Die Standardisierung von 2-GW-HVDC überholt die Entwicklung der Netzregelung

HVDC wird vom Nischen- zum Mainstream-Thema

Die Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HVDC) wurde traditionell als Spezialtechnologie betrachtet, die für extrem lange Freileitungen, Unterwasserkabel oder besonders schwierige Netzanbindungen reserviert war. Diese Ära endet. In einer jüngsten Folge des Podcasts Redefining Energy beschrieb Cornelis Plet, Chief Technology Officer für Grid Systems Integration bei GE Vernova, HVDC als Technologie, die in den normalen Werkzeugkasten von Übertragungsnetzplanern einzieht, statt als exotischer Vorschlag am Rand zu stehen.

Dieser Wandel wird von der beschleunigten Energiewende getragen. Da erneuerbare Energiequellen wie Offshore-Wind und Solar im Großmaßstab wachsen, werden sie oft an Verbrauchszentren angebunden, die weit entfernt liegen oder durch Wasser getrennt sind. HVDC bietet geringere Verluste über große Entfernungen und die Möglichkeit, Leistungsflüsse präzise zu steuern. Mit dem Rückbau konventioneller Kraftwerke wird HVDC zudem aufgefordert, Stabilitätsdienste bereitzustellen, die früher rotierende Maschinen lieferten.

Hardware-Standardisierung: Der 2-GW-Baustein

Das sichtbarste Zeichen für die Reife von HVDC ist die physische Standardisierung. Laut Plet konvergiert der europäische Markt auf Systeme mit 2 Gigawatt (GW) und 525 Kilovolt (kV) als wiederholbaren Baustein. Diese Systeme verwenden gemeinsame Konverterkonfigurationen und bipolare Designs. Andere Regionen entwickeln ihre eigenen Muster, darunter 3-GW-Projekte, die in den Vereinigten Staaten und in Indien geplant sind.

Diese Wiederholung verändert die Lieferkette grundlegend. Hersteller von Konvertern, Kabeln, Transformatoren und anderen Komponenten können um eine Produktfamilie herum entwickeln, statt jedes Projekt von Grund auf neu zu konstruieren. Standardisierung verkürzt Lieferzeiten, senkt Kosten und verbessert die Zuverlässigkeit, weil Zulieferer Erfahrung mit identischen oder ähnlichen Geräten sammeln. Sie vereinfacht auch Genehmigung und Netzintegration, da Regulierer und Systembetreiber mit der Technologie vertrauter werden.

Die Regelungslücke: Grid-Forming-Konverter haben keine globalen Standards

Während die Hardware standardisiert wird, ist es das elektrische System um diese Konverter herum nicht. Da immer mehr Erzeugung über Leistungselektronik angeschlossen wird, müssen Übertragungssysteme mehr leisten als nur große Energiemengen zu transportieren. Von Konvertern wird zunehmend erwartet, dass sie das Netz durch Dienste wie Spannungsstützung, Frequenzregelung und Dämpfung stabilisieren. Grid-Forming-Regelung entwickelt sich zu einer Schlüsselkompetenz für HVDC-Systeme.

Plet wies jedoch sorgfältig auf den aktuellen Stand der Normen für diese Regelungen hin. Es gibt bislang keine kohärente globale Definition dafür, wie Grid-Forming-Verhalten umzusetzen ist. Die Anforderungen unterscheiden sich je nach Grid Code und regionaler Praxis, was Anbieter zwingt, mehrere Regelungsvarianten vorzuhalten, und Netzbetreiber dazu, inkompatibles Verhalten zu harmonisieren. Das erzeugt zusätzlichen Engineering-Aufwand und erhöht das Risiko unerwarteter Wechselwirkungen.

Interoperabilität in Multi-Terminal- und Multi-Vendor-Netzen

Die Regelungsherausforderung wird noch schärfer, wenn Europa von Punkt-zu-Punkt-HVDC-Verbindungen zu Multi-Terminal- und schließlich zu Multi-Vendor-HVDC-Netzen übergeht. Offshore-Windparks in der Nordsee werden beispielsweise vermutlich über ein vermaschtes Netz statt über einzelne radiale Leitungen angebunden. In einem solchen System muss eine Konverterstation eines Herstellers mit Anlagen eines anderen Herstellers kommunizieren und zusammenarbeiten.

Interoperabilität bedeutet nicht einfach, sich auf Spannungs- und Leistungsniveaus zu einigen. Regelungsmodi, Schutzkonzepte, Kommunikationsprotokolle und sogar geistiges Eigentum müssen aufeinander abgestimmt werden. Anbieter könnten zögern, proprietäre Details zu teilen, doch ohne gemeinsame Standards kann das System unter Fehlerbedingungen keinen stabilen Betrieb garantieren. Das ist eine der schwierigsten technischen und kommerziellen Hürden für den Ausbau von HVDC-Netzen.

Lehren aus PROMOTioN und künftige Forschung

Plet leitete zuvor PROMOTioN, ein großes europäisches Forschungs- und Demonstrationsprogramm mit Fokus auf vermaschte Offshore-HVDC-Technologie. Das Projekt brachte den Stand der Technik bei Gleichstrom-Leistungsschaltern, Schutzstrategien und Multi-Terminal-Regelung voran. Es bewies, dass solche Systeme funktionieren können, machte aber auch verbleibende Lücken sichtbar. Nachfolgeinitiativen arbeiten diese Lücken nun mit größerem Fokus ab.

Forschung und Industrie haben gelernt, dass Hardware-Standardisierung allein nicht ausreicht. Um die Vorteile von HVDC vollständig zu realisieren, müssen sich Grid Codes weiterentwickeln, um neue Regelungskonzepte aufzunehmen, und Versorger müssen Planungsmethoden übernehmen, die Multi-Terminal-Netze als integriertes System statt als Sammlung einzelner Assets behandeln. Die Technologie ist bereit; die sie umgebende Netzinfrastruktur holt noch auf.

Regionale Unterschiede: Europa, Vereinigte Staaten und Indien

Europas Schritt zu 2-GW-, 525-kV-Bausteinen steht im Kontrast zu den größeren 3-GW-Projekten, die in den Vereinigten Staaten und in Indien entwickelt werden. Diese regionalen Unterschiede spiegeln unterschiedliche Übertragungsdistanzen, Lastdichten und Ziele bei der Integration erneuerbarer Energien wider. In den Vereinigten Staaten werden Langstreckenverbindungen zwischen Regionen mit hohem Erneuerbaren-Anteil und Bevölkerungszentren immer häufiger, was den Bedarf an leistungsstärkeren HVDC-Verbindungen treibt. Indien investiert ebenfalls in HVDC, um Strom aus seinen Solar- und Windkorridoren in Gebiete mit hoher Nachfrage zu transportieren.

Auch wenn sich die Hardware unterscheiden mag, sind die Regelungsherausforderungen universell. In jeder Region werden die Anforderungen an Grid-Forming-Regelung noch definiert, und die Multi-Vendor-Interoperabilität befindet sich weiterhin in Arbeit. Die Branche hat sich bislang noch nicht auf einen gemeinsamen Rahmen dafür geeinigt, wie sich Konverter im Normalbetrieb und bei Störungen verhalten sollen.

Zentrale Erkenntnisse

• HVDC ist heute eine Mainstream-Technologie für Übertragungsnetzplaner und keine Nischenlösung mehr.
• Europäische Märkte standardisieren auf 2-GW-, 525-kV-HVDC-Systeme, während in den USA und Indien 3-GW-Projekte laufen.
• Grid-Forming-Regelungen werden unverzichtbar, aber globale Standards fehlen noch.
• Multi-Terminal- und Multi-Vendor-HVDC-Netze stehen vor erheblichen Interoperabilitätsproblemen.
• Forschungsprogramme wie PROMOTioN haben die Machbarkeit gezeigt, aber auch Lücken offenbart, die weitere Arbeit erfordern.

Der Weg nach vorn

Der Übergang zu einem auf HVDC aufgebauten Netz ist bereits im Gange. Die Hardware wird standardisierter und bezahlbarer, doch das umliegende System - die Regelungen, Codes und Planungspraktiken - entwickelt sich weiter. Diese Lücke zu schließen, erfordert Zusammenarbeit zwischen Versorgern, Regulierern, Herstellern und Forschern. Ohne gemeinsame Standards für Grid-Forming-Verhalten und Multi-Vendor-Interoperabilität bleibt das volle Potenzial von HVDC unerreicht.

Das nächste Jahrzehnt wird voraussichtlich dazu führen, dass HVDC in vielen Teilen der Welt so üblich wird wie Wechselstromübertragung. Der erfolgreiche Einsatz dieser Systeme hängt jedoch davon ab, das Rätsel des Netzes um sie herum zu lösen. Wie Plet und seine Kollegen betont haben, ist die Technologie der sie umgebenden Infrastruktur voraus. Die Frage ist, wie schnell der Rest des Netzes aufholen kann.

Dieser Artikel basiert auf Berichterstattung von CleanTechnica. Den Originalartikel lesen.