Grid Integration Challenges

Dies ist das dritte Webinar der fünfteiligen Reihe „The Evolution of Modern Power Systems – Grid Integration, BESS, and the Modern Grid in Practice“ mit Hanane Oudli, Gründerin und CEO von Hanane Global Advisory. Der Vortrag richtet den Blick auf eine zentrale, aber oft unterschätzte Frage: Batteriespeicher können das Netz nicht nur mit Energie versorgen, sondern – richtig ausgelegt – auch aktiv zur Systemstabilität beitragen. Gleichzeitig verändern leistungselektronische Wechselrichter das Kurzschluss- und Schutzverhalten grundlegend.

Batteriespeicher sind mehr als Energiespeicher

Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) werden häufig als „große Batterie“ verstanden: Sie laden Strom, wenn er günstig oder verfügbar ist, und geben ihn später wieder ab. Oudli betont jedoch, dass ein fachgerecht konzipierter Speicher darüber hinaus Frequenzregelung, Spannungshaltung, Fault-Ride-Through, Black-Start-Fähigkeit und Resilienz unterstützen kann. Entscheidend ist dabei nicht die Batteriezelle allein, sondern das Zusammenspiel von Leistungswandlersystem, Regelung, Netzanschluss und Betriebsbedingungen.

Der entscheidende Unterschied zu klassischen Synchrongeneratoren liegt in der Geschwindigkeit: Ein Wechselrichter kann seine Leistung innerhalb von Millisekunden bis Mikrosekunden verändern. Doch diese Schnelligkeit garantiert keine Stabilität. Sie muss mit dem Netz, anderen Regelungen und den Schutzsystemen koordiniert werden.

Grid-following und Grid-forming

Der Vortrag unterscheidet zwei grundlegende Wechselrichterkonzepte:

• Grid-following: Der Wechselrichter misst Spannung und Frequenz des bestehenden Netzes und synchronisiert seine Stromeinspeisung darüber, typischerweise mittels Phase Locked Loop (PLL). Das funktioniert gut in starken Netzen, kann in schwachen Netzen oder bei vielen dezentralen Erzeugern jedoch problematisch werden.

• Grid-forming: Der Wechselrichter verhält sich eher wie eine geregelte Spannungsquelle hinter einer Impedanz. Er kann Spannung und Frequenz mit aufbauen oder stabilisieren und ist daher besonders relevant für schwache Netze, Inselbetriebe und zukünftige Resilienzkonzepte.

Beide Varianten haben jedoch eine wichtige Gemeinsamkeit: Ihre Stromabgabe ist begrenzt, um die interne Leistungselektronik zu schützen. Damit wird das Fehlerverhalten nicht primär durch physikalische Eigenschaften wie bei einem Synchrongenerator bestimmt, sondern durch die Regelungs- und Schutzlogik des Wechselrichters.

Das Kernproblem: Schutzrelais „sehen“ andere Fehler

Konventionelle Synchrongeneratoren können im Kurzschlussfall aufgrund ihrer magnetisch gespeicherten Energie deutlich höhere Ströme liefern – im Vortrag als Größenordnung von etwa dem Fünf- bis Sechsfachen des Nennstroms genannt. Ein wechselrichterbasierter Batteriespeicher ist dagegen stark strombegrenzt; als illustrative Größenordnung werden etwa 110 bis 120 Prozent des Nennstroms genannt. Die tatsächlichen Werte hängen stets von Hersteller, Auslegung, Netzanschluss und Betriebsfall ab.

Das hat direkte Konsequenzen für den Netzschutz:

• Klassische Überstromschutzfunktionen können bei zu geringem Kurzschlussstrom zu spät ansprechen oder gar nicht auslösen.

• Richtungs- und Negativsequenzschutz können durch veränderte Stromamplituden, Phasenlagen und Sequenzanteile beeinträchtigt werden.

• Distanzschutz kann Messabweichungen zeigen, weil seine klassischen Annahmen auf konventionellen Quellen beruhen.

• Gleichzeitig müssen Wechselrichter vielfach während bestimmter Spannungseinbrüche verbunden bleiben – Fault Ride Through –, obwohl andere Störungen zwingend schnell isoliert werden müssen.

Oudlis zentrale Botschaft lautet daher: Ein niedriger Kurzschlussstrom bedeutet nicht, dass ein Fehler harmlos ist. Die Spannung kann trotzdem stark einbrechen und angeschlossene Anlagen beeinträchtigen. Der Schutz muss deshalb auf validiertem Wechselrichterverhalten, Netzstärke, Relaiseinstellungen und einer abgestimmten Schutzphilosophie basieren – nicht auf pauschalen Faustregeln.

Schutz beginnt bereits auf der DC-Seite

Wichtig ist auch, dass BESS-Schutz nicht an der AC-Schnittstelle endet. Auf der Gleichspannungsseite fehlt der natürliche Nulldurchgang des Stroms, der das Löschen von AC-Kurzschlüssen erleichtert. Daher müssen Gleichstrom-Trenn- und Schutzeinrichtungen ausdrücklich für den DC-Betrieb ausgelegt sein. Zusätzlich sind parallele Batterie-Strings, thermische Ereignisse, Gasdetektion, Lichtbogenrisiken und schnelle Isolationsmöglichkeiten zu berücksichtigen.

Der Vortrag plädiert für einen mehrschichtigen Schutzansatz:

1. Batterie- und DC-Schutz mit Batteriemanagement, Monitoring, DC-fähigen Sicherungen bzw. Schaltern sowie thermischer bzw. Gasdetektion.

2. Schutz des Leistungswandlers, insbesondere interne Strombegrenzung, DC-Zwischenkreis-Schutz und klar definiertes Fehlerverhalten.

3. Anlagenseitiger AC-Schutz, etwa Differenzial-, spannungsgesteuerter Überstrom- sowie Spannungs- und Frequenzschutz.

4. Netzanschluss mit abgestimmten Fault-Ride-Through-Einstellungen und gegebenenfalls kommunikationsgestütztem Schutz.

EMT-Simulation wird zum Pflichtinstrument

RMS- beziehungsweise Phasor-Simulationen liefern ein wertvolles Gesamtbild des Netzes, etwa für Frequenz-, Winkel- und großräumige Stabilitätsfragen. Für die hier relevanten Vorgänge reichen sie jedoch häufig nicht aus: Strombegrenzung, PLL-Dynamik, Schaltvorgänge, Messverhalten von Schutzrelais und harmonische Effekte spielen sich im Mikro- bis Millisekundenbereich ab.

Elektromagnetische Transientensimulationen (EMT) berechnen dagegen die momentanen Spannungs- und Stromwellenformen. Damit lässt sich untersuchen, wie Wechselrichterregelung, Netz, Messwandler und Schutzrelais im Fehlerfall zusammenwirken. Oudli bezeichnet eine gut aufgebaute EMT-Studie für wechselrichterbasierte Ressourcen nicht als „nice to have“, sondern als praktisch unverzichtbar.

Der vorgeschlagene Arbeitsablauf ist praxisnah:

• Modellierung von BESS, Wandlerregelung, Transformator, Netz und relevanten Schutzfunktionen.

• Validierung anhand von Herstellerdaten, Werks- und Inbetriebnahmetests oder anderen belastbaren Referenzen.

• Simulation verschiedener Fehlerarten, Fehlerorte, Betriebszustände, Regelungsmodi und Fault-Ride-Through-Szenarien.

• Auswertung nicht nur der Stromhöhe, sondern auch von Wellenform, Spannung, Relaismessgrößen, Relaislogik und Ausschaltsequenz.

• Anpassung von Schutzeinstellungen, Regelungen oder Geräteauswahl vor der Inbetriebnahme.

Die EMT-Simulation ersetzt dabei weder Inbetriebnahmetests noch eine sorgfältige Schutzprüfung. Sie hilft jedoch, Probleme früh zu erkennen, bevor sie an einem energisierten System zu teuren oder gefährlichen Ereignissen führen.

KI-Rechenzentren verschärfen das Problem

Als praktisches Beispiel dient ein Bericht zu einer Störung in Nordvirginia vom 10. Juli 2024. Eine Störung an einer 230-kV-Leitung führte zu einem Fehler von etwa 42 bis 60 Millisekunden. Die Spannung sank in der Region auf etwa 0,25 bis 0,40 per unit, woraufhin rund 1.500 MW Rechenzentrumslast abgeschaltet oder auf Backup-Versorgung umgeschaltet wurden.

Das Beispiel zeigt: Selbst ein in wenigen Netzfrequenzperioden beseitigter Fehler kann eine sehr große, schnelle Laständerung auslösen. Diese wirkt anschließend auf Spannung und Frequenz des Netzes zurück. KI-Rechenzentren verschärfen dieses Risiko, weil sie sehr große Leistungen konzentrieren, empfindlich gegenüber Spannungs- und Frequenzabweichungen sind, ihre Last schnell ändern können und nahezu unterbrechungsfreie Versorgung erwarten.

Netzbildende Batteriespeicher können hier helfen, Spannung und Frequenz am Anschlusspunkt zu stützen und schnelle Laständerungen abzufedern. Voraussetzung sind jedoch ausreichende Leistung, Energie- bzw. Leistungskopf, geeignete Regelungen und eine saubere Koordination mit dem Schutzsystem. Ein BESS ist damit keine universelle Lösung, sondern ein potenziell sehr wertvoller Baustein eines systemisch geplanten Netzes.

Fazit

Der dritte Teil der Reihe macht deutlich, dass Batteriespeicher die Systemstabilität deutlich verbessern können – aber nur, wenn ihre wechselrichterspezifische Fehlerdynamik von Anfang an mitgedacht wird. Die Herausforderung liegt nicht darin, möglichst große Speicher zu bauen, sondern deren Regelungsverhalten, Strombegrenzung, Fault-Ride-Through und Schutzkoordination systematisch in das Gesamtnetz zu integrieren.

Kernbotschaft: Ein Batteriespeicher ist kein passiver Energietank, sondern ein aktiv regelbares Netzbauteil. Ob er im Störfall stabilisiert oder neue Schutzprobleme erzeugt, entscheidet sich im Zusammenspiel von Wechselrichterregelung, Netz und Schutztechnik – und lässt sich zuverlässig nur mit validierten EMT-Simulationen untersuchen.