eine zukunftsweisende Übertragungstechnologie - Alstom

ThInk GRID #08 – fRühLInG-SOMMeR 2011 

#08 SHARING 

ALSTOM GRID 

INNOVATION 

& PRACTICES 

thinkgrid 

thEMA – S. 13 

SeLbSTGefühRTe 

STROMRIchTeR füR 

hOchSpAnnunGSAnwenDunGen: 

eine zukunftsweisende 

Übertragungstechnologie

Inhalt 

#08 Frühling-Sommer 2011 

Interview mit 08 Dr. Eddie O’Connor 

06 

Smart Grid 

Technologien 

von Alstom 

in den USA 

erfolgreich 

THINK GRID – SHARING ALSTOM GRID INNOVATION & PRACTICES – Herausgegeben von Alstom Grid 

51 esplanade du Général de Gaulle - 92907 La Défense Cedex - Frankreich. www.alstom.com/grid - Auflage: 

20.000 (französisch, englisch, deutsch, chinesisch, spanisch) - Herausgeber: Peter Kirchesch - Chefredakteurin: 

Véronique Chauvot - Redaktion: Philippe Ponchon, Milan Saravolac, François Gallon, Greg Manning - 

Entwurf und Design: BythewayCreacom - 19 rue Galilée, 75116 Paris - Frankreich - Tel.: +33 (0)1 53 57 60 60 - 

www.bythewaycreacom.net - Redaktionsleiter: Henry Lewis Blount - Veröffentlichung: Kaling Chan -Mitarbeit: 

Henry Lewis Blount, Ken Kincaid, Patrick Love, Louis-Antoine Mallen, Anne Träger – Schlussredaktion: Ginny Hill - 

Deutsche Übersetzung: Joerg Ruthel - Art Director: Didier Trayaud - Computergraphiken: Jean-Marie Lagnel - 

Fotos: Alstom, Beacon Power, Getty Images, Photodisc, Jason Clark (Mainstream), Corbis, Stockbyte, Plain 

Picture, Masterfile - Druck: Lecaux. ISSN: 2102-0183. Herzlichen Dank den Unternehmen, die uns Bildmaterial 

zur Verfügung gestellt haben. 

Der Umwelt zuliebe 

Selbstgeführte Stromrichter 

für Hochspannungsanwendungen: eine 

zukunftsweisende Übertragungstechnologie 

33 

Smarte Produkte 

& Dienstleistungen 

HGÜ-Transformatoren: 

Kernbestandteile 

von Hochspannungs- 

Gleichstromübertragungs- 

Systemen

23 

Innovation & Leistung 

Digitale Optik setzt Schutz- 

und Leitsysteme ins Bild 

Geschichte 

der Elektrizität 

Transformatoren 

im Wandel der Zeit 

46 

5 VORWORT 

Von Prof. Dr. Peter Kirchesch: 

FuE Vizepräsident, Alstom Grid 

6 PANORAMA 

Smart Grid Technologien von 

Alstom in den USA erfolgreich 

8 INTERVIEW MIT… 

Dr. Eddie O’Connor, 

CEO von Mainstream 

Renewable Power, Irland 

11 THEMA 

Zu neuen technischen 

Grenzen vorstoßen 

12 Kapitel I 

Der Umwelt zuliebe 

Zukunftsorientierte 

Forschung 

23 Kapitel II 

Innovation & Leistung 

Neue Lösungen 

33 Kapitel III 

Smarte Produkte & 

Dienstleistungen 

Energieversorgung heute 

und morgen garantieren 

44 MEINUNGEN 

Startups als Partner 

46 GESCHICHTE 

DER ELEKTRIZITÄT 


im Wandel der Zeit 

50 FÜR SIE GELESEN 

Bücher, Zeitschriften usw. 

51 TERMINE FÜR 

IHREN KALENDER 

Nicht verpassen...

Think Grid 

4 Alstom Grid///Frühling-Sommer 2011

Strom wurde bisher überwiegend als Wechselstrom (WS) erzeugt, als WS übertragen 

und verteilt und mit Ausnahme weniger Bahnanwendungen sowie industriellen Antriebslösungen 

und Verfahren auch als WS verbraucht. Heute ist es allerdings in vielen Fällen 

technisch und wirtschaftlich von Vorteil, elektrische Versorgungssysteme mit Gleichstromübertragung 

(GS) auszustatten. (Von Interesse ist in diesem Zusammenhang auch, 

dass viele Haushaltsgeräte und Anlagen inzwischen mit Gleichstrom funktionieren und 

dies auch zunehmend bei der Beleuchtung der Fall sein wird, da Leuchtdioden (LED) 

mit GS betrieben werden.) 

Innovative GS-Technologien, neu entwickelte Leistungselektronik, verbesserte Isolierungen 

und der Fortschritt bei HGÜ-Transformatoren ermöglichen heute Übertragungsleistungen, 

von denen unsere Vorfahren nicht einmal zu träumen wagten. 

Auf Leistungselektronik basierende Stromrichter kommen mittlerweile in allen Anwendungsbereichen, 

also bei der Umformung von Strom, Spannung oder Frequenzen, zum 

Einsatz. Neue Anwendungen kommen hinzu: Die GS-Technologien werden schon bald 

integraler Bestandteil dessen sein, was wir inzwischen als „Smart Grids“ bezeichnen. 

Im Mittelpunkt dieser Ausgabe 

von Think Grid stehen deshalb 

selbstgeführte Stromrichter, auch 

VSC (Voltage-Source Converters) 

genannt, denn von dieser relativ 

neuen Technologie könnte die 

nächste Revolution im Markt für 

die Übertragung und Verteilung 

von Strom ausgehen. 

Viel Spaß beim Lesen. 

Gleichstrom- 

Technologien werden 

immer wichtiger 

Vorwort 

Von Prof. Dr. Peter Kirchesch: Vizepräsident FuE, Alstom Grid 

Alstom Grid///Frühling-Sommer 2011 5

Panorama 

USA Dezember 2010 

Smart Grid technologien 

von Alstom in den USA 

erfolgreich 

Das amerikanische Energieministerium hat das 

Smart Grid-Demonstrationsprojekt von Alstom 

für die Optimierung des nationalen 

Stromversorgungsnetzes der USA mit Hilfe von 

Smart Grid-Technologien ausgewählt. Diese 

Entscheidung ist Teil der von Präsident Obama 

verfolgten Energiepolitik, die den Ausbau solcher 

Technologien zur Verbesserung von Effizienz, 

Zuverlässigkeit und CO2-Bilanz der 

Versorgungsnetze voranbringen soll. 

Zweck des Demonstrationsprojekts von Alstom Grid 

ist der Nachweis, dass eine effiziente Integration 

dezentraler Energiequellen (Kleinanlagen: 

Windkraft, Photovoltaik, Community Energy 

Storage, Elektrofahrzeuge als Stromquellen usw.) 

tatsächlich machbar ist. Das Projekt soll zur 

Verwirklichung der von den USA mit Smart Grids 

verfolgten Ziele für 2030 beitragen: eine um 

20 Prozent gesenkte Spitzenlast, 100 Prozent 

Verfügbarkeit, 40 Prozent mehr Systemeffizienz 

und ein Anteil dezentraler und erneuerbarer 

Energiequellen von 20 Prozent an der gesamten 

Erzeugungskapazität des Landes. 

Das Demonstrationsprojekt wird insbesondere auf 

dem Integrated Distribution Management System 

(IDMS) e-terradistribution von Alstom Grid 

basieren. Alstom Grid wird leistungsfähige Modelle 

und Analysetools zur Integration dezentraler 

Energiequellen verschiedener Art entwickeln und 

dazu regelmäßig die Daten verschiedener 

dezentraler Schnittstellen erfassen, zum Beispiel 

intelligenter Zähler und neuer Sensoren. 

6 Alstom Grid///Frühling-Sommer 2011 

D e r V e r t r I e b b e r I c h t e t 

DeUtSchLAND 

Schlüsselfertige Umspannanlage für Offshore-Windpark 

Nach dem Zuschlag für die elektrische Ausstattung der Umspannanlage des windparks Borkum 

west II im Jahr 2008 konnte Alstom Grid sich nun auch den Gesamtauftrag bis zur schlüsselfertigen 

Übergabe sichern. Der Auftrag sieht die Herstellung und Lieferung der Plattform für die Unterbringung 

der Umspannanlage sowie deren Installation vor. Der Windpark Borkum West II befindet sich 

45 Kilometer nördlich der Insel Borkum in der Nordsee. Übergabetermin ist März 2012. 

USA 

Innovative HGÜ-Technik im Einsatz 

Alstom Grid wird die tres Amigas Superstation, einen weltweit einmaligen Netzknotenpunkt der 

drei größten Stromübertragungsnetze der USA, mit HGÜ-Stromrichter-technologie ausstatten. Bei 

dem Projekt wird neueste VSC-technologie von Alstom Grid zum Einsatz kommen, um einen 

effizienten Austausch sauberer Energie (Wind, Solarenergie und Erdwärme) zwischen den drei 

Versorgungsregionen zu gewährleisten. Die kommerzielle Inbetriebnahme ist für 2014 geplant. 

rUSSLAND 

GIS-Umspannanlage für neue Vinylanlage 

Die russische rusvinyl LLC hat Alstom Grid mit der Lieferung einer schlüsselfertigen gasisolierten 

Schaltanlage beauftragt. Der Vertrag umfasst Projektplanung, Beschaffung, Errichtung der Anlage 

sowie Inbetriebnahme des 220/35/10 kV-Schaltkomplexes mit vier Umspannanlagen für die 

Versorgung der neu errichteten PVC-Fabrik. Alstom Grid hat für den Kunden eine genau auf seine 

Bedürfnisse zugeschnittene Lösung entwickelt. Die Inbetriebnahme ist für Mai 2012 vorgesehen. 

INDONeSIeN 

Auftrag über 60 Leistungstransformatoren 

Der staatliche indonesische Energieversorger PT PLN hat 60 Leistungstransformatoren (bis zu 

150 kV/60 MVA) für den Ausbau seiner Stromübertragungsnetze auf Java, Bali und Sumatra 

bestellt. Die Lieferungen beginnen im Juni 2011 und werden ein ganzes Jahr in Anspruch nehmen. 

KUWAIt 

Integriertes Leitsystem für Verteilnetze 

Für das kuwaitische Ministerium für Elektrizität und wasser wird Alstom Grid die Netzleitstelle 

des Versorgungsdistrikts Jahra mit einem integrierten Leitsystem für Verteilnetze ausstatten; 

zusätzliche Supportleistungen wurden ebenfalls vereinbart. Die auf den Netzleit-Systemen 

e-terraplatform und e-terradistribution von Alstom Grid basierenden Anwendungen sollen der 

Grundstein zu einer umfassenden Integration von Smart Grid-Lösungen sein.

I N Z A h L e N 

PRO-KOPF-VERBRAUCH 

AN STROM 2009 

> 10.000 kWh pro Kopf 5000 bis 10.000 kWh pro Kopf 2000 bis 5000 kWh pro Kopf < 2000 kWh pro Kopf Quelle: The World Factsbook 2009 

Für den wirtschaftlichen Erfolg einer Industriegesellschaft 

und die Lebensqualität ihrer 

Menschen ist Strom eine unerlässliche 

Voraussetzung. Zwischen dem Zuwachs 

des Pro-Kopf-Verbrauchs an Strom und 

dem Wachstum des Pro-Kopf-Einkommens 

besteht ein enger Zusammenhang. 

Zwischen Industrie- und Entwicklungsländern 

gibt es hier gewaltige Unterschiede. 

In den meisten Industrieländern ist der 

Strombedarf schneller gestiegen als das 

Pro-Kopf-Einkommen, denn zusätzliche 

Elektrizität dient dort vor allem dem 

Komfort und der Bequemlichkeit. 

Die Unterschiede von Land zu Land erklären 

sich aus den jeweiligen Investitionen 

in die Stromerzeugung, historisch gewachsenen 

Verbrauchsgewohnheiten, dem Grad 

der Urbanisierung und der Größe stromintensiver 

Industrien, aber auch aus den 

klimatischen Verhältnissen. Jeder Kanadier 

beispielsweise verbraucht 16.000 kWh 

pro Jahr. In Japan sind es 7.000 kWh, während 

der Chinese im Mittel nur 2.500 kWh 

verbraucht - allerdings mit einem starken 

Gefälle zwischen dem Osten (hoch) und 

dem Westen (niedrig) Chinas. Aber es gibt 

auch Länder wie Afghanistan mit einem 

Pro-Kopf-Verbrauch von 10 kWh pro Jahr 

- nicht einmal 0,1% des Stromverbrauchs 

der Kanadier. 

Den Stromverbrauch international auf ein 

vergleichbares Niveau zu bringen und ein 

nachhaltiges Wachstum in allen Teilen der 

Welt zu gewährleisten, ist eine wichtige 

Zukunftsaufgabe. 


inTerview miT… 

Nachhaltige 

Stromerzeugung ist eine 

spannende Sache. 


dr. eddie o’Connor, CEO von Mainstream 

Renewable Power, Irland. 

Dr. o’Connor über die Zukunft des europäischen Supergrid. 

Schafe auf der Weide 

in Kilgarvan (Irland). 

Dr. O’Connor, bitte stellen Sie uns 

kurz Ihr Unternehmen Mainstream 

Renewable Power vor? 

eddie o’Connor: Nach jahrelanger Tätigkeit 

in der Elektrizitätsbranche gründete ich 

ein Unternehmen für Bau und Betrieb von 

Offshore-Windparks (Airtricity). Ich wollte 

meine Erfahrung als Manager in diesen 

jungen, aber viel versprechenden Sektor 

einbringen. Als Airtricity 2008 veräußert 

wurde, investierten wir den Gewinn in 

Mainstream Renewable Power mit dem 

Ziel, Wind- und Solarenergieanlagen sowohl 

im Meer als auch auf dem Festland zu 

planen, zu errichten und dann an Stromversorger, 

Energieunternehmen oder Pensionsfonds 

zu verkaufen. Die nachhaltige 

Energieerzeugung ist ein sehr spannendes 

Geschäft und sie steckt noch in den Kinderschuhen. 

Mainstream ist in zahlreichen 

Ländern mit Onshore- und Offshore-Projekten 

aktiv. Zurzeit bietet der Offshore- 

Markt das größte Potenzial, und zwar in 

Custom House und Liberty Hall 

am Liffey-Ufer in Dublin. 

Nordeuropa und insbesondere in Großbritannien. 

Wie stehen Sie zu einem 

europäischen Supergrid? 

e.o’C: Ich brachte die Idee - und den Namen - 

2001 auf, nachdem ich die enormen Potenziale 

der Windenergie erkannt hatte. Strom 

aus Windenergie trägt zur Versorgungssicherheit 

in Europa bei, denn der Wind, der 

über Europa weht, gehört ja auch den Europäern. 

Es ist das erklärte Ziel Europas, seinen 

CO2-Ausstoß auf 90 Prozent des Niveaus 

von 1990 zu drücken, ein wichtiger Antrieb, 

der zu einer explosionsartigen Entwicklung 

des Geschäfts mit der Windenergie führte. 

Prognosen zufolge werden wir ab 2050 in 

Europa nur noch Strom aus erneuerbaren 

Energien verbrauchen. Windenergie wird die 

Hälfte des europäischen Strombedarfs 

decken, und davon werden wiederum die 

Offshore-Windparks den größten Teil liefern. 

Deshalb haben wir im Jahr 2000 das Projekt 

Straßenszene in Temple 

Bar, Dublin. 

Arklow Banks in Angriff genommen; es ist 

nach wie vor Irlands einziger Offshore-Windpark. 

Mit Greater Gabbard, dem weltweit 

größten im Bau befindlichen Windpark mit 

einer Kapazität von 500 MW, sind wir außerdem 

an der UK Round 2 beteiligt. 

Ob und wo Wind weht, ist jedoch nie völlig 

vorhersehbar. Und deshalb brauchen wir für 

die Offshore-Windparks das HGÜ Supergrid. 

Dieses Supergrid muss sich über 5.000 Kilometer 

erstrecken, sodass der Wind immer 

gerade an irgendeiner Stelle dieses Netzes 

weht. Die über Unterwasserkabel angeschlossenen 

Knotenpunkte dieses Supernetzes 

würden dann mit den Stromversorgungsnetzen 

der einzelnen Länder verbunden, 

sodass die Energie immer dahin geliefert 

werden kann, wo sie gerade gebraucht wird. 

Der erste Teil des Supergrid ist bereits 

geplant. Deutschland, Großbritannien, 

Norwegen und Belgien werden sich beteiligen. 

Mit diesen vier Ländern können wir 

sicher sein, dass die erforderliche 


inTerview miT… 

DAS KüNftIGe eUrOPäISche SUPerGrID 

Supergrid-Verbindungen (überwiegend HGÜ). 

“kritische Masse”, also die für eine 

sichere Versorgung erforderliche Erzeugungskapazität 

von mindestens 23.000 MW, 

vorhanden ist. Außerdem haben wir den Verein 

„Friends of the Supergrid“ gegründet. Die 

19 größten Anbieter von Energietechnik, darunter 

nicht zuletzt Alstom, gehören diesem 

Verein an. Ich gehe davon aus, dass der Bau 

des Supergrid 2016 beginnen kann und das 

erste Teilnetz um 2020 in Betrieb gehen wird. 

Wie soll solch ein Supernetz 

finanziert werden? 

e.o’C: Die Finanzierung war von Anfang an 

Teil der Planung. Man kann davon ausgehen, 

dass zur Finanzierung des ersten Teilnetzes 

etwa 28 Mrd.€ erforderlich sein werden. Dieser 

Bedarf lässt sich über eine Abgabe der 

Kunden in den angeschlossenen Ländern 

decken, und zwar nur mit 0,23 Eurocent pro 

verbrauchter Stromeinheit. Wird diese Abgabe 

jedoch nur für die das Supergrid durchfließende 

Strommenge erhoben, müsste sie 

etwa 1,5 Eurocent pro Einheit betragen. Auf 

jeden Fall entsteht mit dem Supergrid eine 

richtige Stromhandels-Infrastruktur zwischen 


Ein HGÜ- 

Supergrid für offshorewindparks 

ist absolut 

unerlässlich. 

den angeschlossenen Ländern – der sich 

andere Länder in absehbarer Zukunft 

anschließen dürften. Die Schweiz hat Interesse 

bekundet, eine Anschlussverbindung nach 

Italien könnte folgen und dann vielleicht auch 

eine Zusammenschaltung mit einem Solarstrom-Versorgungsnetz 

rund um das Mittelmeer. 

Im Endeffekt werden die Stromkosten 

dadurch sinken, denn wir schaffen damit einen 

gemeinsamen europäischen Strommarkt. 

Wie sollte man die Eignerstruktur, 

wie den Betrieb des Supergrid 

gestalten? 

e.o’C: Eigner sollten Betreiber von Übertragungsnetzen 

(TSO) oder einige nationale 

Betreiber solcher Netze in den angeschlossenen 

Ländern sein, die Übertragungsnetze 

bereits besitzen und managen. Es könnte 

aber auch Platz für neue Unternehmen am 

Markt vorhanden sein. Zugleich sprechen 

wir uns jedoch auch für die Schaffung einer 

Offshore-Regulationsbehörde aus; diese 

würde mit den TSO gemeinsam entscheiden, 

in welche Richtung sich das Supergrid 

entwickelt, damit die kostengünstigste 

Realisierung sichergestellt ist und keine 

neuen Schranken für die Stromversorgung 

entstehen. In der Folge würden dann die 

Betreiber der Offshore-Übertragungsnetze 

das Supergrid unter Aufsicht der Regulierungsbehörde 

nutzen, wobei die betrieblichen 

Modalitäten meiner Vorstellung nach 

denen heutiger Onshore-Grids sehr ähnlich 

wären. 

Wie würde sich die Anbindung 

des Supergrid an heutige Onshore- 

Versorgungsnetze gestalten? 

e.o’C: Diese Anbindung ist kein Problem. 

Die großen Anbieter von HGÜ-Technik verfügen 

bereits über die nötigen Produkte, 

nämlich WS-GS-WS-Stromrichter; das 

Supergrid wird die Leistung über HGÜ- 

Verbindungen übertragen. Alstom bietet solch 

ein Produkt an, das sich durch sehr geringe 

Verlustleistung auszeichnet. Diese großen 

Anbieter haben ein geschäftliches Interesse 

an der Schaffung eines HGÜ-Supergrid, denn 

sie werden die Umspannanlagen und die 

Knotenpunkte mit ihren GS-Leistungsschaltern 

und Leitsystemen liefern. 

Nach welchen Standards soll das 

Supergrid gebaut werden? 

e.o’C: Die Standards tragen der Service- 

Philosophie (zum Beispiel N-1-Redundanz), 

den Schutzanforderungen, den Betriebsspannungen 

der Unterwasserkabel, dem Umfang 

der bereitgestellten Informationen und weiteren 

technologischen Vorgaben Rechnung. 

Welche Spannungsbelastungen zukünftiger 

Unterwasserkabel möglich sein werden, wissen 

wir heute noch nicht. Aus der Sicht von 

Kabelherstellern wie Prysmian und Nexans 

ist die Spezifizierung der Spannung gleich 

zu Beginn aber wichtig. Werden es 500 kV-, 

800 kV oder sogar 2 MV Kabel sein? Aber die 

Konzeptplanung hat begonnen. Wir werden 

gleich zu Anfang, noch vor der eigentlichen 

Projektplanung, eine gemeinsam verabschiedete 

Reihe von Normen vorlegen, sodass 

keine Zeit verloren geht.

Thema 

Zu neuen 

technischen 

Grenzen vorstoßen 

12 Kapitel I 

Der Umwelt 

zuliebe 

23 Kapitel II 

Innovation 

& Leistung 

33 Kapitel III 




Thema KAPItEL I ZUKUNFtSorIENtIErtE ForSCHUNG 

Der Umwelt 

zuliebe 

Hochspannungs-Gleichstromübertragung hat viele Vorteile... und einige Schwächen. Die 

selbstgeführten Stromrichter (VSC) von Alstom Grid gleichen diese Schwächen durch 

Skalierbarkeit, modularen Aufbau, Kompaktheit, Vielseitigkeit und geringe Verlustleistungen 

wieder aus. Mit Netzleitsystemen von Alstom Grid lassen sich auch große Versorgungsnetze 

durch sichere Prognostizierung der Last- und Erzeugungskurven, über Tage und sogar Monate 

im voraus, effizient betreiben. Energiespeicherung wird schon in naher Zukunft eine 

entscheidende Herausforderung darstellen. Der dritte Beitrag dieses Kapitels beschreibt viel 

versprechende Lösungsansätze. 


Selbstgeführte Stromrichter für 

hochspannungsanwendungen: eine 

zukunftsweisende Übertragungstechnologie 

Die Anlagen der neuen HGÜ-technologie haben dank selbstgeführter Stromrichter 

nur halb so große Abmessungen wie konventionelle HGÜ-Systeme und sind dennoch verlustarm – 

ein erheblicher Vorteil für Ballungsräume, offshore-windparks und andere Anwendungen unter beengten 

Platzverhältnissen. 

Bei gleicher Trassenbreite bieten Hochspannungs-Gleichstromübertragungs 

(HGÜ)-Systeme heute dreimal soviel Übertragungskapazität 

wie Wechselspannungs 

(WS)-Systeme und eignen sich damit hervorragend 

für den Transport hoher Leistungen 

über große Entfernungen. Angesichts 

zunehmender Widerstände gegen neue 

Trassen sowohl in städtischen als auch ländlichen 

Gebieten erweist sich HGÜ aber 

oft auch als einzig gangbare Lösung zur Steigerung 

der Übertragungsleistungen über 

kürzere Entfernungen. Dies sind aber nicht 

die einzigen Vorteile von HGÜ. Die Entwicklung 

von Bipolartransistoren mit isoliertem 

Gate (IGBT) eröffnet der HGÜ neue Perspektiven, 

wie die Realisierung kleinerer HGÜ- 

Systeme zu wirtschaftlichen Bedingungen. 

Solche Systeme können dann beispielsweise 

zur Lastflussregelung in WS-Netzen eingesetzt 

werden, ohne dabei die Kurzschlussleistung 

zu erhöhen, die mit einer zusätzlichen 

WS-Leitung verbunden wäre. Durch die 

Integration von HGÜ-Verbindungen in Wech- 

Bipolare ± 285 kV HGÜ-Leitung 

zwischen dreiphasigen 400 kV 

WS-Leitungen. 

selstromnetze lässt sich der Lastfluss somit 

erheblich effizienter steuern. Mit Hilfe von 

HGÜ-Kurzkupplungen können zwei WS- 

Netze mit unterschiedlichen Frequenzen ihre 

dynamischen Leistungsreserven gemeinsam 

nutzen, was eine Senkung der Reserveleistung 

um die Hälfte zulässt. HGÜ-Verbindungen 

wirken außerdem, gleich einer „Firewall“, 

der Ausbreitung von Fehlern entgegen und 

tragen so zu einer räumlichen Begrenzung 

von Netzausfällen bei. HGÜ bietet sich, wie 

bereits erwähnt, aber auch für 



SerIeLLe hybrIDSchALtUNG 

bestimmte Anwendungen 

über kürzere Distanzen an, 

beispielsweise für Seekabelübertragungen, 

da die Blindleistung einer WS-Kabel-Verbindung 

ab einer bestimmten Entfernung in die 

Größenordnung der Wirkleistung kommt 

und deren Nutzung nicht mehr möglich ist. 

Allerdings „haben klassische HGÜ-Systeme 

auch einige betriebliche Nachteile und sind 

daher nicht überall verwendbar“, urteilt Dr. 

Norman MacLeod, Technical Marketing 

Director HVDC & FACTS bei Alstom Grid. „Sie 

erfordern beidseitig die Einbindung in relativ 

leistungsstarke WS-Netze und erzeugen 

außerdem harmonische Oberschwingungen 

in den angeschlossenen WS-Netzen. Der 

Blindleistungsaustausch mit dem Wechselstromnetz 

lässt sich nur begrenzt steuern, 

und nicht zuletzt benötigen klassische HGÜ- 

Komponenten mehr Platz.” 


Komplette 

Chain-Links 

Serielles 

IGBT- 

Stromrichterventil 

Die installierte 

Leistungselektronik. 

Jedes Modul besteht 

aus acht Submodulen 

in einem Rahmen, 

die sich senkrecht 

oder waagrecht 

anordnen lassen. 

Mit selbstgeführten Stromrichtern 

lassen sich diese Probleme meistern 

Die von Alstom Grid entwickelte selbstgeführte 

Stromrichter-Technologie (VSC) für 

HGÜ-Anwendungen, mit dem Markennamen 

HVDC MaxSine®, kombiniert die Vorteile 

beider heute gängigen Stromrichtertopologien 

und hilft damit, mehrere der genannten 

Probleme zu vermeiden. Bei den beiden 

Stromrichtertopologien handelt es sich zum 

einen um Stromrichter mit niedrigen Pulszahlen 

und Pulsweitenmodulation (PWM) 

aus zahlreichen in Serie geschalteten IGBT 

und zum anderen um modular aufgebaute 

Multilevel-Stromrichter mit sehr hohen Pulszahlen. 

Ziel der neuen Topologie ist die unabhängige 

Ansteuerung zahlreicher 

Brückenschaltungen in jeder Phase. Das von 

Alstom Grid entwickelte Schaltprinzip sieht 

vor, mittels einer Multilevel-Stromrichteranordnung 

die Spannung für die Einspeisung 

in WS- oder GS-Netze möglichst optimal zu 

formen. Diese neue Topologie basiert auf 

einer VSC-Technologie, die Alstom Grid vor 

ca. 20 Jahren nach dem Chain-Link-Konzept 

für statische synchrone Blindleistungskompensatoren 

(STATCOM) entwickelte. Das 

Konzept sieht einen GS-Kondensator als 

Speicherelement und einen vollständigen 

H-Brücken-Schaltkreis als Basisglied in der 

Stromrichterkette (Chain-Link) vor. An den 

Ausgängen der Stromrichter stehen drei 

Spannungspegel (+ve, 0 und –ve) zur Verfügung; 

die Stromrichter können

Selbstgeführte 

Stromrichter sind ideal 

für die Anbindung 

von Insellasten. 

ihre Polarität somit wechseln. Basierend auf 

diesem Konzept wurde die erste Generation 

von HVDC MaxSine® für die HVDC Demonstrationsanlage 

in Stafford (UK) entwickelt. 

Bei der neuen zweiten VSC-Generation 

mit hybrider Halbleitertechnologie erzeugen 

die mehrstufigen Stromrichtermodule die 

gewünschte Spannungsform je nach Bedarf 

für WS- oder GS-Netze. In beiden Fällen wird 

eine voll kompensierte gleichgerichtete sinusförmige 

Spannung geliefert, allerdings würde 

eine parallele Anordnung am GS-Netz, falls 

erforderlich, eine höhere Spannungskonstanz 

gewährleisten. Mehrstufige Stromrichter 

verhalten sich wie ein aktiver, als Spannungsformer 

eingesetzter GS-Kondensator. Für die 

Einspeisung dieser synthetisch erzeugten 

Spannung in das Wechselstromnetz werden 

die Schalter der H-Brücke mit der Frequenz 

der Wechselstromversorgung angesteuert, 

allerdings bei Spannungen nahe Null. "Das 

ist ein wesentlicher Fortschritt", betont Norman 

MacLeod, denn so wird ein Softswitching 

der seriell angeordneten 

IGBT-Schalter bei niedriger Frequenz möglich. 

Das gewährleistet minimale Schaltverluste 

und eine einfache dynamische Spannungsaufteilung 

längs der H-Brücken-Kette.“Da 

die Umrichtung von Wechsel- auf Gleichspannung 

nur eine Polarität erfordert, genügt 

zur Gleichrichtung eine halbe Brückenschaltung. 

Diese Lösung ist gerade für 

M e h r 

Dr. Fainan Hassan 

die neue vSC-SChalTToPoloGie 

Herkömmliche selbstgeführte Stromrichter 

(VSC) weisen Leistungsverluste auf und es 

kann gelegentlich zu Störungen, vor allem 

auf der Gleichspannungsseite, kommen. 

Eine neue hybride Schalttopologie von 

Alstom Grid kombiniert nun verschiedene 

Elemente herkömmlicher Spannungszwischenkreis-Umrichter 

und mehrstufiger 

Umrichter und vereint damit die Vorteile 

mehrstufiger Halbbrücken-Stromrichter 

(schwache Verzerrung und geringe 

Verluste) mit denen aus H-Brücken 

bestehender Stromrichter (Verhinderung 

der Ausbreitung von Fehlern in 

GS-Systemen). Zur Erzeugung der 

Stromrichter-Phasenspannung schalten 

Director Switches (in Serie geschaltete 

IGBT) zwei Reihen von H-Brücken-Zellen 

abwechselnd ein und aus. Die neuen 

Stromrichter erzeugen Wechselstrom mit 

geringem Oberschwingungsanteil und 

niedrigen Verlusten. Darüber hinaus 

ist die neue Topologie ausgesprochen 

störungsfrei. Erste Analysen lassen 

erwarten, dass sie sich für ein breites 

Spektrum von VSC-Anwendungen gut 

eignen werden. Bei Simulationen wurden 

eindrucksvolle Leistungswerte erzielt; 

die Stromrichter waren unter anderem 

in der Lage, unter extrem anormalen 

Betriebsbedingungen und selbst bei 

Versagen der gesamten HGÜ-Verbindung 

Blindleistung zu erzeugen. „Gerade aus 

dieser Eigenschaft von HVDC MaxSine® 

könnten sich neue Anwendungsperspektiven 

ergeben. Die neue Topologie scheint 

sich besonders gut für GS-Netze mit 

Spannungszwischenkreis-Umrichtern zu 

eignen. HVDC MaxSine® könnte so die 

weitere Entwicklung von GS-Netzen 

wesentlich beeinflussen", meint Fainan 

Hassan, Entwicklungsingenieurin des 

Forschungs- und Technologiezentrums 

von Alstom Grid. 



Punkt-zu-Punkt-Kabelverbindungen 

ideal, während volle Brückenschaltungen 

besser für Freileitungen oder kombinierte 

Lösungen geeignet sind. 

Ideal für Offshore- 

Windenergieanlagen 

Als selbstgeführte Schaltkomponenten können 

VSC-Stromrichter auch an sehr schwache 

oder sogar passive WS-Netze (ohne eigene 

Stromerzeugung) angeschlossen werden. 

Das macht sie zur idealen Lösung für die 

Anbindung von Insellasten und lässt auch den 

Wiederaufbau eines zusammengebrochenen 

WS-Netzes zu („Black Start Capability“). 

Der VSC-Stromrichter erzeugt eine gesteuerte 

Ausgangsspannung und kann den Wirk- und 

den Blindleistungsfluss in das WS-Netz unabhängig 

voneinander steuern. Mit anderen 

Worten, er verfügt über eine integrierte 

STATCOM-Funktion. 

Diese Vorzüge machen die VSC-Technologie 

zur effizientesten Option für Offshore-Windparks: 

VSC ermöglicht die Einspeisung „sauberer“ 

Energie in die Versorgungsnetze. Die 

Funktionsweise selbstgeführter Stromrichter 

macht aber auch deren Einsatz in HGÜ-Systemen 

mit Spannungszwischenkreis-Umrichtern 

möglich, da eine Umkehrung des 

Leistungsflusses nicht wie bei herkömmlichen 

HGÜ-Systemen einen Wechsel der GS-Polarität, 

sondern lediglich einen anderen Gleichspannungspegel 

an den einzelnen Umrichtern 

zur Folge hat. 

Bei einer typischen HGÜ-Anwendung mit 

Spannungen zwischen 200 und 400 kV kommen 

mehrere Hundert Submodule in Serie 

zum Einsatz; die Spannungsform ist dann 

absolut sinusförmig, sodass sich der Einbau 

zusätzlicher Oberschwingungsfilter erübrigt. 

Der Platzbedarf einer HGÜ-Anlage mit VSC 

beläuft sich nur auf die Hälfte des von einer 

klassischen HGÜ-Anlage benötigten Raumes; 

für den Einbau in bestehende Umspannanlagen 

von Offshore-Windparks oder in Ballungsgebiete 

beispielsweise ist dies aufgrund 

des nur sehr knappen Raumes ein ganz erheblicher 

Vorteil. 


Kondensator +ve 

Hauptanschluss 1 

Hauptanschluss 2 

Kondensator -ve 

IGBT (x4) 

Da der GS-Kondensator mit niedriger 

Frequenz geschaltet wird, liegen die Schaltverluste 

in den IGBT im Vergleich zur Pulsweitenmodulation 

deutlich niedriger; denn 

PWM-Systeme schalten mit Frequenzen von 

1000 Hz und mehr. 

Kontrollierte Abgabe von 

blindleistung 

VSC-Stromrichter können über die Steuerung 

der Amplitude und des Phasenwinkels 

der Stromrichterspannung im Verhältnis 

zur Versorgungsspannung Wirk- und Blindleistung 

in das WS-Netz einspeisen, und zwar 

sowohl am Gleichrichter- als auch am Wechselrichterausgang 

des HGÜ-Systems. Somit 

lassen sich selbstgeführte Stromrichter zur 

Leistungsübertragung nutzen oder auch wie 

zwei voneinander unabhängige STATCOMs, 

wenn keine Leistung erforderlich oder verfügbar 

ist, zum Beispiel bei einem Ausfall der 

Übertragungsleitung. 

Die Möglichkeit zur Steuerung der Blindleistungsabgabe 

ist in einem schwachen WS- 

Netz, zum Beispiel einem Offshore-Windpark, 

besonders wichtig, da es unerwünschte Wech- 

Ein umweltgerechtes 

neues VSC-Konzept 

SUbMODUL Der LeIStUNGSeLeKtrONIK 

Hauptkomponenten: 

IGBT, 

Schutzthyristor, 

GS-Kondensator, 

Bypass-Schalter, 

lamellierte 

Sammelschiene 

und 

Entladewiderstand. 

Lamellierte 

Sammelschiene 

selwirkungen zwischen der HGÜ-Verbindung 

und dem WS-System zu vermeiden gilt. Konventionelle 

netzgeführte HGÜ-Stromrichter 

würden hierzu eine Spannungsquelle (Dieselgenerator) 

und eine dynamische Blindleistungsquelle 

(Synchronkompensatoranlage) 

benötigen. 

Sowohl die Vollbrücken- als auch die Halbbrücken-Stromrichter 

lassen sich mit Hilfe der 

folgenden Komponenten in einem einzigen 

Submodul realisieren: 

• wassergekühlte IGBT (zwei für eine Halbbrücke, 

vier für eine Vollbrücke); 

• Schutzthyristor (nur Halbbrücken); 

• GS-Kondensator (ölfrei); 

• Gate-Ansteuerungen für die IGBT; 

• schneller mechanischer Bypass-Schalter zum 

Kurzschließen des Moduls bzw. Öffnen des 

Schaltkreises im Falle eines IGBT-Ausfalls;

Kondensator 

Entladewiderstand 

(x2) 

• lamellierte Sammelschienen für schwach 

induktive Verbindungen. 

• Entladewiderstände zur Sicherung des 

GS-Kondensators. 

Wenn raumsparende Lösungen 

gefragt sind... 

Das vollständige Submodul ist, wie auf Seite 

14 dargestellt, sehr kompakt. Acht solcher 

Submodule in einem Rahmen bilden ein 

M e h r 

Colin Davidson 

inTerview miT 

Colin davidSon, 

r&d direCTor 

Power eleCTroniCS 

vollständiges Leistungsmodul und können 

je nach den Erfordernissen der Anlage horizontal 

und vertikal angeordnet werden. Bei 

Offshore-Plattformen kann beispielsweise 

die verfügbare Grundfläche das entscheidende 

Kriterium sein, während die Höhe des 

Gebäudes weniger kritisch ist. Bei Onshore- 

Anlagen hingegen könnte die Höhe des 

Gebäudes aufgrund örtlicher Bauvorgaben 

beschränkt sein, sodass sich eine Erweiterung 

der Grundfläche als einfacher erweist. „Durch 

ihr skalierbares modulares Konzept lassen 

sich die HVDC MaxSine® Stromrichter allen 

Erfordernissen anpassen. Natürlich ist der 

Platzbedarf nicht das einzige Planungskriterium. 

Verschiedene Strukturen sind beispielsweise 

unterschiedlichen mechanischen 

Belastungen ausgesetzt, denen der Stromrichter 

ebenfalls standhalten muss. Eine 

gängige Standversion mag in vielen Fällen 

geeignet sein, beispielsweise auf Offshore- 

Plattformen mit ihren kontinuierlichen leichten 

Schwingungsbelastungen durch Wind 

und Wasser; in erdbebengefährdeten Regionen 

dürften sich hingegen Systeme mit 

Aufhängung anbieten“, erläutert Dr. Norman 

Wie sehen Sie die Zukunft der 

Leistungselektronik? 

Äußerst positiv. In Stromübertragungsnetzen 

verbessert die 

Leistungselektronik die Steuerung 

und bietet außerdem 

Möglichkeiten wie Blindleistungskompensation, 

die die Einbindung 

erneuerbarer Energiequellen in 

Wechselstrom-Versorgungsnetze 

stark vereinfacht. Leistungselektronik 

in WS-Netzen (HGÜ 

und FACTS) verbessert den 

Nutzungsgrad der Anlagen, 

sodass im Endeffekt mehr 

Leistung beim Verbraucher 

ankommt; selbst Kunden mit 

hohem Stromverbrauch können 

das Leistungsvermögen der 

Versorgungsnetze jetzt nicht mehr 

beeinträchtigen. 

Welche Vorteile bietet 

Gleichstrom gegenüber 

Wechselstromsystemen? 

In HGÜ-Systemen ist der 

Leistungsfluss voll steuerbar, 

schnell und präzise, und zwar bei 

konstanten Werten wie auch bei 

dynamischem Betrieb und in 

Übergangsphasen. Eine 

HGÜ-Verbindung lässt sich 

allen Spannungs- und 

Frequenzanforderungen anpassen 

und verbessert überdies den 

Betrieb und die Störanfälligkeit 

der WS-Systeme an den Enden der 

HGÜ-Verbindung. All dies lässt sie 

insbesondere für die Anbindung 

großer Wasserkraftanlagen 

geeignet erscheinen, da deren 

Standorte oft weit von den 

Abnehmern entfernt sind; 

MacLeod. In manchen Fällen kann sogar 

eine aktive Schwingungsdämpfung erforderlich 

sein, etwa um die nötigen Isolationsabstände 

immer sicherzustellen. 

Ein Vergleich der neuen Topologie mit einer 

modularen mehrstufigen Stromrichtertopologie 

(M2C) mit Halbbrückenschaltungen 

ergab eine bessere Verlustleistung, da die 

spannungsformenden Umrichter außerhalb 

des Hauptleistungsweges betrieben werden. 

Verschiedene dieser neuen Anordnungen 

werden zurzeit untersucht und sollen demnächst 

in einer zu Demonstrationszwecken 

in Stafford errichteten 25 MW-HGÜ-Anlage 

mit Kurzkupplung zum Einsatz kommen. Für 

Norman MacLeod sind hybride VSC-Topologien 

schon heute fester Bestandteil künftiger 

Lösungen. „Das neue VSC-Konzept ist an 

sich bereits eine wertvolle technische Verbesserung, 

aber das ist noch nicht alles. Sein 

besonderer Wert besteht in den Vorteilen für 

die Umwelt, insbesondere durch geringeren 

Platzbedarf, geringere Leistungsverluste und 

den Beitrag zur Erhöhung des Anteils 

umweltfreundlicher Energiequellen wie Wind 

an der Stromerzeugung.“ 

HGÜ-Verbindungen übertragen 

Strom über große Entfernungen 

ebenso wirtschaftlich wie effizient. 

Sind die VSc eine 

zukunftsweisende technologie? 

Unbedingt, denn sie machen 

das Einspeisen fluktuierender 

Energiequellen – und meist 

sind damit die erneuerbaren 

Energien gemeint – in die 

WS-Versorgungsnetze leichter. 

Ein weiterer Einsatzbereich ist die 

Anbindung radialer Systeme wie 

Insellasten und große Städte. 

Und nur selbstgeführte 

Stromrichter kommen mit den 

zahlreichen Querverbindungen 

der Smart Grids zurecht; daher 

sind sie auch für Microgrids 

ideal geeignet. 



Stromerzeugung 

je nach wetterlage 

regenerative Energien 

und der trend zu einer verbrauchsgesteuerten Erzeugung erhöht 

die Komplexität der Laststeuerung – und überwachung. Einen 

interessanten Lösungsansatz stellt hier die Einführung präziser 

Vorhersagetools zur Lastverteilung dar. 


Intelligente Netze sind im Kommen - so viel 

ist sicher. Aber wann und wie? Einzig gewiss 

ist, dass ihre Errichtung mit großen Herausforderungen 

verbunden sein wird. Angesichts 

der von der EU beschlossenen Erhöhung des 

Anteils regenerativer Energien auf 20 Prozent, 

die auch in anderen Teilen der Welt als Zielvorgabe 

erwogen wird, dürfte dieses doppelte 

Unsicherheitsproblem – fluktuierende regenerative 

Stromerzeugung als auch verbrauchsgesteuerte 

Erzeugung – bis zum 

Stichjahr 2020 noch einige neue Lösungen 

erforderlich machen. 

Heutiger Stand der Technik ist, dass die Erzeugung 

der Nachfrage in Echtzeit folgt. „Nehmen 

wir einmal an, irgendjemand schaltet eine 

Klimaanlage ein“, erläutert Dr. Kwok Cheung,

Mit Hilfe der Generation 

Control Application kann sich 

das Betriebspersonal großer 

Netze im Voraus auf Last– und 

erzeugungsschwankungen 

einstellen. SKEDs dienen der 

zeitlich flexiblen 

Prognostizierung der 

Nachfrage und einer individuell 

programmierbaren 

Netzführung 

Leiter R&D des Bereichs Automation NMS. 

„Dann ermittelt die Generation Control Application 

(GCA), die die Erzeugung regelt, ein 

Ungleichgewicht in der betreffenden 50- oder 

60 Hz-Frequenz und löst einen Regelimpuls 

aus; der bewirkt, dass ein bestimmter Stromerzeuger 

mehr Leistung einspeist. Was zählt, 

ist das Gleichgewicht zwischen Erzeugung 

und Last.“ Aber hier dürfte sich schon bald 

einiges ändern, da regenerative Energiequellen 

mit fluktuierender, also nicht genau vorhersagbarer 

Leistung arbeiten, einen immer 

höheren Anteil an der Stromerzeugung ausmachen. 

Anstatt der Lastentwicklung wie 

bisher folgt die Erzeugung der Wetterlage. 

Als Windenergie, die am meisten genutzte 

erneuerbare Energiequelle, nur 5 Prozent der 

Gesamtleistung lieferte, waren diese Schwankungen 

für die Übertragungsnetze kein wirkliches 

Problem. Aber mit dem Anstieg dieses 

Anteils auf 20 Prozent wird sich auch die 

Unsicherheit im zweistelligen Prozentbereich 

bewegen - und für die Stromerzeuger zu einer 

echten Herausforderung werden. 

Die Generatoren großer Wärme- und Kernkraftwerke 

reagieren nur langsam auf eine 

Veränderung des Strombedarfs und brauchen 

bis zu einem halben Tag, um ihre Leistung zu 

erhöhen. Schnellere Generatoren wie erdgasbetriebene 

Gas- und Strahlturbinen schaffen 

dies in einer halben Stunde, sind aber kostspielig 

und werden deshalb von den Betreibern 

nur zögernd eingesetzt. Und in Versorgungsgebieten 

mit hohem Anteil an Windenergie? 

Prognosen sind hier auch wegen des spezifischen 

Lastverhaltens intelligenter Netze und 

Adaptive 

Stromversorgung 

erfordert eine 

Prognosefunktion. 

der Fähigkeit, systembedingte und wirtschaftliche 

Rahmenbedingungen auf der Verteilebene 

zu berücksichtigen, besonders 

schwierig. „Nehmen Sie zum Beispiel eine 

Fabrik, die auf den momentanen Strompreis 

reagiert, oder einen intelligenten Wäschetrockner 

für Haushalte, der Tarifinformationen 

verarbeitet und selbständig entscheidet, wann 

er sich in Betrieb setzt”, beschreibt Cheung 

das Problem. „Eine verbrauchsgesteuerte 

Erzeugung könnte sogar dramatische Situationen 

zur Folge haben, wenn beispielsweise 

sämtliche Besitzer von Elektrofahrzeugen ihre 

Automobile nach der Rückkehr von der Arbeit 

aufladen möchten.” 

„Wir brauchen Systeme mit der Fähigkeit, 

vorausschauend auf Veränderungen zu reagieren”, 

betont Cheung, „die also in der Lage 

sind, ein Gesamtbild der allernächsten Zukunft 

- die kommenden 20 Minuten oder zwei Stunden 

- zu erstellen.” 

Vorausschauendes 

Situationsbewusstsein 

Für regionale Behörden und Betreiber von 

Übertragungsnetzen entwickelt Alstom Grid 

daher Systeme mit Prognosefunktionen zur 

effizienten Bewältigung der Fluktuation regenerativer 

Stromerzeugung. „Wir wollen den 

Netzen das Vorausdenken beibringen“, erläutert 

Cheung. „Intelligentere Lastverteilung ist 

eine Möglichkeit, diese Unsicherheitsfaktoren 

in den Griff zu bekommen.“ Von zentraler 

Bedeutung für die Lastführung ist die Generation 

Control Application. Dieses System 

steuert die Stromerzeugung unter Einhaltung 

aller Sicherheitsvorgaben und organisiert die 

Lastverteilung zugleich nach wirtschaftlichen 

Gesichtspunkten. Mit Hilfe der GCA kann das 

Betriebspersonal großer Netze auf Last– und 

Erzeugungsschwankungen bereits im Voraus 

reagieren. Die GCA sammelt Daten zur Topologie 

des Übertragungsnetzes, die Leistungskennwerte 

der Generatoren, Erzeugungs- und 

Nachfragedaten aus EMS-Datenbanken und 

verwendet optimierungsbasierte Lastführungskomponenten 

zur Erzeugung wirtschaftlicher 

Lösungen und Anweisungen. 

Die GCA basiert auf einer modularen und 

flexiblen Systemarchitektur mit optimierungsbasierten 

Lastführungseinrichtungen 

namens SKED. Diese passen die Stromerzeugungskurve 

innerhalb bestimmter Zeitabschnitte 

der voraussichtlichen 

Bedarfsentwicklung an. „Die meisten regionalen 

Übertragungsnetze verfügen über 

Algorithmen dieser Art, die jedoch nur echtzeitfähig 

sind“, erläutert Cheung. „Wir beziehen 

eine Prognosefunktion mit ein.“ SKED 

1 ist zur Prognostizierung von Zeiträumen 

zwischen 6 und 8 Stunden fähig. Für die 

erste Stunde wird in Zeitabschnitten von je 

15 Minuten prognostiziert, anschließend 

dann stundenweise. SKED 2 verfügt über 

eine Prognosefähigkeit von ein bis zwei Stunden 

mit Intervallen von je 15 Minuten. 

SKED 3 ermöglicht eine Netzführung mit 

wechselnden Prognoseintervallen, die kommende 

Ereignisse berücksichtigt und die 

Leistungsregelung individuell vorgibt; mit 

anderen Worten, SKED 3 sagt den Betreibern, 

ob sie die Stromerzeugung herauf- oder herunterfahren 

müssen. In der Praxis kann dies 

sogar bedeuten, dass das System die Steuerung 

einzelner Generatoren vorgibt. Dieser 

für wechselnde Zeitintervalle geeignete Algorithmus 

kam bereits dreimal zur Anwendung; 

eines dieser Netze ist inzwischen in Betrieb 

gegangen. Kwok Cheung ist überzeugt, dass 

die robuste Steuerung der Generatoren der 

richtige Weg ist. Robust ist eine „Lösung, die 

drei [„hoch“, „mittel“, „niedrig“] oder mehr 

Nachfrageszenarien so koordiniert, dass sie 

vom mittleren Nachfragepegel ausge- 



hend auch die Befriedigung einer 

hohen oder einer niedrigen Nachfrage gewährleisten.“ 

Die Lösung ist also insofern robust, 

als sie die Befriedigung starker und schwacher 

Nachfrage von einer mittleren Position aus 

durch schrittweise Ansteuerung der für die 

jeweiligen Zeitintervalle ermittelten Übergangspegel 

sowie des Endpegels zur Zielzeit 

sicher ermöglicht. Einschneidende Maßnahmen 

wie beispielsweise die nur noch teilweise 

Befriedigung der Nachfrage bei zu geringer 

Erzeugung sind damit ausgeschlossen. 

„Natürlich wird die Unsicherheit umso 

größer, je weiter Sie in die Zukunft blicken“, 

räumt Cheung ein. Aber auch hier gibt es 

bereits einen Lösungsansatz, nämlich 

Modelle für die mit Nachfrageprognosen 

verbundene Unsicherheit. „Durch die Entwicklung 

von Algorithmen für individuelle 

Lastführungskurven über längere Zeitabschnitte 

anhand der genauesten verfügbaren 

Nachfrageprognosen werden wir ein Unsicherheitsmodell 

zur Überprüfung der Genauigkeit 

dieser Prognosen entwickeln können. 

Anschließend berücksichtigen wir dann einen 

ALLGeMeINeS betrIebSScheMA 

5 mn 

SKED 1 

t=30, 60, 90, 120, 180... 720... 

SKED 2 

t=15, 30, 45, 60... 

SKED 3 

t=5, 10, 15... 

Lastverteilung, 

explizit, in Echtzeit 


implizit bzw. indirekt 

5 mn 

5 mn 

5 mn 

wirklicher Systembetrieb 


Viertelstündlich 

5 mn 

Stündlich 

bestimmten Unsicherheitsfaktor in unserem 

Algorithmus, um noch robustere Ergebnisse 

für die Zukunft zu erzielen.“ Eines ist jedenfalls 

sicher: Wenn der Einfluss intelligenter 

Netze sich erst einmal bemerkbar machen 

wird, wird kein Lastführungsparameter mehr 

über längere Zeit konstant bleiben – unter 

anderem, weil die Endverbraucher (zum 

Beispiel die Besitzer von Elektrofahrzeugen) 

dann in der Lage sein werden, Strom ins 

Netz zurückzuspeisen und somit multidirektionale 

Stromflüsse zu erzeugen. Die GCA 

wird dann sehr viel mehr Intelligenz aufbringen 

müssen, um die stark an menschliches 

Verhalten angelehnte situationsbedingte 

Entwicklung in den intelligenten Netzen zu 

„verstehen“. „Manche Kunden reagieren 

aus althergebrachten Gründen auf die Entwicklung 

des Strompreises, während andere 

ihr Verhalten vielleicht in keiner Weise 

ändern.“ Eine Lösung könnte dann in einem 

auf Übertragungsebene realisierbaren Modell 

menschlicher Verhaltensweisen bestehen. 

Aber bis dahin müssen wir uns noch gewaltig 

anstrengen“. 

5 mn 

bis stündlich 

Allgemeines 

Betriebsschema 

Auf Anforderung 

Nachfrageprognose 

Ausfälle 


Adaptive 

Modellentwicklung 

Asynchron 



perfekt 

Nachbetrachtung 


Betriebsarchive 


M e h r 

Dr. Kwok Cheung 

allGemeineS beTriebSSChema 

Das Allgemeine Betriebsschema (COP) ist 

eine Datensammlung von und für 

Betriebszustände. Es koordiniert die 

Zeitplanung (Scheduling) von drei 

SKED-Optimierungseinrichtungen und 

gewährleistet so, dass deren betriebskritische 

Funktionen verfügbar sind. Bei Ausfall eines 

SKED kommt es zu einer allmählichen 

Beeinträchtigung, nicht aber zu einem 

abrupten Ausfall der echtzeitfähigen 

Leittechnik. Das Schema ist in vier Ebenen 

untergliedert: 

• Presentation-Ebene (Nutzerschnittstellen): 

Entscheidungshilfen für das Betriebspersonal. 

• Service-Ebene: Schnittstellen zu externen 

Netzkomponenten und Datenquellen. 

• Business-Ebene: Validierung, 

Konsolidierung und Harmonisierung der 

asynchronen Daten. 

• Persistence-Ebene: Speicherung 

betriebskritischer Daten. 

Das Allgemeine Betriebsschema fasst 

sämtliche Einzelbetriebsschemata zu einem 

mehrstufigen Entscheidungsprozess 

zusammen. Es wird vor dem ersten Aufruf 

eines SKED mit der Versorgungsplanung für 

den kommenden Tag gespeist und ermittelt 

daraus die für den Betrieb der SKEDs 

erforderlichen Daten. 

Die SKEDs wiederum aktualisieren die von 

ihnen abhängigen COPs und aktualisieren 

auf diese Weise indirekt auch das 

übergeordnete COP. 

Das Allgemeine Betriebsschema gibt in 

modernen Netzleitstellen einen festen 

Rahmen für die zeitliche Planung und 

Koordinierung der Netzressourcen vor, 

und zwar von der Jahresplanung bis zur 

Echtzeitanweisung über alle 

berechenbaren Zeithorizonte hinweg.

Erst 

Energiespeicher 

machen die 

regenerative 

Stromerzeugung 

komplett 

Energiespeicher sind für die 

effiziente Nutzung fluktuierender 

Energiequellen, beispielsweise von 

Wind- und Solarenergie, eine 

wesentliche Voraussetzung. 

Alstom Grid setzt auf mehrere 

vielversprechende Speicherlösungen. 

Der öffentliche Druck zugunsten der Nutzung 

von Energiequellen mit günstiger CO 2- 

Bilanz dürfte auch zu einem starken Anstieg 

des Bedarfs an Energiespeicherkapazitäten 

führen. In mehreren Teilen der Welt gibt es 

Länder, die den Anteil regenerativer Energien 

an ihrer Primärenergieversorgung auf bis 

zu 20 Prozent im Jahr 2030 erhöhen werden. 

Weil besonders reichlich verfügbar, werden 

Wind und Sonne zweifelsohne mit einem 

hohen Anteil vertreten sein. Allerdings sind 

Wind und Sonne fluktuierende, schwerer 

vorherzusagende Energiequellen: ihre Energieausbeute 

schwankt und ist insbesondere 

von den Witterungsverhältnissen abhängig. 

Die Schwankungen mögen erheblich (Tag/ 

Nacht, Flauten) oder auch unbedeutend 

sein (Wolkenzug, wechselnde Windstärken), 

jedenfalls liegen die Folgen für die 

Stromversorger auf der Hand: Das Erzeugungspotenzial 

ist weniger zuverlässig und 

kann, gemessen an der Nachfrage, auch 

unzureichend sein oder von schlechterer 

Qualität usw. Je höher der Anteil dieser 

Energiequellen, desto erheblicher auch die 

beschriebenen Nachteile. „Zur Stabilisierung 

von Wind- und Solarenergie auf einem 

sauberen und konstanten Niveau ist daher 

eine Pufferung nötig”, stellt Dr. Ram Parashar, 

Senior Expert im Research & Technology 

Centre von Alstom Grid im britischen 

Stafford, fest. Deshalb sind Energiespeicher 

für eine effiziente Einspeisung und Nutzung 

schwankender Energiequellen unverzichbar. 

„Es gibt viele Speichertechnologien“, erläutert 

Parashar. „Die können je nach Gegebenheiten, 

Kapazitätsbedarf, Zeitrahmen 

für Ladung und Entladung, geforderter 

Reaktionszeit usw. einzeln oder kombiniert 

eingesetzt werden. Manche dieser Technologien 

sind vermarktungsreif, andere werden 

noch erforscht oder sind in Entwicklung.” 

Pump-, Druckluft- und 

Schwungradspeicher 

Pumpspeichersysteme (PHS) speichern große 

Energiemengen, indem sie mit Hilfe von leis- 

Beim 628 MW-Pumpspeicherkraftwerk Nant de 

Drance in der Schweiz wird die Höhendifferenz 

zwischen zwei Speicherbecken zur 

Stromerzeugung in den Spitzenlastzeiten genutzt. 

tungstarken Pumpen Wasser aus einem 

niedrigen in ein höher gelegenes Becken pumpen. 

Wird die so gespeicherte Energie benötigt, 

kann das Wasser zum Betreiben einer zwischen 

dem höheren und dem niedrigen Becken 

gelegenen Turbine verwendet werden. PHS 

ist eine ausgereifte Technologie und ideal zur 

Speicherung großer Strom- bzw. Energiemengen 

(mehrere Hundert Megawatt) geeignet. 

Die Anfahrzeiten lassen Anwendungen wie 

Lastausgleich, Spitzenlastverschiebung, Kapazitätsabgleich 

und Frequenzregelung zu. 

Druckluftspeicher sind eine neuere Technologie 

nach ähnlichen Prinzipien und mit etwa 

gleichem Anwendungsbereich wie die PHS. 

Dabei wird Luft in natürliche oder künstliche 

Hohlräume (Höhlen, Tunnel, Tanks usw.) 

gepresst und bei Bedarf zum Antreiben einer 

Turbine verwendet. Eine weitere Lösung ist 

die Speicherung kinetischer Energie in 

Schwungrädern, wobei auch hier die Bewegungsenergie 

wieder mit Hilfe eines 



Batterien für kurze Ansprechzeiten. 

Generators in das Stromnetz zurückgespeist 

wird. Der Betrieb von Schwungrädern 

ist unkompliziert. Sie verfügen über ein 

hohes Energiespeicherpotenzial, ermöglichen 

allerdings nur kurze Lade-/Entladezeiten und 

sind damit besonders für die Regelung der 

Stromqualität geeignet. 

batterien, Kondensatoren, Supraleiter 

Natürlich lässt sich elektrische Energie auch 

auf elektrochemischem Wege in Batterien 

speichern. Allerdings sind Batterien in Stromversorgungsnetzen 

aufgrund ihrer begrenzten 

Kapazität und vergleichsweise hoher Kosten 

nur eingeschränkt verwendbar. Inzwischen 

gibt es jedoch neuere - und umweltfreundlichere 

- Technologien (Lithium-Ion-, 

Redoxflow-Zelle), die einen effizienten und 

flexiblen Einsatz zum Lastausgleich und zur 

Sicherstellung der Spannungsqualität selbst 

in Stromversorgungsnetzen ermöglichen, da 

sie Energie in extrem kurzen Zeiträumen 

(~Millisekunden) abgeben können. In die 

Weiterentwicklung dieser Technologien (ins- 

ENTLADEZEIT BEI NENNLEISTUNG 

MINUTEN STUNDEN 

SEKUNDEN 

1 kW 10 kW 100 kW 


besondere zur Anwendung in Fahrzeugen) 

wird massiv investiert, sodass der Preis schon 

mittelfristig stark sinken dürfte. Daraus könnten 

sich dann konkrete Perspektiven für einen 

Einsatz von Hybrid- und Elektrofahrzeugen 

als hoch leistungsfähiges dezentrales Energiespeichersystem 

ergeben, die eventuell auch 

zur Netzstabilisierung beitragen könnten. 

Superkondensatoren, die elektrische Leistung 

fast augenblicklich bereitstellen und SMES- 

Speicher, also Energiespeicherung in supraleitenden 

Magnetspulen, sind weitere 

attraktive Lösungen für bestimmte Nischenanwendungen. 

Superkondensatoren lassen 

sich zudem mit Batterien zu zweistufigen 

Energiespeichern für kurz- und langfristigen 

Fluktuationsausgleich kombinieren. Solche 

kombinierten Lösungen könnten die Stromversorgung 

sicherer machen und die Netzführung 

erleichtern. Welche Technologie sich 

dabei auch durchsetzen mag – das in Frage 

stehende Marktpotenzial wird sich Prognosen 

zufolge auf mehrere Milliarden Euro in den 

kommenden drei bis fünf Jahren belaufen. 

eNerGIeSPeIcher-techNOLOGIeN IM überbLIcK 

USV 

NETZSTABILISIERUNG ENERGIEMANAGEMENT 

Spannungsqualität Lastverschiebung Überbrückung Große Energiemengen 

Metall-Luft-Batterie Redoxflow-Batterien: Zn/Cl Zn-Luft 

Pump- 

ZrBr VRB PSB Neuheiten speicher 

NaS-Batterie Moderne Blei-Säure-Batterie 

Hochenergie- 

CAES 

Kondensatoren ZEBRA-Batterie 

Lithium-Ion-Batterie 

Blei-Säure-Batterie 

NiCd Hochleistungs-Schwungräder 

NiMH 

Hochstrom-Kondensatoren 

Energiespeicheranlage Beacon Power 

(NY, USA) mit 20 MW-Schwungrad. 

SMES 

1 MW 

NENNLEISTUNGEN 

10 MW 100 MW 1 GW 

M e h r 

Paul Howard 

SChwunGräder alS 

enerGieSPeiCher 

Schnelle Schwungräder können 

überschüssigen Strom als kinetische 

Energie speichern und bei Bedarf über 

einen Zeitraum von bis zu 15 Minuten 

und mit Ansprechzeiten von weniger 

als 5 Millisekunden wieder abgeben. 

Am Markt sind bisher nur wenige 

Systeme erhältlich und auch, erst seit 

Kurzem, meist mit einer 

Leistungskapazität von 1 kWh/m³ 

und 10-100 Wh/kg. „Aber hier tut 

sich viel, vor allem im Bereich der 

Werkstofftechnik und bei 

Kugellagern“, berichtet Paul Howard, 

Programm-Manager für 

Werkstofftechnologie. „Schwungräder 

aus glas- oder kohlefaserverstärkten 

Polymeren bieten Energiedichten, die 

drei- bis neunmal höher liegen als bei 

Titan. Durch Verwendung von 

Hochtemperatursupraleitern oder 

Magnetwerkstoffen lassen sich 

überdies die Reibungsverluste in den 

Kugellagern reduzieren und potenziell 

noch weit höhere Effizienzwerte 

erzielen. Und durch Anbringung der 

Schwungräder in einem 

Vakuumbehälter könnte man 

zusätzlich die Luftreibungsverluste 

ausschalten“, gibt Paul Howard 

weiter zu bedenken. Mögliche 

Anwendungsbereiche für 

Schwungräder sind die 

Frequenzregelung und (in 

Kombination mit leistungsfähigen 

Batteriesystemen) der Lastausgleich in 

Stromnetzen, außerdem in 

Schienenantriebssystemen.

Thema KAPItEL II NEUE LÖSUNGEN 

Innovation & 

Leistung 

Strom- und Spannungsmesstechniken sind ein Schwerpunkt des 800 kV-HGÜ- 

Projekts von Alstom Grid und waren Anlass für die Entwicklung eines Messwandlers 

mit optischem Faraday-Sensor für ein sehr breites Frequenzspektrum. Microgrids, 

die an das übergeordnete Netz gekoppelt und im „Inselbetrieb“ einsetzbar sind, 

bieten viele Vorteile. Sie in beiden Betriebsarten effizient zu schützen, ist nicht ganz 

einfach. Leistungssteigerung von Umspannanlagen sind relativ alltägliche 

Maßnahmen. Alstom Grid überzeugt hier mit Lösungen für den Sofortfall und für 

langfristig geplante Modernisierungsprojekte. 



digitale optik setzt Schutz- 

und leitsysteme ins bild 

Strom- und Spannungsmesswandler 

gehören zu den entscheidenden Komponenten des 800 kV HGÜ- 

Projekts von Alstom Grid. Ihre digitale optik mit offener Schnittstelle 

hat der Messtechnik zu einem bisher ungekannten Grad an 

Genauigkeit verholfen, und dies auch bei hohen Frequenzen. 


StrOMWANDLer-fUNKtIONeN 

HS-Schaltanlage Kontrollraum 

Messwandler 

Strommesssensor 

Signalverarbeitung: 

optisch->digital 

Digitaler 

Primärumrichter 

Stromwandler 

Merging Unit 

CVCOM 4DC 

Steuersystem 

Digitale Ausgänge 

IEC 61850 

Digitale Übermittlung 

der Messdaten 

an das Steuer-und 

Überwachungssystem 

Digital-analog-Wandler 

CVCOM 

Steuer- und 

Überwachungssystem 

Das Interesse an der Hochspannungs- 

Gleichstromübertragung (HGÜ) nimmt 

weltweit zu. Die Hauptgründe sind niedrigere 

Leitungsverluste als bei der Wechselstromübertragung 

(keine Wirbelströme) 

und die Tatsache, dass die meisten regenerativen 

Energien (Windenergie, Wasserkraft, 

Solarthermie usw.) in weiter 

Entfernung von den Endverbrauchern 

erschlossen werden. HGÜ-Netze arbeiten 

aber auch kosteneffizient, denn sie benötigen 

keine Umspannanlagen zum Transport 

großer Energiemengen über weite Strecken. 

Weitere Faktoren, die den Einsatz von HGÜ 

begünstigen, sind die steigende Bedeutung 

des Stromhandels und die flexiblen Möglichkeiten 

der Kopplung auch asynchroner 

Netze zur besseren Steuerung von Lastflüssen 

und zur Senkung von Ausfallrisiken. 

Aber all diese Faktoren können ohne genaue 

Messsysteme nicht zur Wirkung kommen; 

Messtechnik ist 

ein Schwerpunkt des 

800 kV-HGÜ-Projekts 

von Alstom Grid. 

Messungen sind unerlässlich zur optimalen 

Ansteuerung von Thyristoren in Umrichterstationen, 

zur Steigerung der Übertragungseffizienz, 

zur Überwachung der 

Spannungsqualität und Lastflüssen beziehungsweise 

zur Einhaltung geltender 

Umweltschutzbestimmungen. „Die Messsysteme 

sind deshalb einer der Schwerpunkte 

des 800 kV-HGÜ-Projekts von 

Alstom Grid“, sagt Pierre-André Monfils, 

Leiter der strategischen R&D-Projekte. 

„Durch Optimierung der Genauigkeit bei 

gleichzeitiger Kompaktheit der Messwandler 

unseres Systems wollen wir unseren 

Wettbewerbsvorsprung ausbauen. Das ist 

eine der anspruchsvollsten Aufgaben bei 

der Entwicklung von HGÜ-Systemen.“ Die 

Wandler basieren auf der optischen Sensortechnologie. 

Die Stromwandler 



ähneln im Prinzip einem an der 

Sammelschiene befestigten Ringsystem. 

Sie können aber auch als freistehende, auf 

Erdpotenzial stehende Einrichtung, installiert 

werden. Die Wandler funktionieren bei 

Temperaturen zwischen +60°C und -40°C 

mit einer Genauigkeit von unter 0,1 Prozent. 

Die eindrucksvolle Frequenzbandbreite 

reicht von Gleichspannung bis zu 5 kHz. 

Andere, durchaus leistungsfähige, Technologien 

wiesen systemimmanente Beschränkungen 

auf. So schränken die Erfordernisse 

der Spannungsisolierung beispielsweise 

den Einsatz von Nullfluss-Wandlern bis zu 

500 kV ein, während resistive Messeinrichtungen 

harmonische Oberwellen nicht 

genau genug erfassen. Als geeignetste 

Lösung erwiesen sich schließlich die optischen 

Stromwandler: sie sind einfach im 

Aufbau, robust und äußerst genau. 

Die wichtigste Neuheit auf diesem Gebiet 

ist die Kombination eines Faraday-Sensors 

mit einem DC-Shunt, der die Vergleichsmesswerte 

liefert. „Das ist ein hoch interessanter 

Forschungsansatz", erläutert Monfils. "Nur 

Faraday-Sensoren bieten eine Bandbreite von 

Gleichstrom bis 5 kHz ohne Phasenverschiebung. 

Die hohe Temperaturstabilität des 

DC-Shunts lässt sich außerdem voll nutzen.“ 

erhellende Messungen 

Die optischen Stromwandler von Alstom Grid 

sind mit einem Faraday-Sensor, einem den 

Primärleiter umfassenden Glasring, ausgestattet. 

Ein polarisierter Lichtstrahl durchläuft 

nun diesen Ring. In Abhängigkeit von der zu 

messenden Stromstärke wird die Polarisationsebene 

des Lichtes gedreht. Die optischen 

Signale werden durch einen Primärumrichter 

in digitale Signale verwandelt und über 

Glasfaserverbindungen in die Merging Unit 

CVCOM 4DC übertragen. 

Diese Merging Unit CVCOM 4DC kombiniert 

die digitalen Signale mehrerer Strommesswandler 

und übermittelt sie an das Steuer- 

und Überwachungssystem. Dieses System 

verfügt über entsprechende Algorithmen und 

steuert damit, basierend auf den Messdaten, 

die Thyristor-Ventile und damit die Lastflüsse. 

Das Steuer- und Überwachungssystem übermittelt 

aber auch Informationen an weitere 


Dielektrische Versuche 

in einem HS-Labor in 

Graz, Österreich. 

optische 

Stromwandler haben 

sich als geeignetste 

Lösung erwiesen. 

intelligente elektronische Geräte (IED) 

und an andere Systeme, beispielsweise 

den Schutz, um damit sowohl den WS- als 

auch den GS-Bereich zu überwachen. 

Die Wandler liefern Messdaten, die die 

Erkennung eines breiten Spektrums kritischer 

Zustände ermöglichen, beispielsweise 

Überspannungen, thermische Überlastung 

und ungeplante Schaltvorgänge. 

Alstom Grid’s Lösung: 

Faraday-Wandler in 

Kombination mit einem 

DC-Shunt. 

Zwei wichtige Vorzüge optischer Sensoren 

sind das breite Frequenzspektrum (bis 5 kHz) 

und die einfachen optischen Datenverbindungen, 

die die Wandler sehr kompakt machen. 

Gegen elektromagnetische Strahlungen und 

Störsignale sind die Sensoren nicht anfällig. 

Zur Erdisolation und Datenübertragung sind 

keine gasgefüllten Porzellanisolatoren erforderlich, 

wodurch Leckagen und Explosionen 

ausgeschlossen werden können. 

Die Messdaten werden gemäß IEC-Standard 

61850-9-2 übertragen, einem Ethernetbasierten 

Protokoll für die offene Kommunikation 

zwischen Geräten in Umspannanlagen. 

Daher lassen sich die Messwandler auch leicht 

in offene, vielseitige Kommunikationslösungen 

zur Automatisierung von Umspannanlagen

integrieren. „Chinesische Betreiber 

würden beispielsweise nie 

ein komplettes Messsystem kaufen“, 

berichtet Monfils, „aber mit 

seinen offenen, standardisierten 

Schnittstellen lässt sich unser 

Messwandler hervorragend in 

die Systeme chinesischer Kunden 

integrieren.“ 

Gläser, die für Durchblick sorgen 

Der optische Stromwandler von Alstom 

Grid hat die grundlegenden Genauigkeits- 

und Messbereichsanforderungen für Gleichstrom 

nicht nur erfüllt, sondern übertroffen. 

„Nehmen Sie zum Beispiel das für die Messung 

von harmonischen Oberschwingungen 

spezifizierte Frequenzspektrum“, erläutert 

Monfils, „da ist genaues Messen eine Herausforderung, 

denn es erfordert eine hohe 

Bandbreite. Unser optischer Wandler 

bietet eine Spektrumsbreite von 5 kHz, 

während man sich bei herkömmlichen 

Wandlern mit 50 Hz begnügen muss.“ 

Die Messung des Oberschwingungsanteils 

bietet wesentlichen Aufschluss über die 

Arbeitsweise der Thyristoren. Das 800 kV- 

HGÜ-System von Alstom Grid lässt mit 

seinen 12 Puls-Thyristorumrichtern nur 

einen geringen Oberschwingungsanteil zu. 

Damit ist eine Überhitzung sowie Resonanzprobleme 

und Störungen in Informations- 

und Kommunikationssystemen 

weitgehend ausgeschlossen. Eine Beeinträchtigung 

der Steuereinrichtungen kann 

ebenfalls nicht eintreten. „Aus den Oberschwingungs-Messdaten 

unseres Wandlers 

kann das Steuersystem den Arbeitspunkt 

der Thyristoren ganz genau ermitteln", 

unterstreicht Monfils, „um sie dann je nach 

Bedarf neu abzustimmen oder in einen ganz 

anderen Steuermodus zu überführen.“ 

Ähnlich beschreibt Monfils auch die Grundidee 

der digitalen optischen Messwandler: 

„Vor allem liefern die Wandler dem Steuer- 

und Überwachungssystem ein perfektes 

digitales Bild des gemessenen Stromwerts. 

Wir erreichen die sehr hohe Genauigkeit 

von 0,1 Prozent des Nennstromwerts und 

zwar für Ströme bis zu 4.500 Ampère, also 

Unsere oberschwingungs- 

Messdaten liefern ein extrem 

genaues Bild der Arbeitsweise 

der thyristoren. 

die übliche Stromstärke chinesischer Netze. 

Für den Fall eines Kurzschlusses oder Thyristorausfalls 

können sogar Ströme bis zu 

30.000 Ampère gemessen werden. Und 

optische Spannungswandler? Hier sind 

kapazitiv-resistive Wandler in der Erprobung. 

Monfils und sein Team arbeiten 

daran. Und Think Grid wird Sie bald genau 

darüber informieren. 

M e h r 

Pierre-André Monfils 

dielekTriSChe verSuChe 

Die Erfassung und Übermittlung 

von Messdaten ist die Hauptaufgabe 

von Messwandlern. Zur 

Gewährleistung einer sicheren 

Arbeitsweise müssen die Messwandler 

allerdings über ein entsprechendes 

Isolationsvermögen verfügen. Ihre 

Isolation muss auch höchsten 

Betriebsspannungen ohne Kurzschluss 

überstehen. Um sicherzustellen, dass 

sie allen Anforderungen genügt, wird 

die dielektrische Festigkeit der 

Wandler unter extremen Bedingungen 

geprüft. Ein wichtiger Testparameter 

ist dabei die Nennisolationsspannung, 

die immer höher als die 

Betriebsspannung einschließlich jeder 

Art von Überspannung sein muss. 

Die in dem HS-Labor der TU Graz, 

Österreich, durchgeführten 

dielektrischen Prüfungen haben die 

Wandler erfolgreich bestanden. 

Dabei wurden im Einzelnen folgende 

Prüfungen vorgenommen: 

• Blitzstoßspannung 

• Schaltstoßspannung, beregnet 

• Gleichspannung, beregnet 

• Wechselspannung 

• Wechselspannung mit 

Teilentladungsmessung 

• Gleichspannung mit 

Teilentladungsmessung 

• Gleichspannung-Polaritätswechsel 

• Funkstörpegel bei Wechsel- und 

Gleichspannung. 



der netzschutz 

von microgrids: 

eine neue 

herausforderung 

Microgrids verbreiten sich 

schnell und werden zweifelsohne eine 

zunehmend wichtigere rolle in der 

Stromversorgung spielen. Damit ist allerdings 

auch eine reihe von Herausforderungen, 

wie die Notwendigkeit neuer 

Netzschutzeinrichtungen, verbunden. 

Microgrids, also kleinere autarke Energieversorgungssysteme, 

die an das übergeordnete 

Netz angeschlossen oder auch eigenständig 

betrieben werden können, stoßen seit mehreren 

Jahren bei den Energieversorgern auf 

großes Interesse. Auch die Forschung interessiert 

sich für sie, um die Fragen sich wandelnder 

Kundenanforderungen und 

Zuverlässigkeit der Netze zu beantworten. 

Zum Beispiel Japan: Die Forschung dieses 

an Energieressourcen armen Landes schenkt 

regenerativen Energien besondere Aufmerksamkeit 

und beschäftigt sich daher auch 

intensiv mit Energiespeicherung und Stromversorgung 

mittels Microgrids. In Europa 

sind die Entfernungen vom Erzeuger zum 

Verbraucher weit geringer. Hier interessiert 

man sich vor allem für den Aufbau intelligenter 

Netze durch eine Kopplung von Microgrids. 

Auch in Kanada, Australien, China 

und in vielen weiteren Staaten wird entsprechend 

den lokalen Versorgungsbedingungen 


MIcrOGrID PrINZIPAUfbAU 

Kommunikationsinfrastruktur 

Trennschalter 

Netzleitstelle 

und den Anforderungen der jeweiligen Märkte 

über Microgrids geforscht. 

Aber was macht Microgrids eigentlich so 

attraktiv? Natürlich könnten Netze mit dezentraler 

Stromerzeugung nicht nur die Versorgungssicherheit 

erhöhen, sondern auch ein 

differenzierteres Leistungsangebot ermöglichen. 

Nur gewährleistet allein die Einspeisung 

dezentraler Energiequellen in Netze 

heutiger Art noch keinen dieser Vorteile, sie 

könnte sich sogar negativ auf die Stromqualität 

auswirken: regenerative Energiequellen 

verstärken die Schwankungen auf der Erzeugungsseite. 

Mit Microgrids hingegen lassen 

sich Stromerzeugung und -versorgung effizient 

organisieren und bei Ausfällen des 

übergeordneten Netzes auch autonom betreiben. 

Grundprinzip sind dabei die kurzen 

Entfernungen von der dezentralen Energiequelle 

bis zum Verbraucher. „Das zugrundeliegende 

Konzept ist von Land zu Land 

verschieden, aber alle Microgrids haben eine 

Verteiltransformator 

Energiespeicher Photovoltaikanlage Energiespeicher 

Stromleitung 

bestimmte Anzahl gemeinsamer Eigenschaften: 

dezentrale Erzeugung aus regenerativen 

Energien, bi-direktionaler Lastfluss, Regelung 

der Lastflüsse und Einsatz von Leistungselektronik. 

Microgrids haben viele Vorzüge, 

es sind so zu sagen ‚hochintelligente’ Netze. 

Aber sie sind auch mit Herausforderungen 

verbunden, darunter dem Problem eines 

wirkungsvollen Netzschutzes“, urteilt Dr. 

Zhiqian Bo, China Research Manager. 

Neue Netzschutzanforderungen 

Die Kopplung von Microgrids an die vorhandenen 

Netzstrukturen wirft eine Reihe von 

Fragen auf. Wann genau sollte ein Microgrid 

in den autonomen Betrieb wechseln, angesichts 

der vielen Ereignisse, die in dem übergeordneten 

Netz auftreten können? Und wie 

lässt sich auch nach dem Wechsel in den 

autonomen Betrieb ein koordinierter Schutz 

weiter sicher gewährleisten? Wie erzielt man 

im Fehlerfall die richtige Selektivität, um bei 

Einfamilienhäuser

Wind Biomasse Brennstoffzelle 

Mehrfamilienhäuser 

usw. 

Warmwasserleitung 

Öffentliche Gebäude/Geschäfte 

Mikrogrids sind ebenso 

effiziente Stromerzeugungs- wie 

Stromverteilungslösungen. 

einer Vielzahl von Inselnetzen überflüssige 

Abschaltungen zu vermeiden? 

Wie lässt sich die richtige Ansprechschwelle 

gewährleisten, um die Nichterkennung von 

Fehlern bzw. eine verspätete Abschaltung 

auszuschließen? "Eine der größten Herausforderungen 

ist die Entwicklung eines 

Schutzsystems, das sowohl auf Fehler im 

übergeordneten Netz als auch im Microgrid 

anspricht. Microgrids können ja gekoppelt 

und autonom betrieben werden; daher müssen 

die Schutzeinrichtungen ausnahmslos alle 

Fehler im Microgrid sowohl bei Koppel- als 

auch bei Inselbetrieb erfassen können“, erläutert 

Dr. Bo. Ein schneller Halbleiterschalter 

dient der Anbindung des Microgrids an das 

übergeordnete Netz. Grundsätzlich könnte 

der Netzschutz somit darin bestehen, das 

Microgrid bei jedem Fehler mit Hilfe des 

Schalters abzukoppeln, egal ob der Fehler 

im übergeordneten Netz oder im Microgrid 

auftritt. In Verteilnetzen basieren die meisten 

herkömmlichen Schutzeinrichtungen 

auf dem Überstromschutz zur Erkennung 

von Kurzschlüssen, aber Überstrom-Relais 

erkennen nur die Fehler im übergeordneten 

Netz, denn die Fehlerströme mit Leistungselektronik 

gesteuerter kleiner Energiequellen 

sind zu gering. Zur Erkennung von 

Fehlern im Microgrid sind daher neue Algorithmen 

erforderlich. 

Bei Anschluss dezentraler Erzeuger können 

die Sensoren zudem in beiden Richtungen von 

Strom durchflossen werden; das Microgrid 

hat dann mehr mit einem Übertragungs- als 

einem Verteilnetz gemein. Außerdem gibt es 

in den meisten radialen Netzen keine bidirektionalen 

Lastflüsse. Schließlich führen 

auch die durch Leistungselektronik und fluktuierende 

Energiequellen (Sonne, Wind) 

hervorgerufenen Oberwellen zu weiteren 

Herausforderungen. 

Zur Lösung dieser Probleme „darf der Schutz 

von Microgrids weder für Überströme noch 

bi-direktonale Lastflüsse, Ungleichgewicht 

zwischen Last- und 

Erzeugungsprofil oder 

neu zu- bzw. abgeschalteter 

Erzeuger anfällig 

sein“, unterstreicht 

Dr. Bo. Die Schutzrelais 

müssen sich an wechselnde 

Energiequellen (Wind, Solar usw.) 

anpassen können; Oberwellen müssen durch 

Regeleinrichtungen beherrschbar sein. Zur 

Gewährleistung von Flexibilität und Zuverlässigkeit 

zugleich muss der Schutz von Microgrids 

künftig noch enger mit der Leittechnik 

verzahnt werden. Der Schutz wird auf neueste 

Kommunikationstechnologien angewiesen 

sein und sich zeitgleich mit der Entwicklung 

der Microgrids ebenfalls weiter entwickeln. 

Industrielle Lösungen dürften daher in den 

kommenden fünf bis 10 Jahren vorliegen. 

„Es mögen noch viele Lösungen gefunden 

werden müssen, aber eines ist sicher: Microgrids 

werden in der Stromversorgung unaufhaltsam 

an Bedeutung gewinnen.“ 

M e h r 

Dr. Zhiqian Bo 

ZukunfTweiSende 

miCroGridS 

„Als Konzept sind Microgrids eine 

Weiterentwicklung der dezentralen 

Energieressourcen (DER)“, berichtet 

Dr. Bo. „Seit dem Ende der 1970er Jahre 

arbeitet man intensiv an der Nutzung 

erneuerbarer Energien wie Wind-, 

Wasser- und Gezeitenkraft sowie 

Solarenergie. Nur wirft die Einspeisung 

dezentraler Stromerzeuger ebenso 

viele Probleme auf wie sie löst. Viel 

erfolgversprechender für die Nutzung des 

gerade erst entstehenden Potenzials der 

dezentralen Energieerzeugung ist deshalb 

eine systemische Betrachtungsweise von 

Erzeugung und Verbrauch im Rahmen 

eines Subsystems oder Microgrids.“ 

Microgrids sind nämlich nichts anderes 

als maßstabgerecht verkleinerte und 

modernere Stromversorgungsnetze der 

Art, wie man sie seit Langem kennt. Durch 

Nutzung dezentraler Energiequellen bieten 

sie allerdings weit kürzere Entfernungen 

zwischen Erzeugung und Last und somit 

erheblich reduzierte Übertragungsverluste. 

Die Microgrids beziehen ihren Strom aus 

regenerativen Energiequellen und bieten 

eine entsprechend günstige CO2-Bilanz. 

Energiespeicher machen sie außerdem 

sehr zuverlässig. Zur flexiblen, 

bedarfsgeführten Regelung dient 

Leistungselektronik. An- und abschaltbare 

Stromerzeuger und Verbraucher 

gewährleisten die Benutzerfreundlichkeit. 

Die echtzeitfähige Schutz- und Leittechnik 

sorgt für schnelles Erkennen und Beheben 

von Störungen. Da sich sowohl Erzeuger 

als auch Lasten abschalten lassen, 

gewährleisten Microgrids ein hohes 

Leistungsniveau und sicheren Schutz. 



UNterIrDISche GIS-UMSPANNANLAGe 

leistungssteigerung von umspannanlagen 

für heutige und künftige anforderungen 

Elektrische Netze haben eine Lebenserwartung von 40 bis 

50 Jahren, aber die Nachfrage und der gesetzliche rahmen entwickeln sich weit schneller. 

wie können Planer auf diesen Umstand reagieren? Leistungssteigerung ist eine Lösung. 

Elektrische Netze zu planen ist nicht immer 

leicht. Wo soll die neue Umspannanlage 

errichtet werden? Werden sich unbebaute 

Flächen am Stadtrand in den kommenden 

20 Jahren in einen neuen Vorort verwandeln? 

Werden in den nächsten fünf Jahren 

neue Fabriken aus dem Boden schießen 

und den Strombedarf sprunghaft ansteigen 

lassen? Wird der Klimawandel Überschwemmungen 

und Zerstörung für die 

Menschen, aber auch für die Netzinfrastruktur 

bringen, wie kürzlich in Japan und Südostasien 

geschehen? Jedenfalls wird die 

Netzplanung nicht einfacher, meint Gilles 

Tremouille, Technical Marketing Manager 


bei Power Systems: „Die Umspannanlage 

der Zukunft muss überall errichtet werden 

können, auf Offshore-Plattformen ebenso 

wie in großstädtischen Gebieten mit vielen 

Beschränkungen 

Die Umspannanlage 

der Zukunft muss überall 

errichtet werden können. 

und Auflagen. 

Gleichzeitig gilt 

es, die Stabilität 

und die Energieeffizienz 

der 

Netze weiter zu 

verbessern, die Umweltbelastung zu reduzieren 

und die Netze noch intelligenter zu 

machen.” Aber dies bedeutet nicht, dass die 

Betreiber nun ganze Systeme verschrotten 

und alles von Grund auf neu planen müssten. 

"Vielleicht werden sich Bestimmungen 

ändern, Emissionen sind zu senken, die 

Lärmbelastung ist zu reduzieren oder 

der optische 

Eindruck bereit 

e t i n f o l g e 

w u c h e r n d e r 

Ballungsräume 

Probleme. In 

solchen Situationen 

steht der Betreiber dann vor der entscheidenden 

Frage: Neubau oder 

Modernisierung? Alstom Grid versteht, 

Trends zu analysieren, und bietet für jede

Shanghai damals und heute. Mit dem 

Bauboom und der Modernisierung ist in den 

letzten beiden Jahrzehnten auch der 

Stromverbrauch deutlich angestiegen. 

Art von Maßnahme sachkundige Beratung. 

Wir sehen uns den Veränderungsbedarf an 

und ermitteln die Kosten. Würde eine Leistungsverbesserung 

weniger kosten als der 

Neubau eines Umspannwerks? Das ist die 

zentrale Frage. Und natürlich auch: „Wie 

wird sich der Bedarf in den kommenden 

Jahren entwickeln?" Eigentlich ist eine Leistungssteigerung 

etwas absolut Normales. 

„Wie sorgfältig Sie auch planen: Bei der 

Realisierung kommt es meistens zu Abweichungen, 

die mit den Jahren an Bedeutung 

gewinnen können." 

Vom Problem zur Lösung 

Die Planung von Netzen beginnt mit einer 

Bestandsaufnahme mit dem Ziel, aktuelle 

und künftige Bedürfnisse, zum Beispiel für 

die kommenden fünf Jahre, zu ermitteln. 

Anschließend muss ein Unternehmen 

wie Alstom mit entsprechendem Produkteportfolio 

sowie System- und Installationskompetenz 

hinzugezogen werden. 

Bei gestiegenem Strombedarf könnte 

sich beispielsweise eine Erhöhung des 

Nennstroms als notwenig erweisen, durch 

Irgendwann steht der Betreiber 

vor der entscheidenden Frage: 

Neubau oder Ertüchtigung? 

eine Spannungserhöhung ließen sich die 

Leitungsverluste reduzieren und die Systemstabilität 

verbessern. Eine neue Sammelschiene 

bzw. Schutzeinrichtungen 

könnten die Netzzuverlässigkeit verbessern. 

Grundsätzlich gibt es zwei Arten von 

Modernisierung: Leistungssteigerung 

(Uprating), d.h. leistungsfähigere elektrische 

Geräte, und Ertüchtigung (Upgrade), 

worunter alle übrigen Aufrüstmaßnahmen 

in der Umspannanlage zu verstehen sind. 

So wurde im marokkanischen Meloussa 

unlängst eine 30 Jahre alte herkömmliche 

"bemannte" Umspannanlage mit einem 

digitalen Schutz- und Leitsystem ausgestattet, 

sodass sie nun "unbemannt" von der 

regionalen Netzleitstelle aus betrieben werden 

kann. Oder eine Anlage bietet nicht 

genügend Raum oder ungünstige technische 

Voraussetzungen für den Anschluss neuer 

Verbraucher. In Großbritannien verwendete 

Alstom in solch einem Fall eine besonders 

kompakt untergebrachte Feldeinheit. Im 

Fall einer 20 Jahre alten Umspannanlage in 

Tunesien, deren ursprüngliche Auslegung 

nur eine begrenzte Zahl von Freileitungen 

zuließ, erlaubt heute eine skalierbare 

Doppelsammelschiene den Anschluss weiterer 

Freileitungen. 

hand in hand mit dem Kunden 

Manchmal steht der Kunde allerdings auch 

vor einem Problem, das einer sofortigen 

Lösung bedarf. Im Juli 2010 flog Gilles 

Tremouille beispielsweise nach Kuwait zu 

Gesprächen mit Vertretern des Ministeriums 

für Energie und Wasser, das die Errichtung 

eines 5 GW-Kraftwerks innerhalb der 

nächsten drei Jahre plant. Damit wird der 

Kurzschlusspegel im gesamten 



fLUSSDIAGrAMM ZUr LeIStUNGSSteIGerUNG 

Anforderungen aus 

Systemstudien 

Asset-Bewertung 

Technische Anforderungen 

Technologie 

Verfügbarkeit einer Standardlösung 

Umweltanforderungen - LCA 

Risikoanalyse 

Sicherheit 

Wartung Installation 

Lebenszykluskosten 

Implementierung einer 

anderen Lösung 

(Änderung der Netzstruktur, 

Implementierung operativer 

Beschränkungen, keinerlei 

Maßnahme, usw.) 

kuwaitischen Stromnetz drastisch 

ansteigen. Alstom hat dem Kunden als Sofortlösung 

für kurzfristig auftretende Probleme 

die Installation von Seriendrosselspulen im 

gesamten Netz vorgeschlagen. Die effizienteste 

Art der Zusammenarbeit mit dem Kunden 

ist allerdings, bereits im Vorfeld mit der 

Planung zu beginnen, um künftige Bedürfnisse 

genau zu ermitteln. "Sofortlösungen lassen 

M e h r 

Gilles Tremouille 

umSPannanlaGen 

heuTe und 

morGen 


NEIN 

Anforderungen aus dem 

Asset Management 

Leistungssteigerung 

als eine von mehreren 

Optionen 

Entscheidungsprozess 

Machbarkeitsstudien 

Ertüchtigung/ 

Leistungssteigerung 

JA 

Implementierung 

einer Lösung 

Bewertung des fertig 

umgesetzten Projekts 

Rückmeldung 

Eine Umspannanlage ist 

wie ein Flughafen, wo man 

den Wagen abstellt und ins 

Flugzeug einsteigt. 

Umspannanlagen sind 

Schnittstellen zwischen 

Versorgungsgebieten, 

zwischen Erzeugung und 

Verbrauch – und an vielen 

Stellen im Netz 

unverzichtbar. Ebenso 

kann man Freileitungen 

und Kabelstrecken auch 

mit Luftverkehrskorridoren, 

Schienenstrecken, 

Autobahnen oder 

Gehsteigen gleichsetzen: 

Umspannanlagen befinden 

sich mitten in der Stadt 

sowie überall dort, wo die 

Anforderungen aufgrund 

externer Faktoren 

Projektüberblick 

(Kostenüberschreitung, 

Verzögerung usw.) 

Rückmeldung 

sich immer finden", meint Tremouille, "aber 

die gefundene Lösung ist für den Kunden umso 

interessanter, je früher er sie erhält, denn dann 

bleibt mehr Zeit für eine bedarfsgerechte individuelle 

Ausgestaltung.“ Bei etwa 30 Prozent 

der von Alstom durchgeführten Ertüchtigungsprojekte 

hat der Kunde 10 Jahre zuvor mit der 

Planung begonnen, und die Ausschreibung 

circa zwei Jahre vor Auftragserteilung veröf- 

Systemanforderungen 

(Anstieg des Nenn- oder 

des Kurzschlussstroms, 

Stabilität oder Zuverlässigkeit 

des Netzes) dies 

notwendig machen. 

„In Städten errichten 

wir unterirdische 

Umspannanlagen, dann 

ist die Akzeptanz oft viel 

besser. Aber ob 

unterirdisch, auf der 

Offshore-Plattform eines 

Windparks oder in 

abgelegenen Gegenden, 

wo private Erzeuger ihren 

Strom einspeisen - solche 

Anlagen passen sich immer 

den Bedürfnissen der 

jeweiligen Nutzer an.", 

Sie müssen Hand 

in Hand mit dem 

Kunden vorgehen. 

fentlicht. Etwa 50 Prozent der Projekte müssen 

innerhalb von fünf Jahren umgesetzt 

werden und 20 Prozent gehören zur Kategorie 

der Sofortmaßnahmen, wenn der 

Netzausbau entweder durch die Installation 

eines neuen Schaltfeldes oder von Drosselspulen 

notwendig wird. Der Grund liegt meist 

in der kurzfristigen Errichtung einer neuen 

Fabrik oder in der zusätzlichen Einspeisung 

von Strom aus privaten Energieerzeugungsanlagen. 

Die Ertüchtigung selbst kann mehrere 

Wochen in Anspruch nehmen, wenn es 

beispielsweise um Umweltschutzmaßnahmen 

geht, oder sehr viel mehr Zeit, wenn die 

gesamte Umspannanlage betroffen ist. „Die 

Herausforderung besteht darin, dass die 

Netze natürlich in Betrieb bleiben müssen, 

und die Zeitfenster für Abschaltungen äußerst 

knapp bemessen sind. In Tunesien dauerten 

die Maßnahmen zur räumlichen Verlegung 

einer bestehenden Schaltanlage zwei Jahre, 

aber während der gesamten Zeit blieb 

die Anlage in Betrieb. Genau wie Sie eine 

U-Bahnlinie in Paris nicht für ganze zwei 

Wochen stilllegen können, sondern dann 

eben nachts, nach Betriebsschluss, arbeiten 

müssen. Allerdings muss man dazu Hand in 

Hand mit dem Kunden vorgehen.“ 

betont Gilles Tremouille. 

Und neben den rein 

technischen Anforderungen 

gilt dies auch für Wünsche 

und Erwartungen, 

beispielsweise der 

Umweltverträglichkeit oder 

der Spannungsqualität. 

„Dies ist wieder das Thema 

Ertüchtigung. Ältere 

Systeme müssen für höhere 

Spannungspegel, neue 

Leittechniken, Lichtwellenleiter 

und Fernwirktechnik 

vorbereitet werden. Dabei 

kann es um den Austausch 

veralteter oder besonders 

belasteter Komponenten, 

um die Erhöhung der 

Erdbebensicherheit, die 

Anpassung an neue 

Bestimmungen oder die 

Behebung von Sicherheitsproblemen 

gehen. 

In Zukunft könnte noch 

die Installation von 

Energiespeichern sowie die 

systematische Einführung 

einer dynamischen 

Überlastregelung, die die 

aktuelle Umgebungstemperatur 

sowie die Windstärke 

berücksichtigt, mehr und 

mehr an Bedeutung 

gewinnen. Auch eine 

weitere Verbreitung von 

FACTS-Elementen zur 

besseren Nutzung der 

Hochspannungsleitungen 

ist denkbar.

Thema KAPItEL III ENErGIEVErSorGUNG HEUtE UND MorGEN GArANtIErEN 



HGÜ-Transformatoren sind eine Kernkomponente jedes Hochspannungs-Gleichstromübertragungs-Systems, 

machen aber auch den größten Teil der Gesamtkosten aus. Ihre Zuverlässigkeit ist daher von besonderer 

Bedeutung. Statische Blindleistungskompensatoren (SVC) sind besonders vielseitig und lassen sich sowohl zur 

Dämpfung von Leistungspendelungen als auch zur herkömmlichen Spannungs –und Blindleistungsregelung 

verwenden. Dank 70-jähriger Erfahrungen bieten Federenergieantriebe für Leistungsschalter von Alstom Grid 

ein unerreichtes Maß an Zuverlässigkeit, Langlebigkeit und Leistung. 



teSt eINeS 800 KV hGü-trANSfOrMAtOrS 

hGÜ-Transformatoren: kernbestandteile von 

Gleichstromübertragungs-Systemen 

HGÜ-transformatoren sind ein unerlässlicher 

Bestandteil jedes Hochspannungs-Gleichstromübertragungs- 

Systems. Ihre robustheit und Zuverlässigkeit entscheiden 

wesentlich über die Verfügbarkeit des Systems. Infolge immer 

höherer Übertragungsleistungen steht auch ihr Design vor 

neuen Herausforderungen. 


Die Hochspannungs-Gleichstromübertragung 

(HGÜ) ist heute weithin anerkannt 

als eine effektive und wirtschaftliche Lösung 

für den Transport hoher Leistungen mittels 

Freileitungen oder Kabel über große Entfernungen. 

Überall auf der Welt findet die 

HGÜ daher zunehmend Anwendung; ganz 

besonders gilt dies für Schwellenländer wie 

China, Indien oder Brasilien, wo die Ener

hochspannungs- 

gieübertragung von weit entfernten Standorten 

(Wasserkraftwerke, Windparks) in 

die städtischen bzw. industriellen Ballungsgebiete 

über hunderte oder tausende von 

Kilometern eine wesentliche Aufgabe darstellt. 

Darüber hinaus dienen HGÜ-Systeme 

aber auch zur Kopplung von WS-Netzen 

unterschiedlicher Frequenz oder Netzstabilität. 

Angesichts des steigenden Energie- 

DAS teAM VON ALStOM GrID IN WUhAN (chINA) 

bedarfs kann die Übertragungsleistung in 

U(Ultra)HGÜ-Systemen bei Spannungen bis 

zu ±800 kV – und bald wohl noch höher – 

bis zu 6.400 MW betragen. 

Zuverlässigkeit der 

transformatoren entscheidet über 

Systemverfügbarkeit 

„Der HGÜ-Transformator ist der entscheidende 

und der teuerste Bestandteil jedes 

HGÜ-Systems“, so Milan Saravolac, R&D 

Direktor der Produktlinie Power Transformers 

von Alstom Grid. HGÜ-Transformatoren 

bilden den Übergang vom WS-Netz zur 

HGÜ-Verbindung auf der Erzeugerseite und 

von der HGÜ-Verbindung zum WS-Netz 

auf der Verbraucherseite. 

In modernen bipolaren UHGÜ-Systemen 

mit zwei 12-Puls-Umrichtern pro Pol sind 

an jedem Verbindungsende 24 einphasige 

Großtransformatoren erforderlich. „Die 

Zuverlässigkeit dieser UHGÜ-Transformatoren 

ist von herausragender Bedeutung, 

da der Ausfall eines einzigen von ihnen zur 

Abschaltung des gesamten Pols und der 

damit verbundenen Leitung führen kann“, 

erklärt Saravolac. Auch in seinen jüngsten 

Zuverlässigkeitsstudien gelangt das International 

Council on Large Electric Systems 

(CIGRE) zu dem Ergebnis, dass 



Transformatoren statistisch betrachtet 

die Hauptverursacher von Netzausfällen 

sind; allerdings konnten hier in den letzten 

Jahren dank strengerer IEC Standards und 

Testanforderungen, besserer Methoden der 

Qualitätsüberwachung, des Einsatzes 

moderner Zustandsüberwachungssysteme 

und konzeptueller Verbesserungen an den 

Isolierungen deutliche Fortschritte erzielt 

werden. 

transportbegrenzungen 

Die Konstruktion von HGÜ-Transformatoren 

steht vor vielen neuen Herausforderungen. 

Da sie an der Schnittstelle zwischen WS- und 

GS-Systemen zum Einsatz kommen, müssen 

sie den kumulierten Anforderungen beider 

Seiten genügen, mit anderen Worten, HGÜ- 

Transformatoren müssen nicht nur die für 

alle Transformatoren in Hochspannungs- 

Wechselstromnetzen geltenden Leistungsanforderungen 

erfüllen. Sie müssen 

zusätzlich den technischen Erfordernissen 

des Anschlusses an die Umrichterstation 

genügen und somit auch gegen Gleichspannungen 

isoliert sein. Eine weitere Herausforderung 

ist die Transformatorengröße. Da 

die Spannungs- und Leistungspegel von 

HGÜtransformatoren 

sind Schlüsselkom- 

ponenten. 

HGÜ-Verbindungen ständig steigen, muss 

auch die Spannungs- und Leistungsauslegung 

der einzelnen HGÜ-Transformatoren 

entsprechend erhöht werden. Abmessungen 

und Gewicht von UHGÜ-Transformatoren 

stoßen allmählich an die durch unsere Verkehrsmittel 

vorgegebenen physikalischen 

Grenzen (Schienenspurweiten, Tunnelbreiten, 

Bodenbelastung usw.). Daher könnten sich 

modulare Lösungen als notwendig erweisen, 

beispielsweise einen separaten Kesselraum 

für die Unterbringung der UHGÜ-Verbindung 

zwischen dem Aktivteil des Transformators 


Dreiphasen-HGÜ-Transformator von Alstom 

Grid (256 MVA, 358 kV) während des Tests.

und den Durchführungen. „Wegen des 

begrenzten Raums für das Aktivteil des 

Transformators einschließlich aller UHGÜ- 

Verbindungen ergeben sich erhebliche Herausforderungen 

bei Konstruktion und 

Optimierung seines dielektrischen Systems“, 

fügt Saravolac 

hinzu. Um diese 

Herausforderungen 

ohne Komp 

r o m i s s e i n 

puncto Qualität 

und Zuverlässigkeit 

zu bewältigen, 

ist nicht 

allein ein umfassendes 

Wissen 

um die Belastungen 

im Betrieb 

und die damit 

zusammenhängenden Phänomene außerordentlich 

wichtig, sondern es müssen auch 

leistungsfähige Konstruktions-, Modellierungs- 

und Simulationswerkzeuge zur Verfügung 

stehen. 

Speziell konstruierte 

Durchführungen 

Weitere Herausforderungen ergeben sich 

bei UHGÜ aber auch für bestimmte andere 

Komponenten wie die Durchführungen 

zum Anschluss des Transformators an die 

UHGÜ-Umrichter innerhalb eines Gebäudes. 

Wie die Transformatoren müssen auch 

sie den kumulierten WS- und GS-Anforderungen 

und -Belastungswerten genügen. 

UHGÜ-Durchführungen, 

die 

Alstom Grid hat 

bewiesen, dass sich 

die Herausforderungen 

der UHGÜ-technologie 

durch echte teamarbeit 

bewältigen lassen. 

direkt in die 

Umrichterhalle 

führen, sollten 

keine Ölisolierung 

besitzen, 

d a d i e s d i e 

Brandgefahr 

erhöhen würde. 

Aufbauend auf 

dem Wissen und 

der Erfahrung 

mit früheren 

Projekten hat Alstom Grid „bewiesen, dass 

wir die Herausforderungen der UHGÜ- 

Technologie durch echte Teamleistungen 

zu bewältigen verstehen.“ Von Alstom Grid 

konstruierte HGÜ-Transformatoren werden 

unter anderem in dem Rio Madeira-Projekt 

in Brasilien zum Einsatz kommen, wo derzeit 

die längste HGÜ-Verbindung der Welt 

(2.375 km) vom oberen Amazonas bis in 

den Großraum São Paulo entsteht. 

WS-Endpunkt WS-Endpunkt 

GS-Leitung 

Gleichrichter Wechselrichter 

Transformator 

Filterbank 

fUNKtIONSPrINZIP Der hOchSPANNUNGS-GLeIchStrOMübertrAGUNG 

M e h r 

David Wright 

TeSTS an einem 800 kv 

hGÜ-TranSformaTor in 

wuhan 

„Auf der Welt gibt es nur wenige 

Testeinrichtungen, in denen HGÜ- 

Komponenten für Spannungen von 800 kV 

mit dieser Größe und einem Gewicht von 

mehr als 160 Tonnen getestet werden 

können“, bemerkt David Wright, 

Development Project Manager. Unter 

Nutzung der in Europa gesammelten 

Erfahrungen hat Alstom Grid sein 

technologisches, verfahrens- und 

produktionstechnisches Know-how auf 

diesem Gebiet auch nach Wuhan in China 

transferiert. Lokale Teams haben dort einen 

Prototyp eines 800 kV UHGÜ- 

Transformators gefertigt und ihn mit 

Wechselspannung bis zu 1.000 kV und 

Gleichspannung bis zu 1.300 kV geprüft. 

Im Technologie- und Innovationszentrum 

von Alstom Grid in Massy (Frankreich) 

entwickelte Ultrahochfrequenzsensoren 

und Computerverfahren dienten in 

Kombination mit Ultraschallmessungen 

und einer UV-Corona-Kamera zur 

Erkennung externer Teilentladungen sowie 

zur Beseitigung von Störquellen in der 

Testeinrichtung. Die Tests erfolgten bei allen 

Prüfspannungen, die derzeit für 600, 

660 und 800 kV Nenn-Gleichspannung 

diskutiert werden. „Bei den GS-Prüfungen 

und der Polaritätsumkehr konnte nicht eine 

einzige Teilentladung festgestellt werden, 

obwohl die IEC-Spezifikationen bis zu 

30 Teilentladungsmessungen mit mehr als 

2.000 pC zulassen. Die Tests waren ein 

voller Erfolg, mit dem unsere europäischen 

und chinesischen Teams ihr Können 

überzeugend unter Beweis gestellt haben”, 

bemerkt Wright abschließend. 




Statische blindleistungskompensations- 

keine gewöhnliche kompensation 

Alstom Grid ist mit einer statischen 

Blindleistungskompensationsanlage ans Netz 

gegangen, deren Hauptaufgabe es ist, 

Leistungspendelungen im System zu dämpfen 

und die, wenn es die Bedingungen im 

Energieübertragungsnetz erlauben, auch als 

Blindleistungsreservoir dienen kann. 

Die Abkürzung „var“ in „Static Var Compensator, 

SVC“ steht für „Volt-Ampere reaktiv“. In dieser 

Einheit wird Blindleistung in Wechselspannungssystemen 

gemessen. Typischerweise werden 

SVCs zur Spannungsstabilisierung oder zur 

Kompensation von Blindleistung an einem Netzkopplungspunkt 

eingesetzt. Regelalgorithmen 

für die Dämpfung von Leistungspendelungen 

im Netz werden zunehmend implementiert, 

meist allerdings nur zusätzlich zu einer Spannungs- 

oder Blindleistungsregelung und dann 

auch nur für einen kleinen Teil der von der SVC 

zur Verfügung stehenden Blindleistung. 

Die von Alstom Grid in Finnland für das skandi-

Kangasala SVC. 

anlagen (SvC): 

navische Versorgungsnetz entwickelte SVC (KA 

SVC) in Kangasala bildet hier eine Ausnahme, 

wie Power Systems Engineer Pauli Halonen 

erklärt: „Der Kunde Fingrid OY wollte die SVC 

hauptsächlich für die Dämpfung von Leistungspendelungen 

im Netz (Power Oscillation Damping, 

POD) einsetzen, obwohl die SVC auch über 

die beiden üblichen Modi Spannungs- und Blindleistungsregelung 

verfügt. Diese beiden Betriebsarten 

lassen sich zusätzlich zur Stützung der 

Systemspannung oder gegebenenfalls auch als 

Blindleistungsquelle aktivieren. Da die KA SVC 

vor allem die Zuverlässigkeit der Energieversorgung 

verbessern und künftig auch zur Verringerung 

von Übertragungskapazitäts-Engpässen zu 

Spitzenlastzeiten eingesetzt werden soll, waren 

RTDS-Test des 

Schutz- und Leitsystems. 

die Anforderungen an die Anlage bezüglich Verfügbarkeit 

und Zuverlässigkeit besonders hoch.“ 

Eine jährliche Verfügbarkeit der SVC von 98% 

darf durch störungsbedingte Unterbrechungen 

nicht unterschritten werden. Ferner dürfen diese 

nicht häufiger als dreimal pro Jahr auftreten. 

Sicherstellung der Anforderungen 

an die Verfügbarkeit 

Damit die geforderte Betriebssicherheit 

gewährleistet werden kann, sind bei der KA 

SVC aus Redundanzgründen die Schutz- und 

Kontrolleinheit sowie die DC-Spannungsversorgung 

je doppelt ausgeführt. Überdies exist 

ieren z wei komplett getrennte 

Kühlwasserkreisläufe für die Thyristoren der 

Drossel-Phasenanschnittsteuerung (Thyristor 

Controlled Reactor, TCR) und der Halbleiterschalter 

für die Kondensatoren (Thyristor 

Switched Capacitor, TSC). Ein Saugkreis für 

die 5. Oberschwingung ermöglicht gemäß 

Anlagenkonzept den Betrieb aller möglichen 

Kombinationen der verschiedenen SVC- 

Baugruppen. Der Aufbau der 20 kV-Sammelschiene 

und die Anordnung der Komponenten 

in der 20 kV-Schaltanlage erlauben Wartungs- 

und Reparaturarbeiten auf der einen Seite des 

Gebäudes, während die andere Seite weiter 

voll in Betrieb ist. Eine Redundanzsteuerung 

überwacht den Zustand der beiden Schutz- 

und Kontrolleinheiten und bestimmt, welche 

sich in Betrieb befindet. 

Die Spezifikation für den POD-Modus sieht 

eine Dämpfung der Interarea-Schwingungen 

von 0,2 Hz bis 0,6 Hz vor. Dies wird durch sechs 

stufenlos einstellbare Übertragungsfunktionen 

erster Ordnung realisiert. Die Nacheilzeit der 

Übertragungsfunktionen wird mit einem Dead- 

Band-Filter korrigiert. Das mit einem entsprechenden 

Verstärkungsfaktor multiplizierte 

Ausgangssignal des Dead-Band-Filters entspricht 

dem Blindleistungssollwert der SVC. 

Die gesamte POD-Regelung ist also eine Übertragungsfunktion 

sechster Ordnung. „Unser 

Ziel war die Entwicklung einer völlig frei parametrierbaren 

POD-Regelung mit der wir heutigen 

und zukünftigen Kundenanforderungen 

Die SVC konnte 

die operative Netz - 

sicherheit nachweislich 

verbessern. 

nachkommen können“, berichtet Halonen. 

„Die POD-Regelparameter werden vom Kunden 

spezifiziert; sie können aber nachträglich 

noch angepasst werden.“ Die Einstellung der 

Parameter ist per Fernzugriff von außen möglich, 

aber auch lokal, direkt in der SVC. 

tests erfolgreich bestanden 

Die SVC-Regel- und Steuerfunktionen wurden 

im Rahmen der Inbetriebnahme intensiv 

getestet. Hierfür wurde eigens ein numerischer 

Signalgenerator implementiert, mit dessen 

Signalen der Eingang der POD-Regelung 

beaufschlagt werden kann. Neben den 

üblichen Prüfungen konnten damit Sprungantwort, 

Regelungsmoduswechsel, Phasenanschnitt 

der Drosselspulen sowie die 

Reaktionszeit der Leistungspendelungsregelung 

getestet werden. Diese Tester- 


THEMA KAPITEL III EnErgIEvErsorgung hEuTE und morgEn gArAnTIErEn 

gebnisse wurden dann mit den 

Ergebnissen aus einer Netzsimulation mit der 

Software PSCAD verglichen. Die Ergebnisse 

zeigten eine hohe Übereinstimmung, obwohl 

in PSCAD nur ein sehr stark vereinfachtes 

Netzmodell verwendet worden war. 

Schließlich erfolgte noch die Untersuchung der 

Dämpfungswirkung der SVC-Anlage auf Leistungspendelungen 

im Netz. Hierzu wurden die 

Netzübertragungsbedingungen immer genau 

gleich verändert und jeweils in einem anderen 

Betriebsmodus der SVC getestet. Die Änderungen 

der Netzübertragungsbedingungen hatten 

eine Interarea-Schwingung mit einer Frequenz 

von 0,3 Hz zur Folge. Dies genügte, um eine 

Dämpfung nachzuweisen. Bei jedem Testdurchgang 

hatte der Spitzenwert der ersten Schwingung 

immer etwa eine Frequenz von 20 mHz. 

Ein Vergleich der Ergebnisse der verschiedenen 

Tests zeigte, dass die Amplituden der jeweils 

ersten Schwingung immer noch recht ähnlich 

aussahen. Jedoch bereits in der zweiten Hälfte 

der ersten Schwingungsperiode konnten Unterschiede 

festgestellt werden. Einer der niedrigeren 

Spitzenwerte der Schwingungsamplitude 

im POD-Modus betrug lediglich -10 mHz, 

während die entsprechende Amplitude sich im 

Spannungs- oder Blindleistungsregelungsmodus 

auf -15 mHz belief. Im POD-Modus sank 

der Pegel der 0,3 Hz-Schwingungen nach ca. 

zwei Perioden unter den Spitze-Spitze-Wert 

von 10 mHz ab. Der gleiche Schwingungspegel 

wurde im Spannungsregelungsmodus nach 

vier Perioden und im Blindleistungsregelungsmodus 

nach sieben Perioden erreicht. 

Eine zukunftssichere SVC 

Die Testergebnisse zeigen, dass durch die KA 


SVC Interarea-Schwingungen mit einer Frequenz 

von 0,3 Hz signifikant gedämpft werden. 

Die Ergebnisse können als Grundlage zur Anpassung 

der Regelung herangezogen werden, sollte 

sich im Falle künftiger Veränderungen beim 

Übertragungsnetz eine neue Parametrierung 

als notwendig erweisen. Die SVC hat bewiesen, 

dass sie die Netzsicherheit erhöht, indem sie - 

sogar bei hoher Energieübertragungsleistung 

- eine wirkungsvolle Dämpfung von Interarea- 

Schwingungen gewährleistet. Dieses Thema 

dürfte in den kommenden Jahrzehnten noch 

an Bedeutung gewinnen, denn mit dem Ausbau 

des Versorgungsnetzes und dem Anschluss 

großer Kraftwerke und Windkraftanlagen hoher 

Leistung wird sich das Netzmanagement verkomplizieren 

und das Ausfallrisiko insgesamt 

erhöhen. 

Zur Sicherung seiner hohen operativen Zuverlässigkeit 

und zur Steigerung der Energieübertragungskapazität, 

einschließlich einer 

künftigen grenzüberschreitenden Energieübertragung 

nach der Fertigstellung neuer 

Kraftwerke, wurde das finnische Energieversorgungsnetz 

mit neuen Übertragungsleitungen, 

Serienkompensationsanlagen, 

Hochspannungs-Gleichstromübertragungsverbindungen 

(HGÜ) und Blindleistungskompensationsanlagen 

ausgestattet. Pauli 

Halonen ist überzeugt, dass die SVC-Lösungen 

von Alstom Grid einen effizienten Beitrag zur 

Zuverlässigkeit der Übertragungsnetze leisten 

werden. „Dank des hohen Redundanzgrades 

und der robusten Konstruktion wird die KA 

SVC die operative Sicherheit des Netzes auch 

unter schwierigsten Betriebsbedingungen 

verbessern und die Systemstabilität bei Störeinflüssen 

erhöhen. 

Kühlsystem und 

Thyristoren. 

M E H R 

Pauli Halonen 

ViElsEiTigE sVCs 

Statische Blindleistungskompensationsanlagen 

werden sowohl in der Industrie als 

auch in Einrichtungen der 

Energieversorgungsunternehmen 

verwendet. In der Industrie werden sie 

sowohl zur Stabilisierung der 

Netzspannung als auch zur Grund- und 

Oberschwingungs- 

Blindleistungskompensation industrieller 

Verbraucher eingesetzt. Typisch ist hier die 

Stahlindustrie. Die Erhöhung der 

Netzqualität ist in diesem Industriezweig 

gleichbedeutend mit einer Steigerung der 

Produktivität. Leistungsverluste können 

reduziert und Kosten für Blindleistung 

vermieden werden. SVCs für 

Energieversorgungsunternehmen 

(EVU-SVCs) dienen im Allgemeinen der 

Stabilisierung der Systemspannung und 

der lokalen Bereitstellung von 

Blindleistung. Damit kann die 

Übertragungskapazität des 

Versorgungsnetzes erhöht und die Qualität 

der Netzspannung verbessert werden. In 

Zukunft werden statische 

Blindleistungskompensationsanlagen 

vermehrt zur Dämpfung von 

Leistungspendelungen im Versorgungsnetz 

beitragen. Ein hervorragendes Beispiel 

hierfür ist der für die Kangasala SVC 

gewählte Einsatzort mitten in Südfinnland, 

wo ein starker Einspeisepunkt liegt. Falls 

die gesamte Kapazität von 200 MVAr 

induktiv bzw. 240 MVAr kapazitiv zur 

Dämpfung von elektromechanischen 

Interarea-Schwingungen zur Verfügung 

steht, kann die SVC hier sehr gute 

Ergebnisse erzielen.

federenergieantriebe: zuverlässig, 

langlebig, leistungsfähig! 

Den Erfahrungen 

aus 70 Jahren verdanken 

die Federenergieantriebe für 

Leistungsschalter des Kompetenzzentrums 

von Alstom Grid in 

Oberentfelden (Schweiz) ihre 

hervorragende Konstruktion und 

ausgezeichnete Qualität. 

Alstom Grid kann auf mehr als 70 Jahre 

Erfahrung mit Entwicklung, Herstellung 

und Betrieb von Federenergieantrieben für 

Hochspannungs-Leistungsschalter zurückblicken. 

Seit Einführung des ersten Antriebes 

(Modell FK 2) im Jahr 1934, mit dem 

dieser Antrieb die bis dahin vorherrschenden 

Spulen-, Motor- und Pneumatikantriebe 

zu verdrängen begann, sind in sieben 

Jahrzehnten nicht weniger als drei Generationen 

aufeinander gefolgt, die zur Entwicklung 

von 20 Antriebstypen führten. 

500 kV GIS- und 

Generatorschalter mit 

Federenergieantrieb. 

Heute sind weltweit über 80.000 Federenergieantriebe 

für HS-Leistungsschalter 

zur vollen Zufriedenheit der Kunden von 

Alstom Grid in Betrieb. „Der reine Federenergieantrieb 

ist zwar nicht die einzige 

mechanische Antriebstechnologie für Leistungsschalter, 

aber die bei weitem zuverlässigste“, 

hebt Martin Walt, Manager der 

Antriebsentwicklung, hervor. Auf dem 

Markt werden noch zwei weitere Technologien 

angeboten: der hydraulische Antrieb, 

bei dem die Schaltenergie durch 



Federenergieantrieb 

FK 3-1. 

reine 

Federenergieantriebe 

sind die bei weitem 

zuverlässigste 

Antriebstechnologie für 

Leistungsschalter. 


CAD-Darstellung 

des neuen 

Federenergieantriebs 

FK3-07 von Alstom 

Grid. 

unter Druck stehendes Gas oder 

durch Federn geliefert und mit einer Flüssigkeit 

übertragen wird, und der pneumatische, 

ebenfalls mit unter Druck 

stehendem Gas funktionierende Antrieb. 

Wie eine in der CIGRE-Broschüre 83 über 

HS-Leistungsschalter veröffentlichte 

Untersuchung zeigt, ist die Zuverlässigkeit 

des Federenergieantriebs für die Verfügbarkeit 

eines Leistungsschalters ganz entscheidend. 

Verglichen mit reinen 

Federenergieantrieben liegt die Zahl kleinerer 

Störungen bei pneumatischen um 

das Zweifache und bei hydraulischen 

Antrieben um das Siebenfache höher. 

„Im Gegensatz zu reinen Federenergieantrieben 

sind pneumatische und hydraulische 

Antriebssysteme längerfristig für 

Undichtigkeiten anfällig, da sie ja mit unter 

Druck stehendem Gas oder Flüssigkeiten 

betrieben werden“, gibt Walt zu bedenken. 

Deshalb verlässt sich Alstom Grid bei allen 

Leistungsschaltern, von luft- und gasisolierten 

Geräten (AIS, GIS) bis hin zu den 

Generatorschaltern, im Wesentlichen auf 

Federenergieantriebe, wobei die Antriebsenergie 

bei GIS-Schaltern für 550 kV und 

63 kA bis zu 12.500 Joule betragen kann.“ 

, 

Zwei federn, drei bewegungen... 

„Der Federenergieantrieb eines Leistungsschalters 

besteht aus zwei Federsätzen, einem 

zum Öffnen und einem zum Schließen der 

Kontakte“, erläutert Martin Walt. „Das System 

muss über soviel Energie verfügen, wie zur 

Ausführung eines Zyklus - bestehend aus 

Öffnung, Schließung und erneuter Öffnung 

- nötig ist. Der Federsatz für das Öffnen wird 

durch die bei Auslösung der Schließfeder freigesetzte 

Energie wieder gespannt.“ Die

Ansprechzeiten sind extrem 

kurz; sie betragen nur 30 bis 

40 ms für das Öffnen und 100 ms 

für das Schließen. Im Falle eines 

Fehlers im Netz, zum Beispiel aufgrund 

eines Blitzeinschlages, 

unterbricht der Leistungsschalter 

den Fehlerstrom durch Öffnen 

seiner Kontakte. Zur umgehenden 

Wiederherstellung der Stromversorgung 

schließt der Schalter nach 

einer kurzen Unterbrechung wieder 

(zweite Bewegung). Ist der Fehler 

dann noch nicht behoben, zum 

Beispiel, wenn ein Baum auf der 

Leitung liegt, muss sich der Leistungsschalter 

sofort wieder öffnen 

lassen (dritte Bewegung). 

Der Leistungsschalter ist die 

entscheidende Sicherheitseinrichtung 

im Stromversorgungsnetz. 

Bei seiner Auslösung 

beschleunigt der Federenergieantrieb 

die Kontakte, die 

je nach Modell zwischen 

einem und 80 Kilogramm wiegen, 

innerhalb weniger Millisekunden auf eine 

Geschwindigkeit von 3 bis 14 m/s und bremst 

sie kurz vor Ende des Auslösevorgangs wieder 

ab. Von ihrer Grundfunktion abgesehen, 

müssen die Federenergieantriebe strengste 

Qualitäts-, Präzisions-, Zuverlässigkeits- und 

Haltbarkeitsanforderungen erfüllen. Die für 

eine Lebensdauer von 40 Jahren bzw. 10.000 

Zyklen ausgelegten Hochspannungs-Leistungsschalter 

lösen nur ein- oder zweimal 

jährlich (bei Freileitungen) bzw. drei- oder 

viermal täglich (z.B. in Kraftwerken) aus. 

Obwohl ihre Betriebszeit damit über die 

FK3-12 mit 

einer 

gespeicherten 

Energie 

von bis zu 

12.000 J. 

gesamte Nutzlebensdauer gerechnet nur 

wenige Minuten beträgt, muss der Federenergieantrieb 

die gespeicherte Energie für 

viele Jahre verlustfrei speichern können, um 

sie dann bei Eintreffen eines Auslösebefehls 

sofort freizugeben. 

Zuverlässigkeit beginnt bei der 

Konzeption 

Die bei Alstom Grid für die Entwicklung von 

Federenergieantrieben zuständigen Ingenieure 

und Konstrukteure verfügen über eine 

langjährige Erfahrung. Das Kompetenzzentrum, 

im schweizerischen Oberentfelden, ist 

für die Einhaltung höchster Qualitätsstandards 

der in vielen Teilen der Welt produzierten 

Federenergieantriebe zuständig. Das 

Team stützt sich auf hochmoderne Entwicklungs- 

und Versuchswerkzeuge, die die 

Qualität der Produkte in der Konstruktions- 

und in der Fertigungsphase gewährleisten: 

3D-CAD-Software, statische FEM und dynamische 

Simulationstools für Spannungsanalysen, 

ein Testlabor für Dauerversuche 

mit digitalen Hochgeschwindigkeitskameras 

und eine Klimakammer für die Erprobung 

der Federenergieantriebe unter echten 

Betriebsbedingungen bei Temperaturen 

zwischen -55°C und +58°C. Die Nutzung 

der Erfahrungen mit Federenergieantrieben 

vieler Jahrzehnte hat eine dynamische Optimierung 

ihrer Leistungen ermöglicht. „Zu 

den so erzielten entscheidenden Vorteilen 

zählen optimierte Bewegungsabläufe, eine 

effiziente Energieübertragung, die Möglichkeit 

zum Verzicht auf Stoßdämpfer beim 

Schließen der Kontakte, eine einfachere 

Funktionsweise und 30 Prozent weniger 

Teile im Vergleich zu früheren 

Antriebsgenerationen.“ Die Vorteile 

für die Kunden von Alstom 

Grid liegen auf der Hand: weniger 

Abnutzung, niedrigere Wartungskosten 

(kein Wartungsbedarf für 

bis zu 10.000 Schaltvorgänge), sehr 

hohe Verfügbarkeit in Verbindung mit 

langer Lebensdauer, geringe Lärmemission 

usw. Zu den absehbaren 

Trends zählt die Senkung des Energiebedarfs 

der Antriebe bei gas- und 

luftisolierten Leistungsschaltern 

mit modernen Schaltkammern. 

M e h r 

Martin Walt 

ProdukTefamilie fk 3.X 

Die permanente Verbesserung der 

Entwicklungs- und 

Herstellungsverfahren für 

Federenergieantriebe steht für das 

Kompetenzzentrum von Alstom Grid 

angesichts immer neuer Standards und 

des Wandels in den Märkten sowie der 

Notwendigkeit immer kostengünstigerer 

und umweltfreundlicherer Lösungen 

strategisch im Mittelpunkt. Ziel war die 

Entwicklung einer Familie von 

Produkten, die für gas- und luftisolierte 

Schalter sowie für Dead tank- und 

Generatorschalter gleichermaßen 

geeignet sein sollten, mit möglichst 

geringen konstruktiven Abweichungen 

und einem hohen Standardisierungsgrad 

zur Kostenoptimierung. Mit der 

Produktfamilie FK 3.X hat das 

Kompetenzzentrum von Alstom Grid nun 

seine dritte Generation von 

Federenergieantrieben modernisiert und 

durch die optimierte Auslegung der 

Federenergiebereiche bei den einzelnen 

Antriebstypen für ein breites 

Anwendungsspektrum bereit gestellt. 

Der Federenergieantrieb FK 3-4/132 

wurde beispielsweise konstruktiv 

überarbeitet und wird nun nach einem 

neuen Verfahren hergestellt. Weitere 

innovative Modelle der FK 3.X-Familie 

werden 2012 und 2013 auf den Markt 

kommen und anwendungsspezifisch 

verbesserte Leistungen, ein breiteres 

Federenergiespektrum, 

Kostenoptimierung und eine noch 

stärker standardisierte Konstruktion 

bieten. 


meinunGen 

Startups 

als Partner 

Startups aus der Sicht von Hochschule, Industrie und Venture-Kapitalgebern. 

“Es gibt viele 

Arten von 

Startups mit neuen 

Technologien.” 

Welche Art Neuerung bzw. neuer 

technologie ist bei Startups 

besonders gut aufgehoben? 

Erfahrungen mit Startups konnte ich in 

Forschung und Entwicklung als Forscher 

und später als Manager in der Versorgungsindustrie 

machen, als Hochschullehrer 

und als Gründer von vier 

Technologieunternehmen. Es gibt viele 

Arten von Startups mit neuen Technologien. 

Die besten dieser Technologien zeichnen 

sich durch ihre Einzigartigkeit und hohe 

Wertschöpfung aus. Zu meinen positiven 

Erfahrungen zählen organische Lumineszenz-Dioden, 

Quanten-Kaskadenlaser, die 

Produktion von Nanomaterialien mit Hilfe 

von thermischem Plasma, Metallmatrix- 

Verbundwerkstoffe und Energiespeicherung. 

Welche Art von Problemen können 

bei einer Zusammenarbeit mit 

Startups auftreten und wie lassen 

sie sich lösen? 

Die Hauptproblembereiche bei Startups 

sind ihre Technologie, die Märkte und die 

Finanzierung. Viele Startups richten ihre 

Aktivitäten auf eine einzige Technologie 


Prof. Gary C. Stevens 

aus; da kann das Erschließen der Märkte 

sehr lange dauern. Daher sind die umfassende 

Vertrautheit mit der Technologie, 

ihre Markteignung, die Marktmerkmale 

und der Geschäftsprozess wesentliche 

Faktoren auf dem Weg zum Erfolg. Auf 

betrieblicher Ebene ist der Cash Flow die 

größte Herausforderung. 

Gibt es Unterschiede zwischen 

Startups aufgrund des Standorts, 

des Industriesektors oder der 

technologie? 

Meiner Erfahrung nach gibt es so gut wie 

keine nationalen oder regionalen Unterschiede 

zwischen Startups. Den wesentlichen 

Unterschied machen die Geschäftsethik 

und die Dynamik. Auf die Menschen kommt 

es an, weshalb die Investoren vor allem 

auf das Engagement und die Qualitäten 

der Gründer und des Managements achten. 

Können Sie uns konkrete beispiele 

einer erfolgreichen Zusammenarbeit 

zwischen Großunternehmen und 

Startups nennen? 

Mein eigenes Unternehmen GnoSys ist ein 

gutes Beispiel. Wir arbeiten mit mehreren 

Großunternehmen erfolgreich zusammen. 

In die Zusammenarbeit mit Alstom Technology 

konnten wir unsere Erfahrungen mit 

dielektrischen Materialien und neuen Nanomaterialien 

einbringen und in Großbritannien 

ein gemeinsames Programm zur Entwicklung 

von Nanodielektrika für zukunftsweisende 

Netzanwendungen starten. 

“ Startups 

brauchen schnelle 

Entscheidungen und 

müssen rasch Umsätze 

erzielen.” 

Alexander Schlaepfer 

Welche Art Neuerung bzw. neuer 

technologie ist bei Startups 

besonders gut aufgehoben? 

Vor allem Innovationen, die bis zum Bau beziehungsweise 

zur Erprobung eines 1:1-Prototypen 

maximal fünf Jahre brauchen und deren 

Kapitalbedarf begrenzt ist. Eine Gruppe von 

Venture-Kapitalgebern ist zu Einlagen von 

etwa 25 Mio.€ bereit, bevor das Startup die 

Gewinnschwelle erreichen muss. 

Welche Probleme treten bei einer 

Zusammenarbeit mit Startups 

häufig auf, wie lassen sie sich 

lösen? 

Startups verfügen nur über wenige Mitarbeiter 

und Kapital für einige Monate. Deshalb 

brauchen sie schnelle Entscheidungen, müssen 

rasch Umsätze erzielen. In Großunternehmen 

sind schnelle Entscheidungen nicht 

immer üblich. Dieser kulturelle Unterschied 

lässt sich am besten dadurch überwinden, 

dass das Großunternehmen ein kleines, 

handlungsfähiges, mit eigenem Budget ausgestattetes 

Team als Ansprechpartner für das 

Startup bereitstellt.

Gibt es Unterschiede zwischen 

Startups aufgrund des Standorts, 

des Industriesektors oder der 

technologie? Sind sie in europa 

grundlegend anders als zum beispiel 

in china oder den USA? 

Sie sind nicht grundlegend anders. Bei der 

Vermarktung sehe ich allerdings einen 

Unterschied. Die chinesischen Startups 

beziehen ihren voraussichtlichen Kunden 

sehr viel früher in die Produktentwicklung 

ein als beispielsweise die europäischen; in 

Europa zieht man es vor, zuerst einen 

1:1-Prototypen zu entwickeln und zu testen 

und dann mit potenziellen Kunden zu reden. 


einer erfolgreichen Zusammenarbeit 

zwischen Großunternehmen und 

Startups nennen? 

Wir haben da ein paar sehr gute Beispiele 

in unserem Portfolio, etwa Solaire-Direct 

in Frankreich, einen EPC-Lieferanten von 

Solarzellen-Kraftwerken mit 1 kW bis 50 MW 

Leistung. Das Startup begann 2006 mit 

drei Beschäftigten, die Solardächer für 

private Kunden planten. Unsere Investition 

und die Zusammenarbeit mit Schneider 

Electric verschaffte Solaire-Direct die notwendige 

Glaubwürdigkeit am Markt. Heute 

ist Solaire-Direct der führende Solarinstallateur 

in Europa und erzielt einen Jahresumsatz 

von fast 200 Mio.€. 

University 

of Surrey, GB 

GnoSys UK Ltd 

Prof. Gary C. Stevens 

Professor und 

Geschäftsführer 

“Die Innovation 

muss nicht 

genial, sondern einfach 

besser sein.” 

Jürg Baltensperger 

Auf welchen Gebieten sind Startups 

besonders stark? 

Sie können auf allen Gebieten stark sein, 

sofern sich die Innovation als geistiges Eigentum 

(IP) schützen, zu einer verwertbaren 

Technologie entwickeln und zu einer Einnahmequelle 

ausbauen lässt. Der IT-Bereich ist 

ein weites Feld für Innovationen. Große, 

entwickelte Märkte wie der der Elektroindustrie 

sind ebenfalls geeignet für neue Ideen, 

zum Beispiel bei der Windenergie oder der 

Energiespeicherung. Die Innovation muss 

nicht genial, sondern einfach besser sein. 

Welche Probleme sehen Sie bei der 

Zusammenarbeit mit Startups und 

wie lassen sie sich vermeiden oder 

überwinden? 

Das Grundproblem der Startups ist der 

weite Weg von der Idee zur Anwendung 

und Wertschöpfung. Sie verfügen im Allgemeinen 

über wenig Barmittel, eine kleine 

Organisation und kaum entwickelte Prozesse. 

Ein Investor kann da mit Geld und 

Geschäftsdisziplin weiterhelfen. Wesentlich 

ist, den Enthusiasmus des Startups nicht 

zu bremsen und ihm doch das nötige 

Geschäftswissen zu vermitteln. 

Aster Capital, 

Frankreich 

Alexander Schlaepfer 

Investment Partner 

Alstom Grid 

Jürg Baltensperger 

Business Development 

Director 

Gibt es systematische Unterschiede 

zwischen Startups aufgrund des 

Standorts, des Industriesektors 

oder der technologie? 

Die Startups selbst unterscheiden sich nicht 

unbedingt, aber der einschlägige Entwicklungsstand 

des wirtschaftlichen Umfeldes 

kann sich als Hemmschuh oder Hilfe erweisen. 

Die USA sind innovationsfreudig, 

deshalb gibt es dort sehr viele Startups. 

Das gesamte wirtschaftliche und soziale 

Umfeld von China und Indien z.B. befähigt 

eher zur effizienten Produktion als zum 

Durchbruch grosser Innovationen. Und in 

wirtschaftlich weniger entwickelten Ländern 

stellen sich den Startups viele Hindernisse 

entgegen. Also nicht die Startups 

unterscheiden sich, sondern das wirtschaftliche 

Umfeld: es kann ihre Erfolgschancen 

verbessern oder mindern. 


erfolgreicher Partnerschaften von 

Großunternehmen mit Startups 

geben? 

Weithin bekannt ist der Incubator von Intel, 

ein „Brutkasten“ für Jungunternehmer. Über 

diese Einrichtung wurden über 1.000 Unternehmen 

finanziert und ein ganzes Ökosystem 

von Innovationspartnerschaften 

geschaffen. Manche dieser früheren Startups 

sind inzwischen zu großen Unternehmen 

herangewachsen, zum Beispiel RiM 

(Blackberry) oder GeoCities. 


GeSChiChTe der elekTriZiTäT 

1932: 

Drehstrom- 

Transformator 

von ALS. 

THOM für den 

Kunden 

Énergie 

Électrique 

du Rhin. 



im wandel der Zeit 

Die Geschichte des 

Transformators ist so alt wie die 

der Beschäftigung mit der Elektrizität. 

Je höher die erzeugten Spannungen, 

desto leistungsfähiger 

wurden auch die Transformatoren. 

Die Vorläuferunternehmen von 

Alstom Grid waren an der Entwicklung 

des Transformators maßgeblich 

beteiligt. 

Michael Faraday ahnte wohl wenig von den 

weitreichenden Folgen, die seine Untersuchungen 

zur elektromagnetischen Induktion aus 

dem Jahr 1831 für die Anwendung der Elektrizität 

haben würden. Insbesondere gilt dies für 

den Aufstieg des Transformators zu einem der 

wichtigsten Produkte der Elektrizitätsindustrie. 

Pioniere wie Nicolas Callen, Charles Page, 

Antoine Massen und Heinrich Rühmkorff entwickelten 

Faradays Beobachtung weiter; mit 

Hilfe des Funkeninduktors, eines Vorläufers 

heutiger Transformatoren, gelang die Erzeugung 

hoher Spannungen. Der Funkeninduktor galt 

als Gleichspannungseinrichtung, stellte aber 

dennoch einen wichtigen technologischen 

Meilenstein auf dem Weg zur Herstellung von 

Transformatoren dar. 

Um die Mitte des 19. Jahrhunderts begann man 

schließlich, elektrische Beleuchtungen mit 

Wechselstrom zu betreiben. Und im Jahre 1884 

fand der Funkeninduktor – inzwischen als 

Sekundärgenerator bezeichnet – Verwendung 

im weltweit ersten WS-Verteilnetz, das zur 

Beleuchtung eines Teilabschnitts der Londoner 

Untergrundbahn errichtet worden war. Ein Jahr 

später begriff George Westinghouse als Erster 

die Möglichkeiten von „Sekundärgeneratoren“ 

und perfektionierte sie für die Erzeugung hoher 

Leistungen und eine möglichst kostengünstige 

Herstellung. Seine Entwicklung war die erste 

kommerzielle Anwendung der „Induktionsspule“ 

und diente der Beleuchtung von Büro- 

und Geschäftsgebäuden in Great Barrington, 

Luftgekühlter 

Drehstrom- 

Transformator (4.000 A/ 

13,2 kV) des Alstom 

Grid- 

Vorläuferunternehmens 

CFTH aus dem Jahr 

1928. 

Massachusetts. Etwa zur selben Zeit brachte 

die Firma Ganz & Cie. aus Budapest einen 

Transformator mit einem geschlossenen magnetischen 

Kreis auf den Markt (das „ZBD“- 

System). Dieser wurde im Patentantrag erstmals 

als „Transformator“ bezeichnet – mit dem 

Namen also, der sich bis auf den heutigen Tag 

für dieses Gerät halten sollte. 


GeSChiChTe der elekTriZiTäT 

MVA oder kV 

1400 

1200 

1000 

800 

600 

400 

200 

ANStIeG VON NeNNSPANNUNG UND NeNNLeIStUNG 

hS ein- oder dreiphasig MVA einphasig MVA dreiphasig 

0 

1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 

transformatoren erobern die 

Märkte 

Mit Beginn der industriellen Produktion 

gegen Ende des 19. Jahrhunderts wurde der 

Transformator zu einem wesentlichen Systembestandteil 

für die Stromübertragung 

und –verteilung. Einer der ersten Hersteller 

war die Compagnie Française Thomson- 

Houston (CFTH) in Paris, eines der Vorgängerunternehmen 

von Alstom Grid. Als CFTH 


JAHRE 

Koppeltransformator (3,5 MVA - 100/27,7 kV) 

aus dem Jahr 1929. 

1831 

Michael Faraday untersucht das 

Prinzip der elektromagnetischen 

Induktion 

1836 

Nicolas Callen erhöht die erzeugte 

Spannung durch Verwendung 

eines Zweiwicklungs-Umrichters 

2000 

MVA 

1200 

KV 

1000 

MVA 

1893 mit der Herstellung von Transformatoren 

begann, waren die Kunden 

vor allem lokale Stromversorger 

für lokale Industriekunden. Die 

Nennleistung lag bei wenigen Tausend 

Kilovolt-Ampère (kVA) und 

auch die Spannung betrug nur 

wenige Kilovolt (kV). 

Aber die enorm ansteigende Nachfrage 

nach elektrischer Energie ließ 

1853 

Heinrich Rühmkorff konstruiert 

einen Funkeninduktor, also einen 

Hochspannungstransformator 

1886 

• George Westinghouse produziert 

und vermarktet die erste 

„Induktionsspule“. 

• Károly Zipernowsky, Otto Bláthy 

und Miksa Déri lassen den „ZBD 

Transformator” patentieren 

1893 

Gründung von CFTH; 

Aufnahme der Produktion von 

Transformatoren in Paris in 

Zusammenarbeit mit der späteren 

General Electric Company (USA) 

Montage des aktiven teils eines ALS.thOM- 

Drehstrom-transformators (1932). 

frühes 20. 

Jahrhundert 

Anstieg der erreichten 

Maximalspannung auf 220 kV 

1928 

Fusion von CFTH und Société 

Alsacienne de Construction 

Mécanique zu ALS.THOM 

1929 

Koppeltransformator (3,5 MVA - 

100/27,7 kV) von Alstom Grid 

1933 

Drehstrom-Transformator 40 MVA - 

220/8,8 kV

auch die erzeugten und übertragenen Leistungen 

und die Spannungspegel in die Höhe 

schnellen. Zu Beginn des 20. Jahrhunderts 

erreichten die Spannungen schon 220 kV, 

um 1950 waren 400 kV erreicht, im Laufe 

der 1960er Jahre gingen die ersten 800 kV- 

Netze in Betrieb. Diese gewaltigen, raschen 

Fortschritte waren insbesondere Verbesserungen 

an den Transformatoren zu verdanken, 

ihrer Technologie, der Konstruktion, den 

Herstellungsverfahren und Werkstoffen. 

Insbesondere die Isoliermaterialien, also 

Papier, Pressspanplatten und Öl aber auch 

das beschichtete Kernblech, entwickelten 

sich schnell weiter. Außerdem kann man 

sagen, dass der Siegeszug des Transformators 

auch die Stahl-, die Papier- und die Erdölindustrie 

beflügelte. 

Der beitrag von Alstom Grid 

Als ein Pionier auf dem Gebiet der Transformatoren 

haben Alstom Grid und seine 

Vorgängerunternehmen mit Patenten und 

wesentlichen technologischen Neuerungen 

bedeutende Beiträge zur Entwicklung dieser 

Geräte geleistet. Dies gilt zum Beispiel 

für die sehr zuverlässigen verschachtelten 

Scheibenwicklungen (Interleaved-Wick- 

transformator für hydro-Quebec beim 

Verlassen der fabrik (April 1965). 

Mitte des 20. 

Jahrhunderts 

Höchste erreichte Spannung: 400 kV 

1960er Jahre 

• Aufkommen der ersten 800 kV-Netze 

• Entwicklung von verschachtelten 

Scheibenwicklungen (Interleaved- 

Wicklungen) 

1970er Jahre 

Alstom Grid baut große 600 MVA- 

Maschinen-Transformatoren 

ende 1980er Jahre 

Herstellung von Verteiler- 

Transformatoren mit amorphem Kern 

lungen), für Abschirmbarrieren und die 

ersten 1.050 kV-Transformatoren für 

Höchstspannungsnetze in den 1960er 

Jahren. In den folgenden Jahrzehnten konstruierte 

Alstom Grid einige der größten 

Transformatoren überhaupt sowie mehrere 

besonders komplexe und fortschrittliche 

Spezialtransformatoren und Drosselspulen 

(unter anderem den Phasenschiebertransformator 

(Quadrature Booster), Serien- 

und Nebenschluss-Drosselspulen und 

Transformatoren für industrielle Anwendungen 

und Lokomotiven). 

Da viele große Schwellenländer ihre Netze 

inzwischen ausbauen, ist auch die Nachfrage 

nach der Übertragung hoher Gleichspannungen 

über weite Entfernungen 

schnell angestiegen. Dies hat Investitionen 

in Entwicklung und Herstellung neuer, leistungsfähigerer 

HGÜ-Transformatoren für 

Gleichspannungsnetze erforderlich gemacht. 

Seit 1981, dem Jahr, in dem Alstom Grid 

diese Transformatoren für die HGÜ-Verbindung 

zwischen Frankreich und Großbritannien 

in Betrieb nahm, ist das Unternehmen 

als Vorreiter dieser Entwicklung ein führender 

Anbieter im Markt für HGÜ-Transformatortechnologien. 

ende 1990er Jahre 

Hermetisch geschlossene 

Leistungs-Transformatoren 

Hermetisch geschlossene Leistungs-Transformatoren. 

2006 

Erste 245 kV-Nebenschluss- 

Drosselspulen mit Pflanzenöl 

M e h r 

eine karriere 

im dienST der 

TranformaTor- 

TeChnik 

Patrick Matuszewski 

Vor 36 Jahren trat Patrick 

Matuszewski als frisch 

diplomierter Ingenieur bei 

Alsthom Savoisienne ein. 

Sein Aufgabenbereich: die 

elektrischen und mechanischen Aspekte 

des Transformatorenbaus. Bis heute hat 

sich daran nichts geändert. „Es war eine 

sehr interessante Laufbahn, denn im 

Transformatorengeschäft gibt es eigentlich 

immer etwas Neues“, erinnert er sich. Und 

auch die Einsatzorte wechselten oft. Nach 

sechs Jahren in China als Product Quality 

Director der hochmodernen Shanghaier 

Fabrik von Alstom Grid kehrte Matuszewski 

erst kürzlich nach Paris zurück. „In 

diesen 36 Jahren haben sich die 

Grundlagen des Transformatorenbaus nicht 

übermäßig gewandelt, die Herstellungsverfahren 

aber sehr wohl. Ich habe die 

Anfänge der computergestützten 

Entwicklung und Fertigung miterlebt.“ 

Und das Aufkommen neuer Werkstoffe: 

„Besonders der Einsatz neuer Kernbleche 

bedeutete einen gewaltigen Fortschritt.“ 

Die Tatsache, dass kein Transformator 

wegen der individuellen Vorgaben des 

Kunden genau wie der andere ist, bedeutet 

natürlich eine große Herausforderung. 

„Da wir jedes Mal wieder bei Null beginnen 

mussten, war es wichtig, den Arbeitsaufwand 

möglichst zu beschränken. In den 

1990er Jahren begannen wir, unsere 

industriellen Verfahren und Werkzeuge zu 

standardisieren und Module einzuführen. 

Heute erfüllen wir 80 Prozent der 

Anforderungen mit Hilfe von Standardelementen. 

Das spart Konstruktionsaufwand, 

Zeit und Kosten und verbessert die 

Qualität.“ Solche Herausforderungen 

haben Patrick Matuszewskis Interesse an 

seiner Tätigkeit fast vier Jahrzehnte lang 

wach gehalten – und tun dies auch 

weiterhin. 

2007 

Weltweit erster Höchstleistungs- 

Transformator für Lichtbogenöfen 

(über 300 MVA) 

2010 

Herstellung und Test eines 

Transformator-Prototypen für 800 kV 

UHGÜ-Netze 


fÜr Sie GeleSen 

In den folgenden Publikationen finden 

Sie weiterführende Informationen zu einigen 

der in dieser Ausgabe von Think Grid 

behandelten Themen. 


HVDC Connecting to the future 

Autoren: Carl Barker, Dr. Norman MacLeod, 

Colin Davidson, Neil Kirby 

Verlag: Alstom Grid 

How Senior Executives Stimulate, 

Steer and Sustain Innovation 

Autor: Jean-Philippe Deschamps 

Verlag: John Wiley & Sons Ltd 

Integration of Distributed Generation 

in the Power System 

Autor: Prof. Math Bollen, Dr. Fainan Hassan 

Verlag: Wiley – IEEE Press 

Microgrids and Active 

Distribution Networks 

Autor: S.Chowdhury, 

S.P. Chowdhury und P. Crossley 

Verlag: Institution of Engineering 

and Technology 

Siehe auCh… 

WWW.frIeNDSOftheSUPerGrID.eU 

„friends of the Supergrid“ 

ist ein Zusammenschluss von 

Unternehmen und Organisationen, 

die gemeinsam für ein europäisches 

Supergrid werben möchten. 

Die Website dient der Information 

über die Ziele und den Stand 

des Supergrid-Projekts. Sie stellt 

die beteiligten Unternehmen 

und Organisationen mit Namen 

und Profilen vor. 

In „Friends of the Supergrid“ 

wird das Supergrid als „ein im 

Wesentlichen mit Gleichstrom 

betriebenes Stromübertragungsnetz“ 

definiert, „das eine nachhaltige 

Energieerzeugung in abgelegenen 

Regionen sowie die Übertragung 

der erzeugten Energie in die 

Lastzentren ermöglichen soll“. 

Die Website erläutert die Vorzüge 

eines Supergrid für Europa sowie 

die erforderliche Technologie. 

Eine weitere Rubrik informiert 

über themenverwandte Veranstaltungen 

und Presseveröffentlichungen 

sowie über Internetseiten mit 

Dokumenten, Positionspapieren und 

Vorschlägen, Videos usw. 

Friendsofthesupergrid.eu ist eine 

relativ neue Website, die sich sicher 

noch weiterentwickeln wird – 

ein guter Grund, sie öfter einmal 

zu besuchen.

TermIne für Ihren Kalender 

07.-09. MAi 2011 

damman, SaudI-arabIen 

Saudi international Water, 

Electricity & Power generation 

die „WE-Power Expo“ ist eine jährlich 

ausgerichtete Veranstaltung der industrie, 

die auch für regulierungsbehörden, Manager, 

investoren, ingenieure und Stromhändler von 

interesse ist. Sie dient der Präsentation neuer 

geschäftsperspektiven für ein internationales 

Publikum. Seminare und Workshops finden 

parallel zur Messe statt. im Mittelpunkt der 

Ausstellung stehen Aspekte wie 

Energiewandlung, Erdbebenforschung, 

alternative Energiequellen usw. 

Das Stadtzentrum von Detroit (Michigan) 

mit dem Hochbahnsystem „People Mover“ 

im Vordergrund und dem Renaissance 

Center im Hintergrund. 

24.-29. Juli 2011 

deTroIT, mIchIgan, uSa 

iEEE PES general Meeting 

Ziel dieser weithin beachteten konferenz 

für Starkstromtechnik ist es, Engineering- 

Experten und der akademischen 

Welt ein internationales Forum zur diskussion 

wichtiger aktueller themen zu bieten. 

Thema ist in diesem Jahr „The Electrification 

of transportation & the grid of the Future“. 

Angekündigt sind Vorträge über die 

Entwicklung bei Elektrofahrzeugen, 

über Smart grids, Energiespeicherung, 

Wind und Solarzellen sowie Energie- und 

umweltfragen. 

7 21 

der Windenergiebranche und informiert 

ausführlich über die Märkte lateinamerikas. 

themen der konferenz sind die jüngst 

erfolgten lizenzversteigerungen 

in Brasilien, die Windenergiepotenziale 

31 

lateinamerikas, neues aus der industrie 

und politische Entwicklungen. 

31. AuguSt -2. SEPtEMBEr 2011 

rIo de JaneIro, braSIlIen 

Brazil Wind Power 2011 

diese konferenz und Ausstellung richtet 

sich an weltweit operierende unternehmen 

13 

Electric Power System of the Future 

Der „Zuckerhut”, Rio de Janeiro, Brasilien. 

13.-15. SEPtEMBEr 2011 

bologna, ITalIen 

Cigré international Symposium 

das mit dem untertitel „integrating 

Supergrids&Microgrids“ versehene 

Veranstaltungsthema umfasst technische 

Fragen künftiger netzplanung und 

-führung sowie des netzbetriebs. 

Vorgestellt werden vielversprechende 

technologien zur Weiterentwicklung 

intelligenter netze sowie praktische 

Beispiele in Form von Pilotanlagen. 

21.-24. SEPtEMBEr 2011 

JaKarTa, IndoneSIen 

Electric indonesia 

indonesien ist die am drittschnellsten 

wachsende Wirtschaft der Welt und besitzt 

einen boomenden Energiesektor. Für Anbieter 

von Stromversorgungseinrichtungen 

ist das land daher ein attraktiver Markt. 

die zum fünfzehnten Mal ausgetragene 

Electric indonesia ist eine im Zweijahresturnus 

veranstaltete Messe für Führungskräfte 

der Stromversorgungsindustrie, die sich dort 

treffen und über die herausforderungen 

der versorgungstechnischen Erschließung 

des landes austauschen möchten. 

Die Altstadt von Lyon mit der Saône und der 

Kathedrale Saint-Jean im Vordergrund und der 

Basilika von Fourvière im Hintergrund. 

23.-24. noVEMBEr 2011 

lyon, franKreIch 

Matpost 2011 

diese zweitägige konferenz ist der 

Schaltanlagen-technologie gewidmet. 

das Programm dürfte für Vertreter von 

Erzeugern, netzbetreibern und herstellern 

von großem interesse sein und behandelt 

neben nachhaltigkeitsthemen neue und 

in Entwicklung befindliche Technologien 

für leistungsschalter, Messeinrichtungen, 

Überspannungsableiter, drosselspulen, 

kondensatoren usw. die diesjährige Matpost 

wird von einer Ausstellung begleitet. 

24 23 


Grid-Sector-L1-Think_Grid_8-2635-2011_05-GE © ALSTOM 2011. Alle Rechte vorbehalten. Die in diesem Dokument enthaltenen Informationen dienen lediglich zu Informationszwecken und sind unverbindlich. Für ihre Vollständigkeit, Korrektheit 

oder ihre Verwendbarkeit für ein bestimmtes Projekt wird keinerlei Verantwortung, Gewährleistung oder sonstige Garantie übernommen. Dies hängt von den technischen und wirtschaftlichen Umständen ab. Für die in diesem Dokument enthaltenen 

Informationen wird keine Haftung übernommen und Änderungen sind ohne Benachrichtigung vorbehalten. Reproduktion, Gebrauch oder Offenlegung gegenüber Dritten ist ohne ausdrückliche Genehmigung verboten. Gedruckt auf Papier aus ausgewählten 

Dreilagen-Recyclingfasern und reiner, umweltfreundlicher ECF-Cellulose (Elemental Chlorine Free) von Bäumen aus verantwortungsbewusst bewirtschafteten Wäldern. 

Alstom Grid 

Immeuble Le Galilée 

51 esplanade du Général de Gaulle 

92907 La Défense Cedex 

France 

www.alstom.com

eine zukunftsweisende Übertragungstechnologie - Alstom

Erfolgreiche ePaper selbst erstellen

Template löschen?

Als Template speichern?