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Donnerstag, 14. Dezember 2017

Stromnetze

„In Asien sind 2 GW nicht genug“

Von Stephan W. Eder | 10. August 2017 | Ausgabe 32

Für Claudio Facchin, Leiter Stromnetze bei ABB, beginnt das Zeitalter der großen Gleichstromtrassen erst. Der Maßstab ist China.

w - Interview Facchin BU
Foto: ABB

Tradition: Höchstspannungsgleichstromtechnik baut ABB seit 1954. Im Bild die Station der Trasse Konti-Skan zwischen Dänemark und Schweden, errichtet 1965. Sie soll jetzt von ABB erneuert werden.

VDI nachrichten: ABB investiert kräftig in die Digitalisierung des Unternehmens auf unterschiedliche Arten. Auf der Hannover Messe haben Sie eine Kooperation mit IBM angekündigt, um auf Watson – die Künstliche-Intelligenz-Plattform des Unternehmens – zugreifen zu können. Wie kann eine Technologie wie Watson ABB helfen, das Geschäft zu verbessern?

Foto: ABB

Claudio Facchin: Der ABB-Stromnetz-Chef sieht China als treibende Kraft in der Gleichstromtechnik.

Claudio Facchin: Wir arbeiten schon seit einiger Zeit entschlossen an unserem Vorstoß bei der Digitalisierung. Im letzten Jahr haben wir auf dem „Capital Markets Day“ von ABB die Partnerschaft mit Microsoft bekannt gegeben, in deren Rahmen wir das Cloud-Know-how von Microsoft für den Ausbau unseres umfassenden Digitalangebots ABB AbilityTM nutzen. Dabei kombinieren wir unsere Kerntechnologien und unser Expertenwissen mit softwarebasierten und digitalen Technologien, um Mehrwert für unsere Kunden zu schaffen.

Claudio Facchin

Bei der Digitalisierungsinitiative geht es darum, unsere Kerntechnologien mitsamt den zugehörigen Produkten, Systemen und Dienstleistungen zu verbinden – mit dem Ziel, Echtzeitdaten zu erfassen und in verwertbares Wissen zu überführen, das wiederum ein besseres Anlagenmanagement ermöglicht. Unserer Auffassung nach wird es in Zukunft gesonderte, aber miteinander verbundene Plattformen geben, die verschiedene Aspekte der Wertschöpfungskette unterstützen, sei es in der Energieversorgung, der Industrie, im Transport oder im Infrastruktursektor.

Nehmen wir beispielsweise die HGÜ-Technologie. Wir haben mehr als die Hälfte der weltweit installierten Systeme geliefert und sind daher bestens positioniert, um digitale Lösungen zu nutzen, die Echtzeitdaten erfassen und in den richtigen Kontext zu setzen.

Darüber hinaus können Lösungen wie Watson von IBM uns helfen, das Konzept des maschinellen Lernens anzuwenden. Das wird Kunden und auch unseren eigenen Ingenieuren und F&E-Teams ermöglichen, die gesamte Entwicklung auf die nächste Ebene zu führen.

Es gibt zwei Aspekte, die im Rahmen einer solchen Partnerschaft optimiert werden können, um das Stromnetz intelligenter zu machen. Mit den alten Modellen und Algorithmen bilden wir heute im Wesentlichen die Leistung unserer Anlagen dort draußen ab. Die Transformatoren und Schalter weisen zahlreiche Datenpunkte auf, die – bei sinnvoller Nutzung und Übersetzung der Daten in verwertbares Wissen – Kunden und allen, die Anlagen betreiben und instandhalten, wirklich helfen können, die Leistung zu optimieren und deren Effizienz und Zuverlässigkeit zu steigern. Schon mit heutigen Technologien können wir nicht nur reagieren, sondern vorhersehen, was für einen optimalen Transformatorbetrieb zu tun ist oder wann eine Störung bevorsteht.

Wenn wir nun die Vorzüge des maschinellen Lernens und der künstlichen Intelligenz hinzufügen, können wir beginnen, die nächste Wissensebene zu erschließen, und viel schneller erkennen, was für eine bestimmte Anlage konkret getan werden muss.

Wir können dies sowohl für unsere Kunden als auch für uns selbst nutzen. Sehen Sie sich die Planung und den Lebenszyklus eines Projekts an: Wenn wir den Aspekt des maschinellen Lernens in diesen Zyklus einbringen, können wir den Kreis schließen. Denn wir optimieren nicht nur den Betrieb, sondern auch die Planung unserer Transformatoren.

VDI nachrichten: Wie die neuesten Marktdaten von IHS zur Gleichstromtechnik (DC) im Stromnetzbereich zeigen, ist Asien weiterhin ein Wachstumsmarkt, während Europa stagniert. Warum sind die asiatischen Länder so zuversichtlich, dass der Technologie der Höchstspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) die Zukunft gehört?

Claudio Facchin: Zu den HGÜ-Schlüsselmärkten zählen große Länder wie China, Indien und Brasilien, in denen die Energiequellen oftmals weit von den Verbrauchszentren entfernt liegen. Dort ist eine effiziente und zuverlässige Fernübertragung von Strom mit minimalen Verlusten gefordert.

Wenn es einen Markt und ein Land gibt, das die Grenzen der HGÜ-Technik kontinuierlich erweitert und Anbieter wie uns zu ständigen Weiterentwicklungen drängt, dann ist es China. State Grid of China (der staatliche chinesische Übertragungsnetzbetreiber, Anm. d. Red.) sah in der HGÜ-Technologie eine Chance, in einem derart großen Land im Bereich der Energieinfrastruktur und Stromübertragung einen gewaltigen Entwicklungssprung zu machen.

HGÜ gibt den Chinesen die Möglichkeit, die Abhängigkeit von der konventionellen Energieerzeugung und fossilen Energieträgern zu reduzieren und mehr erneuerbare Energiequellen in entlegenen Gebieten zu integrieren, die 2000 km bis 3000 km von den energiehungrigen Verbrauchszentren entfernt liegen. Sie haben diese Möglichkeit bereits vor 20 Jahren erkannt und sie sind bekannt dafür, dass sie langfristig planen und an ihren Plänen festhalten.

China ist mit Abstand der größte Einzelmarkt für HGÜ-Technologie. Die überwiegende Mehrheit der betreffenden Leitungen beruht bei der klassischen HGÜ-Technologie auf Thyristorbasis, die wir bei ABB „HVDC Classic“ nennen. China geht jetzt aber einen Schritt weiter und führt die selbst geführte Technologie ein, die bei ABB „HVDC Light“ heißt. Diese Technologie macht es möglich, Interkonnektoren und Mehrpunkt-Multiterminal-Verbindungen zu errichten. Bei HVDC Classic heben wir die Spannungsebene mit der Ultra-HGÜ-Technologie (UHGÜ) weiter an und bewegen uns in China von 800 kV zu 1100 kV.

Wie sieht es mit anderen Ländern aus?

800-kV-UHGÜ kommt auch in Indien zum Einsatz. Dort werden wir bald das North-East-Agra-Projekt fertigstellen, eine 1700 km lange Leitung mit einer Übertragungskapazität von 6000 MW. Darüber hinaus haben wir vor Kurzem den Auftrag für eine 800-kV-Leitung von Raigarh nach Pugalur in Indien erhalten und liefern 800-kV-Konvertertransformatoren für Projekte wie Belo Monte in Brasilien.

Warum reagiert Europa so zögerlich?

Mit Blick auf HVDC Classic liegt der Unterschied in Europa darin, dass dort nicht diese großen Entfernungen zu überwinden sind. Aufgrund der Art und Weise, wie sich das Netz im Laufe der Jahre entwickelt hat, werden darüber hinaus höchstens 2000 MW Leistung an einem einzelnen Netzknoten eingespeist.

Daher hat unsere HVDC-Light-Technologie, die auch unterirdisch und unter Wasser eingesetzt werden kann, in Europa die Führung übernommen. Insbesondere wenn es um die Integration von Offshore-Windparks und um grenzüberschreitende Netzverbindungen – sogenannte Interkonnektoren – geht, können wir in Europa eine beeindruckende installierte Basis in diesem Bereich vorweisen.

Wann werden wir die erste kommerzielle Nutzung des HGÜ-Leistungsschalters sehen, den ABB in den letzten Jahren entwickelt hat?

Die Sache entwickelt sich, und wir warten auf die passende Anwendung. Für uns stellt Technologie nicht die Engstelle dar. Wir treiben die HGÜ-Technologie voran und verschieben die Grenzen des Machbaren – beispielsweise mit UHVDC-Classic-Leitungen oder unserer neuesten Weiterentwicklung bei HVDC Light, wo die Kapazität nun auf 3000 MW gesteigert wurde. Der nächste Schritt wird dann der Einsatz des DC-Leistungsschalters und der Aufbau eines DC-Stromnetzes sein.

Der Europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber sieht in seiner Studie „e-Highway2050“ das Potenzial, bis 2050 Gleichstromleitungen mit einer Kapazität von 50 GW zu errichten. Doch es ist nicht mehr von einem Gleichstrom-Overlay-Netz die Rede, an das zum Beispiel im Zusammenhang mit dem Desertec-Projekt gedacht wurde. Was ist mit diesem Konzept geschehen?

Die Vision ist nicht gänzlich verschwunden. Der Hauptgrund dafür ist, zentrale erneuerbare Energiequellen – sei es Wind- oder Sonnenenergie – zu nutzen und über verschiedene Zeitzonen zu übertragen. Diese Idee steht auch hinter dem Konzept der Interkonnektoren und des Energieaustauschs zur Maximierung von regenerativen Energien.

Diese Interkonnektoren können nur dann wirtschaftlich tragfähig sein, wenn sie in großem Maßstab genutzt werden und große Strommengen verlustarm über weite Entfernungen übertragen können. Hier ist HGÜ die Antwort.

Das grundlegende Desertec-Konzept könnte immer noch sehr sinnvoll sein. Wir müssten Interkonnektoren zwischen Nordafrika und Europa errichten. Während wir hier gerade miteinander sprechen, werden verschiedene Projekte geprüft.

Diese Leitungen könnten nicht nur von Nordafrika, sondern auch vom Nahen Osten in die Türkei und dann nach Europa gebaut werden. Darüber hinaus gibt es Pläne, Osteuropa mit Russland zu verbinden. Im Rahmen der Vision 2050 werden derzeit konkrete Optionen für HGÜ-Verbindungen geprüft.

An welchen Stellschrauben dreht ABB, um die HGÜ-Technologie weiter zu verbessern?

Neben der Überwindung größerer Distanzen, der Erhöhung der Spannung und Kapazitäten und der Minimierung von Verlusten liegt ein wichtiger Schwerpunkt auf der Halbleitertechnologie. Hier gehen wir derzeit vom IGBT (insulated-gate bipolar transistor) zum kompakteren BIGT (bi-mode insulated-gate transistor) über, der die Diodenfunktion auf einem IGBT integriert. Das macht es möglich, die Energiedichte erheblich zu steigern.

Wir betrachten dies aus zwei Gründen als nächsten Schritt. In Asien sind 2000 MW nicht genug. Sie erwarten dort höhere Kapazitäten, und dies ist der Weg, das zu erreichen. Aus europäischer Sicht betrifft dies Offshore-Windenergieanwendungen, bei denen der Netzanschluss einen erheblichen Teil der Projektkosten ausmacht.

Daher brauchen wir die Gleichstromtechnik und somit große, schwere Konverterplattformen. Dank der jüngsten Entwicklungen in der HGÜ-Technologie können Hersteller das Gewicht und den Platzbedarf dieser Plattformen erheblich reduzieren.

Wo könnten Sie das System sonst noch verbessern?

Ebenso wichtig wie die Steigerung der Energiedichte ist die Steigerung des Digitalisierungs- und Automatisierungsgrads. Wir haben daher das Steuerungs- und Überwachungssystem für diese Anwendungen weiterentwickelt. Unser neuestes Mach-Steuerungs- und Schutzsystem mit Schwarzstartfunktion liefert ein klassisches Beispiel dafür, wie wir das Netz intelligenter machen können.

In Deutschland spielt die DC-Technologie bisher nur für Übertragungsnetze eine Rolle. Stromerzeugungsanlagen werden aber zunehmend dezentral ans Verteilnetz angeschlossen. Wie passt das zusammen?

Elektrische Energie ist nach wie vor eine bevorzugte Energieform. Zu dem sehen wir einen Trend, in zunehmendem Maß Gleichstromtechnologien anzuwenden, nicht nur bei höheren, sondern auch bei niedrigeren Spannungen. Beispielsweise kommen DC-Ladeinfrastrukturen für Elektroautos und in der Schifffahrt zum Einsatz.

Was das Stromnetz angeht, spielen beide Technologien – Gleichstrom und Wechselstrom – eine wichtige Rolle. Das Gleiche gilt für die zentrale und dezentrale Energieerzeugung. Es geht hier nicht um einen Kampf der Technologien. Wir brauchen Konzepte wie HGÜ, flexible Wechselstromübertragungssysteme und digitale Umspannwerke zur Übertragung großer Strommengen.

Und wir brauchen Lösungen wie Mikronetze, „Power Quality“, Energiespeicherung und DERMS, unser Managementsystem für dezentrale Energieanlagen, zur Befriedigung des Bedarfs im Bereich der dezentralen Erzeugung.

Wir werden in Zukunft beides brauchen. Daher investieren wir mit unseren Forschungs- und Entwicklungsteams umfassend in beide Technologien.

Wird es ein Verteilnetz auf Gleichstrombasis geben?

In der nahen Zukunft wahrscheinlich nicht. Bei einigen speziellen Anwendungen sieht die Sache jedoch anders aus. Kreuzfahrtschiffe zum Beispiel sind schwimmende Städte. Dort basiert das Verteilsystem auf Gleichstrom.

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