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05.12.2016 | Originalarbeiten | Ausgabe 8/2016 Open Access

e & i Elektrotechnik und Informationstechnik 8/2016

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

Zeitschrift:
e & i Elektrotechnik und Informationstechnik > Ausgabe 8/2016
Autoren:
Christian Gererstorfer, Simon Stukelj, Georg Stix, Wolfgang Gawlik
Wichtige Hinweise
Ein Erratum zu diesem Beitrag ist unter http://​dx.​doi.​org/​10.​1007/​s00502-016-0470-2 zu finden.

1 Einleitung

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.

2 Einflussgrößen auf die Distanzmessung

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].

3 Technische Richtlinien

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.

3.1 Fault-Ride-Trough-Fähigkeit

Wie in der Einleitung erwähnt, dürfen sich DEA bei Spannungseinbrüchen nicht vom Netz trennen (FRT). Die Dauer des Spannungseinbruches bis zu erlaubten Trennung vom Netz in Abhängigkeit der Netzspannung ist exemplarisch in Abb.  2 dargestellt.
Gemäß dem in Deutschland gültigen TransmissionCode 2007 [ 5], gilt die in Abb.  2 dargestellte Kennlinie nur für dreipolige Kurzschlüsse oder symmetrische Spannungseinbrüche im Hochspannungsnetz. In der SDLWindV 2009 [ 1] wurde die Forderung nach der Fähigkeit einer DEA, einen Netzfehler durchfahren zu können, auf unsymmetrische Netzfehler mit und ohne Erdberührung und unsymmetrische störungsbedingte Spannungseinbrüche ausgeweitet. Die FRT-Charakteristik in Abb.  2 berücksichtigt auf der Ordinate nur die größte der drei Leiter–Leiter Spannungen, wodurch bei unsymmetrischen Fehlern eine unzureichende Charakterisierung vorliegt. Eine Beschreibung in symmetrischen Komponenten ist besser geeignet, da beispielsweise bei einem einpoligen Fehler und starrer Sternpunkterdung eine der drei Leiter–Leiter Spannungen nahezu unverändert auf ihrem Vorfehler-Wert bleibt. [ 4, 5].

3.2 Spannungsstützung bei Netzfehlern durch Blindstromeinspeisung

Neben der FRT-Fähigkeit fordert der TransmissionCode 2007 [ 5], dass DEA während eines Spannungseinbruchs einen zusätzlichen Blindstrom zur Verfügung stellen. Die SDLWindV [ 1] ergänzt den TransmissionCode 2007 [ 5] und es werden präzisere Anforderungen gestellt. In Abb.  3 sind die Anforderungen der SDLWindV [ 1] an die Blindstromeinspeisung bei Spannungsänderungen dargestellt. Diese Anforderungen beziehen sich nur auf die Größen im Mitsystem. Bei einer Spannungsänderung größer als die Grenze des Totbandes, wird bei einem Spannungsrückgang ein kapazitiver Blindstrom mit dem Verstärkungsfaktor \(k\) von der DEA eingespeist. Der Verstärkungsfaktor \(k\) beschreibt den Blindstromanteil, der proportional zum Rückgang der Mitsystemspannung eingespeist werden muss, wobei der Einstellbereich \(2 \leq k \leq 10\) als Mindestanforderung festgelegt ist. Bei dreipoligen Fehlern muss ein Blindstrom von mindestens 100 % des Nennstromes möglich sein, der nur von der Stromtragfähigkeit der Anlage begrenzt werden soll. Bei einpoligen und zweipoligen Fehler soll ein Blindstrom von mindestens 40 % des Nennstromes, begrenzt durch die Stromtragfähigkeit unter Berücksichtigung des gleichzeitig auftretenden Gegensystemstroms eingespeist werden. Zudem kann bei starken Spannungsabweichungen der Wirkstrom zugunsten des Blindstromes abgesenkt werden.
Zusätzlich zu den statischen Blindstrom-Einspeisevorgaben wurde in der SDLWindV [ 1] die Sprungantwort des Blindstromes auf einen Spannungssprung spezifiziert. Bei einer signifikanten Spannungsabweichung muss der Blindstrom mit einer Anschwingzeit von 30 ms das Toleranzband entsprechend Abb.  4 erstmalig erreichen. Die Einschwingzeit in das Toleranzband ist mit 60 ms spezifiziert, wobei während des Spannungserholungsvorganges keine Unstetigkeiten im Verlauf des Blindstromes stattfinden dürfen, da dies negative Einflüsse auf die Netzqualität nach sich zieht [ 1, 5].

4 Methodik und Modellbildung

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.

4.1 Modellnetz

Das betrachtete Modellnetz entsprechend Abb.  6 stellt einen Windpark dar, welcher die Leistung über eine 50 km lange Freileitung in das übergeordnete 110 kV-Netz einspeist.
Als Kurzschlussszenario wird ein zweipoliger Kurzschluss ohne Erdberührung in Phase L2 und L3 gewählt. Somit können unsymmetrische Fehlerfälle ohne Einfluss des Nullsystems und der Sternpunktbehandlung des Netzes betrachtet werden. Dabei wird die Fehlerdistanz \(x\) von 0 % bis 100 % der Leitungslänge in 5 %-Schritten, ausgehend vom Distanzschutzrelais R1, variiert. Abbildung  7 zeigt das zugehörige Ersatzschaltbild in symmetrischen Komponenten.
Um die Fehlmessung der Reaktanz \(X\) (vgl. Abschn.  2) in Bezug auf unterschiedliche Kurzschlussverhalten von Umrichter zu untersuchen, werden die Kurzschlussszenarien mit einem Fehlerwiderstand \(R_{F}\) zwischen 0 \(\Omega \) und 6 \(\Omega \) simuliert. Die ermittelte Reaktanz entspricht dabei dem Betrag des Imaginärteiles der Fehlerschleifenimpedanz, welche für einen zweipoligen Kurzschluss ohne Erdberührung in L2–L3 folgendermaßen ermittelt wird:
$$\begin{aligned} \textstyle\begin{array}{c} \displaystyle \underline{Z}_{\text{Ph-Ph}} = \frac{\underline{U}_{\text{Ph-Ph}}}{\underline{I}_{\text{Ph-Ph}}} \\ \displaystyle \rightarrow\quad \mathrm{Kurzschluss}\ \mathrm{L}2{-}\mathrm{L}3{:}\quad \underline{Z}_{\mathrm{L}2-\mathrm{L}3} = \frac{\underline{U}_{\mathrm{L}2} - \underline{U}_{\mathrm{L}3}}{\underline{I}_{\mathrm{L}2} - \underline{I}_{\mathrm{L}3}}\end{array}\displaystyle \end{aligned}$$
Für die Untersuchungen werden die mittels Simulation erzeugten Zeitverläufe der Phasenspannungen und -ströme an den Relaiseinbauorten R1 und R2 herangezogen. Die aus diesen Zeitverläufen gewonnen komplexen Zeiger, dienen anschließend zur Berechnung der Fehlerschleifenimpedanz.

4.2 Generisches Windparkmodell

Das generische Modell des Windparks (Abb.  8) wird durch in den drei Phasen separat ansteuerbare Stromquellen realisiert. Aus den drei gemessenen Phasenspannungen ( \(U_{\mathrm{L}1,\mathit{Netz}}\), \(U_{\mathrm{L}2,\mathit{Netz}}\) und \(U_{\mathrm{L}3,\mathit{Netz}}\)) werden deren Mit- und Gegensystemkomponenten ermittelt und mit einer Wirk- und Blindleistungsvorgabe zur Sollwertberechnung der Phasenströme genutzt. Als Eingangsgrößen der internen Regelung sind somit Soll- und Istwerte der Phasenströme im \(d/q\)-Koordinatensystem anzusehen. Die Regelung führt die Ausgangsströme entsprechend den zeitlichen Vorgaben der Abb.  4 nach.
Für diesen Beitrag wurde die Sollwertberechnung folgendermaßen implementiert:
  • Wirkstrom im Fehlerfall gleich Vorfehlerstrom \(I_{\mathit{NENN}}\) (keine Spezifikation des Wirkstromes in der SDLWindV [ 1])
  • Blindstromeinspeisung nach Abb.  4
  • nur Mitsystemstromeinspeisung
  • Mindestanforderung an den Blindstrom: \(1{,}0\cdot I_{\mathit{NENN}}\) sowie \(0{,}4\cdot I_{\mathit{NENN}}\) (maximaler Blindstrom des Modells entspricht den Minimalanforderungen an den Blindstrom)
Die Strombegrenzung \(I_{\mathit{MAX}}\) kommt nur dann zu tragen, wenn der Wirkstrom und der Blindstrom zusammen den maximalen Anlagenstrom überschreiten, wobei als Konsequenz der Wirkstrom reduziert wird. Da der Wirk- und Blindstrom maximal \(I_{\mathit{NENN}}\) betragen kann, liefert eine höhere Strombegrenzung als \(\sqrt{2}\cdot I_{\mathit{NENN}}\) keine veränderten Kurzschlussströme.
Die folgenden Simulationen wurden für unterschiedliche Verstärkungsfaktoren \(k\), Minimalanforderungen an den Blindstrom und Strombegrenzungen \(I_{\mathit{MAX}}\) durchgeführt, welche in Tab.  1 angegeben sind.
Tab. 1.
Parametervariation
k
\(I_{Q,\mathit{MAX}}\)
\(I_{\mathit{MAX}}/I_{\mathit{NENN}}\)
0
\(0{,}4\cdot I_{\mathit{NENN}}\)
1,0
2
\(1{,}0\cdot I_{\mathit{NENN}}\)
1,1
4
n. a.
1,5
Abbildung 9 zeigt beispielhaft die Spannungs- und Stromverläufe am Relaiseinbauort R1 für einen zweipoligen Kurzschluss ohne Erdberührung bei einer Fehlerdistanz von 50 % der Leitungslänge sowie verschwindendem Fehlerwiderstand. Der Windpark speist während des Fehlers den Blindstrom mit einem Verstärkungsfaktor von \(k = 2\), einem maximalen Blindstrom von \(I_{Q,\mathit{MAX}} = 1{,}0\cdot I_{\mathit{NENN}}\) sowie einer Strombegrenzung von \(I_{\mathit{MAX}} = 1{,}5\cdot I_{\mathit{NENN}}\) ein. In diesem Kurzschlussszenario wird aufgrund der geringen Blindstromeinspeisung die Strombegrenzung nicht aktiv.

5 Ergebnisse und Schlussfolgerungen

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.

6 Ausblick

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.
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