Wichtigste Erkenntnisse

• Die Dimensionierung des STATCOM ist nur dann genau, wenn der Sollwert an eine Störung und eine Anforderung zur Spannungswiederherstellung gekoppelt ist.
• Studien zu schwachen Netzen sollten sich auf die Kurzschlussfestigkeit, die Regelgrenzen und die Wiederherstellung nach einem Fehler konzentrieren, anstatt sich allein auf den stationären MVAr-Zustand zu beschränken.
• Transparente FACTS-Modelle bieten Ihnen einen nachvollziehbaren Weg von den anfänglichen Vergütungsschätzungen bis hin zu den endgültigen Reglereinstellungen.

Die Dimensionierung der Blindleistungskompensation sollte sich nach der Störlast richten und nicht nur nach den MVAr im stationären Zustand.

Steady-State-Untersuchungen geben Aufschluss darüber, wie viel Blindleistungsunterstützung ein Sammelschienensystem an einem bestimmten Betriebspunkt benötigt, sagen jedoch nichts darüber aus, ob das Gerät die Spannung während eines Fehlers, einer Anlagenrampe oder einer Regelungsinteraktion aufrechterhalten kann. Diese Lücke gewinnt nun zunehmend an Bedeutung, da die neu installierte Leistung aus erneuerbaren Energien im Jahr 2023 fast 510 GW erreichte, wobei die Photovoltaik den größten Anteil am Anstieg hatte. Mehr umrichterbasierte Netzanschlüsse bedeuten mehr Standorte, an denen die Spannungsunterstützung im laufenden Betrieb überprüft werden muss und nicht nur als einmalige Momentaufnahme.

„Eine gute STATCOM-Studie geht von der Störung aus, die das Netz Ihrer Erwartung nach überstehen soll, und leitet daraus den erforderlichen Strom, die Regelgrenzen und das Wiederherstellungsziel ab.“

Dieser Ansatz liefert Ihnen eine Kompensationsbewertung, die sich am Spannungsverhalten, der Durchfahrtsfähigkeit bei Störungen und den Wechselwirkungen mit der Anlagensteuerung orientiert. Außerdem erhalten Sie damit ein Modell, auf das Sie sich verlassen können, wenn das Netz geschwächt ist und die Fehlertoleranz gering ist.

FACTS-Anlagen unterstützen die Spannungsregelung in stark belasteten Netzen

FACTS-Geräte werden eingesetzt, um die Spannung, den Blindleistungsfluss und die Übertragungskapazität zu regeln, wenn das Netz die Spannung nicht aus eigener Kraft auf einem akzeptablen Niveau halten kann. Ein STATCOM gehört zu dieser Gruppe und wird häufig gewählt, wenn das Netz schwach ist, die Spannungsschwankungen stark sind oder die Regelung auch während einer Störung wirksam bleiben muss.

Ein langes Sammelschienensystem, das ein entfernt gelegenes Umspannwerk speist, ist ein anschauliches Beispiel dafür. Die Sammelschiene kann bei normaler Leistung innerhalb bestimmter Grenzen bleiben, dann aber stark abfallen, wenn ein Fehler in der Nähe behoben wird oder wenn ein großer Motor anläuft. Ein fester Kondensator liefert nur eine feste Menge an Blindleistung, und ein Laststufenschalter reagiert zu langsam. Eine geregelte Nebenschlussvorrichtung kann hingegen in dem Zeitrahmen reagieren, in dem das Spannungsproblem auftritt.

Sie sollten die Geräteklasse in erster Linie als Regelungsfunktion und erst in zweiter Linie als MVAr-Typenschild betrachten. Durch diese Herangehensweise behalten Sie den eigentlichen Grund für die Installation der Anlage im Blick. Wenn das Problem vor Ort in der Spannungswiederherstellung nach einem Fehler besteht, ist der aussagekräftige Vergleich die Reaktionsqualität unter Last – und nicht nur der Blindleistungsbedarf im stationären Zustand bei Nennspannung.

Die Dimensionierung von STATCOM beginnt mit dem Sollwert für die Spannungsregelung

Die Dimensionierung eines STATCOM sollte auf der Grundlage einer Zielspannung erfolgen, die an ein bestimmtes Betriebsereignis gekoppelt ist. Sie müssen den Sammelschienenstromkreis, die zulässige Mindestspannung, die Dauer des Spannungsabfalls und die Wiederherstellungszeit festlegen. Diese Werte wandeln eine vage Blindleistungsanforderung in ein Strom- und Regelungsproblem um, das Sie tatsächlich testen können.

Ein Netzanschlusspunkt bei 132 kV veranschaulicht diese Vorgehensweise gut. Wenn Ihre Anlage den Sammelschienenspannungswert während der Wiederherstellung nach einem Dreiphasenfehler über 0,92 pu halten und innerhalb weniger hundert Millisekunden wieder auf 0,98 pu zurückkehren muss, muss die Nennleistung des STATCOM diesen Pfad unterstützen. Ein Lastflussergebnis, das besagt, dass die Sammelschiene unter Nennbedingungen 35 MVAr benötigt, entspricht diesem Betriebsziel nicht.

Außerdem müssen Sie festlegen, was geschützt werden soll. Bei manchen Projekten steht der Spannungsbereich gemäß Netzkodex im Mittelpunkt. Bei anderen sind die Leistung des Zuleitungsmotors, die Stabilität des Umrichters oder die Sicherheitsmargen der Anlagensteuerung ausschlaggebend. Sobald das Ziel klar definiert ist, lässt sich die Auslegungsstudie systematisch durchführen. Ohne dieses Ziel spiegelt die gewählte Dimension eher praktische Erwägungen wider als das Systemverhalten.

Eine geringe Netzfestigkeit bestimmt den nutzbaren MVAr-Bereich

Die Netzfestigkeit bestimmt, welchen Nutzen jede zusätzliche MVAr tatsächlich bringt. Ein schwaches Netz zeigt bereits bei einer geringen Stromeinspeisung große Spannungsschwankungen, offenbart jedoch auch Regelungswechselwirkungen, Stromsättigung und eine schlechte Erholung, wenn das Gerät unterdimensioniert ist. Die sinnvolle Dimensionierung ergibt sich aus dem Kurzschlusspegel des Systems und nicht nur aus dem Blindleistungsbedarf.

Anschlüsse, die auf einer stark wechselrichterbasierten Stromerzeugung beruhen, tragen dazu bei, dass dies immer häufiger vorkommt. Solarenergie und Batteriespeicher machen 81 % der für 2024 erwarteten neuen Erzeugungskapazitäten im Großkraftwerksbereich in den USA aus. Ein Standort mit geringer Kurzschlussstromstärke und einer langen Einspeiseleitung benötigt häufig einen STATCOM, der für den Fehlerausgleichsstrom ausgelegt ist, auch wenn der normale Blindleistungsbedarf gering erscheint.

Ein an einen abgelegenen Bus angeschlossenes Wind- oder Solarkraftwerk kann diese Falle veranschaulichen. Der Bus lässt sich bei normaler Einspeisung zwar gut auf 20 MVAr regeln, benötigt jedoch nach Beseitigung eines Fehlers und der Resynchronisierung der Umrichtersteuerungen eine geregelte Strommunterstützung im Umfang von 60 MVAr. Aus diesem Grund sollte bei Untersuchungen zu schwachen Netzen die Kurzschlussfestigkeit als Hauptkriterium für die Dimensionierung herangezogen und der Bereich anschließend anhand von Betriebsfällen verfeinert werden.

Die Regelgrenzen bestimmen das dynamische Ansprechverhalten des STATCOM

Das dynamische Ansprechverhalten des STATCOM wird durch Strombegrenzungen, Regelverstärkungen, die Filterung der Spannungsmesswerte und Schutzschwellenwerte bestimmt. Diese Faktoren entscheiden darüber, wie viel Blindstrom bei einer Spannungseinbruchsphase tatsächlich zur Verfügung steht und wie reibungslos das Gerät nach dem Vorfall wieder in den Normalbetrieb zurückkehrt. Die auf dem Typenschild angegebene MVAr-Leistung allein gibt keinen Aufschluss über dieses Verhalten.

Ein praktisches Beispiel ist ein Regler, der auf eine sehr strenge Spannungsregelung an einem Bus mit verrauschten Messwerten abgestimmt ist. Ist der Filter zu schwach, kann der Umrichter kleinen Spannungsschwankungen nachlaufen und seine Stromobergrenze erreichen, bevor das schwerwiegende Ereignis eintritt. Ist der Filter zu stark, erfolgt die Reaktion zu spät, und die Spannung am Bus fällt stärker ab als erwartet. Beide Fälle können bei gleicher MVAr-Nennleistung auftreten.

Sie sollten außerdem die Regelpriorität bei Stromsättigung überprüfen. Bei einigen Modellen hat der Blindstrom Vorrang, während bei anderen der Strom zwischen Wirk- und Blindkomponenten aufgeteilt wird. Diese Wahl ist bei Netzanschlüssen von erneuerbaren Energien von Bedeutung, bei denen auch Regelungen auf Anlagenebene zum Einsatz kommen. Eine aussagekräftige Studie erfasst die Stromobergrenze, die Grenzwerte des Spannungsreglers und die Wiederherstellungslogik, sodass Sie erkennen können, wie sich der Umrichter tatsächlich verhält.

Die Simulation sollte die gesamte Störungssequenz nachbilden.

Eine Simulation der Blindleistungskompensation sollte den gesamten Ablauf von den Zuständen vor der Störung bis zur Wiederherstellung nach der Störung nachbilden. Ein aussagekräftiges Modell umfasst das Netz, die Gerätesteuerungen, die Anlagensteuerungen sowie die Schaltvorgänge, die im Zusammenhang mit der Störung stattfinden. Fehlt ein Bestandteil, wird das Spannungsergebnis sauberer aussehen, als es die Situation vor Ort tatsächlich ist.

Ein Fehler in einer nahegelegenen Leitung ist ein einfaches Beispiel. Die Busspannung fällt ab, der STATCOM speist Blindstrom ein, Leistungsschalter schalten den Fehler ab, die Umrichter der Anlage erholen sich, und Stufenschalter oder Kondensatorstufen reagieren später. Mit einem in SPS SOFTWARE erstellten Modell können Sie jeden Regler untersuchen und diesen Ablauf anhand transparenter Parameter testen, anstatt das Verhalten in einer Blackbox zu verbergen.

• Betriebspunkt vor dem Fehler bei der untersuchten Export- bzw. Importmenge
• Fehlertyp, Dauer und Auslösereihenfolge an den entsprechenden Sammelschienen
• Strombegrenzungen und Schutzschwellenwerte in den Gerätesteuerungen
• Anlagen- oder Zuführungssteuerungen, die während der Wiederherstellung reagieren
• Kriterien für die Spannungswiederherstellung nach einem Fehler, die den Projektanforderungen entsprechen

Wenn man den Ablauf nicht nachstellen kann, kann man der Bewertung nicht trauen. Die häufigsten Dimensionierungsfehler treten erst auf, nachdem die Störung behoben ist – wenn Geräte an ihre Grenzen stoßen, Regelkreise zusammenwirken und die Spannungswiederherstellung länger dauert, als die Untersuchung im stationären Zustand vermuten ließ.

STATCOM im Vergleich zu SVC bei starken Spannungseinbrüchen

Der Hauptunterschied zwischen einem STATCOM und einem SVC besteht darin, wie gut die Blindleistungsunterstützung bei sinkender Spannung aufrechterhalten wird. Ein STATCOM arbeitet stromgesteuert und bietet daher bei niedriger Spannung eine stärkere Unterstützung. Ein SVC hängt stärker von der Netzspannung ab, sodass seine effektive Blindleistungsabgabe bei starken Spannungseinbrüchen stärker abfällt.

Ein Übertragungsbus, der starken Spannungseinbrüchen ausgesetzt ist, verdeutlicht diesen Kontrast besonders gut. Der SVC kann im Normalbetrieb und bei leichten Störungen gut regulieren, verliert jedoch an Leistungsfähigkeit, sobald die Spannung auf ein Niveau absinkt, bei dem Unterstützung am dringendsten benötigt wird. Der STATCOM bietet in der Regel eine bessere Unterstützung bei niedrigen Spannungen und eine sauberere Wiederherstellung, allerdings müssen seine Umrichtersteuerungen noch richtig abgestimmt und mit Strombegrenzungen versehen werden.

In Lastfluss-Momentaufnahmen wird die größte Ausgleichsleistung nicht berücksichtigt

Lastfluss-Momentaufnahmen lassen die kritischsten Ausgleichsaufgaben außer Acht, da sie einen eingependelten Betriebspunkt berechnen, nachdem die Transienten abgeklungen sind. Sie eignen sich für die erste Vorauswahl, die Platzierung von Sammelschienen und den normalen Betriebsbereich, zeigen jedoch keine Stromsättigung, Regelwechselwirkungen oder verzögerte Spannungswiederherstellung während einer Störung an.

Eine Sammelstation kann dies verdeutlichen. Im stationären Betrieb könnte bei Spitzenauslieferung ein Defizit von 25 MVAr auftreten, was auf eine moderate Nennleistung des Geräts hindeutet. Die Fehleranalyse kann zeigen, dass die Sammelschiene für einen kurzen Zeitraum eine Blindstromunterstützung im Umfang von 70 MVAr benötigt, um über der Auslöseschwelle der Anlage zu bleiben. Beide Ergebnisse sind zutreffend, beschreiben jedoch unterschiedliche Aufgaben.

„Sie sollten die Lastflussberechnung nutzen, um den Ausgangspunkt festzulegen, und dann anhand von Störungsanalysen die endgültige Dimensionierung bestimmen.“

Diese Reihenfolge verhindert einen häufigen Fehler: die Auswahl einer Kompensation anhand eines einwandfreien Bus-Spannungsberichts und die spätere Feststellung, dass das Gerät den Bus in der tatsächlich entscheidenden Situation nicht aufrechterhalten kann.

Transparente Steuerungsmodelle stärken das Vertrauen in die endgültigen Einstellungen

Transparente Regelungsmodelle stärken das Vertrauen, da man bereits vor der Festlegung der endgültigen Einstellungen erkennen kann, wie sich die Regelung verhalten wird. Diese Transparenz ist wichtiger als eine weitere Dezimalstelle im stationären Ergebnis. Die endgültige Abstimmung hängt von Filtern, Grenzwerten und der Rückstelllogik ab, die einer genauen Prüfung bedürfen und nicht auf Annahmen beruhen dürfen.

Eine Netzanschlussstudie durchläuft häufig mehrere Überarbeitungsphasen, da Fehlergrenzen, Einspeisegrenzen und Anlagensteuerungen aktualisiert werden. Mit offenen Modellen können Sie den Spannungsregler, die Stromobergrenze oder den Messfilter anpassen und die Auswirkungen überprüfen, ohne dabei den physikalischen Zusammenhang aus den Augen zu verlieren. Aus diesem Grund können Ingenieure, die mit SPS SOFTWARE arbeiten, die Kompensation im Hinblick auf das Störungsverhalten testen, anstatt sich auf eine einzelne Momentaufnahme des Lastflusses zu verlassen.

Sie werden bessere Einstellungen vornehmen, wenn das Modell Ihnen erklärt, warum sich die Spannung sauber erholt oder warum dies nicht der Fall ist. Eine auf diese Weise festgelegte Endleistung lässt sich bei der Entwurfsprüfung leichter begründen und dem nächsten Ingenieur, der die Studie übernimmt, leichter vermitteln. SPS SOFTWARE eignet sich gut für diesen abschließenden Schritt, da das Modell sichtbar und bearbeitbar bleibt und mit dem Systemverhalten verknüpft ist, das Sie zu steuern versuchen.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die harmonische Resonanz ist ein Problem der Netzimpedanz, daher geben Grenzwerte für Oberschwingungen auf Geräteebene allein niemals ausreichende Aufschlüsse.
• Frequenzscans ermitteln, an welchen Stellen das Netz empfindlich ist, und Zeitbereichsprüfungen zeigen, welche Schalt- oder Regelvorgänge diese Empfindlichkeit auslösen.
• Eine sorgfältige Modellausarbeitung an Schwachstellen trägt mehr zur Qualität der Studie bei als pauschale Annahmen für das gesamte Netz.

Untersuchungen zur Oberschwingungsresonanz zeigen Ihnen, an welchen Stellen ein Netz die Verzerrung verstärkt, bevor eine routinemäßige Erweiterung der Anlage eine kleine Oberschwingungsquelle zu einem schwerwiegenden Spannungsproblem macht.

Versorgungsunternehmen und Anlageningenieure bauen weiterhin auf umrichterbasierte Erzeugung, Antriebe und Blindleistungsunterstützung aus, da das Netz eine stabile Spannung und einen effizienten Leistungsfluss benötigt. Mit diesem Mix steigt das Resonanzrisiko, da jeder Filter, jedes Kabel, jeder Transformator und jeder Kondensator die Netzimpedanz verändert, die von Oberschwingungsströmen wahrgenommen wird. Die Zubauten an erneuerbaren Energien erreichten im Jahr 2023 fast 560 GW – ein Anstieg von 64 % gegenüber 2022 –, was verdeutlicht, wie schnell umrichterbasierte Anlagen in die Stromnetze integriert werden. Ein Untersuchungskonzept, das Frequenzscans mit Zeitbereichsprüfungen kombiniert, zeigt Ihnen die Resonanzpunkte auf, bevor die Isolation, der Schutz oder die Regelungsleistung der Anlagen beeinträchtigt wird.

Eine harmonische Resonanz tritt auf, wenn die Netzimpedanz einen starken Spitzenwert erreicht.

Eine harmonische Resonanz tritt auf, wenn induktive und kapazitive Elemente auf eine Frequenz abgestimmt sind, bei der die Netzwerkimpedanz stark ansteigt, sodass ein kleiner harmonischer Strom eine wesentlich größere Spannungsverzerrung verursacht. Das Problem äußert sich in einer Verstärkung bestimmter Frequenzen, und diese Unterscheidung ist bei der Risikobewertung von Bedeutung.

Eine 13,8-kV-Zuleitung mit einer Kondensatorbank, der Streureaktanz eines Transformators und mehreren langen Kabeln kann im Bereich der 5. oder 7. Oberschwingung in Resonanz treten. Ein relativ geringer Strom aus einem Frequenzumrichter oder einem Solarwechselrichter führt dann zu einer Verzerrung der Sammelschienenspannung, die im Verhältnis zur Quelle unverhältnismäßig erscheint. Betreiber machen oft allein das nächstgelegene Gerät dafür verantwortlich, obwohl der Großteil der Verstärkung durch die Netzimpedanz verursacht wird. Ihre Untersuchung muss sich auf die gesamte Netzstruktur und die Quelle, die diese in Schwingung versetzt, konzentrieren.

Dieser Fokus wird Sie davon abhalten, nach der falschen Lösung zu suchen. Der Austausch eines Wechselrichterreglers oder die Verschärfung eines Verzerrungsgrenzwerts löst keine Resonanz, die mit der Kapazität der Zuleitung und der Quellstärke zusammenhängt. Sie benötigen die Resonanzfrequenz, den Impedanzspitzenwert und die Stelle im Sammelschienensystem, an der die Reaktion am stärksten ist. Sobald diese bekannt sind, wird die Behebung des Problems zu einer technischen Aufgabe statt zu einem Versuch-und-Irrtum-Prozess.

Wechselrichter verschieben Resonanzpunkte durch die Steuerung der Filterauslegung

Wechselrichter verschieben Resonanzpunkte, da ihre Filter, Transformatoranschlüsse, Kabellängen und Regelkreise die frequenzabhängige Impedanz des Netzes verändern. Eine Sammelschiene, die vor einer Anlagenerweiterung unbedenklich erschien, gerät in Resonanz, sobald die hinzugefügten Anlagen diese Impedanzcharakteristik verändern – selbst wenn jeder Wechselrichter weiterhin seine individuellen Oberwellengrenzwerte einhält.

Solar-, Speicher- und Windenergie machten Ende 2023 95 % der 2.600 GW aus, die in den Netzanschlusswartelisten der Vereinigten Staaten standen. Diese Größenordnung ist von Bedeutung, da Projekte in der Warteschlange demselben Netz zusätzliche Umrichter, Sammelkabel und reaktive Geräte hinzufügen. Eine Anlagenerweiterung um 100 MW führt oft zu einer zusätzlichen Filterkapazität, die ausreicht, um eine bestehende Resonanz von einer Oberschwingungsordnung in eine andere zu verschieben. In Ihrer Studie sollten Sie jede Erweiterung um große Wechselrichter als Netzänderung betrachten und nicht als einfachen Austausch.

Die Steuerungen fügen eine weitere Ebene hinzu. Ein netzfolgender Wechselrichter mit einem LCL-Filter verhält sich anders als eine Anlage, die andere Dämpfungswerte oder eine andere Bandbreite des Phasenregelkreises verwendet. Zwei Anlagen, die auf der Grundlage ähnlicher Einliniendiagramme gebaut wurden, können sehr unterschiedliche Scan-Ergebnisse liefern, sobald diese Parameter berücksichtigt werden. Aus diesem Grund werden bei vereinfachten, generischen Wechselrichterblöcken häufig Frequenzen übersehen, die später während der Inbetriebnahme auftreten.

Kondensatorbänke können Verzerrungen bei bestimmten Frequenzen verstärken

Kondensatorbänke verstärken Verzerrungen, wenn sich ihre Reaktanz bei einer Frequenz nahe dem vorhandenen Oberschwingungsanteil mit der Induktivität des Systems überlagert. Die Kondensatorbank selbst ist zwar nicht die Ursache der Oberschwingungen, kann jedoch die Voraussetzungen schaffen, unter denen eine an sich tolerierbare Stromeinspeisung zu einer schädlichen Sammelschienenspannung, zu Fehlauslösungen von Relais oder zu einer wiederholten Belastung der Kondensatoren führt.

Eine 34,5-kV-Station mit geschalteten Kondensatorbänken kann sich vor und nach dem Schließen einer Bank sehr unterschiedlich verhalten. Die Sammelschienenspannung bleibt bei der Grundfrequenz möglicherweise innerhalb der Grenzwerte, während die 7. Oberschwingung nach dem Schaltvorgang stark ansteigt. Ingenieure beobachten manchmal dieses Verzerrungsereignis und gehen von einem Steuerungsfehler im nächstgelegenen Wechselrichter aus. Die plausiblere Erklärung ist jedoch häufig eine durch die Bank verursachte verschobene Parallelresonanz.

Aus diesem Grund reicht bei Kondensatorauslegungsstudien die Dimensionierung anhand von kvar nicht aus. Die Abstimmung der Drosseln, die Anordnung der Kondensatorbänke und die Schaltfolge beeinflussen allesamt, wo der Spitzenwert auftritt. Industrieanlagen mit Leistungsfaktorkorrektur stehen vor dem gleichen Problem wie Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien, insbesondere wenn bereits vorgelagert Hintergrundoberschwingungen vorhanden sind. Sie erzielen bessere Ergebnisse, wenn die Kondensatorplanung und die Oberschwingungsanalysen als eine Einheit und nicht als separate Prüfungen durchgeführt werden.

Frequenzmessungen zeigen, wo kleine Quellen große Spannungen erzeugen

„Ein Frequenzscan stellt die Systemimpedanz in Abhängigkeit von der Frequenz dar, und an den Spitzen lässt sich erkennen, wo bereits ein geringer Oberschwingungsstrom eine starke Spannungsantwort hervorruft.“

Dies ist der schnellste Weg, um vor der Inbetriebnahme Resonanzrisiken zu erkennen, da dabei sowohl die Resonanzfrequenz als auch der Sammelstromkreis angezeigt werden, an dem das Netz am anfälligsten ist.

Eine Studie zur Netzanbindung von Anlagen untersucht häufig den Bereich vom gemeinsamen Kopplungspunkt bis hin zu den Wechselrichteranschlüssen und Hilfsbusse. Ein Bus kann beispielsweise eine geringe Reaktion bei der 5. Oberschwingung zeigen, während ein Sammelbus eine steile Spitze nahe der 11. Oberschwingung aufweist. Dieser Kontrast gibt Aufschluss darüber, wo Filter platziert, Kondensatoreinstellungen angepasst oder detailliertere Modelldaten benötigt werden. Ein Scan zeigt zudem, ob eine neue Kabelverlegung die Spitze so stark verschiebt, dass dies von Bedeutung ist.

Zeitbereichsanalysen bestätigen Resonanz bei Schaltvorgängen

Zeitbereichsanalysen untersuchen Resonanzphänomene bei Schalt- und Regelvorgängen, die ein Scan allein nicht aufzeigen kann. Sie bestätigen, ob ein Resonanzpunkt tatsächlich schädliche Überspannungen, anhaltendes Schwingen oder Strombelastungen verursacht, wenn ein Kondensator schließt, ein Wechselrichter hochfährt oder ein Fehler behoben wird.

Ein Kondensator-Einschaltvorgang an einem schwachen Sammelschienensystem kann über mehrere Zyklen hinweg eine Resonanzfrequenz anregen, selbst wenn die im stationären Zustand eingespeisten Oberschwingungen gering erscheinen. Eine Auslöse- und Wiedereinschaltsequenz eines Wechselrichters kann denselben Effekt hervorrufen, wenn die Gleichstromzwischenkreissteuerung und die Blindleistungsregelung auf Anlagensebene mit falschem Timing wieder eingreifen. SPS SOFTWARE ist hier hilfreich, da Sie einen Frequenzscan mit einem transparenten Zeitbereichsmodell kombinieren und dasselbe Netz unter Schaltvorgängen testen können. Diese Verknüpfung zwischen Scan-Ergebnissen und Wellenformverhalten ist es, die den Verdacht in einen Beweis verwandelt.

Dieser Schritt ist wichtig, da nicht jeder Messpeak zu einem Betriebsproblem führt. Manche Peaks liegen in der Nähe von Frequenzen ohne aussagekräftige Quelle, während andere mit Schaltmustern, Umrichter-Seitenbändern oder Hintergrundverzerrungen übereinstimmen, die bereits auf der Zuleitung vorhanden sind. Sie können bessere Entscheidungen zur Abmilderung treffen, wenn Sie das Ereignis kennen, das die Resonanz anregt, die Dauer der Reaktion sowie die Komponenten, die der höchsten Belastung ausgesetzt sind. Diese Erkenntnisse helfen zudem den Schutz- und Betriebsteams dabei, sich auf Einstellungen und Schaltregeln zu einigen.

Die Modelldetails bestimmen, welche Resonanzspitzen auftreten

Die Modelldetails bestimmen, welche Resonanzspitzen Sie finden werden, da die Resonanz durch die tatsächlichen Induktivitäten, Kapazitäten, Widerstände und Regler im Netzwerk bestimmt wird. Eine Untersuchung, bei der Kabel pauschal behandelt, Daten zu Transformatorwicklungen ausgelassen oder Filter als generische Blöcke betrachtet werden, verschiebt oder löscht Spitzen, die vor Ort vorhanden sind.

Ein Sammelsystem mit mehreren 2 km langen Kabelabschnitten verhält sich anders als dieselbe Anlage, die als eine äquivalente Leitung modelliert wird. Jeder Abschnitt trägt zur verteilten Kapazität bei und verändert die lokale Impedanz, wie sie von nahegelegenen Sammelschienen aus gesehen wird. Die Erdung des Transformators, der Wicklungsanschluss und die Streukapazität beeinflussen ebenfalls das Nullsequenz- und Hochfrequenzverhalten. Diese Details sind zwar mühsam, doch fehlende Daten beeinträchtigen die Untersuchung in der Regel stärker als eine ungenaue Lastschätzung.

Man braucht keine unbegrenzte Komplexität. Man braucht eine ausreichende Genauigkeit bei den relevanten Frequenzen und an den Sammelschienen, an denen Verzerrungen gemessen werden oder Geräte auslösen. Eine gute Software zur Oberschwingungsanalyse ist am nützlichsten, wenn das Modell die zugrunde liegenden Annahmen transparent darstellt, sodass Ingenieure Parameter bearbeiten, Simulationsfälle erneut ausführen und nachvollziehen können, warum sich eine Spitze nach einer Konstruktionsänderung verschiebt. Dieser Ansatz ist nützlicher als eine geschlossene „Black Box“, die zwar ein Diagramm liefert, ohne jedoch die physikalischen Zusammenhänge des Netzwerks offenzulegen.

Prüfen Sie zunächst die schwächsten Busse, bevor Sie neue Geräte anschließen

Den schwächsten Sammelschienen sollte zuerst Aufmerksamkeit geschenkt werden, da sie eine geringe Kurzschlussfestigkeit mit Geräten kombinieren, die die Impedanz verändern. Dies sind die Sammelschienen, bei denen zusätzliche Wechselrichter, Kondensatorbänke oder lange Kabelstrecken die größten Resonanzschwankungen verursachen und bei denen Maßnahmen zur Minderung den größten Einfluss auf das gesamte System haben.

Ein Studienplan funktioniert am besten, wenn Sie die Sammelschienen priorisieren, bevor Sie jeden Winkel des Netzes modellieren. Ein gemeinsamer Kopplungspunkt mag zwar als naheliegendes erstes Ziel erscheinen, doch der empfindlichere Ort ist oft eine Sammelschiene, eine Hilfsmittelspannungs-Sammelschiene oder ein Anschluss einer Kondensatorbank. Eine industrielle Zuleitung kann an der Schnittstelle zum Energieversorger ruhig bleiben, während eine Motorsteuerungs-Sammelschiene eine starke lokale Verstärkung aufweist. Dies sind die Stellen, die die meisten Teams zuerst überprüfen sollten:

• Der Sammelbus, der zahlreiche Wechselrichterblöcke über lange Kabel miteinander verbindet, sollte frühzeitig überprüft werden.
• Für den Bus, an den eine geschaltete Kondensatorbank oder ein Filter angeschlossen ist, sind separate Betriebsfälle erforderlich.
• Die schwächste Zuleitung, die anhand des niedrigsten Kurzschlussverhältnisses ermittelt wurde, sollte ganz oben in der Rangliste stehen.
• Auf der Niederspannungsseite eines Transformators, der eine hochverdichtete Leistungselektronik versorgt, verbergen sich oft lokale Spitzen.
• Am entfernten Ende einer langen Kabelstrecke mit geringer lokaler Last können starke Impedanzschwankungen auftreten.

Diese Rangliste spart Zeit und verbessert den ersten Durchlauf Ihres Modells. Außerdem verhindert sie, dass Sie Tage damit verbringen, Busleitungen zu optimieren, die die für Sie relevanten Frequenzen weder anregen noch verstärken können. Sobald Sie die risikoreichen Busleitungen identifiziert haben, können Sie den Scan-Umfang erweitern und Szenarien viel gezielter testen. Ihr Maßnahmenplan wird dann die tatsächlichen Schwachstellen widerspiegeln und nicht nur die einfachste einzelne Leitung.

Häufige Modellierungsfehler verbergen Resonanzerscheinungen, bis es zu einer Abschaltung der Anlage kommt

Häufige Modellierungsfehler verschleiern Resonanzen, da sie die Impedanzkurve abflachen oder Spitzen bei falschen Frequenzen erzeugen. Die üblichen Ursachen sind äquivalente Kabel, fehlende Kondensatorzustände, generische Wechselrichterfilter, veraltete Daten zur Netzversorgung sowie Fälle, in denen der Scan beendet wird, ohne das Betriebsereignis zu überprüfen, das die Spitze auslöst.

Ein Standort kann eine Voruntersuchung bestehen und dennoch nach der Einschaltung den Kondensatorschutz auslösen, da das verwendete Modell die Nennleistung der Quelle zugrunde legte und eine alternative Zuleitungskonfiguration außer Acht ließ. Ein anderer Standort kann auf dem Papier unsicher erscheinen, bis der Ingenieur den Dämpfungswiderstand hinzufügt, der in der tatsächlichen Filterbank vorhanden war.

„Bei guter harmonischer Arbeit geht es weniger um Softwarefunktionen als vielmehr um methodische Disziplin, denn schon ein fehlender Kabelabschnitt oder ein falsch eingestellter Filter kann genau jene Spitze auslöschen, die später zu einer Auslösung der Geräte führt.“

Da Sie ein physikalisches System bewerten, muss das Modell dem physikalischen System möglichst nahe kommen.

Das ist der Maßstab, den Sie bei jeder Untersuchung harmonischer Resonanzen anlegen sollten. Ein solider Arbeitsablauf kombiniert Frequenzscans mit Überprüfungen im Zeitbereich, aktualisiert das Modell nach jeder Konstruktionsänderung und testet die Sammelschienen, bei denen die Wahrscheinlichkeit einer Verstärkung von Verzerrungen am größten ist. SPS SOFTWARE passt zu diesem Arbeitsablauf, da es eine transparente Modellierung unterstützt und es Ingenieuren ermöglicht, das Resonanzrisiko zu überprüfen, bevor die Anlagen vermeidbaren Belastungen ausgesetzt werden. Eine sorgfältige Umsetzung ist stets besser als Spekulationen, wenn sich die Resonanzpunkte jedes Mal verschieben, wenn ein Netz neue Wechselrichter oder Kondensatorbänke hinzufügt.

Wichtigste Erkenntnisse

• Die Einschaltung eines Transformators ist ein Problem der magnetischen Sättigung, weshalb lineare Transformatormodelle den Einschaltstrom und die Belastung des Relais zu niedrig einschätzen.
• Restfluss, Schaltwinkel und Quellenimpedanz bestimmen den Unterschied zwischen leichten und schweren Einschaltstromfällen, weshalb Einzelfallstudien irreführend sind.
• Die Schutzeinstellungen funktionieren am besten, wenn sie anhand simulierter Einschwingkurven überprüft werden, die auf der Grundlage transparenter Transformatormodelle erstellt wurden.

Für genaue Untersuchungen des Einschaltstroms von Transformatoren ist es erforderlich, die Sättigung, den Restfluss und den Schaltzeitpunkt zu modellieren.

Große Leistungstransformatoren haben Auswirkungen auf das gesamte System, die weit über ihre eigenen Anschlüsse hinausreichen, und rund 90 % des in den Vereinigten Staaten erzeugten Stroms fließt irgendwann durch sie hindurch. Ein sauberer Spannungssprung in einem linearen Transformatormodell zeigt weder die Stromspitzen noch die Wellenformverzerrungen oder Relaisstörungen, die vor Ort auftreten. Man untersucht hier ebenso sehr ein Problem des magnetischen Speichers wie ein elektrisches. Deshalb muss die Einschaltung des Transformators bereits ab dem ersten Simulationslauf als Problem der Flussverlaufsgeschichte behandelt werden.

Der Einschaltstrom eines Transformators entsteht durch ein Ungleichgewicht des Kernflusses

Der Einschaltstromeines Transformators entsteht, wenn der durch die angelegte Spannung geforderte Magnetfluss nicht mit dem bereits im Kern vorhandenen Magnetfluss übereinstimmt. Diese Diskrepanz verschiebt den Arbeitspunkt über den Knickpunkt der Magnetisierungskurve hinaus. Sobald dies geschieht, steigt der Magnetisierungsstrom stark an und wird sehr asymmetrisch.

„Dieser erste Stromspitzenwert ist eher auf die Sättigung als auf den Laststrom zurückzuführen.“

Ein 132/33-kV-Transformator im Leerlauf, der an eine unter Spannung stehende Sammelschiene angeschlossen ist, veranschaulicht dies deutlich. Die Wicklung wird mit einer sinusförmigen Spannung beaufschlagt, doch der Kern befindet sich nicht in einem neutralen magnetischen Zustand. Beginnt die angelegte Flussbahn in derselben Richtung wie der Restfluss, sättigt sich der Kern bereits während der ersten Halbwelle. Der Strom verläuft dann flach, ist reich an Oberschwingungen niedriger Ordnung und deutlich größer als der stationäre Magnetisierungsstrom, den man nach einem linearen Modell erwarten würde.

Die physikalischen Zusammenhänge lassen sich nur dann korrekt abbilden, wenn das Modell den Fluss als Zeitintegral der Spannung erfasst und eine Sättigung des Kerns zulässt. Ein Modell, das ausschließlich auf der Leckimpedanz und einem idealen Windungsverhältnis basiert, wird die ersten paar Zyklen stets zu niedrig einschätzen. Das ist von Bedeutung, da Schutzvorrichtungen, die Auslastung des Leistungsschalters und die Wicklungskraft alle auf den Strom reagieren, der während dieser Zyklen tatsächlich fließt. Sobald man diesen Ausgangspunkt akzeptiert, lässt sich der Rest der Einschaltstudie wesentlich einfacher strukturieren.

Der Restfluss legt den ungünstigsten Fall vor der Einschaltung fest

Der Restfluss stellt den ungünstigsten Fall dar, da der Kern nach dem Abschalten selten wieder eine Magnetisierung von Null erreicht. Der letzte Schaltvorgang hinterlässt in einem oder mehreren Zügen eine magnetische Vorspannung. Diese Vorspannung summiert sich nach dem nächsten Schaltvorgang zum neuen Flussauslenkungswert hinzu. Der Strom erreicht seinen Höchstwert, wenn sich Restfluss und angelegter Fluss in dieselbe Richtung bewegen.

Ein Transformator, der nach dem Betrieb unter geringer Last abgeschaltet wurde, weist oft noch eine erhebliche Remanenz auf. Schaltet man dasselbe Gerät einige Minuten später von derselben Seite aus ein, spielt der magnetische Zustand aus dem vorherigen Betrieb immer noch eine Rolle, obwohl die Klemmenspannung auf Null gefallen ist. Befindet sich eine Phase in der Nähe eines positiven Restflusses und wird der Leistungsschalter an einem ungünstigen Punkt der Spannungswelle geschlossen, erreicht diese Phase die Sättigung viel früher als die anderen. Man beobachtet dann ungleichmäßige Phasenströme, einen großen Gleichstrom-Offset und einen längeren Einschwingvorgang.

Sie sollten Restfluss als Eingangsgröße für die Berechnung betrachten und ihn in jeder Falldefinition sichtbar lassen. Bei einer ordnungsgemäßen Inbetriebnahme eines Transformators werden verschiedene Remanenzmuster getestet, darunter Nullremanenz, ausgeglichene Remanenz und ein Fall mit ungünstigster Ausrichtung. Dieser Ansatz verdeutlicht die Bandbreite zwischen geringem und starkem Einschaltstrom, anstatt ein einziges, irreführendes Ergebnis zu liefern. Er erklärt auch, warum die Ergebnisse in der Praxis von einer nominellen Berechnung abweichen können, selbst wenn die Typenschildangaben und die Systemspannung korrekt erscheinen.

Der Schaltwinkel bestimmt den ersten Spitzenstrom

Der Schaltwinkel bestimmt den ersten Spitzenstrom, da der Transformatorfluss dem Integral der angelegten Spannung folgt; daher gibt der Spannungswert zum Zeitpunkt des Einschaltens keinen vollständigen Aufschluss. Ein Einschalten nahe einem Spannungsnullpunkt führt im folgenden Halbzyklus zum größten Flussanstieg. Ein Einschalten nahe dem Spannungsspitzenwert führt zum geringsten unmittelbaren Flussanstieg. Der Einschaltzeitpunkt des Leistungsschalters beeinflusst die erste Einschaltspitzenwelle stärker als die Lastbedingungen.

Eine Untersuchung unter Nahschaltbedingungen verdeutlicht dies schnell. Man nehme denselben unbelasteten Transformator mit demselben Restfluss und derselben Quellenimpedanz und simuliere zwei Fälle. In einem Fall erfolgt das Schließen nahe dem Spannungsspitzenwert und es entsteht ein moderater Transientenverlauf. Im anderen Fall erfolgt das Schließen nahe dem Spannungsnullpunkt und der Fluss wird deutlich über das Sättigungsknie hinausgetrieben, sodass die erste Stromspitze um ein Vielfaches größer und weitaus asymmetrischer ausfällt.

Dreipolige Leistungsschalter bringen eine weitere Komplikation mit sich, da die einzelnen Pole nicht bei exakt demselben elektrischen Winkel schließen. Geringe Polabweichungen führen zu Phasenunterschieden, die den Einschwingvorgang verlängern und den Neutralleiterstrom verzerren können. Aus diesem Grund liefert ein einzelner Einschaltfall nur wenige aussagekräftige Informationen. Sie benötigen eine Reihe von Schaltwinkeln, die günstige, typische und extreme Schaltbedingungen abdecken, bevor Sie eine Aussage über den zu erwartenden Einschaltstrom treffen können.

Sättigungskurven entscheiden darüber, ob ein Modell den Einschaltstrom vorhersagen kann

Die Sättigungskurve entscheidet darüber, ob ein Modell den Einschaltstrom vorhersagen kann, da sie bestimmt, wann die Magnetisierungsinduktivität bei steigendem Magnetfluss zusammenbricht. Ein linearer Magnetisierungszweig kann den bei der Einschaltung beobachteten plötzlichen Stromanstieg nicht nachbilden. Der Knickpunkt, die Steigung oberhalb des Knickpunkts und der Luftkernbereich prägen gemeinsam die Spitzen- und Abklingphase. Fehlen diese Merkmale, sieht das Ergebnis zwar sauber aus, ist aber falsch.

Betrachten wir zwei Modelle desselben Transformators. Das eine verwendet eine feste Magnetisierungsreaktanz, das andere eine nichtlineare Magnetisierungskurve, die anhand von Erregungsdaten angepasst wurde. Der lineare Fall zeigt einen sauberen Transienten, der sich schnell einpendelt und deutlich unter den Erwartungen der Einsatzkräfte vor Ort bleibt. Der nichtlineare Fall erzeugt eine hohe erste Spitze, eine flachere Wellenform und einen langsameren Abklingvorgang, da sich der Kern während eines Teils jedes Zyklus im Sättigungszustand befindet.

Genau dieser Unterschied macht die transparente magnetische Modellierung sowohl bei Inbetriebnahmeuntersuchungen als auch in der Lehre so wichtig. Mit SPS SOFTWARE können Sie den Magnetisierungszweig des Transformators untersuchen und bearbeiten, anstatt ihn hinter einer Black-Box-Komponente zu verbergen. Sie können testen, wie sich ein weicherer Knickpunkt, eine tiefere Sättigung oder fehlende Erregungsdaten auf den prognostizierten Einschaltstrom auswirken. Sobald der magnetische Zweig sichtbar ist, lassen sich Abweichungen zwischen Untersuchungsergebnissen und den Erfahrungen vor Ort in der Regel viel leichter erklären.

Für Untersuchungen zur Einschaltung von Transformatoren ist ein festgelegter Untersuchungsablauf erforderlich

Untersuchungen zur Transformator-Einschaltung erfordern eine festgelegte Vorgehensweise, da das Ergebnis von mehreren miteinander verknüpften Eingangsgrößen abhängt, die leicht verwechselt oder übersehen werden können. Es ist eine wiederholbare Reihenfolge für die Auswahl der Systemstärke, der Transformatorendaten, der Remanenz, des Schaltzeitpunkts und der Messpunkte erforderlich. Eine systematische Vorgehensweise reduziert Nacharbeiten und ermöglicht aussagekräftige Vergleiche zwischen einzelnen Fällen. Außerdem stellt sie sicher, dass die Überprüfung der Schutzmaßnahmen auf denselben Annahmen basiert, die auch in der elektrischen Untersuchung zugrunde gelegt wurden.

• Stellen Sie zunächst die Quellspannung und die Quellenimpedanz ein.
• Geben Sie als Nächstes die Wicklungsdaten und die Anschlussangaben ein.
• Passen Sie die nichtlineare Magnetisierungskurve anhand der Testdaten an.
• Weisen Sie Fälle mit Restfluss vor Fällen mit Schalter-Schließung zu.
• Höchststrom, Abklingzeit und Relaisgrößen aufzeichnen.

Diese Abfolge funktioniert, weil jeder Schritt eine Annahme festlegt, von der der nächste Schritt abhängt. Ein Schutzingenieur, der die Differentialeinschränkung überprüft, benötigt denselben Remanenzfall, den der Systemingenieur für den Spitzenstrom verwendet hat. Ein Forschungslabor, das die Studie im nächsten Semester wiederholt, benötigt dieselben Messpunkte und Solver-Einstellungen. Hier führen Sie nicht einfach nur eine Simulation durch. Sie erstellen eine nachvollziehbare Erklärung dafür, warum dem Ergebnis der Transformator-Einschaltung vertraut werden sollte.

Die Schutzschaltung löst aus, da der Einschaltstrom die Strommessungen verfälscht

Schutzreaktionen während des Einschaltstroms, da das Relais einen hohen, verzerrten Strom registriert, der einem internen Fehler oder einem schwerwiegenden externen Ereignis ähneln kann. Der Strom weist Asymmetrien, Oberschwingungen und Phasenungleichgewichte auf, und auch Stromwandler können in die Sättigung geraten. Diese Kombination verändert die Größen, von denen viele Schutzelemente abhängen. Eine Relais-Einstellung, die im Normalbetrieb und bei Fehlern stabil ist, kann den Einschaltstrom dennoch falsch interpretieren.

Veröffentlichte Studien berichten von einem Magnetisierungsstoß beim ersten Spitzenwert, der unter extremen Remanenz- und Schaltbedingungen das Zehnfache des Nennstroms übersteigt. Ein Differentialrelais, das mit dieser Wellenform konfrontiert ist, kann einen hohen Auslösestrom verzeichnen, bevor sich die Oberwellenunterdrückung einpendelt. Erdungselemente können auf den durch Phasenasymmetrie verursachten Neutralstrom reagieren. Der Überstromschutz der Zuleitung kann ebenfalls ansprechen, wenn die Quelle starr ist und der Transformator im Verhältnis zur Nennleistung der Zuleitung groß ist.

Die Unterdrückung der zweiten Harmonischen hilft zwar, ist aber kein Allheilmittel. Moderne Kerne, Restfluss und die Sättigung von Stromwandlern können Einschaltstromsignaturen erzeugen, die nicht dem sauberen Lehrbuchmuster entsprechen. Aus diesem Grund müssen bei der Überprüfung von Schutzvorrichtungen simulierte Relaisgrößen aus einem zuverlässigen Einschaltmodell herangezogen werden. Wenn Sie lediglich den Effektivwert des Spitzenstroms mit einer Ansprechschwelle vergleichen, übersehen Sie die Messverzerrung, die zu Fehlauslösungen führt.

Die Systemimpedanz bestimmt die Höhe des prognostizierten Einschaltstromspitzenwerts

Die Systemimpedanz beeinflusst die Höhe des prognostizierten Einschaltstromspitzenwerts, da sie begrenzt, wie viel Spannung tatsächlich am Transformator anliegt, während der Kern in Sättigung geht. Eine starre Quelle hält die Klemmenspannung aufrecht und ermöglicht einen höheren Strom. Eine schwache Quelle lässt die Spannung stärker abfallen und verringert den Spitzenwert. Derselbe Transformator kann je nach der vorgeschalteten Last entweder eine geringe oder eine starke Auswirkung haben.

Ein Gerät, das über eine leistungsstarke Übertragungsschiene mit Strom versorgt wird, erzeugt eine andere erste Spitzenwelle als dasselbe Gerät, das über ein langes Kabel oder eine Stationsversorgungsleitung mit Strom versorgt wird. Der schwächere Pfad fügt eine Serienimpedanz hinzu, senkt die momentane Klemmenspannung während der Sättigung und dämpft in der Regel den Spitzenstrom. Dies verringert jedoch nicht immer die Bedenken hinsichtlich der Relais, da ein langsamerer Abklingvorgang Fragen zur Begrenzung und zum Timing länger als erwartet offen lassen kann.

Die Schutzeinstellungen sollten den simulierten Einschaltstromverläufen entsprechen

„Die Schutzeinstellungen sollten sich an simulierten Einschaltstromverläufen orientieren, da ein einzelner Einschaltvorgang niemals den gesamten Bereich abdeckt, der im Betrieb auftritt.“

Sie benötigen eine Hüllkurve, die sich aus den Fällen „Schaltwinkel“, „Restfluss“, „Quellenstärke“ und „Transformatorsättigung“ zusammensetzt. Diese Hüllkurve liefert Ihnen physikalisch fundierte Sicherheitsmargen für Anzug, Rückhaltung, Verzögerung und Sicherheit. Außerdem wird die Überprüfung bei der Inbetriebnahme dadurch zu einem Abgleich mit den untersuchten Grenzwerten und nicht mehr zu einer Schätzung.

Eine fundierte Überprüfung der Einstellungen testet den Fall mit der ungünstigsten Remanenzausrichtung, einen typischen Auslösefall sowie mindestens einen Energieführungsweg mit schwacher Quelle. Anschließend vergleicht man die gemessenen Werte des Relais mit diesen Fällen, anstatt sich auf einen einzigen Multiplikator aus dem Lehrbuch zu verlassen. Dieser Prozess zeigt oft, dass eine geringe Zeitverzögerung oder ein angepasster Auslöseschwellenwert ausreicht, um Einschaltströme zu überstehen, ohne echte interne Fehler zu überdecken. Er zeigt auch, wann die Annahmen der Untersuchung zu dünn sind, um eine Änderung der Einstellungen zu rechtfertigen.

Ein fundiertes technisches Urteilsvermögen basiert auf Modellen, die die der Wellenform zugrunde liegenden Annahmen hinsichtlich Magnetfeld und Netzstruktur offenlegen. SPS SOFTWARE erfüllt diese Anforderung, da Sie den Sättigungszweig überprüfen, Simulationsszenarien anpassen und die zugrunde liegenden Überlegungen für die Personen sichtbar halten können, die den Inbetriebnahmeplan genehmigen. Wenn die Schutzvorrichtungen vor Ort den Einschaltstrom überstehen, ist dies in der Regel das Ergebnis einer sorgfältigen Modellierung, die lange vor dem Schließen des Leistungsschalters durchgeführt wurde.

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.

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