Schutz in Netzen mit leistungselektronischer Einspeisung – Betrachtungen zu Einflussgrößen auf die Distanzmessung von Distanzschutzgeräten

Ein starker Ausbau von dezentralen Erzeugungsanlagen (DEA) bedingt neue Herausforderungen an das historisch gewachsene zentral gespeiste Stromnetz und in diesem Zusammenhang auch an Schutzsysteme von Betriebsmitteln, im Speziellen an den Schutz von Leitungen. Damit gehen einerseits bidirektionale Energie- und Leistungsflüsse einher, andererseits sind moderne dezentrale Einspeisetechnologien stark durch den Einsatz von Umrichtern gekennzeichnet. Diese umrichterbasierenden Erzeugungsanlagen müssen im Falle einer Netzstörung gemäß länderspezifischen Mindestanforderungen für eine definierte Dauer am Netz bleiben (Fault-Ride-Through, FRT) und liefern somit einen Beitrag zum Kurzschlussstrom.

Die Netzkopplung von Photovoltaikanlagen erfolgt prinzipiell über Vollumrichter, und auch moderne Energieübertragungssysteme (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, HGÜ) basieren auf leistungselektronischen Komponenten. Windkraftanlagen (WKA) speisen ebenfalls häufig ihre erzeugte elektrische Leistung über Vollumrichter ein, wodurch sich ihr Kurzschlussverhalten stark von dem eines Synchrongenerators unterscheiden.

Insbesondere Umrichter mit Spannungszwischenkreis lassen sich bezüglich ihres Verhaltens im Störfall vergleichsweise flexibel regeln. Normative Vorgaben beschreiben dabei die Grenzen, innerhalb derer sich die Fehlerstrombeiträge im Mit- und Gegensystem sowie Wirk- und Blindstromanteilen befinden müssen.

Im Zuge des Ausbaus regenerativer Erzeugungsanlagen und dem Fortschreiten der Technologieentwicklung müssen Schutzfunktionen etwa von Distanzschutzgeräten überprüft und eventuell an das sich ändernde Umfeld angepasst werden.

Distanzschutzgeräte ermitteln aus der errechneten Impedanz, gebildet aus den gemessen Phasenströmen und Phasenspannungen, die Fehlerentfernung, an der ein Kurzschluss auftritt. Als maßgebende Größe für die Fehlerentfernung wird dabei die Reaktanz der errechneten Kurzschlussimpedanz herangezogen. Diese Kurzschlussimpedanz wird im praktischen Einsatz jedoch von einigen Größen beeinflusst, wodurch der Distanzschutz den Netzfehler in einer teilweise stark vom Fehlerort abweichenden Fehlerentfernung sieht. Dadurch können falsche Auslöseentscheidungen vom Distanzschutz getroffen werden, was meist mit einem Verlust der Selektivität einhergeht. Man spricht von einer Unterreichweite (Underreach – Untergreifen), falls der Distanzschutz den Fehler aufgrund einer zu groß gemessenen Reaktanz in einer höheren Zone sieht und deshalb nicht in der vorgesehenen Zonenzeit auslöst. Des Weiteren spricht man von einer Überreichweite (Overreach – Übergreifen), falls ein Netzfehler aufgrund einer zu klein gemessenen Reaktanz in einer niedrigeren Zone gesehen wird und der Schutz zu schnell auslöst, obwohl sich der Fehler in einer höheren Zone befindet und von einem näheren Schutzorgan geklärt werden sollte. Im Zuge der durchgeführten Untersuchungen wurden einige Einflussgrößen auf die Distanzmessungen in Zusammenhang mit umrichterbasierenden Einspeisetechnologien behandelt. Hier sind der Einfluss der zweiseitigen Speisung auf einen Kurzschluss mit einem Fehlerwiderstand und der Einfluss der Lastübertragung auf dieses Szenario angeführt. Bei zweiseitiger Speisung entsprechend Abb. 1 auf einen Kurzschluss mit Fehlerwiderstand \(R_{F}\), wirkt sich der durch den Fehlerstrom vom Gegenende erzeugte Spannungsabfall wie eine Zwischeneinspeisung aus. Die gemessene Impedanz wird unter der Vereinfachung, dass keine Lastübertragung stattfindet, durch einen zusätzlichen rein ohmschen Anteil (Fehlerströme in Phase) aufgrund des Fehlerstromes vom Gegenende verfälscht. Der zusätzlich gemessene Widerstand wird umso größer, je näher der Fehler am Gegenende liegt. Dies ist in Abb. 1 mit dem Impedanzzeiger \(\underline{I}_{2}/\underline{I}_{1} \cdot R_{F}\) veranschaulicht. Um eine Wirklastübertragung zu ermöglichen, müssen die Netzspannungen der beiden Seiten eine Phasenverschiebung aufweisen. In der Annahme, dass der linke Netzabschnitt mit dem Index 1 die wirkleistungssendende Seite ist, wird die Spannung \(\underline{U}_{1}\) der Spannung \(\underline{U}_{2}\) des rechten Netzabschnitts um einen Übertragungswinkel \(\theta_{L}\) vorauseilen. Aus dem Zeigerdiagramm in Abb. 1 erkennt man, dass bei näherungsweise gleichem Kurzschlusswinkel \(\varphi_{K}\) beider Seiten, die Teilkurzschlussströme um den Übertragungswinkel verschoben sind. Aus Sicht der leistungssendenden Seite neigt sich der Impedanzzeiger \(\underline{I}_{2}/\underline{I}_{1} \cdot R_{F}\) nach unten, wodurch ein Distanzschutz in der linken Station eine zu geringe Impedanz misst und somit zum Übergreifen neigt. Der Einfluss der Lastübertragung auf die Fehlmessung der Fehlerreaktanz und somit der Fehlerentfernung wird durch eine umrichterbasierende Einspeisetechnologie verstärkt, da die Beiträge der Teilkurzschlussströme von Umrichter und Netz bei einem Netz mit hoher Kurzschlussleistung stark unterschiedlich sind. Die Richtung des Impedanzzeigers \(\underline{I}_{2}/\underline{I}_{1} \cdot R_{F}\) hängt stark von der Regelstrategie der umrichterbasierenden Einspeisung ab, da die geforderte Blindleistungsbereitstellung des Umrichters im Fehlerfall maßgebenden Einfluss auf den Winkel des Stromes \(\underline{I}_{1}\) hat [6].

In vielen Ländern definieren Netzanschlussrichtlinien, wie sich umrichterbasierende Einspeisetechnologien im Fehlerfall verhalten müssen. Zu Gunsten der Netzstabilität und Versorgungszuverlässigkeit wurde festgelegt, dass sich Umrichter bei Spannungseinbrüchen erst nach einer festgelegten Zeit vom Netz trennen dürfen. Zusätzlich wird gefordert, dass sich in der Zeit, in welcher eine Netztrennung untersagt ist, ein Blindstrom zur Spannungsstützung eingespeist werden muss. In diesem Beitrag wurden die in Deutschland gültigen Richtlinien „Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber – TransmissionCode 2007“ [5] und die „Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen – SDLWindV 2009“ [1] herangezogen, wobei Teile dieser Richtlinien ausschnittsweise hier angeführt sind.

Die Überprüfung der korrekten Arbeitsweise von Schutzfunktionen wird im Folgenden anhand von Abb. 5 erklärt.

Zunächst wird eine Vielzahl an Kurzschlussszenarien mittels automatisierter Netzsimulationen betrachtet. Die Automatisierung wird in MATLAB^® umgesetzt, wobei die Netzberechnung in SIMULINK^® erfolgt. Alternativ kann auch Netzplanungssoftware wie beispielsweise PSS^®SINCAL über COM-Schnittstellen angesteuert werden. Die Simulationsergebnisse werden aufbereitet und in gängigen Datenformaten sowie im standardisierten COMTRADE-Format abgespeichert.

Damit liegen Spannungs- und Stromverläufe der simulierten Kurzschlussszenarien vor. Diese Datensätze werden nach einer Verifizierung sowohl einer automatisierten Schutzfunktionsprüfung als auch nachgebildeten Schutzfunktionen zugänglich gemacht. Unter nachgebildeten Schutzfunktionen ist eine softwaremäßige Modellierung, zum Beispiel des Fehlerorters, nach dem Stand der Technik zu verstehen. Die Abarbeitung der Simulationsergebnisse durch den Prüfprozess geschieht wiederum in automatisierter Form. Dieser Automatismus beruht auf einem VBA-Programm in Microsoft Excel, welches mit der Programmierschnittstelle OMICRON CM Engine und dem Schutzprüfgerät OMICRON CMC356 kommuniziert. Die detaillierten Abläufe der automatisierten Simulations- und Prüfprozesse sind in [2] nachzulesen. Schließlich kann durch Vergleich und Analyse der Ergebnisse eine Aussage zur korrekten oder nicht korrekten Funktionsweise von Schutzalgorithmen gemacht werden.

Falls am Kurzschlussort kein Fehlerwiderstand auftritt, führt dies zu keinen Fehlmessungen der Reaktanz, womit die ermittelte Reaktanz mit der anteiligen Leitungsreaktanz übereinstimmt.

Tritt ein Fehlerwiderstand am Kurzschlussort auf, wird für den netzseitigen Relaiseinbauort R2 die Reaktanz zu groß gemessen. Dabei ergeben sich aufgrund des geringen Kurzschlussstromes der Gegenseite für die betrachteten Kurzschlussszenarien geringe Fehlmessungen der Reaktanz. Die Ergebnisse der Reaktanz weichen mit steigendem Fehlerwiderstand \(R_{F}\) stärker von der Leitungsreaktanz ab.

Im Vergleich zum Relaiseinbauort R2 sind die Abweichungen der ermittelten Reaktanz am Relaiseinbauort R1 bedeutend größer. In Abb. 10 sind die Ergebnisse für eine reine Wirkleistungseinspeisung dargestellt. Da beim generischen Modell des Windparks der Wirkstrom im Fehlerfall gleich dem Anlagennennstrom ist, kommt es bei keiner zusätzlichen Blindstromeinspeisung (\(k =0\)) für unterschiedliche Strombegrenzungen zu den gleichen Ergebnissen. Um ausschließlich die Auswirkungen eines größeren Kurzschlussstromes betrachten zu können, wurde der Wirkstrom im Kurzschluss mit \(I_{\mathit{MAX}}\) eingespeist. Der maximale Wirkstrom ist bei hohen Fehlerwiderständen durch die abgebbare Wirkleistung beschränkt, wobei dies für Abb. 10 nicht berücksichtigt wurde. Es zeigt sich, dass mit größerem Kurzschlussstrom die Fehlmessungen der Reaktanz geringer werden. Somit würde der größere Kurzschlussstrom eines Synchrongenerators gleicher Leistung zu geringeren Fehlmessungen führen.

Für die nachfolgenden Betrachtungen wird ein Blindstrom von \(1{,}0\cdot I_{\mathit{NENN}}\) angenommen, um die Auswirkungen einer Blindstromeinspeisung darstellen zu können. Abbildung 11 und Abb. 12 stellen die Ergebnisse der ermittelten Reaktanz für einen Verstärkungsfaktor \(k\) von 2 und 4 dar. Wie aus Abb. 11 ersichtlich, verringern sich die Fehlmessungen bei einer Blindstromeinspeisung im Vergleich zu Abb. 10. Abbildung 11 zeigt, dass bei einem höheren Verstärkungsfaktor \(k\) und der damit verbundenen Reduktion des Wirkstromes die Ergebnisse für unterschiedliche Strombegrenzungen stärker variieren. Der Grund hierfür ist, dass bei einem höheren Blindstrom aufgrund der Strombegrenzung der Wirkanteil des Kurzschlussstromes verringert wird und sich somit der Winkel des Kurzschlussstromes stärker verändert. Abhängig vom maximalen Kurzschlussstrom können durch einen passend gewählten Verstärkungsfaktor die Fehlmessungen der Reaktanz verringert werden.

In Abb. 13 werden die Auswirkungen der Minimalanforderung an den Blindstrom laut SDLWindV [1] dargestellt. Es zeigt sich, dass bei geringeren Mindestanforderungen an den Blindstrom, die Fehlmessungen für die betrachteten Kurzschlussszenarien größer sind.

Die Ergebnisse der nachgebildeten Schutzfunktionen wurden durch Schutzprüfungen an Distanzschutzgeräten evaluiert. Es zeigt sich, dass die Abweichungen der erwarteten Ergebnisse der nachgebildeten Schutzfunktionen im Vergleich zu den Ergebnissen der Schutzprüfungen auch bei großen Fehlerdistanzen geringer als 0,3 \(\Omega \) sind.

Zusammenfassend sei gesagt, dass sich die Fehlmessungen der Reaktanz durch umrichterbasierende Einspeisetechnologien gegenüber einer konventionellen Einspeisung verstärken und diese stark vom Kurzschlussverhalten des Umrichters abhängig sind.

Die vorgestellten Ergebnisse werfen die Frage auf, ob für umrichterbasierende Einspeisung andere Verfahren zur Ermittlung der Fehlerdistanz besser geeignet sind. In weiterer Folge sollen am Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe die Auswirkungen auf andere Funktionen von Distanzschutzgeräten einer genaueren Untersuchung unterzogen werden. Beispielsweise ist bei der Überstromanregung eine phasenselektive Auslösung durch reine Mitsystemstromeinspeisung nicht möglich. Ebenso sollen die Auswirkungen der Vorgaben der neuen Anwenderrichtlinie VDE-AR-N 4120 betrachtet werden, bei der ein Gegensystem im unsymmetrischen Fehlerfall gefordert wird.