In Deutschland wurden in den letzten Jahren die jeweiligen technischen Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Nieder-, Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetz und deren Betrieb bundesweit vereinheitlicht.¹ In allen diesen Regeln wird die Messung von Stromoberschwingungen bis 9 kHz beschrieben. Die jeweiligen Maximalpegel errechnen sich unter anderem aus der Anschlussleistung.

Aktuell wird die Mehrheit der Erzeugungsanlagen wie beispielsweise Windenergie- oder Photovoltaikanlagen mit verschiedenen Umrichtertechnologien an das Energieversorgungsnetz angeschlossen. Während bei Photovoltaikanlagen der direkt erzeugte Gleichstrom einen Wechselrichter speist, wird bei einer Windenergieanlage der dreiphasige Wechselstrom vom Generator zuerst gleichgerichtet. Danach erfolgt wiederum die Umwandlung in einen dreiphasigen Wechselstrom.

In vielen der derzeit installierten Anlagen wird ein Synchrongenerator mit einem Umrichter kombiniert. Im ersten Schritt wird die Ausgangsspannung des Synchrongenerators gleichgerichtet. Dazu werden oftmals Brückenschaltungen (B) genutzt. Die folgende Zahl spezifiziert die Anzahl der verwendeten Halbleiterschalter. Im obigen Beispiel liefert der Synchrongenerator ein sechsphasiges Spannungssystem. Dieses wird anschließen mit einer B12-Dioden-Brückschaltung gleichgerichtet. Anschließend wird das Spannungsniveau im Zwischenkreis durch einen Hochsetzsteller angehoben. Nach dem Zwischenkreis generiert der Wechselrichter in B6-Schaltung ein netzkonformes Drehstromsystem. In der Mehrzahl der Fälle baut der Wechselrichter auf der Pulsweitenmodulation auf. Dies ist ein Steuerverfahren für selbstgeführte Um- und Wechselrichter. Dieses bei Erzeugungseinheiten häufig angewendete Verfahren bildet durch die Pulsung der Gleichspannung aus dem Zwischenkreis (Windenergieanlage) oder der DC-Quelle (Photovoltaikanlage) die einzuspeisende 50 Hz-Spannungsform nach. Die synthetisch erzeugte Sinusschwingung ist nicht perfekt, so dass immer auch Oberschwingungen erzeugt werden. Der Anteil der Oberschwingungen korreliert unter anderem mit der Schaltfrequenz des Wechselrichters. Eine höhere Schaltfrequenz kann die Verzerrungen der Sinusschwingungen verkleinern. Gleichzeitig steigen jedoch durch eine höhere Schaltfrequenz die Verluste in den verwendeten Halbleitermodulen im Wechselrichter. Die Drosselspule am Ausgang des Wechselrichters wird dazu verwendet, den Strom zu glätten. Aktuell liegen die Schaltfrequenzen bei Windenergieanlagen zwischen 2 und 4 kHz. Wechselrichter im Photovoltaikbereich liegen aufgrund der niedrigeren Nennleistung zumeist zwischen 4 und 20 kHz.

Die Drosselspule an der Ausgangsseite wie in Abbildung 1 des Wechselrichters dient zur Stromglättung. Um Übertragungsverluste in den Kabeln zu vermeiden, wird die Ausgangsspannung auf 20 kV hochtransformiert. Windenergieanlagen können zwar auch als Einzelanlage ausgeführt werden, zumeist werden die Anlagen aber in Parks zusammengeschaltet und anschließend auf der Hoch- oder Höchstspannungsebene an das öffentliche Netz angekoppelt.

Generell sind Wechselrichter als Störaussender anzusehen², da hochfrequente Anteile durch die steilen Stromanstiege und Einschwingvorgänge erzeugt werden. Das Spannungsausgangssignal wird aus diesem Grund durch Filtermaßnahmen geglättet, um die elektromagnetische Verträglichkeit zu erhöhen. Höhere Störpegel können durch defekte Module hervorgerufen werden oder auch, wenn die Anlagen nur im Teillastbereich betrieben werden. Auch wenn der im Windpark eingesetzte Anlagentyp gemäß der für die erneuerbaren Energien geltenden Technischen Richtlinie Teil 3³ (TR3) in akkreditierten Prüflaboren eine Anlagenzertifizierung erhalten hat, können am Netzanschlusspunkt durchaus höhere Stromoberschwingungen bis 9 kHz gemessen werden, als in den geltenden Anwendungsregeln erlaubt sind. Ist dies der Fall, werden Oberschwingungsfilter am Netzanschlusspunkt installiert, um die definierten Grenzwerte einhalten zu können.⁴ Verlässliche Messwerte bis 9 kHz sind dabei die Grundvoraussetzung. In den Anwendungsregeln werden daher Power Quality Analysatoren der Klasse A (A=Advanced) gemäß dem Standard IEC 61000-4-30 (Edition 3) spezifiziert. Die hier definierte Genauigkeit liegt beispielsweise für die Spannungs- und Stromkanäle bei unter 0,1 %. Grundsätzlich können die Messdaten dieser Geräte bei rechtlichen Auseinandersetzungen oder Vertragsstreitigkeiten als Beweis angeführt werden. Bei Power Quality Analysatoren der Klasse S (S=Survey) können die Daten und aufgezeichneten Ereignisse nur qualitativ erfasst werden und sind nur für interne Statistiken zu gebrauchen.

Neben den Analysatoren müssen die Stromsensoren ebenfalls eine hohe Genauigkeit bis 9 kHz aufweisen. Zertifizierte Genauigkeitsmessungen gemäß der IEC 17025 werden von einschlägigen Prüflaboratorien in Europa aber lediglich bis 60 Hz angeboten. Ein Messnormal bis 9 kHz ist weltweit noch nicht verfügbar. Bis heute sind dementsprechend lediglich Prüfergebenisse der Hersteller oder Labore verfügbar, die nicht auf ein Messnormal zurückgeführt werden können. 2019 ist unter der Führung der PTB ein erstes Dokument veröffentlicht worden, wie ein genauer und Testaufbau aussehen kann, um reproduzierbare Messergebnisse zu erhalten.⁵ Die Arbeit erfolgte in dem europäischen Projekt Future Grid II (Metrology for the next-generation digital substation instrumentation).⁶ Unter anderem wurden hochgenaue Fluxgate-Stromsensoren der Firma Danisense eingesetzt. Die gleiche Technologie findet sich jetzt auch in gießharzvergossenen Umbauwandlern der Firma Senseleq, einem Joint-Venture des niederländischen Messwandlerherstellers Eleq und dem dänischen Hersteller von hochpräzisen Stromsensoren (Nullflussprinzip) Danisense. Diese Fluxgate-Stromsensoren können an Durchführungen von Transformatoren oder Schaltanlagen verbaut werden und bieten hochgenaue Messwerte von DC bis in den dreistelligen kHz-Bereich. So können auch, wie in den Anwendungsregeln genannt, niederfrequente (< 50 Hz) Störungen sicher detektiert werden, die bei reinen AC-Sensoren nicht detektierbar sind bzw. zu Fehlfunktionen aufgrund von Sättigungserscheinungen führen.

Der Messnachweis für die Analyse für höherfrequente Anteile sieht für einen 2.500/1 A Senseleq-Stromwandler wie folgt aus.

Während die definierten Maximalpegel bis 9 kHz für die Netzbetreiber eine gute Hilfestellung darstellen, um das Netz vor Störeinflüssen schützen zu können, sind Probleme am Netzanschlusspunkt bzw. bei Nachbaranlagen über 9 kHz nicht immer auszuschließen. Beispielsweise bilden sich neben der Taktfrequenz auch vielfache der Taktfrequenz mit entsprechenden Seitenbändern aus. Dieses Phänomen wird durch folgende Formel beschrieben.

Taktet nun ein Wechselrichter bei 4 kHz sind abgeschwächte Amplituden ebenfalls bei 8, 16 und 20 kHz mit den entsprechenden Seitenbändern zu erwarten.

Hier sind daher Power Quality Analysatoren zu empfehlen, die Abtastraten an den Strom- und Spannungseingängen bis mindestens 300 kHz aufweisen, um den gesamten Power Quality Bereich bis 150 kHz abdecken zu können. Es haben sich beispielsweise Power Quality Analysatoren von der Neo Messtechnik GmbH aus Österreich bewährt. Neben der hohen Abtastrate von 1 Ms/s sind kleinere Amplituden bei höheren Frequenzen durch ein sehr gutes Signal-Rausch-Verhältnis immer noch erkennbar.

Darüber hinaus können über umschaltbare Spannungseingänge (600 Vp und 10 Vp) auch Spannungssensoren für die Mittelspannung mit Kleinsignalausgängen an das Gerät angeschlossen werden. Bei den Senseleq Stromsensoren stehen Strom- oder Spannungsausgänge zur Wahl. Spannungsausgänge können direkt mit dem Messgerät verbunden werden. Bei Stromsignalen werden induktivarme Messshunts in den Sekundärausgang eingebracht.

Einige Netzbetreiber haben bereits ihre Technischen Anschlussbedingungen (TAB) in Deutschland aktualisiert und verordnen so dem Betreiber der Energieerzeugungsanlage weitere Investitionen bezüglich der Messmittel in der Übergabestation. Eine finanzielle Belastung des Netzbetreibers kann damit, anders als bei einem Anschluss im Niederspannungsbereich, umgangen werden. Der Betreiber der Anlage wird ebenfalls dazu verpflichtet bei der Verletzung der normgerechten Maximalpegel eine Meldung an den Netzbetreiber abzusetzen.

¹ VDE-AR-N 4100 Anwendungsregel:2019-04 (Niederspannung); VDE-AR-N 4110 Anwendungsregel:2018-11 (Mittelspannung); VDE-AR-N 4120 Anwendungsregel:2018-11 (Hochspannung); VDE-AR-N 4130 Anwendungsregel:2018-11 (Höchstspannung)

² Detlef Schulz (2004): Netzrückwirkungen – Theorie, Simulation, Messung und Bewertung, Berlin und Offenbach: VDE-Verlag

³ TR 3 – Bestimmung der elektrischen Eigenschaften von Erzeugungseinheiten und -anlagen, Speicher sowie für deren Komponenten am Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetz

⁴ https://www.reinhausen.com/impulses/standard-compliant-grid-integration-of-wind-and-solar-power/clean-power-grid-with-high-frequency-filters

⁵ https://oar.ptb.de/resources/show/10.7795/EMPIR.17IND06.CA.20191122

⁶ https://www.euramet.org/research-innovation/search-research-projects/details/project/metrology-for-the-next-generation-digital-substation-instrumentation/

Zum Abschluss

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