Netzbildende vs. netzfolgende Wechselrichter und warum dieser Unterschied für Ingenieur:innen von Bedeutung ist

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Netzbildungsregelung muss als Quellverhalten betrachtet werden, da sie die Wellenform festlegt, die Schutzsysteme bei Störungen und im Inselbetrieb messen.
• Die Relaiskoordination hängt eher von den Strombegrenzungen des Umrichters, der Logik des Regelmodus und der Spannungswiederherstellung nach einem Fehler ab als von Annahmen bezüglich synchroner Maschinen.
• Tests im geschlossenen Regelkreis Tests die sicherste Methode, um das Verhalten bei Netzschwäche, den Modenübergang und das Verhalten von Hybridquellen zu überprüfen, bevor die Einstellungen für den Betrieb im Feld endgültig festgelegt werden.

Ingenieur:innen das Netzbildungsverhalten als Quelle modellieren, da die Relais sonst Fehler, Frequenzereignisse und Inselbetrieb falsch interpretieren.

Wind- und Solarenergie 13,4 % des weltweiten Stroms im Jahr 2023, was bedeutet, dass nun mehr Einspeisepunkte und Anlagen auf Wechselrichtersteuerungen zur Spannungs- und Frequenzunterstützung angewiesen sind. Dieser Wandel macht die Wechselrichtersteuerung von einem Planungsdetail zu einem Schutzproblem. Man kann Relais nicht korrekt koordinieren, wenn man davon ausgeht, dass sich jede Quelle wie eine Synchronmaschine verhält. Auch lässt sich die Frequenzunterstützung nicht allein anhand der Typenschilddaten beurteilen.

Ein netzgebundener Wechselrichter legt die lokale Spannungs- und Frequenzreferenz fest

Ein netzgebundener Wechselrichter legt die Spannungsamplitude, den Phasenwinkel und die Frequenz an seinen Anschlüssen fest. Er verhält sich eher wie eine steuerbare Quelle als wie ein Gerät, das darauf wartet, dass das Netz ihm sagt, was es tun soll. Diese lokale Referenz ermöglicht es anderen Geräten, sich darauf zu synchronisieren. Ingenieur:innen dieses Verhalten als Teil des Systemquellenmodells betrachten.

Stellen Sie sich ein Batteriewerk vor, das ein abgelegenes microgrid im Schwarzstartbetrieb versorgt. Die Steuerung legt 60 Hz und die Klemmenspannung fest, bevor eine Motorlast angeschlossen wird, und hält diesen Sollwert aufrecht, während Pumpen und Förderbänder in Betrieb gehen. Das Ansprechen des Relais, die Zeitkonstante bei Unterfrequenz und das Verhalten bei Unterspannung am Sammelschienensystem hängen alle von diesem Verhalten der Quelle ab. Sie untersuchen hier keinen passiven Stromeinspeiser mehr. Sie untersuchen eine Quelle, die einen Sammelschienenstromkreis bei einer Störung unterstützen und die Messwerte des Relais in den ersten Augenblicken eines Fehlers oder Lastsprungs beeinflussen kann.

„Die Schutzeinstellungen versagen, wenn das Verhalten der Quelle nur angenommen, statt modelliert wird.“

Die Netzverfolgungssteuerung benötigt eine externe Spannungsreferenz

Der Hauptunterschied zwischen der Netzanpassungs- und der Netzbildungssteuerung ist einfach. Bei der Netzanpassung wird eine bereits vorhandene Netzfrequenz übernommen. Bei der Netzbildung wird eine Wellenform erzeugt, der andere Geräte folgen können. Die Schutzkonzepte ändern sich, da sich ein Referenzverlust auf diese beiden Steuerungsarten völlig unterschiedlich auswirkt.

Bei einer starren Einspeisung kann eine Solaranlage problemlos eine Netznachführregelung einsetzen, da das Übertragungsnetz eine starke Winkelreferenz liefert. Die gleiche Regelung in einem netzunabhängigen microgrid einem Stillstand oder einer Abschaltung, sobald diese Referenz wegfällt. Aus diesem Grund verfügt ein microgrid Speicherkapazität oft über eine netzbildende Einheit und mehrere netznachführende Einheiten. Die erste Einheit dient als Anker für den Sammelschienenstromkreis. Die anderen speisen Strom um diesen Anker herum ein.

Die Schutzeinstellungen schlagen fehl, wenn das Verhalten der Quelle vorausgesetzt wird

Die Schutzeinstellungen versagen, wenn das Verhalten der Quelle angenommen statt modelliert wird. Relais erfassen die Stromstärke, den Stromwinkel und die Spannungswiederherstellung, und alle drei Werte können sich verschieben, wenn die Quelle durch einen Umrichter gesteuert wird. Eine aus einer Untersuchung einer Synchronmaschine kopierte Einstellungsdatei berücksichtigt diese Verschiebungen nicht. Dieser Fehler macht sich bei Störungen, beim Einschalten von Abzweigleitungen und bei Inselbetriebsereignissen bemerkbar.

Betrachten wir eine Zuleitung mit Batteriespeicher. Phasenüberstromelemente könnten einen starken Stromstoß und einen bekannten Abklingverlauf erwarten, doch der Wechselrichterstrom bleibt begrenzt und unter Kontrolle, während die Spannungswiederherstellung nach der Fehlerbehebung viel schneller erfolgt als erwartet. Erdungselemente können ebenfalls ungewöhnliche Sequenzanteile erkennen, da Umrichtersteuerungen und Filter die Wellenform formen. Dieser Fehler tritt in der Regel auf, wenn bei Netzanschlussstudien alte Kurzschlussannahmen in Relaisdateien übernommen werden. Auf dem Papier sieht der Schutz zwar noch korrekt aus, doch das Relais reagiert auf ein Quellenmodell, das am Anschlusspunkt nie existiert hat.

Der Fehlerstrom von netzbildenden Wechselrichtern bleibt bei Störungen begrenzt

Der Fehlerstrom von netzbildenden Wechselrichtern bleibt begrenzt, da Halbleiterbauelemente und Regelkreise strenge Strombegrenzungen vorgeben. Der Wechselrichter regelt je nach seiner Fehlerstrategie den Strom, die Spannung oder beides. Das bedeutet, dass sich der Schutz nicht auf die bei Synchronmaschinen übliche hohe Strommarge verlassen kann. Die Empfindlichkeit und die Zeitabläufe der Relais müssen dieser Begrenzung Rechnung tragen.

Stellen Sie sich einen nahen Dreiphasenfehler an einer Sammelleitung vor. Der Wechselrichter kann die Leistung nahe einer moderaten Marge über dem Nennstrom halten, während er der Aufrechterhaltung der Klemmenspannung oder der Steuerung der Stromrichtung Vorrang einräumt, sodass ein Überstromrelais eine viel geringere Trennung zwischen Last und Fehlerstelle feststellt, als man es von einer rotierenden Quelle erwarten würde. Distanzelemente können zudem die Scheinimpedanz falsch interpretieren, wenn der Quellenwinkel während des Ereignisses streng geregelt bleibt. Der Spannungsabfall kann über die Phasen hinweg ungleichmäßig sein, was Elemente für die negative Sequenz erschwert. Das lässt sich nicht allein durch eine niedrigere Ansprechschwelle lösen. Sie benötigen ein Quellenmodell, das Strombegrenzung, Steuerungspriorität und Wiederherstellungssequenz berücksichtigt.

Die Frequenzunterstützung ergibt sich aus den Droop-Einstellungen und der virtuellen Trägheit

Netzbildende Wechselrichter unterstützen die Frequenz durch Wirkleistungsregelung, Droop-Reaktion und Funktionen zur Simulation der Trägheit. Die simulierte Trägheit wird durch gemessene Frequenz- oder Änderungsratensignale erzeugt, die eine kurzzeitige Leistungsänderung aus gespeicherter Energie oder aus der gedrosselten Leistungsreserve anweisen. Diese Reaktion ist schnell und programmierbar. Sie hängt jedoch weiterhin von der Regelabstimmung, der Energiereserve und den Betriebsgrenzen der Anlage ab.

Betrachten Sie ein isoliertes microgrid , das mit einem plötzlichen Motorstart konfrontiert ist. Die Frequenz beginnt zu fallen, der Regler erkennt diese Veränderung, und der Wechselrichter speist entsprechend seinen Droop- und Trägheitseinstellungen zusätzliche Wirkleistung ein, während er die Spannungsreferenz für den Rest des Busses aufrechterhält. Bei guter Leistung bleibt der Frequenz-Tiefpunkt über den Lastabwurfschwellen. Eine schlechte Abstimmung führt zu Überschwingen, Schwingungen oder verzögerter Erholung. Ingenieur:innen die tatsächlichen Reglereinstellungen, da Unterfrequenzrelais auf eine geformte Regelantwort reagieren und nicht auf die physikalische Trägheit einer Turbinenwelle.

Die Relaiskoordination muss in allen Regelungsmodi mit den Grenzen des Umrichters übereinstimmen

Die Relaiskoordination muss die Betriebsart des Umrichters widerspiegeln, da sich das Verhalten der Quelle bei einem Wechsel der Regelungsart ändert. Die Stromobergrenze, die Sequenzstromunterstützung und die Spannungswiederherstellung können sich im netzfolgenden und im netzbildenden Betrieb unterscheiden. Ein Relais, das nur für eine Betriebsart eingestellt ist, bleibt nach einem Betriebsartwechsel nicht mehr gut koordiniert. Sie sollten sich mit derselben Moduslogik befassen, die auch der Anlagenregler verwendet.

Nach einem Inselbetrieb-Befehl oder einem Leistungsschalterereignis kann ein Batterie-Wechselrichter im Netzfolge-Modus eine bestimmte Fehlerreaktion und im Netzbildungs-Modus eine andere ausgeben. Die Schutzlogik für Abzweige, Sammelschienen sowie die Umschalt-Auslöselogik erfordern, dass diese Moduswechsel im Berechnungssatz berücksichtigt werden. Konzentrieren Sie sich zunächst auf diese Überprüfungen.

• Überprüfen Sie die aktuelle Obergrenze und wie lange sie gilt.
• Überprüfen Sie die genaue Logik, die zwischen den Steuerungsmodi umschaltet.
• Überprüfen Sie die Unterstützung der negativen Sequenz bei asymmetrischen Fehlern.
• Überprüfen Sie die Durchfahrtslogik im Hinblick auf die Auslösezeit des Relais.
• Prüfen Sie netzgebundene Fälle getrennt von Inselbetriebsfällen.

Hardware Tests Risiken bei der Netzsteuerung Tests

Tests Regelungsprobleme Tests , die bei stationären Untersuchungen übersehen werden. Sie ermöglichen es, den tatsächlichen Regler mit einem simulierten instabilen Netz, simulierten Störungen, Schaltvorgängen und Inselbetriebsereignissen zu testen. Diese Regelungskonfiguration zeigt, wie Wechselrichter und Schutzvorrichtungen zeitlich zusammenwirken. So lassen sich instabile Betriebszustände, mangelhafte Fehlerbehebung und PLL-Ausfälle bereits vor der Inbetriebnahme vor Ort erkennen.

Die Zahl der neu installierten Großspeicheranlagen erreichte 42 GW, sodass diese Tests nun zum Routinebetrieb der Energieversorger gehören und nicht mehr nur in einem begrenzten Pilotversuch stattfinden. Ein Test zur Einspeisung in ein schwaches Netz, der auf einer OPAL-RT-Plattform durchgeführt wird, kann eine Störungs-, Wiedereinschalt- und Inselbetriebssequenz gegen die tatsächliche Anlagensteuerung simulieren, während Relais und Leistungsschalterlogik im Regelkreis verbleiben. Diese Konfiguration deckt Stromsättigung, instabile Spannungswiederherstellung oder fehlerhafte Abläufe zwischen Anlagensteuerung und Schutzsystem auf. Diese Sicherheit erhält man nicht software durch software . Man erhält sie, indem man beobachtet, wie die Steuerung auf genau die Störungen reagiert, denen das Relais ausgesetzt sein wird.

„Guter Schutz beginnt mit einem realistischen Referenzmodell und einer konsequenten Überprüfung des Verhaltens jedes einzelnen Geräts unter Belastung.“

Synchronkondensatoren übernehmen nach wie vor Aufgaben, die netzbildende Wechselrichter nicht erfüllen können

Netzformende Wechselrichter ersetzen Synchrondrosseln nicht in jedem Fall. Eine Synchrondrossel bietet nach wie vor physikalische Trägheit, hohe Fehlerströme und kurzzeitige Überlastfähigkeit, die Umrichter in der Regel nicht bieten können. Die Netzformungsregelung deckt die Spannungs- und Frequenzunterstützung mit hoher Präzision ab, beseitigt jedoch nicht jedes Problem hinsichtlich der Netzfestigkeit. Ingenieur:innen an schwachen Netzknoten mit hybriden Quellenkonfigurationen rechnen.

Betrachten wir eine Wind- und Speicheranlage, die an einen schwachen Übertragungsknoten angeschlossen ist. Der Wechselrichter kann Spannung und Frequenz zur Anlagensteuerung stabilisieren, während der Kondensator das Fehlerstromniveau erhöht und die Netzsteifigkeit für den Schutz und die Fehlerbehebung verbessert. Genau dieses gemischte Erzeugerbild sieht Ihr Relais, und genau dieses Bild muss Ihre Studie widerspiegeln. Teams, die OPAL-RT einsetzen, testen den Hybridfall oft genau aus diesem Grund. Ein guter Schutz beginnt mit einem realistischen Erzeugermodell und einer konsequenten Überprüfung des Verhaltens jedes einzelnen Geräts unter Belastung.