Szenariobasierte Analyse der Kurzschlussströme im deutschen Niederspannungsnetz unter Verwendung der CIGRE-Referenznetze

Das Kurzschlussverhalten von Synchronmaschinen unterscheidet sich physikalisch von leistungselektronisch gekoppelten Anlagen mit Wechselrichtern bzw. Vollumrichtern. Letztere sind durch eine elektronische Regelung und elektronische Schutzfunktionen bestimmt, die einen unzulässig hohen Energieeintrag in den Zwischenkreiskondensator und das schaltende Leistungshalbleitermodul sowie dessen Zerstörung verhindern. Unterschieden wird in langsame und schnelle Schutzverfahren: Langsame Schutzverfahren basieren auf der Regelung und Schnellschutzverfahren sind direkt in die Treiber der Leistungshalbleitermodule integriert. Die Schnellschutzverfahren begrenzen Kurzschlussströme durch die Halbleitermodule innerhalb von einigen Mikrosekunden.

Messungen des maximalen Kurzschlussstroms zeigen, dass dieser zwischen dem einfachen bis 1,5-Fachen des Bemessungsstromes liegt [4]; dies ist abhängig von der Regelungsgeschwindigkeit und der Stromtragfähigkeit der Leistungshalbleiter.

Dieses zeigt auch die Kurzschluss-Messung eines Niederspannungswechselrichters aus Abb. 1. Gemessen wird ein dreipoliger Klemmenkurzschluss eines dreiphasigen transformatorlosen Wechselrichters unter ohmsch-geprägten Bedingungen. Die Blindleistungseinspeisung ist vernachlässigbar, da die Zeitkonstante der Q(U)-Regelung zwischen 10 s und 60 s beträgt [3].

Bei Eintreten des Kurzschlusses entlädt sich der Kondensator des Netzfilters: Es tritt eine transienter Entladestrompuls auf. Die Pulsenergie ist nur gering, daher kann diese Transiente vernachlässigt werden [4]. Nach Fehlereintritt speist der Wechselrichter weiterhin einen nahezu sinusförmigen Strom ein.

Aufgrund der Abregelung des Wechselrichters ergibt sich das vereinfachte Ersatzschaltbild nach der EN 60909-0 [14] aus Abb. 2 für einen dreipoligen Fehler: eine Stromquelle im Mitsystem mit meist unendlichen Impedanzen im Null- und Gegensystem.

Bei Synchronmaschinen bestimmen die transiente und die subtransiente Übergangsreaktanz den Ausgleichsvorgang bei einem Klemmenkurzschluss und damit den Kurzschlussstrom. Die treibende Spannung ist von der Vorbelastung des Generators abhängig. Es ergibt sich das Ersatzschaltbild aus Abb. 2. Eine Übersicht zum Verhalten der gängigen Generator-Konzepte im Fehlerfall findet sich in [15]. Da die Abbildung mit einer Stromquelle in Simulationsumgebungen problematisch sein kann, wird ein generisches Modell genutzt. Dies beruht auf dem Thévenin-Äquivalent mit einer Spannungsquelle und einer Reaktanz, die so angepasst sind, dass der maximale Fehlerstrom (Nennstrom der Anlage) fließt.

Die stetige Reduktion der Einspeiseleistung konventioneller Kraftwerke bei gleichzeitiger Erhöhung volatiler Erzeugungsanlagen mit leistungselektronischen Netzkopplungen mit geringeren Kurzschlussströmen, führt zu den Annahmen, dass:

Es ist zu untersuchen, ob die Annahmen zutreffend sind oder ob die verbleibenden konventionellen Kraftwerke weiter ausreichend hohe Kurzschlussströme liefern können [6, 7], so dass die Impedanz des NVP im Fehlerfall nicht zu hoch wird, siehe Formel \(Z_{\mathrm{NVP}}\). Eine Meta-Analyse liefert eine Richtung zur Entwicklung der Kurschlussströme. Eine Zusammenfassung der Ergebnisse erfolgt in Tab. 1. In den folgenden Ausführungen bezeichnet die Kurzschlussimpedanz die 50-Hz-Impedanz des Netzes bzw. des Netzanschlusspunktes im Kurzschlussfall.

Die Ergebnisse aus [8] zeigen, dass bei der Kurschlussimpedanz keine tendenziellen Änderungen auftreten und die Stabilität nicht gefährdet wird. Sowohl die im Netzgebiet von [8] untersuchten heutigen Knoten mit minimaler und maximaler Kurzschlussimpedanz werden im Zukunftsszenario 2033 weder unter- noch überschritten. Es wird keine zusätzliche Kurzschlussleistung durch das Ausland bereitgestellt und der minimale Anfangs-Kurzschlusswechselstrom der meisten Knoten nimmt zu. Wie zu erwarten, ist der Anfangs-Kurzschlusswechselstrom stark wetterabhängig und temporär volatil. Der Spannungstrichter um den Fehlerort weitet sich im Vergleich zum bestehenden System aus [6‐9]. Jedoch tragen aufgrund des ausgeweiteten Spannungstrichters mehr EE-Anlagen zum Kurzschlussstrom bei.

EE-Anlagen in der NS besitzen ebenfalls ein Fault-Ride-Through (FRT) Verhalten. Diese FRT-Anforderungen definieren die Anlagenstromeinspeisung bzw. das Durchfahren von Fehlerzuständen auf Grundlage der am Netzanschlusspunkt (NAP) vorherrschenden Spannung in Abhängigkeit der Zeit. Die Anforderungen in der Niederspannung unterscheiden sich von den Anforderungen für Anlagen in der MS-Ebene. Bei einer Spannung kleiner \(0,8\ U_{\mathrm{n}} \)fordert die VDE AR4105 zur Vermeidung von ”Blinding of Protection“ also die Auslöseverzögerung von Sicherungselementen in der Niederspannung, dass Wechselrichteranlagen am Netz verbleiben, jedoch den eingespeisten Strom auf null reduzieren [3]. Diese Bedingung ist bei einem Kurzschluss erfüllt.

Die Studie [10] zeigt, dass sich die Kurschlussimpedanz in den Übertragungsnetzen nur geringfügig reduziert. Als Gründe werden der Verbleib einiger Synchrongeneratoren im Netz und der Kurzschlussbeitrag aus dem Ausland aufgeführt. Der Kurzschlussbeitrag aus dem Ausland ist von großer Relevanz und eine Umstrukturierung der Stromnetze von Ländern, die mit dem deutschen Stromnetz gekoppelt sind, führt zu veränderten Anforderungen an die Mindesterzeugung der EE-Anlagen [10].

Die Studie [11] beschäftigte sich bei der Veränderung der Kurschlussimpedanz mit den Folgen der Abschaltung konventioneller Kraftwerke. In einem generischen Verteilnetz weisen die Ergebnisse auf eine Senkung um bis zu 14 % hin. Die Abschaltung der Kernkraftwerke kann diese Senkung beschleunigen. In der Studie wird außerdem prognostiziert, dass das vorherige dynamische Netzstabilitätsniveau aufgrund Ersetzung konventioneller Kraftwerke durch EE-Anlagen gesichert werden kann [11].

Die Studien treffen unterschiedliche Aussagen zum Kurzschlussstrom: Zum einem der Kurzschlussstrom wird zu nehmen und zum anderen der Kurzschlussstrom wird sinken. Dies liegt an den unterschiedlichen Faktoren, die sie bei der Beurteilung der Veränderung der Kurschlussströme berücksichtigen. Es werden z. B. unterschiedliche Zeiträume, variierende Annahmen für den Netzausbau und verschiedene Untersuchungsmethoden verwendet. Die grundlegende Gemeinsamkeit liegt in der Veränderung der Kurschlussströme aufgrund der Abnahme konventioneller Kraftwerke. Daher erfolgt eine erneute Betrachtung dieses Themas mit Referenznetzen.

Wie erwähnt, benennt die Studie des Fraunhofer IWES [11] einen Verlust von 20 % der Kurschlussleistung des Niederspannungsnetzes im Jahre 2032 bezogen auf die Istwerte des Jahres 2011, ohne die Netzverstärkungsmaßnahmen aufgrund der EE-Anlagen miteinzubeziehen. Damit würde die Kurzschlussimpedanz der NVP steigen und die Kurzschlussströme sinken. Diese Verstärkungsmaßnahmen (speziell bei Transformatoren) führen zu einer verbesserten Netzkopplung der Spannungsebenen und folglich zu einer Verringerung der Kurschlussimpedanz, wie es eine Studie von TenneT TSO feststellte [10].

Abbildung 3 zeigt das Netzebenen-Modell für ein einfaches Gedankenexperiment aus [9] zur Abschätzung der Veränderungen auf die Niederspannungsverteilnetze, die typischerweise über drei Transformatoren mit dem Übertragungsnetz gekoppelt sind. Die obere Grenze des Kurzschlussstromes, der sich aus der Kurschlussimpedanz des Übertragungsnetzes speist, ermittelt sich aus einem stark vereinfachten Ersatzschaltbild, das die Abb. 4 zeigt. Die Werte für die Kurzschlussleistung des Übertragungsnetzes zwischen 7 GVA und 28 GVA sind Jahresmittel aus der Studie [16], die Werte wurden ohne EE-Anlagen berechnet. Sie stellen somit Minimalwerte da.

Aus der Betrachtung der Abhängigkeit von \(I_{\mathrm{k}}^{\prime \prime }\) auf der Unterspannungsseite des Transformators T3 aus Abb. 3 von der Kurzschlussleistung des Übertragungsnetzes \(S_{\mathrm{k}}^{\prime \prime }\) lässt sich ableiten, dass der Einfluss des Übertragungsnetzes sehr gering ist (Abb. 5). Weiterhin lässt sich Folgendes festhalten:

Das bedeutet, dass die Längsimpedanzen der Transformatoren und Kabel die Impedanz der Fehlerschleife aus Abb. 4 bestimmen, da sie ein Vielfaches der Netzimpedanz betragen [4, 9]. Diese Impedanzen nehmen zukünftig ab, da:

Für die Analyse werden grundlegende Annahmen getroffen:

Zur genaueren Analyse der Auswirkungen wird auf Referenznetze zurückgegriffen und für die EE-Anlagen auf das vereinfachte Modell aus Abschn. 1.1. Es werden ein Mittelspannungs- und ein Niederspannungsnetz nach der Vorlage des Cigre Task Force [13] in DIgSILENT PowerFactory konstruiert und mit vier Szenarien berechnet (Tab. 2).

Die Anschlusspunkte der für die jeweiligen Szenarien zugebauten WKA/ PVA sind entsprechend des maximalen Einflusses auf die Anfangs-Kurzschlusswechselströme nach Kapitel 3.3. bestimmt. Dort wird ein kombiniertes Netz simuliert, um den größten Einfluss auf die Größe der Kurzschlussströme zu berechnen. In dem Netz wird der dreipolige Kurzschluss aller Sammelschienen für alle Szenarien entsprechend der IEC 60909-0 berechnet (siehe Formel 1 – 2), mit dem Unterschied, dass die Anlagen als Spannungsquelle mit angepasster Reaktanz angenommen werden, siehe Abb. 4 (generisches Ersatzschaltbild), wobei die Mit- gleich der Gegenimpedanz ist und die Nullimpedanz unendlich ist. Unter Kurzschluss wird dabei eine leitfähige Verbindung zwischen zwei Punkten unterschiedlichen Potentials verstanden [14]. Die Schaltzustände wurden nicht verändert, da exakte Berechnungen nur an konkreten Netzen durchführbar sind. Die Netznennspannung \(U_{\mathrm{nN}}\) wird noch mit dem minimalen oder maximalen Spannungsüberhöhungsfaktor \(c\) aus [14] multipliziert – für NS-Netze gilt \(c_{\min } \)= 0,95 und \(c_{\max } \)= 1,1 und für MS-Netze \(c_{\min } \)= 1 und \(c_{\max } \)= 1,1. Beim dreipoligen Kurzschluss ist nur die Mitimpedanz von Interesse. Die resultierenden Werte der Kurzschlussströme werden auf die Referenzwerte des Szenarios 1 bezogen.

Die für die Simulation verwendeten Netze werden mit dem Benchmark System der „CIGRE Task Force“ erstellt [13]. Dieses Benchmark-System ist eine Vereinfachung für Analysen zu Auswirkungen der zunehmenden Integration von EE in das elektrische Energieversorgungsystem. Das Benchmark-System wird in Form von allgemeinen Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetzes nach europäischen und nordamerikanischen Standards erstellt. Für die Simulation werden die europäischen Referenznetze der Mittel – und des Niederspannungsnetze verwendet (siehe Abb. 7 und Abb. 8). Alle Betriebsmittelparameter können in [13] eingesehen werden. In dem Niederspannungsreferenznetz werden nur Industrie- und Haushaltskunden analysiert.

Es wird die Veränderung der Kurschlussstrom aller Sammelschienen des Mittelspannungsreferenznetzes bei einem dreipoligen Kurzschluss aller Sammelschienen untersucht. Die Sammelschiene, an welcher die größte Veränderung des Kurschlussstromes zwischen den Szenarien auftritt, wird als externes, vorgelagertes Netz des Niederspannungsreferenznetzes verwendet. Das MS-Netz ist vom NS-Netz entkoppelt, betrachtet wird nur die mögliche Veränderung der vorgelagerten Kurzschlussleistung des MS-Netzes.

Für die Integration von EE-Anlagen in die simulierten Netze müssen die Anschlusspunkte der WKA und PVA in der MS/NS nach der Formel (3) bestimmt werden. Die verwendeten Parameter listet Tab. 3 auf.

Die Formel (3) bestimmt den optimalen Anschlusspunkt (nach maximalen Einfluss des Anfangs-Kurzschlusswechselstroms) der WKA und PVA. Für die Bestimmung der normierten Formelparameter ist jeweils vor dem Zubau einer neuen Erzeugungseinheit eine Lastflusssimulation sowie eine Kontrolle der Einhaltung der Betriebsbedingungen wie Spannungsgrenzen, Auslastung durchzuführen, zur Bestimmung der in Tab. 3 aufgeführten Faktoren 1, 2 und 4. Zur Berechnung des Faktors 3 wird eine Kurzschlussberechnung eines dreipoligen Kurzschlusses an allen Sammelschienen entsprechend [14] durchgeführt. Es ergibt sich der Ablaufplan aus Abb. 6 zur Ermittlung des optimalen Netzverknüpfungspunktes der nächsten Anlage.

Die Abb. 9 bis Abb. 11 stellen einen Überblick der Veränderungen der Anfangs-Kurzschlusswechselströme in den Szenarien 2 bis 4, bezogen auf die Werte des Szenarios 1, dar.

In der Abb. 9 ist die Veränderung der maximalen Anfangs-Kurzschlusswechselströme im Szenario 2 dargestellt, bezogen auf die Werte von Szenario 1. Der Anstieg ist gering: Die maximale Zunahme beträgt 3,6 % an der Sammelschiene R8. Am kleinsten ist die Zunahme mit 0,012 % an der Sammelschiene I2. Im Mittel steigt der maximale Anfangs-Kurzschlusswechselstrom der Sammelschienen im Szenario 2 um 2,3 %.

In der Abb. 10 ist die Veränderung der maximalen Anfangs-Kurzschlusswechselströme im Szenario 3 dargestellt, bezogen auf die Werte des Szenarios 1. An den Sammelschienen R1 bis R18 ist eine Zunahme der Anfangs-Kurzschlusswechselströme erkennbar. Maximal ist die Zunahme mit 11,07 % an der Sammelschiene R7. Im Mittel beträgt die Zunahme an den Sammelschienen I1 bis R18 6,3 % im Szenario 3. Die Zunahme der maximalen Anfangs-Kurzschlusswechselströme \(I_{\mathrm{k}\ \max }^{\prime \prime }\) aus den Ergebnissen der Simulation ist in der Abb. 11 dargestellt.

Aus den Ergebnissen geht hervor, dass die Größe der \(I_{\mathrm{k}\ \max }^{\prime \prime }\) bei zunehmender Energieversorgung aus regenerativen Energiequellen ansteigt. Der Durchschnittswert des Anstiegs an den Sammelschienen I1 bis R18 beträgt ca. 13,3 % im Szenario 4. Die Größe der Zunahme der \(I_{\mathrm{k}\ \max }^{\prime \prime }\) variiert je nach Sammelschiene stark. In Bereichen, in welchen keine regenerativen Erzeugungsanlagen integriert werden (z. B. I2) verändern sich die \(I_{\mathrm{k}\ \max }^{\prime \prime }\) nur minimal (ca. 0,05 %). An den Sammelschienen R7 und R8 ist ein Anstieg um bis zu 25 % erkennbar.

Zusammengefasst zeigen die Simulationsergebnisse folgendes:

Der Zuwachs der \(I_{\mathrm{k}\ \max }^{\prime \prime }\) deutet auf eine zukünftige, notwendige Betrachtung der mechanischen Festigkeit der Sammelschienen hin. Die Ergebnisse der Simulation belegen die aufgestellte Hypothese, dass die zunehmende Integration von EE-Anlagen in der Energiewende zu einer positiven Veränderung, also einer Vergrößerung der Kurzschlussströme im Verteilnetz führt.

Der Vergleich mit den Ergebnissen der Studien ist nur bedingt möglich, da die Ergebnisgewinnung bei unterschiedlichen Ausgangsbedingungen erfolgt. Sie beziehen z. B. den Kurzschlussleistungsbetrag aus dem Ausland nicht mit ein. Der Anstieg der Kurzschlussleistung in der Verteilnetzebene aufgrund der Verlagerung der Erzeugung in diese Netzebene ist in der Simulation deutlich erkennbar. Die Ergebnisse ähneln dem, der dena Systemdienstleistungsstudie [8] in Bezug auf die Veränderung der Kurzschlussleistung eines ländlich geprägten Verteilnetzes. Die Ausgangspunkte beider Ergebnisse sind aufgrund der Vernachlässigung des Kurzschlussstrombeitrags aus dem Ausland und der Betrachtung eines kombinierten Netzes vergleichbar. Es werden große Schwankungen des Anstiegs der Kurschlussströme abhängig von der Sammelschiene deutlich und ein zukünftiger Anstieg der Kurzschlussströme erkennbar.