Verhalten von Windkraftanlagen mit doppelt speisenden Asynchrongeneratoren (DFIG) bei Kurzschlüssen und anderen Netzfehlern

Die Erzeugung elektrischer Energie aus Windkraftwerken hat im letzten Jahrzehnt weltweit immens an Bedeutung zugenommen und in vielen Ländern einen Durchdringungsgrad erreicht, in dem sie einen signifikanten Einfluss auf die Energieversorgung ausübt, sowohl im Hinblick auf die installierte Leistung als auch auf den Anteil an erzeugter Jahresenergie. So ist die installierte Leistung seit 2010 um rund 100..200 % angewachsen (Abb. 1).

In Zahlen zeigt sich die Bedeutung der Windleistung für die elektrische Energieerzeugung aus den Werten in Tab. 1 (Stand 2017/18):

Aufgrund der Relevanz solcher Anlagen für die elektrische Energieversorgung ist es unumgänglich, Windkraftanlagen bei Planung und Betrieb der Netze gewissenhaft zu integrieren und das Verhalten von Netzen mit dominant umrichterbasierter Einspeisung, wie sie zukünftig großflächig zu erwarten ist, sicher zu beherrschen. Ein wichtiger Aspekt dabei ist das Verhalten bei Netzfehlern, denn ein sicheres und vorhersehbares Beherrschen solcher Situationen ist entscheidend für einen stabilen, sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb. Beim Fehlerverhalten elektrischer Erzeugungsanlagen besteht ein prinzipieller Unterschied, ob die Einspeisung unmittelbar über eine rotierende elektrische Maschine und einen Transformator erfolgt, oder ob noch eine leistungselektronische Komponente, ein sog. Umrichter, zwischen Erzeugungseinheit und Netzanschluss geschaltet ist. Während bei der ersten Variante das Fehlerverhalten direkt durch die Physik und damit die Konstruktion der Maschine bestimmt ist, übt im zweiten Fall die Steuerung und Regelung des Umrichters einen entscheidenden Einfluss aus. Eine besondere Herausforderung für die Modellierung und auch die Auslegung des Schutzes stellen in dieser Hinsicht doppeltspeisende Asynchrongeneratoren (DFIG) dar, da bei ihnen die Eigenschaften beider Anschlussvarianten im Fehlerfall zum Tragen kommen: Unmittelbar nach Fehlereintritt dominiert die Physik der rotierenden elektrischen Maschine das Fehlerverhalten, kurze Zeit später passt dann der Umrichter die Ausgangswerte des Stroms entsprechend der implementierten Regelung an. In diesem Artikel wird das prinzipielle Verhalten von DFIG im Hinblick auf seine Einbindung ins Netz analysiert und es werden daraus Schlussfolgerungen gezogen, wie solche Anlagen aus aktueller Sicht unter verschiedenen praktischen Aspekten zu behandeln sind. Konkret wird erörtert:

DFIG finden breite Anwendung in Windkraftwerken (WKW), dabei wird zur effizienten Nutzung des vorhandenen Winds die Drehzahl den aktuellen Windverhältnissen angepasst. Zur Anpassung der variablen Generatordrehzahl (und damit der variablen Frequenz) an die (weitgehend) feste Netzfrequenz kommen aktuell hauptsächlich zwei verschiedene Technologien zum Einsatz: Bei WKW mit Vollumrichtern (FSC, full size converter, Type 4 gemäß [3]) ist ein Umrichter mit zumindest der vollen Maschinenwirkleistung zwischen Generator und Transformator geschaltet. Aus Netzsicht ist dabei die Maschine vom Netz weitgehend entkoppelt und der Umrichter bestimmt praktisch ausschließlich das Fehlerverhalten. Die zweite weitverbreitete Variante ist die DFIG (Type 3 gemäß [3]), hier ist der Umrichter in den Rotorkreis des Generators geschaltet, siehe Abb. 5. Stationär bestimmt der Umrichter den Betrieb der Anlage, im transienten Bereich muss jedoch auch das Verhalten des Generators berücksichtigt werden. In Tab. 2 sind Vor- und Nachteile der beiden Varianten zusammengefasst.

In Abb. 2 sind die Kurzschlussstromverläufe der wichtigsten Erzeugungsanlagen prinzipiell dargestellt. Der Kurzschlussstrom der Synchronmaschine weist ein auf null abklingendes Gleichstromglied sowie ein auf einen stationären Wert abklingendes Wechselstromglied auf. Charakteristisch ist, dass der Kurzschlussstrom eine hohe Anfangsspitze besitzt (≈6..8-facher Bemessungsstrom). Die Spannungsregelung des Generators hat auf den Anfangsverlauf des Kurzschlussstromes kaum Einfluss, sie beginnt erst nach einigen Perioden wirksam einzugreifen. Ähnliche Stromverläufe, jedoch mit geringeren Zeitkonstanten, finden sich auch bei direkt, d. h. nicht über Umrichter, angeschlossene Asynchrongeneratoren.

Beim FSC hingegen ist das Kurzschlussverhalten gänzlich verschieden. Schon nach sehr kurzer Zeit (1..2 Perioden) hat die Umrichter-Regelung den Kurzschlussstrom vollständig unter Kontrolle und liefert gemäß den Netzanforderungen Blindstrom. Aufgrund der fehlenden Überlastfähigkeit der im Umrichter als Schalter eingesetzten Halbleiterventile muss der Kurzschlussstrom limitiert werden und ist geringer als bei der Synchronmaschine, er liegt in der Größenordnung des Bemessungsstroms des Umrichters, typ. bei etwa 1,2..1,4 \(\cdot \ I\)_rU.

Bei der DFIG ist ein anderes Verhalten zu erkennen: Anfangs dominieren von der Maschine verursachte Stromspitzen, die rasch abklingen und dann von einem durch den von der Umrichter-Regelung eingestellten Kurzschlussstrom abgelöst werden.

Die Berechnung der Kurzschlussströme nach den Normen IEC 60909-0 und DIN VDE 0102 [4, 5] stellt ein vereinfachtes Berechnungsverfahren dar. Es ermöglicht bestimmte Größen im Kurzschlussstromverlauf, die sog. charakteristischen Kurzschlussstromgrößen, mit einem Minimum an Daten (vorzugsweise Bemessungsdaten) und ohne Kenntnis des aktuellen Betriebszustandes vor Kurzschluss, d. h. ohne Lastflussberechnung, zu berechnen. Diese charakteristischen Kurzschlussstromgrößen sind der Stoßkurzschlussstrom, der Ausschaltwechselstrom, der Dauerkurzschlussstrom und der thermisch gleichwertige Kurzschlussstrom. Sie sind für die thermische und mechanische Festigkeit der Betriebsmittel und Anlagen maßgebend. Ihre Berechnung erfolgt mittels der Faktoren \(\kappa \), \(\mu \), \(\lambda \), \(m\) und \(n\) aus dem Anfangs-Kurzschlusswechselstrom. Insofern kommt dem Anfangs-Kurzschlusswechselstrom eine zentrale Bedeutung zu.

Der Anfang-Kurzschlusswechselstrom \(I_{\mathrm{k}}''\) ist der Effektivwert des Wechselanteils im Kurzschlussstrom unmittelbar nach Kurzschlusseintritt. Er ist nicht messbar, lässt sich aber aus den inneren Spannungen bei den aktiven Betriebsmitteln Generatoren, Motoren, Netzeinspeisungen) sowie den Impedanzen der sonstigen Betriebsmittel exakt berechnen. Für den dreipoligen Kurzschluss gilt nach [4, 5] mit \(U_{\mathrm{n}}\) als der Netznennspannung an der Kurzschlussstelle

In Gl. (2.1) ist \(cU_{\mathrm{n}}/\sqrt{3}\) die sog. Ersatzspannung und \(\underline{Z}_{\mathrm{k}}\) die resultierende Mitsystem-Kurzschlussimpedanz (Netzinnenimpedanz) jeweils an der Kurzschlussstelle. Die Ersatzspannung steht stellvertretend für die inneren Spannungen der Generatoren und Motoren. Die für den Kurzschluss von rotierenden Maschinen maßgebenden Impedanzen der Betriebsmittel werden gewöhnlich aus Datenblättern oder den Ersatzschaltplänen ermittelt. Diese sind oft frei zugängig oder sind vom Hersteller zu beziehen. Notfalls kann auf Richtwerte zurückgegriffen werden.

Die Mitimpedanz auf der Oberspannungsseite (HV) des WKW-Transformators (BT) soll nach der Gl. (28, IEC) berechnet werden: wobei \(i_{\mathrm{WDmax}}\) der höchstmögliche Momentanwert der Kurzschlussströme in einem der drei Leiter und \(U_{\mathrm{rTHV}}\) die Bemessungsspannung auf der Oberspannungsseite des WKW-Transformators ist. Er kann aus Kurzschlussversuchen oder dem Fault-Ride-Through (FRT)-Test [7, 8] bei der Zertifizierung der WEA ermittelt werden.

Der Faktor \(\kappa _{\mathrm{WD}}\) kann dagegen im Kurzschlussversuch nicht ermittelt werden. Nach den Normen „muss“ deshalb „wenn nicht bekannt“ \(\kappa _{\mathrm{WD}} = 1,7\) verwendet werden.

Der größte Maximalwert \(i_{\mathrm{WDmax}}\) tritt zufällig auf und sollte deshalb aus dem Raumzeiger der drei Leiterströme ermittelt werden. Es muss auch gewährleistet sein, dass der Kurzschluss im Bemessungsbetrieb erfolgt. Abweichende Versuchsbedingungen und unzutreffende Werte für \(\kappa _{\mathrm{WD}}\) können zu Fehlern im Anfangs-Kurzschlusswechselstrom und den charakteristischen Kurzschlussstromgrößen führen. Nachteilig ist auch, dass \(i_{\mathrm{WDmax}}\) unter Umständen gar nicht zur Verfügung steht.

In dem zuständigen Normengremium UK 121.1 bei der DKE wird deshalb gegenwärtig diskutiert, die Kurzschlussimpedanz auf dem herkömmlichen Weg aus den Impedanzen der Ersatzschaltpläne für den Generator, den WKW-Transformator sowie der Kabelverbindung dazwischen zu ermitteln. Das hätte auch den Vorteil, dass man nicht nur den Betrag, sondern auch die komplexe Impedanz erhält. Diese Diskussion ist noch nicht finalisiert und wird hier vorab als Skizze vorgestellt, sie ist aktuell Gegenstand weiterer Untersuchungen und soll auch noch weiter mit Messergebnissen abgesichert werden.

Die Mitsystem-Ersatzschaltpläne für den doppelt speisenden Generator und den WKW- Transformator enthält Abb. 3. Die Impedanz der Kabel zwischen Generator und dem Transformator wird der Generator- oder Transformatorimpedanz zugeschlagen. Das Querglied des Transformators wird vernachlässigt.

Aus Abb. 3c folgt für die Kurzschlussimpedanz auf der OS-Seite des WKW-Transformators: und für den Anfangs-Kurzschlusswechselstrom ausgehend von \(\underline{U}_{\mathrm{S}}'\) in der reellen Achse:

Die transiente Generatorspannung \(U_{\mathrm{S}}'\) ist der Rotorflussverkettung \(\Psi _{\mathrm{R}}\) proportional und bleibt wie diese beim Übergang vom stationären zum Kurzschluss-Zustand konstant. Um die Ersatzspannung an der Kurzschlussstelle einzuführen (Abb. 3d) wird die Gl. (2.3) im Zähler und Nenner mit dieser erweitert:

Der Faktor \(K_{\mathrm{WD}}\) in Gl. (2.4) wird der Impedanz \(\underline{Z}_{\mathrm{WD}}\) zugeordnet und deshalb Impedanzkorrekturfaktor genannt. Er berechnet sich unter der Annahme, dass der Kurzschluss ausgehend vom Bemessungsbetrieb des Generators erfolgt, näherungsweise aus:

Für die Gegensystemimpedanz gilt nach [4, 5] \(\underline{Z}_{2\mathrm{WD}} = \underline{Z}_{\mathrm{WD}}\). Die Nullimpedanz \(\underline{Z}_{0\mathrm{WD}}\) hängt von der Schaltgruppe des WKW-Transformators und ggf. von dessen Art der Sternpunkterdung ab.

Der Stoßkurzschlussstrom ist der größtmögliche Momentanwert im Kurzschlussstromverlauf. Er ergibt sich aus der Summe des Wechsel- und Gleichanteils im Kurzschlussstrom zum Zeitpunkt \(t_{\mathrm{p}}\) seines Auftretens:

Der Faktor \(d_{\mathrm{w}}(t_{\mathrm{p}})\) steht für das Abklingen des Wechselanteils und die Anteile des Umrichters, \(I_{\mathrm{gWD}}\) ist der Anfangswert des Gleichgliedes und \(T_{\mathrm{gWD}} = X_{\mathrm{WD}}/(\omega _{0}R_{\mathrm{WD}})\) die Gleichstromzeitkonstante. Der Anfangs-Kurzschlusswechselstrom und der Gleichanteil des vom Generator gelieferten Stroms sind unabhängig vom Verhalten des Umrichters.

Für den (Stoß)Faktor \(\kappa \)_WD soll der Ausdruck \(\kappa = 1,02 + 0,98 \mathrm{e}^{ - 3R/X}\) nach Gl. (57, IEC) verwendet werden. Dieser berücksichtigt jedoch nicht das Abklingen des Wechselanteils und nicht die Umrichteranteile und gilt auch nur für \(I_{\mathrm{gWD}} \approx \sqrt{2} I_{\mathrm{kWD}}^{\prime \prime }\) und \(t_{\mathrm{p}} = 9,55~\mathrm{ms}\). Durch das Abklingen des Wechselanteils und dessen höherer Frequenz tritt der Stoßkurzschlussstrom bei den DFIG zu einem früheren Zeitpunkt auf. Um die Gl. (57, IEC) dennoch anzuwenden, muss deshalb von einem fiktiven Verhältnis \(R_{\mathrm{WDf}}/X_{\mathrm{WD}} > R_{\mathrm{WD}}/X_{\mathrm{WD}}\) ausgegangen werden. Davon wird auch jetzt schon in den Normen für die Synchrongeneratoren Gebrauch gemacht.

Zur Bestimmung repräsentativer Werte für \(R_{\mathrm{WDf}}/X_{\mathrm{WD}}\) sind Kurzschlussversuche auszuwerten. Aus dem daraus bestimmten maximal möglichen Kurzschlussstrom (Stoßkurzschlussstrom) und dem unter Versuchsbedingungen nach Gl. (2.3) berechneten Anfangs-Kurzschlusswechselstrom erhält man:

Das Verhältnis \(R_{\mathrm{WDf}}/X_{\mathrm{WD}}\) ist umso größer, desto stärker der Wechselanteil abklingt (Abb. 4). Die Auswertung von Kurzschlussversuchen an einem 4,5-MW-WKW haben für den Abklingfaktor des Wechselanteils ein Mittelwert von \(d_{\mathrm{w}} = 0,67\) ergeben. Dem entspricht ein fiktives Verhältnis \(R_{\mathrm{WDf}}/X_{\mathrm{WD}} = 0,305\) und ein Faktor \(\kappa _{\mathrm{WD}} = 1,41\). Das natürliche Verhältnis \(R_{\mathrm{WD}}/X_{\mathrm{WD}}\) beträgt dagegen nur 0,066 und ergibt einen Faktor \(\kappa = 1,82\).

Für den Ausschaltwechselstrom und den Dauerkurzschlussstrom bei symmetrischen Kurzschlüssen kann angenommen werden, dass der Wechselanteil auf seinen stationären Endwert abgeklungen ist. Dieser hängt vom Regelkonzept und den Anforderungen zur Blindstromeinspeisung des jeweiligen Netzbetreibers bzw. standortabhängigen Anforderungen ab und liegt in der Regel bei 1,1 ⋅ \(I\)_rWD, teilweise aber auch bis \((1,3\ldots 1,5) \cdot I_{\mathrm{rWD}}\). Die minimal geforderte Dauer der Stromeinspeisung ist in der Regel durch den Netzbetreiber vorgegeben, die maximale Dauer hängt vom Regelkonzept und Einstellungen des Netz- und Anlagenschutzes abhängen, ihre Berücksichtigung ist jedoch nicht Gegenstand der Beschreibung in der Norm.

Für eine Analyse des Verhaltens der Anlage im Normalbetrieb wird zunächst ein typisches Blockschaltbild und Regelschema einer solchen Anlage gemäß Abb. 5 betrachtet. Bei niedrigen Windgeschwindigkeiten wird die Drehzahl durch die WKW-Steuerung mit Hilfe eines Sollwerts der Wirkleistungsabgabe für den rotor- oder netzseitigen Umrichter eingeregelt. Der jeweils andere Umrichter regelt dann die Zwischenkreisspannung ein. Überschreitet die Windgeschwindigkeit den für die Einspeisung von Bemessungsleistung notwendigen Wert, erfolgt eine Begrenzung der Leistungsaufnahme durch ein Verstellen der Rotorblätter. An den Umrichter wird dann eine konstante Leistung oder ein konstantes Moment vorgegeben.

Die Regelung der Blindleistungsabgabe der WKW erfolgt durch eine Kombination der Einspeisung über den Stator mit Hilfe des rotorseitigen Umrichters und über den netzseitigen Umrichter. Früher wurde eher ein Leistungsfaktor am Netzanschlusspunkt (NAP) des Windparks eingeregelt, inzwischen erfolgt meist die Vorgabe einer \(Q\) (\(U\))-Statik am NAP (z. B. [9‐12]). Die Maschine wird daher im übererregten Bereich in der Regel komplett von der Rotorseite her magnetisiert. Je nach Konzept regelt der netzseitige Umrichter oder der maschinenseitige Umrichter die Zwischenkreisspannung. Ein weiterer Bestandteil des elektrischen Regelschemas ist ein Phasenregelkreis (phase locked loop, PLL), welcher benötigt wird, um Phase des Statorspannungszeigers als Referenzwinkel für die Umrichterregelung zu erhalten.

Im Normalbetrieb, d. h. wenn es kein Leistungs- oder Spannungsgrenzwert erreicht ist, verhalten sich daher Synchronmaschine, FSC und DFIG am Netz sehr ähnlich. Durch die Möglichkeit der schnellen Leistungseinstellung durch den Umrichter ist jedoch bei den umrichtergekoppelten Anlagen, wenn gewünscht, eine deutliche schnellere Arbeitspunktanpassung möglich. Welchen Beitrag umrichtergekoppelte Anlagen zur Trägheit und Kurzschlussleistung im stationären Betrieb leisten, ist stark von der implementierten Umrichterregelung abhängig.

Wesentlich für das Verhalten der DFIG Anlagen im Fehlerfall ist die Forderung der sog. dynamischen Netzstützung (angelehnt an das Verhalten von Synchronmaschinen bei Spannungsänderung), wie sie in den Netzanschlussbedingungen ([9‐11]) festgelegt sind. Die Anlagen müssen dabei wie alle nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen im Falle einer sprunghaften Spannungsänderung |\(\Delta u\)| > 0,1 p.u. die Spannung durch einen zusätzlichen Blindstrom \(\Delta i_{\mathrm{B}}\) im Mitsystem (Index „1“) und Gegensystem (Index „2“) stützen, es gilt dabei \(\Delta i\)_B1,2 = \(k \cdot \Delta u_{1,2}\), mit einem vom Netzbetreiber definierten Proportionalitätsfaktor \(k\), wobei \(2 \leq k \leq 6\). Dieser Blindstrom wird – analog zum Verhalten von Synchrongeneratoren - zusätzlich zu dem für die stationäre Spannungshaltung geliefertem Blindstrom eingespeist und hat Vorrang gegenüber einer Wirkstromeinspeisung, welche gegebenenfalls gegenüber dem Blindstrom zu reduzieren ist. Um einen Blindstrom definieren zu können, ist stets ein Spannungszeiger notwendig, für diesen wird meist die Spannung an der Unterspannungsseite des WKW-Transformators herangezogen.

Die Asynchronmaschine verhält sich bei Kurzschlusseintritt zunächst ähnlich einer Synchronmaschine und liefert bei einem Einbruch der Netzspannung zunächst einen hohen Blindstrom, mit dem auch ein hoher Rotorstrom verbunden ist. Entscheidend für die Auslegung des Umrichters ist es, diese anfänglich sehr hohen Ströme zu beherrschen, ohne dass es zu einer Überlastung der aktiven Schalter (IGBTs) oder zu einer Spannungsüberhöhung im Zwischenkreis kommt.

Dies ist notwendig um die Anforderungen der Regeldynamik aus den Anschlussbedingungen zu erfüllen, so ist z. B. in [9] eine Anschwingzeit \(T\)_90% von ≤30 ms und eine Einschwingzeit von ≤60 ms gefordert. Diese Werte sind jeweils bezogen auf den nach [7] gemessenen Mitsystemwert, der sich wie ein gleitender 20 ms-Mittelwertfilter auswirkt – die tatsächliche Stromantwort muss damit deutlich schneller erfolgen.

Beim Einsatz eines Choppers im Zwischenkreis ist die Rotorspannung im Falle eines Kurzschlusses beim Überschreiten der Stromgrenzen der IGBTs über die nun als Diodenbrücke funktionierenden IGBTs auf die Zwischenkreisspannung gedeckelt. Ziel der Regelung des maschinenseitigen Umrichters ist es, mit der Stromregelung schnell wieder aufzusetzen, sobald der Strom in der jeweiligen Phase unter den Grenzwert des IGBT-Strom sinkt und so zu vermeiden, dass es zu weiteren Pulssperren kommt, z. B. durch eine Reduktion der Wirkstromabgabe des Stators.

Der netzseitige Umrichter kann – in Ergänzung zum Stator - zusätzlichen Blindstrom einspeisen. Der Gleichanteil des Ständerstroms führt zu einem mit der Rotordrehzahl transformierten Stromanteil, der durch den maschinenseitigen Umrichter nicht direkt beeinflussbar ist. Mit Hilfe des netzseitigen Umrichters kann aber der am Anschlusspunkt der WKW ins Netz fließende Strom besser geregelt werden, damit der Blindstrom im Mitsystem auf dem Sollwert gehalten werden kann.

Für die Dimensionierung der DFIG ist vor allem das Verhalten bei unsymmetrischen Fehlern entscheidend, da hier das auftretende Gegensystem beherrscht werden muss. Das Verhalten von DFIG-Anlagen im Falle von unsymmetrischen Fehlern ist komplex und stark von der implementierten Regelungsstrategie abhängig, im Rahmen dieser Arbeit wird darauf jedoch nicht näher eingegangen.

Die Bedeutung der Windkraftwerke für die Erzeugungsstruktur bedingt eine verlässliche Integration in Planung und Betrieb elektrischer Energienetze, dies umso mehr, als das das zukünftige Netz eine von leistungselektronisch gekoppelten Elementen dominierte Struktur aufweisen wird. Ein technischer Eckpfeiler dieser Integration ist das sichere Beherrschen des Verhaltens im Fehlerfall. In diesem Artikel wurden wichtige Aspekte des Verhaltens praktisch relevanter Elemente dieser Erzeugungsanlagen, den doppelt speisenden Generatoren, wie sie in Windkraftwerke sowie zunehmend auch in drehzahlvariablen Pumpspeicherkraftwerken Anwendung finden, aufgezeigt.

Deren Kurzschlussverhalten ist komplex und durch ein Zusammenspiel der Maschine mit dem Umrichter bestimmt. Das Verhalten des Umrichters hängt maßgeblich von der implementierten Regelstrategie ab. Beim Regelverhalten solcher Anlagen sind zukünftig Änderungen der Regelstruktur zu erwarten, da immer mehr Regelungen im Hinblick auf ein netzdienlicheres Verhalten durch die Implementierung spannungseinprägender Verfahren realisiert werden. Dies hat auch Auswirkung auf das Verhalten im Fehlerfall, speziell im Hinblick auf die in den Netzanschlussbedingungen geforderte dynamische Netzstützung durch Blindstromeinspeisung sowie auf das Stabilitätsverhalten bei generatornahen Fehlern. Diese Aspekte stellen aktuelle Forschungsthemen im Bereich der doppelt speisenden Generatoren dar.

Das Beherrschen von Fehlern in Netzen mit stark abnehmendem Fehlerstrom wie im Falle von die DFIG bzw. verallgemeinert, mit schwachen Einspeisungen aus einem stark überlagerten Netz, stellt die Schutztechnik vor besondere Herausforderungen. Bedingt durch den Stromverfall ist eine Reserveschutzfunktion auf reiner Überstrombasis nicht immer sichergestellt. Abhilfe für diese „weak infeed“-Problematik bringt eine zusätzliche (tief eingestellte) Überstromauslösung mit Unterspannungsfreigabe bzw. eine erweiterte Schutzfunktionalität mittels unterspannungsgesteuerter Anrege-Selbsthaltung der Überstromanregung.

Schließlich soll noch darauf hingewiesen werden, dass das Verhalten bei unsymmetrischen Fehlern aufgrund des dabei auftretenden Gegensystems für die Anlagen die größte Herausforderung darstellt. Auf diesen Aspekt konnte im Rahmen dieser Arbeit nicht näher eingegangen werden, es handelt sich um ein aktuelles und praktisch wichtiges Forschungsthema.

Für die Berechnung der Kurzschlussströme nach den einschlägigen Normen sind einfache Modelle der elektrischen Betriebsmittel, die mit möglichst wenigen verfügbaren Daten auskommen, erforderlich. Diese beruhen auf Vereinfachungen, die durch die Beschränkung auf spezielle Stromwerte zu bestimmten Zeiten bzw. Zeitbereichen, die sog. charakteristischen Kurzschlussgrößen, möglich sind. Es wurde der aktuelle Stand der Nachbildung der WKW mit DFIG nach den Normen beschrieben und bewertet, sowie ein verbessertes Verfahren auf der Grundlage der Generator- und Transformatorparameter aus den Ersatzschaltplänen vorgestellt. Zur Validierung dieses Ansatzes wurden zahlreiche FRT-Test ausgewertet.