Abgespeckte Umspannplattformen auf See

Mit leichteren und günstigeren Modulen will Siemens die Anbindung von Offshore-Windparks revolutionieren. (Grafik: Siemens AG)
Mit leichteren und günstigeren Modulen will Siemens die Anbindung von Offshore-Windparks revolutionieren. (Grafik: Siemens AG)
26.10.2015

Siemens will die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) für den Stromtransport aus Hochseewindfarmen effizienter machen. Künftig sollen die großen HGÜ-Konverter durch 200-MW-Module leichter und billiger werden. Die kommerzielle Phase soll Mitte 2016 beginnen. Weil das Votum der Regulierungsbehörden noch aussteht, wird es wohl nicht so schnell gehen.

Nach dem Bau von vier großen HGÜ-Konvertern für den Übertragungsnetzbetreiber Tennet TSO hat Siemens einen technologischen Kassensturz vollzogen und die Erfahrungen für eine Optimierung genutzt. Bisher haben die seeseitigen Steckdosen ein Gewicht von 25.000 t und die Oberfläche eines Fußballfeldes. Damit verbunden sind Bauzeiten von vier Jahren, Transportrisiken und enorme Kosten.

Gleichzeitig ist die Technik für küstenferne Windparks essentiell, weil sich die Leitungsverluste über weite Strecken nur auf 4 % addieren. Bei klassischem Drehstrom würde fast gar kein Strom an Land ankommen. „Wir haben eine ganze Reihe an schmerzhaften Erfahrungen gemacht und wissen jetzt, wie es geht. Mit Optimierungen wollen wir die Kosten senken, denn die Anbindung von Offshore-Windparks bleibt eines unserer Kerngeschäfte“, sagt Jan Mrosik, Chef der Division Energy Management der Siemens AG.

Während die bisher nur in Deutschland eingesetzte Technik eine Standardkapazität von 800 MW hat, will Siemens künftig einzelne Module mit jeweils 200 MW bauen. Diese Module sollen das bisherige Volumen verkleinern und eine kompakte Bauweise mit deutlich weniger Stahl ermöglichen. Dabei verabschiedet sich Siemens auch von luftisolierten Transistormodulen. Bei der Hochleistungselektronik setzt der Konzern stattdessen künftig auf robuste und passive Systeme, die keine elektrische Anregung und weniger Platz benötigen.

Das Herzstück für die Gleichrichtung von Wechsel- in Gleichstrom ist die Diodengleichrichtertechnik. Dabei stecken Gleichrichter, Glättungsdrossel, Kühlung und Transformator in einem gekapselten Tank, der mit einem Spezialöl gefüllt ist. „Im Prinzip nutzten wir bekannte Komponenten und setzen sie zu einem neuen System zusammen“, sagt Mrosik. Weil sich so das Volumen um vier Fünftel und das Gewicht um zwei Drittel reduziert, beziffert er die Einsparungen auf 30 %. Das betrifft nur die seeseitige Steckdose, der 1 bis 1,5 Mrd. € teuren Anbindung. „Außerdem verkürzen wir die Installationszeit um 20 %, die Leitungsverluste auf 3 % und erhöhen die maximale Übertragungskapazität auf 1,2 GW“, erläutert Mrosik.

Hürden auf dem Weg

Allerdings gibt es noch zwei Hürden. Eine ist die Regulierung, weil bei dem Konzept die bisher übliche Umspannplattform des Betreibers wegfällt und der Strom aus den Anlagen direkt in die Module des Netzbetreibers und über die Schnittstelle von Siemens eingespeist würde. Daher ist eine parkinterne Plattform wichtig, weil durch die Liberalisierung in der EU die Produktion und der Transport von Strom klar getrennt sein müssen. „Daher brauchen wir noch Zeit, um den regulatorischen Rahmen und einen diskriminierungsfreien Netzanschluss zu klären. Außerdem müssten alle Kunden und Anlagenhersteller zustimmen, wenn Siemens die Schnittstelle liefert“, sagt Wilfried Breuer, Mitglied der Geschäftsführung bei Tennet. Er wünscht sich daher ein Pilotprojekt und rechnet nicht vor 2024 mit dem Einsatz der Technik, weil die Aufträge erst einmal vergeben sind. Und das wäre die zweite Hürde, denn in den Ausschreibungen machen sich zwei Angebote immer besser als eins.

Torsten Thomas

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