechselstromsysteme zu koppeln und Leistung zwischen ihnen auszutauschen.