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Verlegung des 110-Kilovolt-Ölkabels in Nürnberg, 1931

1928: 110-Kilovolt-Ölkabel

Nachdem Siemens 1923 bereits das erste 60-Kilovolt- (kV-)Dreileiterkabel in herkömmlicher Technik konstruiert und 1925 der Technischen Hochschule Braunschweig ein 100-kV-Kabel mit Massefüllung übergeben hat, beginnt man im selben Jahr mit der Entwicklung eines 110-kV-Ölkabels. Nach nur etwa zwei Jahren gelingt es, ein betriebssicheres 110-kV-Ölkabel zu konstruieren, das dem bisherigen Massekabel weit überlegen ist.

 

Den Kern des Kabels bildet der Hohlleiter. Er wird von einer Isolierschicht aus Papier umgeben, die mit Transformatoren-Öl getränkt ist, das über den Hohlleiter zugeführt wird. Gleichzeitig führt der Hohlleiter den Ölüberschuss, der im Betrieb bei Erwärmung des Kabels entsteht, in die Ausgleichsgefäße ab. Anschließend wird das Kabel noch von einem kräftigen Bleimantel umhüllt. Dieser ist zum Schutz gegen chemische Einwirkungen und Streuströme von einer Hülle aus Asphalt und Faserstoffen umgeben.

 

Das Kabel bildet einen Meilenstein in der Geschichte der deutschen Kabeltechnik und ermöglicht die gefahrlose Verbindung der Überlandleitungen mit dem Stadtinneren.

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Expansionsschalter, 1930

1930: Expansionsschalter

Durch die in den 1920er-Jahren ständig steigenden Spannungen der Energienetze erhöhen sich auch die Anforderungen an die Schaltertechnik. Zunächst setzt sich der Ölschalter durch, dessen Kontakte in einer Ölkammer untergebracht sind. Bei diesem Schaltertyp kommt es jedoch hin und wieder zu verheerenden Explosionen, da sich zwischen Ölspiegel und Deckel ein Gasgemisch bilden kann. Dieses wird beim Schalten durch aufsteigendes, glühendes Gas entzündet. Die Elektrizitätsversorger verlangen deshalb nach ölfreien Schaltern.

 

1930 stellt Siemens einen Flüssigkeitsschalter mit Wasser als Löschmittel vor. Bei diesem sogenannten Expansionsschalter verdampft der beim Schalten entstehende Lichtbogen zum Teil das ihn umgebende Wasser. Es entsteht ein hoher Druck, der durch geeignete Ausbildung der Strömung den Lichtbogen kühlt beziehungsweise auslöscht.

 

Siemens ist das erste Unternehmen, dem es gelingt, einen öllosen Leistungsschalter mit dem Löschmittel Wasser zu entwickeln. Diese Expansionsschalter leiten ein neues Kapitel des Hochspannungsschalterbaus ein. Sie bilden eine der Grundlagen für die verschiedenen Netzzusammenschlüsse zur überregionalen Stromversorgung.

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SF6-Hochspannungsschalter im Prüffeld, 1980

1964: SF6-Hochspannungsschalter

Für das Schalten hoher Spannungen wird bis zum Zweiten Weltkrieg der sogenannte Expansionsschalter mit Wasserdampf und später Öl als Löschmittel  entwickelt. Danach werden Letztere, die sogenannten ölarmen Schalter, immer stärker zurückgedrängt: Im Mittelspannungsbereich (1 bis 50 Kilovolt) setzen sich vor allem die Vakuumschalter durch und bei über 72 Kilovolt (kV) die SF6-Hochspannungschalter.

 

1964 präsentiert Siemens als Erster in Europa einen SF6-Hochspannungsschalter für 220 kV. Zehn Jahre später kommt mit dem Siemens-Blaskolbenschalter (BK) die zweite Generation der SF6-Schalter an den Markt. Das für alle Siemens-SF6-Schalter verwendete Bausteinsystem gewährleistet hohe Betriebssicherheit und einfache Wartung.

 

Die Schalter nutzen Schwefelhexafluorid (chemische Formel: SF6) als Löschmittel. Dieses wird auf die Kontakte geblasen und unterbricht den beim Schalten entstehenden Lichtbogen. Die Abmessungen der Unterbrechereinheiten sind gegenüber der Beblasung mit Druckluft nur halb so groß, wodurch eine wesent­liche Platzersparnis erreicht wird.

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Station Apollo der HGÜ-Verbindung von Cabora Bassa nach Südafrika, 1975

1975: Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Cabora Bassa

Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) ist ein Verfahren zur Übertragung von elektrischer Energie mit Gleichstrom hoher Spannung. Kernstück einer jeden HGÜ-Anlage ist der Stromrichter. Mit der Entwicklung der modernen Leistungselektronik setzt man hierfür Thyristoren ein. 1975 kann Siemens die weltweit erste HGÜ-Fernübertragung mit Thyristorbetrieb zwischen dem Kraftwerk Cabora Bassa im heutigen Mosambik und der Republik Südafrika in Betrieb nehmen.

 

Das Projekt des Wasserkraftwerks Cabora Bassa bietet sich für den Einsatz einer solchen HGÜ an: Die Energieübertragung zwischen der Cabora-Bassa-Talsperre im Norden des Landes und dem Großraum Johannesburg in Südafrika über eine Leitungslänge von insgesamt 1.420 Kilometern wäre mit einer konventionellen Drehstrom-Übertragung nicht wirtschaftlich zu realisieren.

 

Bei der Anlage Cabora Bassa können 2.000 Ampere pro Thyristor verarbeitet werden. Die Fernsteuerung der Stromrichter erfolgt über Glasfaserkabel per Lichtsignal – ebenfalls ein technischer Meilenstein.

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800-Kilovolt-Stromrichtertransformator, 2010

2010: 800-Kilovolt-Stromrichtertransformator

2010 liefert Siemens den weltweit größten und leistungsfähigsten 800-Kilovolt- (kV-)Stromrichtertransformator aus. Bestimmungsort des Weltrekord-Trafos ist die im Bau befindliche Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs- (HGÜ-)Strecke Xiangjiaba–Shanghai. Der einphasige 800-kV-Stromrichtertransformator verfügt über eine Nennleistung von 321 Megavoltampere (MVA) und hat ein Transportgewicht von 380 Tonnen.

 

Insgesamt liefert Siemens für die Stromrichterstation Fulong nahe dem Wasserkraftwerk Xiangjiaba zehn Stromrichtertransformatoren, davon fünf in 800-kV-Ausführung. Für die State Grid Corporation of China, späterer Betreiber und mit rund einer Milliarde Kunden der größte Stromversorger der Welt, sind die HGÜ-Anlagen das Rückgrat des Stromübertragungsnetzes.

 

Mit einer Länge von mehr als 2.000 Kilometern und einer Übertragungsleistung von 6.400 Megawatt (MW) handelt es sich bei der Gleichstromverbindung um die leistungsstärkste und längste der Welt.

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Intelligenter Ortsnetztransformator, 2014

2014: Intelligenter Ortsnetztransformator

Smart Grids sorgen für Stabilität im Netz und ermöglichen die Einbindung dezentraler Energieerzeuger. Seit 2011 sorgt Siemens mit Smart Grids weltweit für die richtige Balance zwischen Erzeugung von und Nachfrage nach Strom.

 

Wachtendonk ist eine kleine Gemeinde mit einer sehr großen Anzahl von Einspeisern, hauptsächlich Photovoltaikanlagen. Um das Verteilnetz trotz des hohen Anteils erneuerbarer Energien von rund 80 Prozent stabil zu halten, wird 2014 in einem Modellversuch ein Smart Grid eingesetzt: intelligente Ortsnetzstationen und Zähler sowie Mess-, Überwachungs- und Kommunikationstechnik.


Für mehr Stabilität sorgen vor allem fünf neue intelligente Ortnetzstationen. Die Stationen sind mit regelbaren Ortnetztransformatoren ausgestattet. Diese übernehmen die Stabilisierung des Netzes: Zeigen die Smart-Meter-Daten – etwa an wolkenlosen Tagen – einen Spannungsanstieg im Netz durch hohe Photovoltaik-Einspeisung bei gleichzeitig geringem Stromverbrauch an, so gleicht der Trafo die Netzspannung automatisch an.