Günter Stark, ABB AG, Tel: 0621 381 3680, Email: guenter.stark@de.abb.com Hochspannungsnetzausbau in Deutschland Wie wir die regenerativen Energien zum Verbraucher bringen © ABB Group March 25, 2017 | Slide 1

Zentral Europa wird die für Energieübertragung und Handel Erneuerbare Energien in Mitteleuropa Neue Anforderungen an das Übertragungsnetz Winde Solar Wellen Bio Erzeugung fern von Verbrauchszentren Wind Energie insb. Offshore Wasserkraftwerke Solar Kraftwerke (langfristig) Kleine dezentrale Erzeugungseinheiten Photovoltaik Blockheizkraftwerke Volatile Erzeugung Wind Energie Solar Enegrie Neue Wasserkraft- und Pumpspeicherwerke in Skandinavien Mehr als 25 GW aus Windkraft in Nord- und Ostsee Neue Wasser- und Pumpspeicherwerke in den Alpen Neue Solar Kraftwerke in Nordafrika und im mittleren Osten Zentral Europa wird die “Drehscheibe” für Energieübertragung und Handel Quelle: DG Energy, European Commission © ABB Group March 25, 2017 | Slide 2 © ABB Group March 25, 2017 | Slide 2 2

Erneuerbare Energie aus volatilen Quellen Erzeugung Wind- und Solar in Deutschland Quelle: Amprion, EnBW © ABB Group March 25, 2017 | Slide 3

Veränderung der Erzeugungslandschaft Leistung 2011 - vor dem Moratorium Quelle: Amprion © ABB Group March 25, 2017 | Slide 4

Veränderung der Erzeugungslandschaft Leistung 2011 - nach dem Moratorium Quelle: Amprion © ABB Group March 25, 2017 | Slide 5

Veränderung der Erzeugungslandschaft führt zu veränderten Anforderungen an das Übertragungsnetz Situation 2010 Szenario 2020 Quelle: Amprion © ABB Group March 25, 2017 | Slide 6

Die Entwicklung der elektrischen Übertragungsnetze Nach den ersten Schritten mit Gleichstrom setzte sich schließlich die Wechselstrom (Drehstrom) Technik durch Energieübertragung über große Entfernungen auf dem Hochspannungs- pegel von 750kV/400kV, um die Verluste gering zu halten Stromproduktion und Stromverbrauch in derselben geographischen Region. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 7

Übertragungsnetze der Zukunft Ferntransportkapazität Ultra-Höchstpannungs-Overlay-Netz HVDC-Systeme Lastflusssteuerung und Blindleistungskompensation: Flexible Alternating Current Systems (FACTS) Weitbereichsüberwachung neue Überwachungsqualität besseres Systemverständnis Unterstützung in Krisensituationen © ABB Group March 25, 2017 | Slide 8

Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung … … ist keine neue Technologie 1954 – Erste kommerzielle HVDC mit Quecksilberdampfgleichrichter 1970 – Erste Thyristor-Ventile für HVDC 1980 – Die größte Leistung, Itaipu 6.300 MW 1997 – Erste kommerzielle HVDC Light Installation 2008 – NorNed, das längste Seekabel geht in Betrieb 2009 – BorWin1, erste Netzanbindung für einen Offshore Windpark 2010 – 800 kV HVDC Übertragung in Betrieb © ABB Group March 25, 2017 | Slide 9

Anwendungsbereiche HGÜ Klassische Anwendungsbereiche Asynchrone Verbindung verschiedener Drehstromnetze Weiträumiger Leistungstransport Elektrische Seekabelverbindungen Neue Anwendungsbereiche Anbindung von Offshore-Windparks Verstärkung und Stabilisierung bestehender Drehstromnetze durch parallelen Betrieb von HGÜ-Systemen (hybride Netze) © ABB Group March 25, 2017 | Slide 10

Netzverhalten HVDC HVDC Classic HVDC Light 600 MW, 80 x 180 m 350 MW, Gebäude 24 x 90 m benötigt Blindleistung Kurzschlussleistung / stabiles Netz wird benötigt minimaler Leistungsfluss erforderlich Leistungsflussumkehr nur mit Verzögerung bei Kabelsystemen Filterschaltungen notwendig bei sich ändernder Wirkleistung unabhängige Blindleistungsregelung benötigt keine Kurzschlussleistung jeder Wirkleistungsfluss einstellbar sofortige Leistungsflussumkehr keine Filterschaltungen notwendig Verwendung von Kunststoffkabeln möglich © ABB Group March 25, 2017 | Slide 11

Einsatzbereiche HVDC Leistung in MW Udc in kV 800 700 600 500 400 300 HVDC Classic mit Freileitung HVDC Light mit VPE Kabel HVDC Classic/ HVDC Light mit MI - Kabel 700 600 500 Udc in kV 400 300 200 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Leistung in MW © ABB Group March 25, 2017 | Slide 12

Xiangjiaba – Shanghai, China Das längste und leistungsstärkste HVDC System Kunde: SGCC Übertragungsleistung: 6.400 MW DC Spannung: ± 800 kV Länge der Freileitung: 2.000 km Verluste: < 7 % AC Spannung: 525 kV Hauptgründe für HVDC: Stromtransport über große Distanz Geringer Flächenbedarf Geringe Verluste © ABB Group March 25, 2017 | Slide 13

Xiangjiaba – Shanghai, China Das längste und leistungsstärkste HVDC System FULONG FENGXIAN © ABB Group March 25, 2017 | Slide 14

Longquan- Three Gorges- 3000 MW © ABB Group March 25, 2017 | Slide 15

Freileitungsmast DC 800KV © ABB Group March 25, 2017 | Slide 16 800 kV Mast des Xiangjiaba – Shanghai Projekt

Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) Die Alternative zur Drehstromübertragung HGÜ-Projekte von ABB in Asien Bewährte Lösung für Fernübertragung und Seekabelverbindungen Vorteile: Geringe Verluste (Gleichstrom) Geringer Flächenbedarf Keine Längenbeschränkung, keine Stabilitätsprobleme Kabel über große Entfernung einsetzbar, da kein Blindleistungsbedarf Nachteile: Basiskosten für Umrichterstationen  erst bei größeren Entfernungen wirt- schaftlich interessant (auf See: ab ca. 60 km, an Land ab mehreren 100 km) Punkt-zu-Punkt-Verbindung (aber: selbstgeführte HGÜ vermaschbar) HGÜ-Projekte von ABB in Europa © ABB Group March 25, 2017 | Slide 17

ABB HVDC Systeme Light und Classic seit 1954 Troll Nelson River 2 CU-project Vancouver Island Pole 1 Pacific Intertie Pacific Intertie Upgrading Pacific Intertie Expansion Intermountain Blackwater Rio Madeira Inga-Shaba Brazil-Argentina Interconnection I&II English Channel Dürnrohr Sardinia-Italy Highgate Châteauguay Quebec- New England Skagerrak 1-3 Konti-Skan Baltic Cable FennoSkan 1&2 Kontek SwePol ChaPad Rihand-Delhi Vindhyachal Sakuma Gezhouba-Shanghai Three Gorges-Shanghai Leyte-Luzon Broken Hill New Zealand 1&2 Gotland Light Gotland 1-3 Murraylink Eagle Pass Tjæreborg Hällsjön Hagfors Directlink Cross Sound Italy-Greece Rapid City Vizag II Three Gorges-Guandong Estlink Valhall Cahora Bassa Sapei Square Butte Sharyland Three Gorges-Changzhou Outaouais Caprivi Link Hülünbeir- Liaoning Lingbao II Extension Xiangjiaba-Shanghai BorWin1 NorNed Apollo Upgrade EWIP IPP Upgrade Itaipu 56 HVDC Classic Projekte seit 1954 14 HVDC Classic Upgrades seit 1991 14 HVDC Light Projekte seit 1997 © ABB Group March 25, 2017 | Slide 18 Show successful projects world wide HVDC Classic and HVDC Light® 18 18

Planned Future HVDC Projects by 2020 in China (The year means project in operation) Humeng – Shandong 800kV, 6400 MW, 2015 BtB China-Russia (HeiHe) Humeng - Tianjing Irkutsk (Russia) - Beijing 800kV, 6400 MW, 2016 750 MW, 2008 800kV, 6400 MW, 2015 NEPG FarEast (Russia) – NE China Ningxia - Tianjing Russia Heilongjiang 3000 MW, 2010 3000 MW, 2010 NW-Sichuan (Baoji – Deyang) Humeng - Liaoning Hami – C. China Jilin 800kV, 6400 MW, 2018 800kV, 6400 MW, 2018 3000 MW, 2011 Hulunbeir (Inner Mongolia) - Shenyang Xianjiaba – Shanghai Xinjiang Liaoning 800kV, 6400 MW, 2011 Inner Mongolia 3000 MW, 2010 NCPG Beijing Xiluodu - Hanzhou Gansu Tianjin BtB Northeast-North (Gaoling) Hebei 800kV, 6400 MW, 2015 1500 MW, 2008 NWPG Shanxi Shandong Xiluodu - Hunan Ningxia North Shaanxi-Shandong 800kV, 6400 MW, 2014 Qinghai 3000 MW, 2011 Shaanxi Jiangsu Jinsha River II – East China Henan Anhui BtB Shandong - East CCPG ECPG Shanghai 1200 MW, 2011 800kV, 6400 MW, 2016 Sichuan & Chongqing Hubei Xizang BtB North - Central Jingping – East China Zhejiang 1000 MW, 2012 800kV, 6400 MW, 2012 Jiangxi Gezhouba-Shanghai Expansion Jinsha River II – East China The next coming HVDC project is the Three Gorges – Shanghai, +/-500kV, 3000MW (3GS), transmitting power from left bank generators of 3G dam. Guizhou – Guangdong II could be the one after 3GS. The most challenge transmission system would Jingsha River (Xiluodu/Xiamgjiaba) to Shanghai, with distance more than 2000km and power upto 10,500MW. Hunan Fujian 3000 MW, 2011 800kV, 6400 MW, 2019 Guizhou Taiwan SCPG Lingbao BtB Expansion Guangxi Jinsha River II - Fujian Yunnan Guangdong 750 MW, 2009 800kV, 6400 MW, 2018 Goupitan - Guangdong 3000 MW, 2016 Nuozhadu-Guangdong Jinghong-Thailand Yunnan - Guangdong Hainan 800kV, 5000-6000 MW, 2015 3000MW, 2013 800kV, 5000 MW, 2009 © ABB Group March 25, 2017 | Slide 19 Bangkok (Indicative map)

NorNed HVDC Verbindung Weltweit längstes und leistungsstärkstes Seekabel Kunden: Statnett SF, Norwegen TenneT bv, Holland Übertragungsleistung: 700 MW DC Spannung: ± 450 kV Länge des Seekabels: 580 km Verluste: < 4 % Wassertiefe: bis zu 410 m AC Netze: 300 kV in Feda, Norwegen 400 kV in Eemshaven, Holland Hauptgründe für HVDC: Lange Seekabelverbindung Asynchrone AC Netze Absolute Leistungsflusskontrolle © ABB Group March 25, 2017 | Slide 20

NorNed - Lagerung eines HVDC Seekabels © ABB Group March 25, 2017 | Slide 21

Netzintegration von Offshore Windparks © ABB Group March 25, 2017 | Slide 22

Offshore Windpark Cluster in der Nordsee Von der Vision zur Realität…. Borwin1 2007 Vergabejahr BorWin2 2011 BorWin3 2012 Borwin4 2012 DolWin1 2010 DolWin2 2011 Dolwin3 2012 Dolwin4 2013 HelWin1 2010 HelWin2 2011 SylWin1 2011 SylWin2 2013 Sylwin Borwin Helwin Dolwin Beautragte Projekte: ~ 15 Angebotene Projekte ~ 3 Zusätzliche Bedarf: ~ 40 Bedarf an bis zu 15 weiteren HVDC Projekten in den nächsten Jahren © ABB Group March 25, 2017 | Slide 23

BorWin1 Lieferumfang Kunde TenneT Lieferumfang 400 MW HVDC Light® System Offshore Station auf Plattform mit Fundamentstruktur Onshore Station Diele 170 kV GIS Schaltanlage Kommunikationssysteme Überwachungs- und Sicherheitstechnik Kabel Seekabel AC Kabel (1200 m) DC Kabel Seekabel (2x125km) DC Kabel Land (2x75km) Glasfiber Kabel (200 km) © ABB Group March 25, 2017 | Slide 24

400 MW HVDC Light Plattform Layout Glättungsdrosseln AC Bereich Transformatoren GIS Ventilraum Dieselgenerator DC Bereich Topside Länge: 50 m Breite: 33,5 m Höhe: 22 m Gewicht: 3200 t Jacket Höhe: 62 m Gewicht: 1800 t © ABB Group March 25, 2017 | Slide 25

BorWin1 Die Plattform auf dem Weg zum Ziel © ABB Group March 25, 2017 | Slide 26

400 MW HVDC Light Ersatzschaltbild © ABB Group March 25, 2017 | Slide 27

BorWin1 IGBT Stack Installation Baujahr 1999, N.V. Scheepswerf De Hoop (373) Länge über alles 86m, Breite 26m 4000 Kabel Nico World, a subsidiary of Dubai-based Topaz Energy and Marine Ltd has been awarded a major contract by leading Australian oil and gas contractor Clough Engineering Ltd. for its cable-lay vessel ‘Team Oman'. The contract involves the transportation and installation of sub-sea umbilicals in the Krishna Godavari Basin , off India ’s east coast. The ‘Team Oman ’ is one of only three of its kind in the world. It is a specialised power-cable lay vessel with a capacity for carrying and installing up to 4,000 tonnes of power cables and one of a very limited number of vessels worldwide that is capable of executing the Clough project. Initially the ‘Team Oman ’ will mobilise to the UK , where it will be loaded with the cables before setting sail for India to commence the cable laying operations. The project is expected to extend beyond the first quarter of 2006. Topaz Energy and Marine Ltd. is one of the top ten offshore vessel owners and operators worldwide, with operations in the Middle East , Caspian and South East Asia . © ABB Group March 25, 2017 | Slide 28

BorWin1 See- und Landkabel 125 km See Kabel 1200 mm2 Cu Wattenmeer, Norderney und Ems 1600 mm2 Cu 75 km Land Kabel 2300 mm2 AL Dreifach extrudiertes VPE Leiter Schirm HVDC Polymer Isolator Isolator Schirm Schirm Bleimantel Armierung verzinkte Stahldrähte Schutz: Polypropylen © ABB Group March 25, 2017 | Slide 29

BorWin1 Seekabelverlegung © ABB Group March 25, 2017 | Slide 30

BorWin1 Landkabelverlegung © ABB Group March 25, 2017 | Slide 31

Temperaturverteilung im Boden (Beispiel) 41 39 37 35 33 31 29 27 25 23 21 19 17 15 Temperatur in °C -1 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 -1,0 -1,2 -1,4 Tiefe in m Entfernung in m 40 35 30 25 20 Temperatur in °C 0,4 0,2 0,6 0,8 1 Entfernung in m Temperature profile corresponding to the red line Max. Verluste von 60 W/m resultieren in max.55 W/m2 an der Oberfläche über dem Kabel (Sonneneinstrahlung im Winter circa: 200 W/m2) Temperatur am Kabel Jacket bei sommerlichen Bedingungen: 42 °C (Austrocknen der Erde tritt frühstens bei 50 °C ein ) Anmerkungen: 60 W/M gelten für beide Kabel – also 30 W/m und Kabel. Maximalabschätzung, um stärkste Umgebungsbeeinträchtigung zu ermitteln, durch andere Kabelauslegung sind niedrigere Werte möglich. 60 W/m bedeuten bei einem 400-MW-System (150kV) 6 MW Verluste, also 1,5 % Verlust auf 100 km. Bei Spannungserhöhung auf 300 kV bleiben die Verluste, da überwiegend stromabhängig, unverändert, relativ werden sie also halbiert. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 32

Magnetisches Feld Sehr geringes magnetisches Feld Die Belastungen für Mensch und Tierwelt seitens HVDC Kabel liegen deutlich unter denen der dynamischen Feldbelastungen seitens der Drehstromsysteme. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 33

BorWin1 HVDC Light Station, Diele Cooling Units Reactors Valves Chopper AC Filter Yard DC Filter Yard Power Transformer The layout is pretty much the same for +/-150 kV as for +/- 80 kV… When putting on the roof we get the drawing in the upper right corner, which is the +/-150 kV HVDC Light plant of today. When looking at the buildning it looks like a factory and the view is nothing like an ordinary substation. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 34

Offshore-Netzanschluss DolWin alpha Erste 320-kV-VPE-Gleichstromkabelverbindung Leistung: 800 MW DC-Spannung: ±320 kV Bemessungsstrom: 1.260 A Länge Seekabel: 2 x 75 km Länge Landkabel: 2 x 90 km Geplante Inbetrieb-nahme: 2013 Seekabel (links) Leiter: 1.600 mm2 Cu Kabeldurchmesser: 125 mm Gewicht an der Luft: 44 kg/m Gewicht im Wasser: 32 kg/m Landkabel (rechts) Leiter: 2.000 mm2 Al Kabeldurchmesser: 114 mm Gewicht: 13 kg/m Über DolWin alpha wird der Windpark Borkum West II (400 MW) sowie zwei weitere Windparks, die in der Nähe entstehen werden, an das deutsche Stromnetz angeschlossen. Von dort Offshore-Plattform DolWin alpha wird der Strom auf das Festland zum Umspannwerk in Dörpen/West weitergeleitet. In der Umrichterstation in Dörpen wird die Windenergie von Gleichstrom zurück in Drehstrom umgewandelt und in das Übertragungsnetz eingespeist. Die Übertragungskapazität beträgt 800 Megawatt (MW). Insgesamt wird die Energie über eine Strecke von insgesamt 165 Kilometern unter Wasser und unterirdisch übertragen. Die Auftragssumme beträgt rund 700 Millionen US-Dollar. Quelle: www.transpower.de © transpower stromübertragungs gmbh 2010 © ABB Group March 25, 2017 | Slide 35

NorGer / NordLink Interconnector Power: 1400 MW Clients: Statnett, TenneT Norway: Oksenladen Germany: Brunsbüttel Project Time Schedule Decision: 2013 Award: 2014 In Operation: 2018 Volume: 2 Bn USD NorGer Interconnector Power: 1400 MW Clients: Statnett, Agder, EGL, Lyse Norway: Tonstad Germany: Moorriem Project Time Schedule Decision: 2013 Award: 2014 In Operation: 2018 Volume: 2 Bn USD © ABB Group March 25, 2017 | Slide 36

Morgen: Europa 2020 Windenergie HVDC Verbindungen © ABB Group March 25, 2017 | Slide 37

Übermorgen: Europa 20XX Szenario Wasserkraft Wasserkraft 200 GW Solarenergie Windenergie HVDC Verbindungen Windenergie 300 GW 25 000 km2 5000 x 10 km Solarenergie 700 GW 8000 km2 90 x 90 km © ABB Group March 25, 2017 | Slide 38

Onshore DC Netze Laut DENA II Studie sind dies bis 2020 allein in Deutschland 1.700-3.600 km Trassenlänge. Die Studie kommt zu der Erkenntnis, dass, soll der Ausbau der Trassen überirdisch geschehen, die bisher verwendeten 380 kV AC-Trassen das geeignete Mittel sind. Im Zuge des zunehmenden Protests und Widerstands seitens diverser Bürgerbewegungen gegen diese Ausbaupläne, rückt allerdings die Verwendung von Untergrundkabeltrassen in den Fokus. Bei einer solchen Lösung stellen laut Studie selbstgeführte Konverter in Kombination mit den exiblen XLPE-Kabeln unter Berücksichtigung aller Faktoren (Technische Eigenschaften, Wirtschaftlichkeit, Umwelteinwirkung, Systemverhalten) das optimale Mittel dar. Die Konverter eignen sich durch ihre getrennt steuerbare Wirk- und Blindleistungsabgabe, sowie der guten Regelbarkeit und den weiteren Netzunterstützenden Maÿnahmen besonders gut für diese Aufgabe. Die Studie hat das Deutsche Übertragungsnetz in seinem derzeitigen Ist-Zustand erfasst und durch 18 Knoten und 18 weitere internationale Kuppelknoten dargestellt (Abbildung 3.16). Anhand dieser Daten und den Prognosen von Verbrauch, Kraftwerksabschaltung und Zubau neuer Energieerzeuger wurde eine Kopplung der einzelnen regionalen Mittelpunkte simuliert. Abbildung 3.17 zeigt die Ergebnisse dieser Kalkulation und die sich daraus ergebenden Trassen. Neben den angaben der Leistungskapazität der Point-to-Point Verbindungen nden sich auch Angaben zur Kabelanzahl. Hierbei wurde von einer Kapazität von 1100 MW pro Kabel ausgegangen. Die Karte beinhaltet auch Zugänge zu etwaigen Oshore Netzen zur Integration der dortigen Windparks. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 39

Offshore DC Netze © ABB Group March 25, 2017 | Slide 40

Ausblick Nächste Entwicklungsschritte Neues IGBT-Modul. Sperrspannung: 4,5 kV Stromtragfähigkeit: 2 kA VSC-HGÜ - HVDC Light®: DC-Spannung: 640 kV Leistung: 2.400 MW Verluste pro Konverter: < 0,9 % DC-Kabel Wassertiefen bis 2.000 m Aufbau von Gleichstromnetzen (z.B. OffshoreGrid) Zusammenwirken mit dem Drehstromnetz: Hybrides AC-/DC-Netz Überlagertes DC-Netz Standardisierung erforderlich Cigré (WG B4.52 „HVDC Grid Feasibility study” und weitere 5 neue WGs), CENELEC, IEC usw. Von der Punkt-zu-Punkt-Verbindung zum DC-Netz. Quelle: ABB © ABB Group March 25, 2017 | Slide 41

Leistungsentwicklung 1997 Hellsjön Prototype 95 mm2 Al ± 10 kV 3 MW 2001 Murraylink 360 km 1.400 mm2 Al ± 150 kV 220 MW 2008 Up to 2.500 mm2 Al ± 320 kV 600-1.200 MW 2004 Estlink 200 km 2.000 mm2 Al ± 150 kV 350 MW 2007 Borkum 2 150 km 2.300 mm2 Al ± 150 kV 400 MW 2000 Directlink 390 km 630 mm2 Al ± 80 kV 60 MW In 10 Jahren  400-fache Leistung Die Entwicklung von VPE-Gleichstromkabeln zeigte in den letzten Jahren eine bemerkenswerte Dynamik. Konnte vor rund 10 Jahren eine Leistung von 3 MW bei einer Gleichspannung von ±10 kV übertragen werden, so sind es heute bis zu 1.200 MW bei einer Spannung von ±320 kV. Dies entspricht einer Steigerung der Übertragungsleistung um den Faktor 400. Als Haupttreiber können die Entwicklungen bei den HGÜ-Anlagen mit Spannungszwischenkreis-Umrichtern (VSC-HGÜ) hin zu höheren Spannungen und Leistungen gesehen werden und den damit verbundenen Möglichkeiten, neue Anwendungsgebiete für diese Technik wie die Fernübertragung von elektrischer Energie, den Anschluss von Offshore-Windparks oder Öl- und Gasplattformen an das Netz, die Versorgung von Lastzentren, den Aufbau von Gleichstrom-Overlay-Netzen oder hybriden AC/DC-Netze zu erschließen. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 42

Zusammenfassung Nächste Entwicklungen bei HGÜ und Kabel VSC-HGÜ - HVDC Light®: Nächste Entwicklungschritte zu höheren Spannungen und höheren Leistungen, bei geringeren Konverterverlusten, Kommerziell erhältlich bis zu einer Spannung von 320 kV und einer Übertragungsleistung bis zu 1.100 MW. Aufbau von Gleichstromnetzen (z. B. OffshoreGrid) Zusammenwirken mit dem Drehstromnetz: Hybrides AC-/DC-Netz / Überlagertes DC-Netz Standardisierung erforderlich Cigré (WG B4.52 „HVDC Grid Feasibility study” und weitere 5 neue WGs), CENELEC, IEC usw. Kabelsysteme zur Verlegung in größeren Wassertiefen Flexible Kabelsysteme VPE-Gleichstromkabelsysteme werden seit über zehn Jahren erfolgreich installiert und betrieben. Sie sind heute bis zu einer Spannung von 320 kV kommerziell erhältlich und decken mit Aluminiumleitern einen Leistungsbereich bis zu etwa 1.000 MW und mit Kupferleitern etwas darüber ab. Wesentliche Entwicklungstendenzen sind in Richtung höhere Spannungen und damit höhere Übertragungsleistungen, Verlegung in größeren Meerestiefen und flexible Kabelsysteme zu erkennen. Bezüglich höherer Spannungen zeigt sich ein Trend hin zu 500 oder 600 kV. Damit werden für Landkabel mit Aluminiumleiter Übertragungsleistungen von 1.500 bis 2.000 MW pro Kabelsystem möglich. Für die Verlegung in größeren Meerestiefen eignen sich VPE-Gleichstromkabel aufgrund ihres zu anderen Alternativen vergleichsweise geringeren Gewichts besonders gut. Auch die Muffen, die hier besonders stabil sein müssen, sind weniger komplex und wiegen weniger. Ein weiterer Trend ist in der Stromversorgung schwimmender Öl- und Gasförderplattformen von Land aus bzw. die Anbindung schwimmender Windenergieanlagen zu sehen. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 43

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HVDC Light vs. HVAC Seekabel HVDC Light nur halb so schwer © ABB Group March 25, 2017 | Slide 45

Overlay-Grid in Germany by 2022 Identification of possible projects (Vision of 4 TSO’s) More than 20 Billion EUR investment in the German transmission system identified until 2020 by the dena II study equivalent to more than 3.500 km of new transmission lines National Grid Development Plan at the moment under preparation by the 4 German TSO’s to further sharpen and coordinate the investment demands Draft with specific project and technology decisions for approval by German regulator of the National Grid Development Plan ready in June 2012, final release in October 2012 Hamburg – Nürnberg +/- 400 kV DC 4 GW, 580 km Magdeburg – Mannheim +/- 400 kV DC 2 GW, 650 km Essen – Stuttgart +/- 400 kV DC 2 GW, 430 km Nürnberg – München +/- 400 kV DC 4 GW, 280 km Optional Connection points Source: 9. Cigre / Cired 05.10.2011 © ABB Group March 25, 2017 | Slide 46

Entwicklungstrends Größere Wassertiefen Entwicklungstreiber Öl- und Gasförderung auf See “Power from shore” zur Redu-zierung der CO2-Emissionen auf den Förderplattformen Explorationen in immer größeren Wassertiefen Interkontinentale Verbindungen Solarstromimport aus Nordafrika per HGÜ Nordsee-Gleichstromnetz Erste Laboruntersuchungen zur Ver-legung in bis zu 2.000 m Tiefe wurden bereits erfolgreich durchgeführt Quelle: Trieb, F. et al.: Characterization of Solar Electricity Import Corridors from MENA to Europe, DLR July 2009 Für den Bau von Netzkuppelverbindungen speziell durch die Nordsee aber auch durch das Mittelmeer, werden die VPE-Gleichstromseekabelsysteme für die Verlegung in immer größeren Tiefen ertüchtigt. Der Ausbau und die Erweiterung des europäischen Verbundnetzes sowie ein Stromtransport aus Nordafrika erfordert zunehmend die Durchquerung tieferer Gewässer wie z.B. in der Nordsee oder dem Mittelmeer. Hierzu sind Kabelsysteme erforderlich, die insbesondere den mechanischen Beanspruchungen bei der Verlegung oder Bergung standhalten. Speziell an die Armierung und die Kabelmuffen werden hier besondere Anforderungen gestellt. Aufgrund ihres geringeren Gewichts sind VPE-Gleichstromseekabel für die Verlegung in größeren Tiefen deutlich besser geeignet als masseimprägnierte Gleichstrom- oder auch Drehstromseekabel. Entsprechend stabile Muffen sind für VPE-Gleichstromkabel weniger komplex, haben ein geringeres Gewicht und geringere Abmessungen im Vergleich zu den anderen Kabelalternativen. Erste Laboruntersuchungen zur Verlegung in bis zu 2.000 m Tiefe wurden bereits erfolgreich durchgeführt. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 47

Entwicklungstrends Höhere Spannungen für höhere Leistungen Transmission Capacity 1000 1500 2000 2500 3000 500 MW mm2 Conductor area 320 kV 400 kV 600 kV Aluminum conductor Entwicklungstreiber Stark wachsendes Interesse an Erd-verkabelung als Alternative zur Frei-leitungslösung Substitution von vorhandenen 400-kV-Freileitungen Forderung nach Übertragungsleis-tungen von 1.200 bis 1.300 MW pro System 500-kV-Kabel in Japan in Erprobung Für Spannungen von 800 kV und da-rüber eventuell neue Herstellungs-technologien Aus heutiger Sicht zeigen sich mindestens die drei Entwicklungstendenzen. Infolge des anstehenden Netzausbaus zur Integration der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, wird der Entwicklungstrend hin zu höheren Spannungen und Übertragungsleistungen weiter anhalten. Bei vielen Projekten ist eine Übertragungsleistung von 1.000 MW und mehr gefordert. Für die Übertragung von mehreren 1.000 MW Leistung sind aktuell noch Parallelschaltungen von relativ vielen Kabelsystemen erforderlich. Zur Steigerung der Übertragungsleistung könnten zwar auch an Land Kabel mit Kupferleitern eingesetzt werden, aber dies würde zu deutlich höheren Kosten führen als bei den jetzt verwendeten Kabeln mit Aluminiumleitern. Beim Einsatz von kostengünstigerem Aluminium als Leiterwerkstoff kann eine Leistungserhöhung durch Vergrößerung des Leiterquerschnitts oder durch Erhöhung der Übertragungsspannung erfolgen. Leiterquerschnitte größer 3.000 mm2 sind höchstwahrscheinlich nicht zu erwarten, so dass nur noch eine Spannungserhöhung bleibt. Der interessante Leistungsbereich um 1.500 MW kann mit Gleichspannungen um 500 kV erreicht werden. Entsprechende Kabel wurden bereits in Japan erprobt. Um die 2.000-MW-Grenze mit einem Leiterpaar von je 2.000 mm2 Aluminium zu überschreiten, muss die Spannung auf mehr als 600 kV erhöht werden. VPE-Gleichstromkabelsysteme für diese Spannungen werden in der Zukunft sicherlich möglich. Um die Spannung aber bis auf 800 kV oder darüber zu steigern, dürften allerdings neue Herstellungstechnologien über das bekannte Standard-Extrusionsverfahren hinaus entwickelt werden müssen. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 48

Entwicklungstrends Flexible Kabelverbindungen Beispiele: Gjøa-Plattform (2010): 115 kV AC, 40 MW, 98,5 km statisches VPE-AC-Seekabel, 1,5 km dynamisches VPE-AC-Seekabel Goliat-Plattform (2013): 123 kV AC, 75 MW, 104,5 km statisches VPE-AC-Seekabel, 1,5 km dynamisches VPE-AC-Seekabel Entwicklungstreiber Stromversorgung schwimmender Förderplattformen Anschluss schwimmender Wind-energieanlagen Anschluss schwimmender Um-spannwerke (z.B. für ein Offshore-Gleichstromnetz) Erste dynamische VPE-AC-Seekabel-verbindungen sind in Realisierungs-phase Links: Flexibles VPE-Gleich-stromseekabel mit Kupferwellmantel gegen eindringendes Seewasser Rechts: Wellmantelprüfstand Für die Anbindung von schwimmenden Erdöl- und Erdgasförderplattformen und Windenergieanlagen werden flexible Kabelverbindungen benötigt, die den Bewegungen der Plattformen infolge Meeresströmungen, Wind und Wellen folgen können. Da das flexible Kabel ständigen Bewegungen unterliegt, muss es in der Lage sein, einer allzu frühen Materialermüdung standzuhalten. Das am meisten zur Ermüdung neigende Element in einem Seekabel ist der Schutzmantel gegen eindringendes Wasser. Er ist gewöhnlich aus Blei und kann nur geringen mechanischen Belastungen widerstehen. Der Bleimantel kann bereits nach wenigen Bewegungen brechen, so dass die Wasserdichtigkeit nicht mehr gewährleistet ist. Es muss also ein entsprechender Metallmantel verwendet werden, der den ständigen Bewegungen standhalten kann. Eine solche Lösung wäre zum Beispiel ein geschweißter Wellmantel aus Kupfer. © ABB Group March 25, 2017 | Slide 49