Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC)
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Verteilernetzverbund mittels
Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC)
D
as
ve
rk
12.11.2020, VDE Symposium Erfurt
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forbidden. © Technische Universität Ilmenau / Thuringian Energy Research Institut / Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann
Agenda
1) Projektvorstellung - Motivation, Stand Technik, Anwendungsfälle,
Fokusregionen
2) Modellierung - Netz/ Konverter, Berechnungsergebnisse,
Schlussfolgerung
3) DC-Übertragungstechnologie - HVDC/MVDC, Design-parameter,
DC-Strecke, Stationslayout
08:48 | Page 2 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Thema und Zielsetzungen des Vorhabens
Verbessert der Verteilernetzverbund mit DC den Netzbetrieb?
Thema: Verteilernetzverbund mittels Zielsetzungen: Methoden und Konzepte für
Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) Betriebsführung
Entlastung der Kuppelstellen zum Übertragungsnetz Anlagentechnologie
reduzierte Netzverluste Netzführungstechnologie
Reduzierung der Netzgefährdung
Gesamtsystemkosten senken
08:48 | Page 3 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Das Fallbeispiel
Der Ansatz VNB-DC ermöglicht den
Einspeise- und Lastausgleich über
geografisch kurze Entfernungen
C) Geringe Last (3GW)
Hohe EE-Einspeisung
(Wind&PV)
B) Geringe Last (1,3GW)
Mittler EE-Einspeisung
(Wind&PV)
A) Hohe Last (8GW)
Hohe EE-Einspeisung (PV)
Pmax
Distribution Sytem Load
DSO_A
DSO_B
DSO_C
tA tB tC time
Mögliche DC-P2P-Kopplungen zwischen den Verteilernetzen
08:48 | Page 4 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Beispiele für DC-Projekte in Verteilernetzen Europa
Hallsjon, Schweden, 10kV, 3 MW, 1997
Aland-Link (SWE-FIN), 110kV
100 MW, 2015
Gotland HVDC Light,
Schweden, 80kV
ANGLE-DC 33kV 50 MW, 1999
30 MW, *2020
110/110-kV-Umrichter in
Bremen
FlexiblePowerLink, 33kV 100 MW, 1996
20 MW, 2019
110/110-kV-Umrichter in
Timelkam
2x30 MW, 2010
FEN,RWTH MV-DC-Testnetz
6 MW, 2018
KW Uttendorf, 110kV
48 MW, 2016
Stadtwerke Ulm 110kV/110kV
2 MW, 2003
08:48 | Page 5 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Anwendungsfälle sowie Bewertung Es wurden technische Anwendungsfäll für Gleichstromkopplungen in Verteilernetzen abgeleitet und sowohl aus Sicht der Netzplanung als auch des Netzbetriebes priorisiert Definition Anwendungsfall • Ein technischer Anwendungsfall beschreibt einen konkreten netztechnischen oder netzbetrieblichen Nutzen • Eine GÜ-Kopplung kann mehrere technische Anwendungsfälle abdecken (Maximierung des Gesamtnutzens) • Der Nutzen kann auch außerhalb des Anwendungsbereiches liegen 08:48 | Page 6 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Darstellung ausgewählter Anwendungsfälle
Entlastung Übertragungsnetz Steuerung Transitleistungen
Netzgruppe 1 - Netzgruppe 2 -
Erzeugungsschwerpunkt Verbraucherschwerpunkt
= =
=
=
Technische Anforderung: Technische Anforderung:
• Mindestens zwei benachbarte HS-Netzgruppen des Verteilernetzes, die • Eine räumlich ausgedehnte HS-Netzgruppe mit verteilten HöS-
über genügend freie Übertragungskapazität verfügen oder mit Einspeisepunkten
geringem Aufwand dahingehend ertüchtigt werden können • Unerwünschte Transitflüsse im HS-Netz, die aus dem HöS-Netz
• Eine oder mehrere Kopplungen der genannten Netzgruppen mithilfe herrühren
von GÜ-Technik • Eine GÜ-Kopplung auf der von unerwünschten Transiten betroffenen
• Zuverlässige Netzbetriebskonzepte für das Zusammenwirken der GÜ- Leitungstrasse
Kopplung, der gekoppelten HS-Netzgruppen sowie der überlagerten • Eine GÜ-Konverterstation in einem betroffenen HöS/HS-
Übertragungsnetze (u.a. beteiligte Netzleitstellen) Umspannwerk ergänzt um zusätzliche Längstransformatoren auf der
• Definition der Steuerhoheit betroffenen Leitung
• Anforderungen nach VDE-AR-N 4131 Technische Alternativen:
Technische Alternativen: • Schaltzustandsoptimierung im HS-Netz
• Ausbau des Höchstspannungsnetzes • Einsatz eines klassischen Phasenschiebertransformators
• Bau großer Speicherkraftwerke an Erzeugungsschwerpunkten
08:48 | Page 7 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Fokusregionen Aus den Anwendungsfällen wurden Fokusregionen innerhalb der betrachteten Netzgebiete identifiziert. In den Fokusregionen sind mehrere Anwendungsfälle gleichzeitig darstellbar 08:48 | Page 8 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Potential der Austauschleistung zwischen den Verteilernetzen auf Basis der Summenleistung zu
HöS-NVP
• NVP Summenleistung nach Netzcluster (typische Netzsituation)
• Es wird nur der Ausgleich zwischen Rückspeisung und Bezug aus dem HöS-Netz betrachtet
2018 2030
200 MW, 240 GWh 200 MW, 234 GWh
Netzgebiet MIT-SA Netzgebiet MIT-SA
TEN West TEN West
590 MW, 962 GWh
470 MW, 1111GWh
55 MW, -30 GWh 740 MW, 1338GWh
TEN Ost TEN Ost
GÜ-Kopplung in GÜ-Kopplung in
110kV Bayernwerk Bayernwerk
110kV
NVP -HöS
Nord Nord
NVP -HöS
• Austauschpotential von TEN zu BAG in 2030 um ~44-fach höher als in 2018
• Häufigkeit für Transite durch TEN steigt um 15%
• Die Leistungen im Cluster entsprechen nicht den Extremsituationen und können deutlich höher liegen
08:48 | Page 9 | Verteilernetzverbund mittels Gleichstromübertragungs-Technologie (VNB-DC) | © Univ.-Prof. Dr.-Ing. Dirk Westermann | Power System Group
Forschungsprojekt VNB-DC
- Modellierung Netz/Konverter und Netzsimulation -
VDE Symposium Erfurt
Dr.-Ing. Michael Malsch Erfurt, 12.11.2020Inhalt
1. Einführung
2. Modelle der Verteilernetze inkl. überlagertem Übertragungsnetz
3. Modellbildung der MVDC-Kupplungen
4. Definition Netzbetriebsfälle und resultierende Berechnungsszenarien
5. Exemplarische Simulationsergebnisse, Beurteilung des Betriebes der
MVDC-Kupplungen auf
Leistungsaustausch zwischen den 110-kV-Netzen,
Spannungsband
Netzverluste
6. Schlussfolgerungen
2Einführung
- Ausgangspunkt -
Simulation einer Leistungsübertragung zwischen den Verteilernetzen der
Mitnetz Strom (MNS), Thüringer Energienetze (TEN) und Bayernwerk (BAG)
mittels Mittelspannungs-Gleichstromübertragung (MVDC-Technologie)
Herangehensweise:
a) Evaluierung geeigneter Punkte für Leistungsübertragungen zwischen 90
MW … 200 MW durch Bestandsaufnahme vorhandener Betriebsmittel
(Geeignete UW, Netzausbau, Voraussetzungen für Installation,
Platzbedarf, etc. in Zusammenarbeit mit Netzbetreiber und Hersteller)
b) Auswahl von Kupplungspunkten zwischen den drei Verteilernetzen
c) Berechnung der Auswirkungen einer Leistungsübertragung von Norden
nach Süden (Mitnetz TEN Bayernwerk) und umgekehrt hinsichtlich
• Wirk- und Blindleistungsflüsse
• Engpässen auf 110-kV-Leitungen und Kuppeltransformatoren
(HÖS/HS)
• Netzverluste
3Einführung
- Auswahl Kuppelpunkte -
Szenario DC Interconnection (Long Distance)
=
~
=
~
- Kuppeln regionaler Hochspannungsnetze DC Interconnection (Back-To-Back)
=
~
=
~
NVP
- Organisation eines überregionalen
Leistungstransportes
Betroffene HS Netze
GRID
=
~
=
~
Un 110 kV 110 kV 110 kV ~
=
=
Sternpunkt- ~
RESPE RESPE NOSPE
Behandlung
Max. Last 2,8 GW 1,3 GW 6,9 GW
HS 5.983 km 2.916 km 9.044 km
Freileitungen ~
=
Wichtigen Wind & PV Wind & PV PV ~
=
=
=
~
~
EEQ
Netzkuppelstellen: 10
DC-Übertragungstrecken: 0 km to 25 km
4Einführung
- Leistungsgrößen an den einzelnen Kuppelpunkten für den (n-0)-Fall -
Pmax der Konverter basiert auf Pmax.
Netzgrenze GÜ-Verbindung je Konverter Begrenzend
• fehlerfreien HS-Netzen, in MW
• keinen aus dem Schutzkon- Apolda-Naumburg 114
zept herrührenden Restrik- Eisenberg-Zeitz 190
tionen und MNS->TEN
Kölleda-Wischroda 112,5
• Szenario mit maximaler EEG- Sonderhausen-Roßla 180
Überlastung der
Erzeugung SömmerdaSK-Heldrungen 228 Freileitungen in der
Umgebung der
Netzsituation an den Kuppel- Hildburghausen-Coburg 121 Konverter
punkten Frössen-Naila 51
Alle ausgewählten MVDC- TEN->BAG
Grimmenthal-Nordheim 100
Kupplungen in Betrieb Neuhaus-Ltg.FRIE-NECO 114
Ermittelte max. Übertragungs- Simmershausen-Kleinbardorf 90
leistungen (Pmax) Summe MNS->TEN
825
• MNS->TEN: 825 MW Summe TEN->BAG
476
• TEN->BAG: 476 MW
5Einführung
- Erstellung Simulationsmodell -
Modellbildung des ÜNB-Netzes
und der drei VNB-Netzgruppen in
der Netzberechnungssoftware
PowerFactory
Einspeiser und Lasten in den HS-
und MS-Netzen abgebildet
Objekt Anzahl
Verschiedene Netzbetriebsfälle
Sammelschienen 12.955 (Cluster) über Skalierungsfaktoren
Transformatoren 586 eingestellt
Generatoren 3.778
Modellierung der MVDC-Anlagen
Lasten 1.749
zwischen den Verteilnetzen an den
Leitungen (teilw. Segmente) 3.552 10 Kuppelpunkten
Kompensationen/Filter 887
Randnetzelemente 278 Sowohl Back-to-Back-Kupplungen
als auch mit DC-Kabelstrecke
6Inhalt
1. Einführung
2. Modelle der Verteilernetze inkl. überlagertem Übertragungsnetz
3. Modellbildung der MVDC-Kupplungen
4. Definition Netzbetriebsfälle und resultierende Berechnungsszenarien
5. Exemplarische Simulationsergebnisse, Beurteilung des Betriebes der
MVDC-Kupplungen auf
Leistungsaustausch zwischen den 110-kV-Netzen,
Spannungsband
Netzverluste
6. Schlussfolgerungen
7Modellbildung der Netze
- Übersicht HöS-Netz-
Modellbildung des HöS-Netzes
(50Hertz Transmission, Tennet
TSO) im erweiterten Bereich um
die untersuchten Verteilernetze
• MITNETZ Strom
• Thüringer Energienetze (TEN)
• Bayernwerk (BAG)
Abgrenzung des HöS-Netzes
durch Ersatzelemente
Einstellung der Leistungsfluss-
und Kurzschlussverhältnisse
Herstellung der Verbindungen zu
den Verteilernetzen an den NVP
8Modellbildung der Netze
- MITNETZ – 110-kV-Netz der Netzregion Sachsen-Anhalt -
9Modellbildung der Netze
- TEN – 110-kV-Netzgruppen Ost und West -
10Modellbildung der Netze
- 110-kV-Netz Bayernwerk -
11Inhalt
1. Einführung
2. Modelle der Verteilernetze inkl. überlagertem Übertragungsnetz
3. Modellbildung der MVDC-Kupplungen
4. Definition Netzbetriebsfälle und resultierende Berechnungsszenarien
5. Exemplarische Simulationsergebnisse, Beurteilung des Betriebes der
MVDC-Kupplungen auf
Leistungsaustausch zwischen den 110-kV-Netzen,
Spannungsband
Netzverluste
6. Schlussfolgerungen
12Modellbildung der MVDC-Kupplungen
- PowerFactory-Modell -
Umsetzung der MVDC-Kupplungen in der Netzberechnungssoftware
PowerFactory mittels PWM-Umrichter und ggf. MS-Kabel
Techn. Daten: UDC = ± 50 kV, Kabeltyp 18/30 kV NA2XS(F)2Y 800mm²
Wirkleistung
P
PQ-Regelstrategie U-Regelstrategie
z.B. U-Regelstrategie
z.B. PQ-Regelstrategie
13Inhalt
1. Einführung
2. Modelle der Verteilernetze inkl. überlagertem Übertragungsnetz
3. Modellbildung der MVDC-Kupplungen
4. Definition Netzbetriebsfälle und resultierende Berechnungsszenarien
5. Exemplarische Simulationsergebnisse, Beurteilung des Betriebes der
MVDC-Kupplungen auf
Leistungsaustausch zwischen den 110-kV-Netzen,
Spannungsband
Netzverluste
6. Schlussfolgerungen
14Netzbetriebsfälle und Berechnungsszenarien
- Netzbetriebsfälle -
Netzbetriebsfall = Arbeitspunkt der Erzeugungsanlagen (EZA) + Netzlast
Analyse von Lastgängen der drei VNB aus dem Jahr 2018
Ableitung von Skalierungsfaktoren P/Pinst. je 15-min-Wert für
• Windenergieanlagen (WEA)
• Photovoltaikanlagen (PVA)
• Sonstige (BHKW, Wasserkraft, etc.)
• Netzlast
Bildung von 17 Clustern (Netzbetriebsfälle), die die häufigsten Netz-
zustände der VNB mittels Skalierungsfaktoren im Jahr 2018 beschreiben
Durch Parametrierung der Skalierungsfaktoren der Cluster in das
Netzmodell 2030 werden die Netzverhältnisse in das Jahr 2030 übertragen
Durch höhere installierte Leistungen der EZA und geplantem Netzausbau
stellen sich neue Leistungsflüsse ein
Nachfolgende Ergebnisdarstellungen beziehen sich auf ein ausgewähltes
Cluster
15Netzbetriebsfälle und Berechnungsszenarien
- Arbeitspunkte der MVDC -
Für ein ausgewähltes Cluster wurden
eine Serie von LF-Rechnungen ent-
sprechend Darstellung vorge- Berechnete Arbeitspunkte für Leistungstransport Nord Süd
nommen,
Q MVDC [%]X X X X
Auswertung der „Netzreaktion“ 30
X X X X
übererregt
anhand charakteristischer elektrischer 20
X X X X
Kenngrößen 10
X X X X
X X X X
Anmerkung 1: -10
33 66 100 P MVDC [%]
X X X X
untererregt
• Nur Wirkleistungstransport Nord- -20
X X X X
Süd wird betrachtet -30
X X
X X
-40
Anmerkung 2: Q-Fahrweise der EZA X X X X
• MITNETZ mit Q(U)-Regelung Q = 40%Pmax cosϕ=0,93
ausgewählter EZA
• TEN und BAG: vorgegebener Q
mit festem Wert
16Inhalt
1. Einführung
2. Modelle der Verteilernetze inkl. überlagertem Übertragungsnetz
3. Modellbildung der MVDC-Kupplungen
4. Definition Netzbetriebsfälle und resultierende Berechnungsszenarien
5. Exemplarische Simulationsergebnisse, Beurteilung des Betriebes der
MVDC-Kupplungen auf
Leistungsaustausch zwischen den 110-kV-Netzen,
Spannungsband
Netzverluste
6. Schlussfolgerungen
17Exemplarische Netzberechnungen
- Leistungsaustausch über VNB -
Export Transit Import
(MNS) (TEN) (BAG)
Der Leistungsbedarf der BAG i.H.v. 298 MW Der Q-Bedarf im MNS- und TEN-Netz
kann mittels Überschuss aus MNS über das kann durch die Konverter vollständig
TEN-Netz gedeckt werden gedeckt werden (Bilanz zum ÜNB = 0 Mvar)
P-Austausch über NAP bei Q=0 Q-Austausch über NAP bei P=66%Pmax
MNS TEN BAG MNS TEN BAG
500 800
700
600
0
500
0 33 66 100
400
-500 300
Q in Mvar
P in MW
200
100
-1000 0
40 30 20 10 0 10 20 30 40
-100
-200
-1500
-300
ohne untererregter Betrieb übererregter Betrieb
MVDC -400
der MVDC-Kupplungen der MVDC-Kupplungen
-2000 -500
PMVDC/Pmax in % (VZS) QMVDC/Pmax in % (VZS)
18Exemplarische Netzberechnungen
- Netzverluste -
Darstellung der Änderung der Änderung der Netzverluste ∆P bei QMVDC=0
Netzverluste bezüglich
MNS TEN BAG ÜNB
PMVDC/Pmax = 0 %
80
Konverter und DC-Verluste 70
nicht berücksichtigt, d.h. Bilanz 60
reiner AC-Netzverluste
50
ÜNB-Verluste weniger bei 40
höhere MVDC-Übertragung
∆P in MW
30
(Transit)TEN-Verluste werden 20
größer
10
Netzverluste steigen insgesamt 0
an, da ohmische Verluste in 33 66 100
-10
HS-Netzen größer
-20
-30
PMVDC/Pmax in %
19Exemplarische Netzberechnungen
- Betrachtung des Spannungsbandes -
Leistungsübertragung MNS->TEN->BAG: 66% Pmax Spannungsspreizung im MNS
40% ue 20% ue Q=0 20% üe 40% üe
Q-Stellbereich: 40% Pmax ue bis 40% Pmax üe 40
Anzahl ausgewählter Sammelschiene
35
Spannungsanhebungen durch P-Übertragung 30
müssen teilweise mittels Q-Fahrweise der MVDC 25
kompensiert werden (BAG: mind. 20% ue) 20
15
Durch spannungssensitive Standorte der MVDC ist 10
eine Blindleistungsbereitstellung für ÜNB nur 5
0
bedingt möglich
• MNS: 40% ue bis 20% üe erlaubt
• TEN: 20% ue bis 20% üe erlaubt u in p.u.
Spannungsspreizung im TEN Spannungsspreizung im BAG
40% ue 20% ue Q=0 20% üe 40% üe 40% ue 20% ue Q=0 20% üe 40% üe
120 30
Anzahl ausgewählter Sammelschiene
Anzahl ausgewählter Sammelschiene
100 25
80 20
60 15
40 10
20 5
0 0
u in p.u. u in p.u.
20Inhalt
1. Einführung
2. Modelle der Verteilernetze inkl. überlagertem Übertragungsnetz
3. Modellbildung der MVDC-Kupplungen
4. Definition Netzbetriebsfälle und resultierende Berechnungsszenarien
5. Exemplarische Simulationsergebnisse, Beurteilung des Betriebes der
MVDC-Kupplungen auf
Leistungsaustausch zwischen den 110-kV-Netzen,
Spannungsband
Netzverluste
6. Schlussfolgerungen
21Schlussfolgerungen
Ungleichgewichte aus Leistungsbedarf und Leistungsüberschuss mehrerer
HS-Verteilernetze können mittels MVDC-Anlagen innerhalb der Verteilernetz-
ebene teilweise bis vollständig ausgeglichen werden
Inwieweit dadurch geplante Netzausbaumaßnahmen der VNB entfallen bzw.
verzögert werden können, ist am konkreten Einsatzfall zu ermitteln
Verlagerung des Leistungsflusses aus dem HöS-Netz in unterlagerte HS-
Verteilernetze bewirkt in der Gesamtbilanz tendenziell höhere Netzverluste
Gezielte Blindleistungsbereitstellung zur Gewährleistung der Spannungs-
haltung im 110-kV-Netz des VNB über die Q-Stellfähigkeit der MVDC-
Anlagen ist möglich
Blindleistungsbereitstellung an den ÜNB als Systemdienstleistung ist
ebenfalls bedingt möglich
Das Konzept der Blindleistungsfahrweise der EZA muss mit dem Blind-
leistungseinsatz der MVDC-Kupplungen abgestimmt werden (insbesondere
bei Q(U)-Regelungen relevant)
22Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! P&M Power Consulting GmbH Alte Chaussee 93 D 99097 Erfurt Tel.: ++49 361 / 7318753-0 Fax: ++49 361 / 7318753-3 www.pm-powerconsulting.de mail@pm-powerconsulting.de
VDE Symposium Erfurt 12. Nov. 2020 MVDC PLUS® Introduction German Kuhn, Siemens Energy Transmission Solutions Siemens Energy is a registered trademark licensed by Siemens AG. Siemens Energy, 2020
Presenting MVDC PLUS®
Content
1 Overview
HVDC general
MVDC overview
2 System Design
Rating
DC Link
3 Station Design
Station Layouts
Case Study TEN-HS-UW Hildburghausen
4 Control and Protection
Functions
Operating MVDC
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 2
2020-11-12 Siemens Energy, 2020HVDC applications for long distance bulk-power transmission,
offshore cable connections and Grid Coupling.
Long distance
DC overhead
AC line AC
system A system B
DC cable
DC cable
AC AC
system A system B
Back-to-back
DC
AC AC
system A system B
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 3
2020-11-12 Siemens Energy, 2020HVDC systems are available with Line Commutated
Converters or Voltage Sourced Converters
DC
AC Grid 1 AC Grid 2
LCC – HVDC VSC – HVDC
Line Commutated Converter (current-sourced) Voltage Sourced Converter (self-commutated)
Thyristors with turn-on capability Semiconductor switches with turn-on/
turn-off capability: IGBTs
• Direct light-triggered thyristor (LTT)
• Up to 10,000 MW • XPLE cable up to 600 / 640 kV DC
1
• MI/PPL cable up to 750 kV • Half bridge Id > 2 kA
• OHL up to 800 kV • Full bridge up to 2 kA
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 4
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Typical HVDC-Topologies
Monopolar Symmetrical Monopole
High voltage
+
Transmission line DC Cable
Low voltage
-
Terminal A Terminal B
Terminal A Terminal B
Bipolar
High voltage
OHL/Cable
Pole 1
Metallic Return
Ground/Sea
Return
Pole 2
OHL/Cable
Terminal A High voltage Terminal B
Terminal A Terminal B
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 5
2020-11-12 Siemens Energy, 2020MVDC PLUS® is designed for active power transfer through
DC-lines, cables or in Back-to-Back arrangement.
1 Symmetrical Monopole Configuration 3 Bi-directional Power Flow plus STATCOM operation.
2 Modular Multilevel IGBT Voltage Sourced Converter 4 DC-Link Over-headline, Cable, Back-to-Back
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 6
2020-11-12 Siemens Energy, 2020MVDC is based on well-proven technology from HVDC and
STATCOM with worldwide references in VSC technology
STATCOM equipment as basis for MVDC 4.5kV IGBT sub-modules Converter Tower acc to MVDC Design
STATCOM project example HVDC VSC project example
> 100 SVC PLUS container & building solutions, references worldwide HVDC PLUS worldwide (here INELFE Converter Station Spain)
VSC = Voltage Sourced Converter German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 7
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Multilevel Converter design with high power transfer capability,
compact design, low losses and flexible power control
DC Line
Converter Station Converter
1 Symmetrical Monopole Configuration with double power SM SM SM
reactor
transfer capability. SM
SM
SM
SM
SM
SM
2 Converter SM SM SM
Compact Modular Multilevel Voltage Sourced Converter transformer SM SM SM
AC Line
3 4.5kV IGBTs in half-bridge sub-modules for low losses.
Bi-directional Power Flow, capacitive and inductive reactive Converter Sub‐
4 Module
power control on both sides. SM SM SM
SM SM SM
SM SM SM
SM SM SM
SM SM SM Converter Module
+/-30kVdc, 90MW Converter Tower Converting AC voltage into DC with multi-level converter at lowest harmonic emission
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 8
2020-11-12 Siemens Energy, 2020MVDC
System Design
Author | Department 9
YYYY-MM-DD Siemens Energy is a registered trademark licensed by Siemens AG. Intern © Siemens Energy, 2020System Design - 3 different types according to required power
transfer can be selected
Type DNDC-24 DNDC-30 DNDC-48 Active Power (P)
DC voltage at rectifier +/-24 kVdc +/-30 kVdc +/-50 kVdc / HV-AC at PCC
Rated DC current (max.) 1.5kAdc 1.5kAdc 1.5kAdc
operating diagram
Active power transfer (max.) 70MW 90MW 149MW
Reactive power / station (max.) 32MVar 43MVar 66MVar
P- / Q-Control ✔
Voltage control ✔
STATCOM operation ✔
AC fault ride through ✔
P-, Q- operating diagram Reactive Power (Q)
Qmax / HV-AC at PCC
stationary with
0.95… 1.05pu operating diagram
HV-AC at PCC capacitive
Pmax
- Pmax
inductive
- Qmax
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 10
Pmax, Qmax as listed in table
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Increase power transfer by converting from AC to DC.
DC-link as Overhead-Line or Cable.
Converting 2-line MVAC system into DC DC – Line Unit 24kVDC 30kVDC 50kVDC
DC-poles with 3 conductors in parallel per pole Max resistance Ohm 2 3 4
Increase power transfer > 40%. Max resistance /km Ohm/km 0.01 0.01 0.01
Max line inductance /km mH/km 0.35 0.35 0.35
Rectifier station Inverter station
3ph AC‐Line I to DC+
= = Standard AC XLPE cable type tested
~ ~ 3x 10m 20kVac Cable incl
PCC = Point of sleeves & termination
Common Coupling
= =
3ph AC‐Line II to DC‐ Scenario:
Test-voltage: 40kV DC
30 days
24/48h Load-cycles pos./neg
Superposed voltages
Acc. Cigre TB496 / IEC62895
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 11
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Benefits - AC vs DC with typical cable cross sections: Benefits
for DC at longer distances, even at lower power levels due to cable-capacity
AC 3-phase System Simulation SiNCAL: Criteria: DC Cable +/- pole system
• Voltage levels: 30kV, 50kV • Line loading >100%
• Distance: 10 to 200km, Point to point connection • Voltage deviation +/-5%
Power • Load variation: 1 to 100MVA • Relative losses >10%
• No compensation of AC-line, Compensation at load pf 0.9
• Cable with 300mm² and 500mm² Cu
100MW
50kV 500mm² AC cable
50kV 300mm² AC cable
50MW 50kV 500mm² DC cable
30kV 500mm² AC cable
50kV 300mm² DC cable
30kV 500mm² DC cable
30kV 300mm² AC cable 30kV 300mm² DC cable
50km 100km 150km 200km
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 12
2020-11-12 Siemens Energy, 2020MVDC
Station Design
Author | Department 13
YYYY-MM-DD Siemens Energy is a registered trademark licensed by Siemens AG. Intern © Siemens Energy, 2020100MVA MVDC Converter Station – Iso View
1. Power Transformer
4
2. AC Yard
3
3. Converter tower with IGBT
5 4. DC Yard
2 6
5. Phase Reactors
6. Control & Protection Container
7
7. Cooling Container
8
1 8. Outdoor Cooler
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 14
2020-11-12 Siemens Energy, 2020100MVA Station Design – Top View
required space for
75MVA Station
30 m x 54 m
30 m
150MVA Station:
30 m x 66 m DC AC
60 m German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 15
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Station Design – MVDC Back-to-Back
Parallel assembly is most compact and economic
40 m
30 m
Phase reactors - stacked
19 m
62 m
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 16
2020-11-12 Siemens Energy is a registered trademark licensed by Siemens AG. Siemens Energy, 2020Station Design – MVDC Back-to-Back
Option “in-series assembly”
40 m
19 m
25 m
19 m
95 m
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 17
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Station Design – DNDC30 Section view
6m
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 18
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Case-study: Integrating 70MW / 150MW MVDC station in TEN-
HS-UW Hildburghausen (TEN) with ~ 30km DC link to South
DC
DC
UW Hildburghausen in focus region d as per VNB-DC Project. German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 19
2020-11-12 Siemens Energy, 2020MVDC
Control & Protection
Author | Department 20
YYYY-MM-DD Siemens Energy is a registered trademark licensed by Siemens AG. Intern © Siemens Energy, 2020Control and protection system: All functions implemented
that are needed to operate, control and protect the MVDC
• Operation via operator interface • Active & reactive power control (4-Quadrant)
Station Closed-loop
• Switchyard control control control • STATCOM operation
• Interlocking • Transient AC voltage stability
• AC fault ride-through
• Start-up/shut-down
• Power capability & limitation
• Sequence of event recording
• Converter charging
• Controller setting • Converter current & energy control.
• AC feeder protection
• Communication with SCADA
• Transformer protection
via telecontrol IEC 60870-5-104
• Converter AC busbar protection
SCADA, • Separated process & service LAN
• DC supervision communication, • Signal recording 1 ms time stamp
• Converter protection fault recording, • Remote access routed through firewalls
• DC line/cable protection Protection IT security Terminal server (DMZ) optional
MVDC is designed for unmanned operation.
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 21
2020-11-12 Siemens Energy, 2020Default control mode of MVDC PLUS: Active and reactive
power control mode
Principle of Active / Reactive Power Control „P-/Q-Control Mode“
1 Pre-define Station B as Inverter, Station A as Rectifier.
Power demand, consumers 2a Start-up MVDC. Close CB-A, charge converter A. Partial Power surplus
charging converter B through DC-Link, CB-B open.
6 2b Synchronize & close CB-B. Charge converter B until
a
system ready. Both stations communicate readiness. 6
3 Set power flow and reactive power at HMI. Both stations
2 Station B communicate settings. Station A
5
Load 4 CB a a CB
Grid
3 Loadflow through DC-Link 7
3
1
4 Inverter controls constant Active Power flow at PoC.
5 Rectifier controls constant DC-voltage.
Both stations control reactive power independently from
Grid B 6 Grid A
each other (*).
7 Power reversal via setting at HMI possible.
German Kuhn | SE T SO PLM-FACTS 22
2020-11-12 Pre-requisite: Both grids in stabil operation. Both stations fully operational. DC-link coupled PoC = Point of Control Siemens Energy, 2020
(*) Constant reactive power (Q-Mode) or constant voltage (Voltage-Mode) depending on mode-selection.Thank you for Attention
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2020-11-12 Siemens Energy is a registered trademark licensed by Siemens AG. Siemens Energy, 2020Sie können auch lesen
