SIPROTEC der Maßstab für Schutztechnik. Netzintegration Schutz von Netzen mit dezentralen Erzeugungsanlagen

Transkript

1 Netzintegration Schutz von Netzen mit dezentralen Erzeugungsanlagen SIPROTEC der Maßstab für Schutztechnik Sicherer und zuverlässiger Schutz von Netzen mit dezentraler Einspeisung

2 Industrie + Innovation Energiewende verändert die Netze Herausforderungen beim Schutz von Netzen mit dezentralen Erzeugungsanlagen Die Energiewende bedeutet einen Paradigmenwechsel im Energiesystem und hat Einfluss auf Energieerzeugung, -übertragung und -verteilung. Immer mehr dezentrale Erzeugungseinheiten auf Basis regenerativer Energien müssen integriert werden. Das größte Wachstum verzeichnen Einspeisungen von Windenergie- und Photovoltaikanlagen. Das erfordert ein an die neuen Bedingungen angepasstes Schutzkonzept, die Auswahl der richtigen Schutzgeräte einschließlich der Funktionen sowie eine an die veränderten Netzbedingungen angepasste Schutzeinstellung. Der Aufsatz zeigt mögliche Auswirkungen auf die Schutztechnik. Die Umsetzung der Energiewende sorgt dafür, dass Energieerzeugung auf allen Spannungsebenen stattfindet. Damit ändern sich die klassischen Netzaufgaben. Ein Verteilungsnetz hat einen großen Anteil an der Energieerzeugung und übernimmt Transportaufgaben. Der Schutz leistet einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Randbedingungen Dezentrale Erzeugungsanlagen haben sich an Richtlinien zu orientieren und unterliegen einer Zertifizierung. Zu beachtende Richtlinien sind: ridcode (zum Beispiel Transmissioncode TC 2007), der die Einspeisebedingungen festschreibt (zum Beispiel auch die Einspeisung im Fehlerfall Fault Ride Through, Blindleistungsbereitstellung zur Spannungsstützung [1] Windpark 21 Z< Richtlinien für Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz 2008; EE-Erzeugungsanlagen am Hochund Höchstspannungsnetz 2004 sowie deren Fortschreibung in den technischen Anschlussbedingungen TAB [2, 3] Systemdienstleistungsverordnung Windenergieanlagen (SDLWindV) [4]. Allgemeine Anforderungen an die Schutztechnik Netzstudien kamen zu folgenden Ergebnissen: Bisherige Schutzprinzipien sowie Konzepte sind grundsätzlich tauglich. Schutzeinstellungen müssen jedoch an die veränderten Netzbedingungen angepasst werden. Der Beitrag umrichtergesteuerter Erzeugungsanlagen zum Kurzschlussstrom ist gering und liegt im Bereich des Anlagennennstroms (I Nenn ) und teilweise sogar wie im Schwachwindfall darunter. Das hat Einfluss auf die Auswahl der Schutzprinzipien beziehungsweise die Schutzeinstellung. Exemplarische Berechnungen zur Verteilung des Kurzschlussstroms im Fehlerfall werden empfohlen. Bei unsymmetrischen Fehlern hängt der Fehlerstrombeitrag an Steuerungsverfahren des Wechsel- beziehungsweise Frequenzumrichters (zum Beispiel nur Einspeisung eines Mitsystemstroms) ab. Die Beherrschung unsymmetrischer Fehlerfälle erfordert die Einspeisung eines egensystemstroms. Beim Anlagenhersteller ist unbedingt nachzufragen, wie der Umrichter arbeitet. Durch dezentrale Einspeisungen hat das Verteilungsnetz vergleichbare Topologien und Aufgaben wie das Übertragungsnetz. Es gibt zum Beispiel mehrseitige Einspeisungen oder Zwischeneinspeisungen. Somit müssen bekannte Schutzkonzepte beziehungsweise Schutzstaffelprinzipien aus dem Übertragungsnetz zur Anwendung kommen. Neben Schutzaufgaben sind eine Netztrennung (Entkupplung) sowie ein Lastabwurf unter Berücksichtigung der Einspeisebedingungen zu realisieren. Digitale Schutzgeräte sind die optimale Technik für vielerlei Anwendungen Bild 1. Einpoliger Erdkurzschluss und keine Kurzschlussstromspeisung durch den Windpark Das Design der multifunktionalen digitalen erätetechnik sowie der Funktionen einschließlich einer modernen Kommunikation ermöglichen angepasste Lösungen. Dabei unterstützt sie ein leistungsfähiges Engineeringtool (zum

3 a) b) Netz X in mω 100 nach 845 ms 50 Fehlereintritt A I>,t B I>,t 0 50 vorwärts (in Richtung enerator) nach 460 ms R in mω Bild 2. Beispiel für die zusätzliche Einspeisung von Synchrongeneratoren in ein Mittelspannungsnetz a) Einspeise- und Fehlersituation; b) Impedanzverlauf in Abhängigkeit der Fehlerdauer Beispiel Digsi 5 von Siemens). Siprotec 5, die neue Schutzgerätefamilie von Siemens, vereint das Schützen, Steuern, Automatisieren, Messen, Regeln und Kommunizieren in einem erät [5] und zeichnet sich durch folgende typische Eigenschaften aus: Ein modulares Hard- und Softwarekonzept ermöglicht die optimale Anpassung an die Netzbedingungen (zum Beispiel freie Wahl der Meßstellen, des I/O-Mengengerüsts, der Schutzfunktionen und der Kommunikationsinfrastruktur). Identische Funktionen kommen in unterschiedlichen eräten zum Einsatz und erhöhen die Flexibilität in der Anwendung (Wirkkommunikation zwischen den eräten). Eine genaue Messung (Klasse 0.2 für U, I sowie Klasss 0.5 für P, Q, S) erspart den Einsatz zusätzlicher Messumformer und ermöglicht zusätzlich einen weiten Einstellbereich der Schutzfunktionen. Eine leistungsfähige Störaufzeichnung und Auswertetools unterstützen bei der Störungsklärung. Unterschiedliche Protokolle sowie Kommunikationsinfrastrukturen ermöglichen eine optimale Anbindung an die Leittechnik. Die eräte unterstützen IEC in Edition 1 und 2. Anwendungen Aus den Anwendungsmöglichkeiten werden im Folgenden repräsentative Beispiele dargestellt. Sie geben einen Überblick über mögliche Veränderungen. Einspeisung eines Windparks emäß Bild 1 ist ein Windpark an das Netz angeschlossen, und es kommt im Netz zu einem einpoligen Erdkurzschluss. Die einzelnen Windenergieanlagen speisen über Frequenzumrichter in das Netz ein. Bei einem Transformator in der Stern-Dreieck-Schaltgruppe wird kein Nullsystem übertragen. Ein einpoliger Erdkurzschluss auf der Sternseite führt zu einem zweipoligen Kurzschluss mit einem ausgeprägten egensystemstrom. Da aber in der bisherigen Ausführung vom Windpark kein egensystemstrom (keine egensystemimpedanz vorhanden) eingespeist wird, liefert der Windpark auch keinen Fehlerstrom. Dies entspricht windparkseitig einem offenen Leistungsschalter. Die Fehlerstromspeisung geschieht ausschließlich über das verbleibende Netz. Das Verhalten (offener Leistungsschalter an der Dreieckseite des Transformators) ist in der Schutztechnik als Bauch sches Phänomen bekannt. Bild 1 beschreibt die Situation und zeigt die Ströme und Spannungen am Messpunkt an der Sternseite des Transformators. Typisch für das Bauch sche Phänomen ist der ausgeprägte Nullstrom in allen drei Leitern. Ein Distanzschutz muss diese Situation erkennen, die richtige Messschleife auswählen und damit selektiv auslösen. Da Einspeisungen über Wechsel- beziehungsweise Frequenzumrichter zunehmen werden, ergibt sich als Anforderung aus Schutzsicht, dass diese im Fehlerfall auch einen egensystemstrom einspeisen müssen [6, 7]. Simulationen haben gezeigt, dass durch eine nicht ordnungsgemäße Einstellung der Umrichtersteuerung, Umricher im Fehlerfall Harmonische liefern können. Bei korrekter Einstellung sind die speisenden rößen sinusförmig (rundschwingung). Da Fehler nicht ganz ausgeschlossen werden können, muss der Schutz gegenüber Oberschwingungen robust sein. Zusätzliche Einspeisung von Synchrongeneratoren in ein Mittelspannungsnetz In diesem Beispiel speist zusätzlich ein Synchrongenerator (Biomasse-, Wasserkraftwerk) in das Netz ein. Der Netzanschluss ist gemäß Bild 2a ausgeführt. Die Sammelschiene wird durch ein starkes Netz gespeist. Der Schutz in den abgehenden Leitungen ist als Überstromrichtungszeitschutz ausgeführt. Die gewählte Verzögerungszeit t ergibt sich aus der Staffelzeit. Tritt nun ein Kurzschluss auf der Leitung der Schutzeinrichtung A auf, so wird dieser Fehler sowohl durch das Netz als auch durch den Synchrongenerator gespeist. Bei Fehlereintritt wird in A auf Vorwärtsfehler erkannt und das Zeitglied t gestartet. Schutzeinrichtung B erkennt dagegen auf Rückwärtsrichtung. Im Fehlerfall wird der Synchrongenerator wirkleistungsmäßig entlastet, was zu einer Beschleunigung des enerators und damit zu einem sich verändernden Polradwinkel führt. Der Strom-/Spannungszeiger wird sich somit über der Zeit verdrehen (Bild 2b). In der fehlerstromspeisenden Leitung B wird der Schutz nach einer gewissen Zeit den Rückwärtsfehler als Vorwärtsfehler sehen und ebenfalls das Zeitglied starten. In Abhängigkeit der Fehlerdauer und der eingestellten Staffelzeit kann auch Abgang B auslösen. Um diese unselektive 3

4 Auslösung zu vermeiden, ist die Auslösezeit im Abgang A zu verkürzen. Das kann dadurch erreicht werden, dass der bisherige gerichtete Überstromzeitschutz durch einen Distanzschutz ersetzt wird. Doch es gibt auch andere Lösungsansätze, um die Auslösezeit zu reduzieren: Last Aus Einsatz des Leitungsdifferenzialschutzes, der zusätzlich einen Reserveschutz haben muss, um bei Versagen des vorgelagerten Schutzes reagieren zu können. Mögliche Reserveschutzfunktionen sind ein Überstromzeitschutz (auch gerichtet, je nach Anwendung) und in höheren Spannungsebenen ein Distanzschutz [8]. Erweiterung des gerichteten Überstromzeitschutzes, um eine Wirkkommunikation und Realisierung eines Richtungsvergleichsschutzes sicherzustellen. Dies muss so ausgeführt sein, dass keine Einspeisung vom egenende notwendig ist. Das heißt, regt der einspeiseseitige Schutz an und die gegenüberliegende Seite wird nicht blockiert, wird in Kurzzeit ausgelöst [9]. Lastabwurf Bisherige Vorgehensweise bei Ungleichgewicht zwischen verbrauchter und erzeugter Wirkleistung war, dass mit Unterfrequenz nach einem festen Frequenzstufenplan (5-Stufen-Plan [1]) die Abschaltung von Lasten vorgenommen wird. Speisen dagegen am Netzanschlusspunkt dezentrale Erzeuger ein, so werden diese verloren. Das verschärft die Situation zwischen Erzeugung und Verbrauch. Deswegen wurden die internationalen und nationalen Richtlinien entsprechend angepasst, und es fand eine Weiterentwicklung zu mehr Flexibilität [8] statt. P Erzeugung & Bild 3. Lastabwurf bei Berücksichtigung der Enspeise - bedingungen Sind am Netzanschlusspunkt neben Lasten auch dezentrale Einspeisungen vorhanden, soll im Fall einer Rückspeisung der Leistungsschalter nicht geöffnet werden (Bild 3). Der Frequenzschutz ist mit dem Leistungsrichtungsschutz zu verknüpfen. erade in diesem Automatisierungsumfeld bieten moderne, digitale eräte zahlreiche Möglichkeiten, zum Beispiel die Funktion selbst, hochgenaue Messwerte sowie eine flexible Kommunikation. Ein adaptiver Lastabwurf wird Realität. Netzentkupplung Durch die rasante Zunahme dezentraler Einspeisungen (besonders Typ 2 nach [1]) hat sich im Lauf der Jahre die Entkupplungsstrategie geändert. Die Erzeugungsanlagen sollen so lange wie möglich am Netz gehalten werden. Neben Vorgaben zur Netzentkupplung sind in den Richtlinien auch Randbedingungen zum Einspeiseverhalten definiert. Zum Beispiel wird die Fault-Ride-Through- Fähigkeit gefordert. Das bedeutet, dass die Anlagen beim dreipoligen Nahkurzschluss für mindestens 150 ms am Netz bleiben müssen und wieder einspeisen, wenn der Fehler durch den Schutz (zum Beispiel Differenzial) geklärt ist. Weiterhin haben die Systeme einen Beitrag zur Spannungsstützung zu leisten, die aus der Forderung nach Einspeisung von Blindleistung im Fehlerfall resultiert. Bei der Festlegung der Entkupplungskriterien wurde ein pragmatischer Ansatz gewählt. Neben der Über- und der Unterfrequenz ( f>, ) wird die Über- und die Unterspannung (U>, U<) gefordert. Neu ist die Blindleistungsrichtungsfunktion mit zusätzlicher Unterspannungsfreigabe in allen drei Leitern (Auswertung der verketten Spannung). Mit dieser Funktion soll verhindert werden, dass bei Blindleistungsbezug die Spannung weiter abgesenkt wird. Die Selektivität der Entkupplungsfunktionen wird über unterschiedliche Schwellwerte und Zeiteinstellungen realisiert. Bild 4 zeigt ein Anschlussbeispiel, die wichtigsten Schutz- sowie die Entkupplungsfunktionen und deren Einstellung. Andere bekannte Entkupplungskriterien, wie Phasenwinkelsprung des Spannungszeigers (Vektorsprung) sowie die Frequenzänderungsfunktion (d f /d t ) werden nicht empfohlen, da einerseits die Einstellung aufwendig (Netzberechnung mit Variantenbetrachtung) und das Risiko einer Über- als Unterfunktion (Praxiserfahrung) gegeben ist. Die Schwellwerte der Frequenzfunktionen entsprechen den Anforderungen aus [1] und sind identisch mit denen konventionaler Kraftwerke (Typ 1 nach [1]). Ausführlich wurden unterschiedliche Varianten der Anlagenausführung und zu beachtende Besonderheiten in [10] diskutiert. Aus diesem rund wird exemplarisch auf das Beispiel in Bild 4 eingegangen. Es zeigt eine typische Konstellation: Einspeisung in ein Mittelspannungsnetz und Ankopplung an das Hochspannungsnetz über einen Stichanschluss. Für den Schutz des hochspannungsseitigen Dreibeins sind die Lösungen hinreichend bekannt. In dieser Anwendung gibt es eine Besonderheit. Bei Fehlern im Hochspannungsnetz bleibt der Leistungsschalter im Stichanschluss geschlossen. Es wird dagegen der Leistungsschalter der Einspeisung in die Mittelspannung durch den Distanzschutz A mitgenommen. Ziel ist es, die Versorgungszuverlässigkeit der Verbraucher in der Mittelspannung zu gewährleisten, da die meisten Fehler in der Hochspannung durch eine automatische Wiedereinschaltung geklärt werden können. Bei Fehlern in der Mittelspannung übernimmt der Distanzschutz A die Reserveschutzfunktion. leiches leistet der Distanzschutz B mit der Rückwärtszone. Die Vorwärtszone von Distanzschutz B klärt Fehler auf der Leitung in Richtung Erzeugungsanlage. Wichtig bei der Distanzschutzeinstellung ist, dass Fehlerströme im beziehungsweise unter dem Nennstrombereich beherrscht werden müssen. Eine U/I- sowie Z-Anregung ist zwingende Voraussetzung. Die Entkupplungsfunktion Überspannung schützt ein Netz vor Überspannung und liefert damit auch einen Beitrag zur Spannungsqualität. Die Funktion Unterspannung schützt das Netz vor einer unzulässigen Unterspannung und ist Reserveschutz für den Distanzschutz, falls dieser nicht anregt. 4

5 Die Netzanschluss-U<-Stufe gewährleistet die Netztrennung. Sie ist der Reserveschutz für den Unterspannungsschutz der Erzeugungsanlage (EZA). Die U<-Stufe gewährleistet die Netztrennung bei Unterspannung und übernimmt gleichzeitig eine Reservefunktion für den Kurzschlussschutz der Erzeugungsanlage (bei Typ 2) sowie der U<<-Stufe. Die U<<- Stufe ist der Hauptschutz für stromschwache Fehler. Der Q-U-Schutz überwacht das systemgerechte Verhalten im Nachfehlerfall und nimmt eine Trennung am Netzanschlusspunkt vor. Zusammenfassung Anhand von Beispielen wurde gezeigt, dass die Energiewende mit ihren dezentralen Erzeugungsanlagen einen Einfluss auf die Schutztechnik hat. Bestehende Schutzprinzipien haben nach wie vor ihre Berechtigung. Die deutlich geänderte Einspeisesituation erfordert ein Überdenken der Schutzkonzepte und Schutzeinstellwerte. Das heißt, mit dem reinen Anschluss der Erzeugungsanlage (gemäß Zertifizierung) ist es nicht getan. Eine esamtbetrachtung des Systems ist in jedem Fall durchzuführen. Dabei ist Erzeugungsanlage nicht gleich Erzeugungsanlage. Anlagen nach Typ 1 Einspeisung über Synchrongenerator verhalten sich in bekannter Weise. Hingegen zeigen Anlagen vom Typ 2 zum Beispiel Einspeisung über Frequenzumrichter/Wechselrichter ein anderes Verhalten. Besonders der geringe Kurzschlussstrom muss im Fehlerfall beherrscht werden. Daraus resultiert die Forderung nach Einsatz von Distanz- beziehungsweise Vergleichsschutzprinzipien und geänderter Einstellung (Ansprechen unter Nennstrom). Die modernen digitalen Schutzgeräte haben das Potenzial, den neuen Aufgaben gerecht zu werden. Nicht nur die Implementierung neuer Funktionen, sondern die flexiblen Kommunikationsmöglichkeiten einschließlich der hochgenauen Messtechnik bilden die Basis für künftige Lösungen. Wichtig ist, dass sowohl Netzbertreiber als auch erätehersteller ihre Erfahrungen austauschen und gemeinsam an der Weiterentwicklung eines neuen, zuverlässigen Elektroenergiesystems arbeiten. Literatur [1] Transmission Code 2007: Netzund Systemregeln der deutschen Z< Z< HS MS Leistungsschalter Übertragungsnetzbetreiber. VDN, Berlin, Version 1.1, August [2] Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. Regelungen und Übergangsfristen für bestimmte Anforderungen in Ergänzung zur technischen Richtlinie. BDEW, Berlin, Ausgabe Januar [3] EE-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz. VDN, Berlin, August 2004 und TAB Hochspannung, VDE-AR-N 4120, VDN Berlin, Januar [4] Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen (SDLWindV). Bundesumweltministerium, Berlin, 3. Juli 2009, sowie Anpassungen im Jahr [5] Siprotec-5-Schutz, Automatisierung und Überwachung. Übersichtskatalog C A221, Siemens A, Nürnberg, [6] Erlich, I.; Schegner, P.: Wind Turbine Negative Sequence Current Control and its Effect on Power System Protection. IEEE PES M, Vancouver [7] Kühn, H.: Der Einfluss regenerativer Erzeugungsanlagen auf den Kurzschlussstrom. 7. ET/FNN-Tutorial Schutz- und Leittechnik, Mainz, Februar [8] Hülshorst, H.-.: Auswirkung der dezentralen Einspeisung auf das Lastabwurfkonzept. ET-Tagung U> U< U<< f> 1,2 U NS 0,8 U NS 0,45 U NS 51,5 Hz 1,4 2,4 s 0,3 s Z< A Transformator Netz Auslösemitnahme bei Fehlerspeisung in Richtung Netz (gilt für Stichanschluss) Z< B Staffelung vorwärts: EZA rückwärts: Trafo U>> 1,15 U C U> U< U<< f> 1,2 U NS 0,8 U NS 0,45 U NS 51,5 Hz 1,4 2,4 s 0,3 s Schutz- und Leittechnik, Düsseldorf, Februar [9] Siprotec-5-Distanzschutz, Leitungsdifferentialschutz und Schaltermanagement für einpolige und dreipolige Auslösung 7SA87, 7SD87, 7SL87, 7VK87. Handbuch C C011-6, Siemens A, [10] Siprotec-5-Überstromzeitschutz 7SJ82,7SJ85, Handbuch C C017-5, Siemens A, [11] Hinz, K.; Schossig, W.: Schutzkonzeptionen für Verteilnetze dezentrale Energieerzeugungsanlagen. Anwendertagung Omicroncamp, Ulm, Juni >> Dr.-Ing. habil. Hans-Joachim Herrmann, Produktmanger Schutztechnik und Automatikgeräte, Principal Key Expert Protection, Energy Management Division, Energy Automation, Siemens A, Nürnberg >> hans-joachim. herrmann@siemens.com >> U> 1,08 U C 1 min U< 0,8 U C 2,7 s EZE-Erzeugungseinrichtung Q & U< 0,85 U C 0,5 s U c vereinbarte Spannung im Mittelspannungsnetz EZA Erzeugungsanlage 47,5 Hz Bild 4. Einspeisung in ein Hochspannungsnetz ,5 Hz