Wichtigste Erkenntnisse

• Die subsynchrone Resonanz ist ein Dämpfungsproblem, das erst dann deutlich wird, wenn elektrische, mechanische und Regelkreise als ein System betrachtet werden.
• Sowohl die Serienkompensation als auch die Umrichtersteuerung können Energie in einen subsynchronen Betrieb einspeisen; daher muss die Ursache der Schwingung ermittelt werden, bevor Maßnahmen zu deren Unterdrückung ausgewählt werden.
• Zeitbereichsmodelle mit den richtigen Angaben zu Regelung, Netzwerk und Welle liefern Ihnen handfeste Erkenntnisse, auf deren Grundlage Sie handeln können, während stationäre Analysen Ihnen lediglich Aufschluss darüber geben, wo Sie als Nächstes nachsehen sollten.

Auf subsynchrone Resonanz in Netzen mit hohem Umrichteranteil kann man sich nur verlassen, wenn man sie im Rahmen einer detaillierten Zeitbereichssimulation untersucht.

Die Zusammensetzung des Netzes umfasst mittlerweile weitaus mehr leistungselektronische Quellen, als ältere Simulationsmethoden angenommen haben. Der Zubau an erneuerbaren Energien erreichte im Jahr 2023 fast 510 GW, wobei die Photovoltaik etwa 75 % dieses Wachstums ausmachte. Diese Verschiebung ist von Bedeutung, da nun Regelungsvorgänge, Netzresonanz und Wellenmechanik im selben Untersuchungsraum zusammengeführt werden können. Wenn man sich auf Momentaufnahmen im stationären Zustand stützt, erkennt man nicht den Regelkreis, der eine leichte Störung in wiederholte Strom- und Drehmomentbelastungen umwandelt.

Die subsynchrone Resonanz beginnt mit einem Energieaustausch unterhalb der Synchronfrequenz

Unter-synchrone Resonanz ist ein anhaltender Energieaustausch unterhalb der Netzgrundfrequenz, der in der Regel zwischen dem Netz und einer mechanischen Welle oder einem Regelkreis eines Umrichters stattfindet. Das Signal liegt unterhalb von 50 oder 60 Hz. Ein Risiko entsteht, wenn die Dämpfung so gering ist, dass jeder Zyklus den nächsten antreibt; daher sollte man eher auf eine Zunahme achten als nur auf eine niederfrequente Komponente.

Ein praktisches Beispiel verdeutlicht diesen Sachverhalt. In einem 60-Hz-System kann es nach dem Abklingen eines Fehlers in einer reihengleichgesetzten Leitung zu einer elektrischen Schwingung im Bereich von 25 Hz kommen. Strom mit dieser Frequenz kann durch die Generatorwelle oder die Steuerung einer Windkraftanlage fließen und mit mehr Energie zurückkehren, als er verloren hat. Die Oszillografie zeigt dann eine ansteigende Hüllkurve bei Strom, elektrischem Drehmoment oder Wellendrehmoment, selbst nachdem das auslösende Ereignis bereits beendet ist.

Diese Unterscheidung ist wichtig, da viele Untersuchungen bereits enden, sobald eine Resonanzfrequenz festgestellt wurde. Die Frequenz allein ist kein Beweis für eine schädliche Schwingungsform. Eine stabile 25-Hz-Komponente, die schnell abklingt, stellt ein anderes Problem dar als eine 25-Hz-Schwingungsform, die über mehrere Sekunden hinweg an Amplitude zunimmt.

„In fundierten Studien wird die subsynchrone Resonanz als Problem des geschlossenen Regelkreises behandelt, bei dem Quelle, Übertragungsweg, Phase und Dämpfung berücksichtigt werden.“

Eine Serienkompensation kann elektrische Resonanz mit dem Drehmoment der Welle koppeln

Durch die Serienkompensation verschiebt sich die elektrische Eigenfrequenz der Leitung nach unten, wodurch sie in die Nähe eines Torsionsmoden der Welle eines Turbinengenerators rücken kann. Sobald diese Frequenzen übereinstimmen, kann das Netz in jedem Zyklus Energie mit der Welle austauschen. Die Drehmomentumkehren steigen dann schneller an, als die Stromkurven allein vermuten lassen. Die Torsionswechselwirkung wird erst sichtbar, wenn die elektrischen und mechanischen Zustände gleichzeitig berechnet werden.

Betrachten wir einen langen Übertragungskorridor mit einer Serienkompensation von 40 % in einem 60-Hz-System. Der Kondensator und die Leitungsinduktivität können eine elektrische Resonanz bei etwa 30 Hz hervorrufen. Eine nahegelegene Dampfkraftanlage könnte über die Turbinenabschnitte hinweg einen Wellmodenbereich von etwa 28 bis 32 Hz aufweisen. Ein Fehler, ein Leitungsschalter oder eine Leistungsumschaltung kann dann beide Seiten gleichzeitig anregen, und auf die Welle wirkt ein wechselndes Drehmoment ein, das noch lange nach dem scheinbaren Wiederherstellen der Spannung anhält.

Bei einem vereinfachten Generatormodell kann dies übersehen werden. Eine einzelne konzentrierte Trägheit zeigt zwar die Rotordrehzahländerung an, gibt jedoch keinen Aufschluss darüber, welcher Wellenabschnitt die Belastung aufnimmt. Die Energieversorger haben dies bei klassischen SSR-Ereignissen gelernt, und diese Erkenntnis gilt nach wie vor für Netze mit hohem Umrichteranteil. Serienkondensatoren sind für sich genommen nicht das Problem. Schwierigkeiten treten erst auf, wenn Kompensation, Arbeitspunkt und ein schwach gedämpfter Schwingungsmodus dasselbe Frequenzband belegen.

Umrichtersteuerungen können in Windkraftanlagen subsynchrone Schwingungen verursachen

Windkraftanlagen können subsynchrone Schwingungen erzeugen, wenn die Steuerung der Umrichter mit schwachen Netzen, Serienkompensationen oder benachbarten Regelungssystemen in Wechselwirkung tritt. Der Mechanismus liegt eher in der Software und der Leistungselektronik als allein in der Turbinenwelle. Phasenregelkreise, Stromregler, äußere Leistungsregelkreise und Gleichstromzwischenkreissteuerungen können alle zur Dämpfung beitragen oder diese verringern. Dies wird oft als subsynchrone Regelungsinteraktion bezeichnet, wenn der Regler die Hauptenergiequelle ist.

Texas verfügte Ende 2023 über eine installierte Windkraftleistung von 42.640 MW. Diese Größenordnung erklärt, warum eine über einen serienkompensierten Korridor angeschlossene Windkraftanlage mehr als nur eine einfache Lastflussprüfung erfordert. Ein häufiger Fall ist eine Anlage mit doppelt gespeisten Asynchrongeneratoren, deren rotorseitiger Umrichter in der Nähe der Netzresonanz stark reagiert. Ein weiterer Fall tritt in einer Vollumrichteranlage auf, wenn eine eng geregelte Phasenregelschleife auf eine Schwachstelle der Netzanbindung trifft.

Das sichtbare Symptom ist häufig eher eine Strom- oder Leistungsschwankung als eine offensichtliche mechanische Störung. Steuerungen auf Anlagenebene können die Ursache zudem verschleiern, da die Turbinen sich ein Sammelsystem und eine Anlagensteuerung teilen. Wenn Sie nur einen Wechselrichter anhand eines idealen Sammelstroms überprüfen, übersehen Sie die Sammelimpedanz, die Kabelkapazität und die Wechselwirkungen zwischen den Einheiten über die Steuerung hinweg. Bei netzseitig stark mit Umrichtern belasteten Netzen ist eine Modellierung auf Anlagenebene erforderlich, bevor Sie dem Dämpfungszeichen vertrauen können.

In Steady-State-Untersuchungen werden die entscheidenden Rückkopplungskreisläufe außer Acht gelassen

In stationären Untersuchungen werden subsynchrone Probleme übersehen, da sie Betriebspunkte und nicht den dynamischen Energieaustausch betrachten. Lastflussberechnungen, Kurzschlussprüfungen und grundlegende Spannungsüberprüfungen sind zwar nach wie vor nützlich, können jedoch einen sich verstärkenden 20- bis 40-Hz-Modus nicht aufzeigen. Regelzustände, die Auslösung von Begrenzern und Phasenverzögerungen liegen außerhalb ihres Anwendungsbereichs. Aus einer Momentaufnahme lässt sich keine Dämpfung ableiten.

Nach einem Spannungseinbruch tritt häufig eine Störung auf. Der Betriebspunkt nach der Störung erscheint akzeptabel, die Netzbelastung liegt innerhalb der Grenzwerte und der Kondensatorbetrieb scheint normal zu sein. Der Umrichter kann jedoch eine Strombegrenzung durchlaufen, die Regelpriorität verschieben und bei subsynchroner Frequenz mit einer anderen effektiven Impedanz zurückkehren. Diese Abfolge entscheidet über die Stabilität und existiert nur zeitlich.

Eine Schutzvorrichtung schafft einen weiteren blinden Fleck. Eine Brechstange, eine Bypass-Lücke, ein Schutzrelais oder eine Kondensator-Schutzlogik können die Netzstruktur während des untersuchten Ereignisses verändern. Diese Maßnahmen beeinflussen Frequenz, Dämpfung und Strompfad genau in dem Moment, in dem sich der Schwingungsmodus bildet. Screening-Untersuchungen eignen sich gut, um den Untersuchungsbereich einzugrenzen. Sie können jedoch nicht klären, ob die Schwingung abklingt, anhält oder zunimmt.

Bei der Zeitbereichssimulation muss der gesamte Regelkreis berücksichtigt werden

Bei einer Zeitbereichssimulation wird die subsynchrone Resonanz nur dann erfasst, wenn der gesamte Regelkreis – von der Störung bis zur Reaktion und wieder zurück – abgebildet wird. Das bedeutet, dass Netzimpedanz, Regelung, Schutzmaßnahmen und alle relevanten Wellendynamiken im jeweiligen Simulationszeitschritt zusammenwirken müssen. Der Zeitpunkt des Ereignisses ist entscheidend, da bereits Millisekunden die Phase verändern können. Ein Modell, bei dem ein aktiver Teil des Regelkreises ausgelassen wird, kann zwar die richtige Frequenz, aber eine falsche Dämpfung liefern.

Ein sinnvoller Untersuchungsablauf beginnt mit einem plausiblen Betriebspunkt, woraufhin ein bestimmtes Ereignis wie die Fehlerbeseitigung, die Netzanbindung oder ein Leistungsreferenzschritt simuliert wird. Anschließend werden Strom, elektrisches Drehmoment, Wellendrehmoment, Steuerausgänge und Sammelschienenspannung über mehrere Sekunden nach dem Ereignis erfasst. SPS SOFTWARE passt sich diesem Arbeitsablauf an, wenn Sie transparente Modelle benötigen, die überprüft und angepasst werden können, anstatt als geschlossene Blöcke behandelt zu werden. Diese Transparenz ist entscheidend, wenn Sie erklären möchten, warum ein Betriebsmodus zunimmt.

Eine gute Umsetzung bedeutet nicht, dass überall übermäßig viele Details vorhanden sein müssen. Es bedeutet vielmehr, dass die Details zur aktuellen Physik des zu Tests Regelkreises passen. Geht es um das Drehmoment der Welle, sind Details zur Welle erforderlich. Geht es um das Zusammenspiel der Wandlerregelung, sollten das Timing des Reglers und der Frequenzgang des Netzwerks Vorrang haben. Diese Disziplin macht die Simulation zu einem Beleg statt zu einer Animation.

Die Modelldetails bestimmen, ob eine subsynchrone Regelungsinteraktion auftritt

Eine subsynchrone Regelungswechselwirkung tritt nur dann auf, wenn das Modell die Regelungsdynamik beibehält, die die subsynchrone Impedanz bestimmt. Durch „Average“-Blöcke mit idealen Messwerten können das Verzögerungs-, Filter- und Begrenzungsverhalten, das die Instabilität verursacht, aufgehoben werden. Dasselbe gilt für zu vereinfachte Netzwerkkäquivalente. Bei der Modelldetaillierung geht es nicht darum, alles groß darzustellen, sondern darum, die Details beizubehalten, die Phase und Dämpfung bei den relevanten Frequenzen bestimmen.

Ein Netzäquivalent hinter dem Netzanschlusspunkt kann für die Überprüfung nützlich sein, birgt jedoch Risiken, wenn es Resonanzpole benachbarter Leitungen oder Sammelleitungen verdeckt. Ein Phasenregelkreis-Modell ohne Messfilter kann ruhiger erscheinen als der implementierte Regler. Ein Turbinenmodell mit einer Masse kann zudem die Torsionsaufspaltung unterdrücken, die von Bedeutung ist, wenn die elektrische Resonanz zwischen den Wellenschwingungsmoden liegt. Jede Vereinfachung beseitigt einen möglichen Rückkopplungspfad.

Man braucht nicht für jede Untersuchung eine Schaltung auf Transistorebene, und man muss auch nicht jede Windkraftanlage bis ins kleinste Detail modellieren. Man benötigt jedoch die implementierte Regelungsstruktur, realistische Verzögerungen, die Impedanz des Kollektorsystems und eine ausreichende mechanische Auflösung, um den Spannungspfad aufzudecken. Wenn Ihre Ergebnisse nach kleinen Parameterkorrekturen zwischen stabil und instabil schwanken, bedeutet das nicht, dass die Simulation fehlgeschlagen ist. Es bedeutet, dass das System empfindlich ist und Ihre Sicherheitsmarge gering ist.

Die Erkennung hängt von der Entwicklung der Betriebsmodi in Bezug auf Strom, Drehzahl und Drehmoment ab

Um eine subsynchrone Resonanz zu erkennen, muss überprüft werden, wie sich ein Schwingungsmodus nach einer plausiblen Störung in den elektrischen und mechanischen Signalen ausbreitet. Eine einzelne Messkurve reicht dafür nicht aus. Der Strom kann moderat erscheinen, während das Wellendrehmoment stark ansteigt, und die Anlagenleistung kann schwanken, während einzelne Regelgrößen in Sättigung geraten. Ein verlässliches Ergebnis erhalten Sie nur, wenn die Signale als eine gekoppelte Reaktion betrachtet werden.

• Erfassen Sie nach jeder Störung die Stromspektren der Fahrleitung unterhalb der Grundfrequenz.
• Messen Sie das Drehmoment der Welle oder eine gleichwertige mechanische Belastung an Stellen, an denen rotierende Maschinen vorhanden sind.
• Erfassen Sie interne Zustände des Wandlers wie Phasenwinkel, Stromreferenzwerte und den Status des Begrenzers.
• Vergleichen Sie die Dämpfung an mehreren Betriebspunkten statt nur bei einem Lastauslastungsgrad.
• Prüfen Sie, ob die Schwingung auch dann noch anhält, wenn das auslösende Ereignis vollständig beseitigt ist.

Ein nützliches Diagnosemuster ist ein ansteigender subsynchroner Strom, eine verzögerte Änderung des Regelausgangs und ein damit einhergehender Anstieg der Drehmomentwelligkeit oder der Leistungsschwingung. Ein weiteres Muster zeigt einen stabilen Strom an einem Einsatzpunkt und einen instabilen Anstieg bei einem höheren Übertragungsgrad, was darauf hindeutet, dass der Betriebsbereich ebenso wichtig ist wie die Topologie. Außerdem sollten Sie die erzwungene Antwort vom Anstieg im Eigenmodus unterscheiden. Eine erzwungene Schwingung folgt einer externen Quelle, während sich die subsynchrone Resonanz auch nach Ende des Auslösers selbst weiter anregt.

„Diese Art von Risiko lässt sich nicht mit statischen Untersuchungen und pauschalen Annahmen bewältigen, da der Schadensmechanismus in der zeitlichen Abfolge, der Kopplung und der Dämpfung liegt.“

Maßnahmen zur Dämpfung müssen auf den Regelkreis abzielen, der die Schwingung aufrechterhält

Abhilfemaßnahmen sind wirksam, wenn sie gezielt auf den spezifischen Regelkreis abzielen, der den subsynchronen Betrieb mit Energie versorgt. Das kann bedeuten, die elektrische Resonanz zu verschieben, eine Dämpfung im Regler einzubauen, einen Betriebsbereich zu sperren oder die Schutzzeitabläufe anzupassen. Pauschale Abhilfemaßnahmen sind Zeitverschwendung, da das sichtbare Symptom oft weit von der eigentlichen Ursache entfernt ist. Ein Drehmomentproblem kann in einem Umrichterregelkreis entstehen, und ein Stromproblem kann in der Netzkompensation ihren Ursprung haben.

Eine Leitungsanalyse könnte zeigen, dass eine Reduzierung der Serienkompensation die elektrische Resonanz von einem Wellenmoden weg verschiebt und die Torsionsspannung beendet. Eine Windkraftanlagenanalyse kann zeigen, dass eine Neujustierung eines Phasenregelkreises oder eines Stromreglers eine ausreichende Dämpfung bewirkt, um eine 25-Hz-Schwingung zu stoppen, ohne den Einsatzplan zu ändern. In einem anderen Fall kann eine zusätzliche Dämpfungsfunktion erforderlich sein, da die Anlage ihren Kompensationsgrad und ihren Betriebsbereich beibehalten muss. Jede Korrektur ergibt sich aus dem in der Simulation identifizierten Regelkreis und nicht aus einer Standard-Checkliste.

Durch eine fundierte Modellierung wird die subsynchrone Resonanz von einer Überraschung zu einem lösbaren technischen Problem. SPS SOFTWARE ist ein wichtiger Bestandteil dieses Prozesses, wenn Sie bearbeitbare Zeitbereichsmodelle benötigen, die zeigen, wie sich der Regelkreis verhält, bevor die Anlage die „Lektion“ verinnerlicht. Diese Einschätzung gilt gleichermaßen für Studien von Energieversorgern, Forschungsarbeiten und Lehrlabore, denn die physikalischen Zusammenhänge vereinfachen sich nicht einfach aus Bequemlichkeitsgründen.

Dieser Leitfaden beschreibt sechs Simulationsprüfungen, mit denen Ingenieure vor Tests die Regelstabilität, das Anlaufverhalten und die Oberschwingungsverzerrung von Blindleistungskompensationsstufen überprüfen können.