Motivation • Schutzkonzept in elektrischen Energienetzen → Einspeiseverhalten von Erzeugungseinheiten
während Netzfehlern (z.B. Kurzschlüssen) von großer Bedeutung
• Zunehmende Netzintegration Erneuerbarer Energien → Einspeiseverhalten von
Windenergieanlagen während Netzfehlern wichtig
• Erzeugungsanlagen mit Vollumrichter unterdrücken zurzeit bei unsymmetrischen Fehlern den
Gegensystemstrom vollständig → mögliche Auswirkung auf selektive Fehlererfassung
• Erzeugungsanlagen mit Vollumrichter bieten die Möglichkeit der dynamischen
Gegensystemstromeinspeisung → Nutzung der entkoppelten Regelung von Mit- und Gegensystem
Simulationsuntersuchungen
Dynamisches Verhalten von
modernen Windenergieanlagen • Die meisten Windenergieanlagen nutzen Umrichter
• Getrennte Regelung von Mit- und Gegensystemgrößen im Umrichter implementiert
Schlussfolgerungen Windenergieanlagen mit Vollumrichter ->
• Einprägung eines induktiven Gegensystemstroms führt zu höheren Fehlerströmen und
trägt zur Symmetrierung der Spannungen bei
• Speisung eines Gegensystemstromes schränkt die Möglichkeiten der
Spannungsregelung im Mitsystem ein
• Bei reiner Mitsystemspannungsregelung -> Spannungsanhebung auch in der
gesunden Phase
Varianten der dyn. Spannungsregelung haben folgende Auswirkungen auf den Schutz:
Testnetz & Ersatzschaltbild
Gegensystemstromregelung von Windturbinen
und deren Einfluss auf den Netzschutz Tobias Neumann & István Erlich
Fachgebiet Elektrische Anlagen
und Netze
Universität Duisburg-Essen
Windenergieanlage mit Vollumrichter • Gesamter Leistungsfluss über den Umrichter
• Volle Regelungsmöglichkeit im Mit- und
Gegensystem
• Generator ist vom Netz durch den Umrichter
entkoppelt, dadurch kein Einfluss auf den
Kurzschlussstrom
• Zwischenkreisbremswiderstand setzt bei
Kurzschlüssen Energie des Generators in
Wärme um
Windenergieanlage mit doppelt gespeister
Asynchronmaschine und Teilumrichter • Leistungsfluss hauptsächlich über den Stator (direkte
Netzkoppelung), dadurch Einfluss des Generators auf
den Kurzschlussstrom
• Generator speist Mit- und Gegensystemkurzschluss-
strom, da beschränkte Regelungsmöglichkeit im
Gegensystem bei Priorisierung auf das Mitsystem
-> keine exakte Regelung des Gegensystemstroms
möglich
Dynamische Netzstützung 1. Ziel: ungewollte Abschaltung von Erzeugungsleistung im Falle eines Netzfehlers vermeiden
→ Durchfahren von definierten Netzfehlern
2. Ziel: Spannungsstützung des Netzes während eines Netzfehlers
→ Dynamische Spannungsregelung durch Einspeisung eines definierten Blindstroms
Bislang nur Spannungsstützung im Mitsystem gefordert
→ Mögliche Anforderungen an eine Gegensystemstromeinspeisung
wobei der Gegensystemstrom ein induktiver Gegensystemblindstrom proportional zu der
Gegensystemspannung sein soll
Einspeisung eines induktiven Gegensystems nur möglich und sinnvoll, wenn
Gegensystemspannung einen gewissen Wert überschreitet (z.B. 5-10%) -> Totband
Unterscheidung:
u2 < 5% natürliche Unsymmetrie -> Ziel: Spannung soll symmetriert werden -> keine Vorgaben
u2 > 5% Kurzschluss -> Ziel: Gegensystemstromeinspeisung für den Schutz
1. Spannung-über-Zeit Darstellung zum
Durchfahren von Netzfehlern für
Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien
(Transmission Code 2007)
2. Strom-über-Spannung Darstellung zur
Blindstromeinspeisung während Netzfehler für
Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien
(Systemdienstleistungsverordnung – SDLV Wind
2009)
Q2 2 2k ui
Ge-
triebeASG
CR MU NU
CCH L
UG
schnelle Stromregelung
Regelung NURegelung MUGeschwindkeits-
regelungPrefPitchwinkel und
LeistungP Q,cos φ,UG UDC Q,cos φ,UG
Regelung NURegelung MU
MU NU
L UG
schnelle Stromregelung
CCH
UDC Q,cos φ,UG P UT Pref
Geschwindkeits-
regelung
Pitchwinkel und
Leistung
SG/
ASG
Ge-
triebe
UT
Jörg Meyer & Peter Schegner
Institut für Elektrische Energieversorgung
und Hochspannungstechnik
Technische Universität Dresden
alternativ
3 km Kabel
110 kV
SG
Last
50+j10 MVA
´́
k 1000MVAS
GUm-
richter
Um-
richterWEA
2-poliger
Kurzschluss
Schutz-
einrichtung
25 MW
Windenergieanlagen
mit Vollumrichter
75 MW
Erzeugungseinheit
mit Vollumrichter
30 km Freilteitung
Starres Netz
Mitsystem
Gegensystem
F1U
Fehlerstelle
F1
Last1Z
Windenergieanlagen
2-poliger
Kurzschluss
'
WEA1UWEA1
jX
Netz1ZNetz1
''U Netz
F2U
F230km2Z
Last2Z
Windenergieanlagen
Netz
1
1
Last1I
Last2I
F1I
F2I
01
02
Schutz2I
Schutz1I 30km1Z
3km1Z
WT2jX
Netz2Z
1 im Falle der Einspeisung durch Umrichter und
Gegensystemstromunterdrückung, Gegensystempfade unterbrochen
110 kV
Sammelschiene
3km2Z
Schutz-
einrichtung
Schutz-
einrichtung
Szenario 3:
Mitsystem: Spannungsregelung, k1 = 2 p.u.
Gegensystem: Gegensystemstromeinspeisung, k2 = 2 p.u.
Szenario 2:
Mitsystem: Spannungsregelung, k1 = 2 p.u.
Gegensystem: Gegensystemstromunterdrückung
Szenario 1:
Mitsystem: keine Spannungsregelung
Gegensystem: Gegensystemstromunterdrückung
Spannungen und Ströme am Schutzsystem
in Symmetrischen Komponenten
Kurzschlussströme
Auswirkungen auf den Schutz
Impedanztrajektorie U/I-Anregebedingung
• Überstromkriterium: nicht einsetzbar
• Unterspannungskriterium: einsetzbar
mit Auswertung der verkettenen Spannung
• Impedanzberechnung: richtige Ergebnisse,
aber längere Berechnungsdauer durch
transientes Umrichterverhalten
• Spannungsstützung:
Sz1 < Sz2 < Sz3
• Spannungsanhebung nicht
fehlerbetroffenen Phase:
Sz1, Sz3 < Sz2
• Kurzschlussstrombeitrag:
Sz1 < Sz2 < Sz3
2Qi
,
2u
induktiv2
2
voreingestellt:
2 p.u.
Einstellbereich:
0 10 p.u.
k
k
2k
p.u.
p.u.
0.5
1
0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5
Mitsystemspannungen:
Gegensystemspannungen:
Mitsystemströme:
Gegensystemströme:
-1200
-900
-600
-300
0
300
600
900
1200
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Stro
m (A
)
Zeit (s)
-1200
-900
-600
-300
0
300
600
900
1200
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Stro
m (A
)
Zeit (s)
-1200
-900
-600
-300
0
300
600
900
1200
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Stro
m (A
)
Zeit (s)
0
25
50
75
100
125
150
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Span
nu
ng
(kV
)
Zeit (s)
0
100
200
300
400
500
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Stro
m (A
)
Zeit (s)
0
100
200
300
400
500
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Stro
m (A
)
Zeit (s)
0
25
50
75
100
125
150
-0,1 0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7
Span
nu
ng
(kV
)
Zeit (s) Q1Δ p.u.i
induktiv
1
1,Fehler 1,Vor-Fehler
Δ
p.u.
u
u u
Q1
Q1
technisch realisierbarer
Mindestblindstrom bei
symmetr. Fehlern 1 p.u.
unsymmetr. Fehlern 0.4 p.u.
i
i
kapazitiv
1k
1 Q1 1
1
1
Verstärkungsfaktor:
= Δ /Δ
Voreinstellung:
= 2 p.u.
Einstellbereich:
= 0 10 p.u.
k i u
k
k
1
0.5
0.5
1
0.5 0.3 0.1 0.1 0.3 0.5
Größter Wert der drei verketteten
Netzspannungen p.u.
keine Trennung
keine Trennung,
unter Umständen
KTE möglich
KTE möglich
Trennung
zulässig
Zeit ms
0
0 150 700 1500
0.45
0.7
0.9
1
Szenario 1:
Szenario 3:
Szenario 2:
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