Netzbildende Umrichter und Distanzschutz: Warum strombegrenztes Fehlerverhalten neu bewertet werden muss

Ein Schutzgerät sieht keinen 'Kurzschluss' im abstrakten Sinn. Es sieht Ströme und Spannungen, verarbeitet abgetastete Messwerte und bildet daraus Kriterien für Anregung, Richtung, Impedanz und Auslösung. Genau an dieser Stelle wird der wachsende Anteil netzbildender Umrichter technisch relevant. Wenn sich die Signale während eines Fehlers anders entwickeln als bei klassisch geprägten Netzen, kann ein bewährter Algorithmus zu einem anderen Ergebnis kommen, obwohl Topologie und Fehlerort unverändert erscheinen.

VDE FNN veröffentlichte am 25.09.2026 die News 'Schutztechnik im Wandel der Energiewende' und stellte darin den Impuls 'Funktioniert der Schutz noch? Netzbildende Umrichter in Wechselwirkung mit der Schutztechnik' bereit. Der Impuls selbst trägt die Ausgabeangabe September 2026. Er ist ein fachlicher Diskussionsbeitrag, keine neue Anwendungsregel. Das ist für die Einordnung wesentlich: Die Veröffentlichung liefert Beobachtungen aus einer begrenzten Messkampagne und formuliert weiteren Untersuchungsbedarf. Sie begründet weder eine allgemeine Austauschpflicht für Schutzgeräte noch die Aussage, Distanzschutz sei in umrichterdominierten Netzen grundsätzlich ungeeignet.

Warum Grid Forming den Fehlerstrom verändert

Netzbildende Umrichter werden im Impuls als geregelte Spannungsquellen beschrieben. Ihre Leistungselektronik kann jedoch nicht beliebig hohe Ströme führen, sodass Strombegrenzung Bestandteil des Fehlerverhaltens ist. Der VDE-FNN-Impuls beschreibt beim Erreichen der Stromgrenze eine betragsmäßige Strombegrenzung und weist darauf hin, dass unterschiedliche Regelungskonzepte unterschiedliche dynamische Verläufe erzeugen können. Für die Schutztechnik ist deshalb nicht allein entscheidend, dass der Strom begrenzt wird. Relevant ist, wie sich die tatsächlich gemessenen Ströme und Spannungen im Fehlerverlauf entwickeln.

Damit verschiebt sich die Schutzfrage. In einem klassisch geprägten Netz kann die Fehlerstromantwort stark von den elektromagnetischen und elektromechanischen Eigenschaften synchroner Maschinen bestimmt sein. Bei einem GFM-Umrichter prägt zusätzlich die Regelung den Verlauf der Messgrößen. Unterschiedliche Regelungskonzepte können daher unterschiedliche transiente Verläufe erzeugen. Ein Schutzgerät muss aus genau diesen Verläufen seine Entscheidung ableiten.

Das ist kein Beleg dafür, dass die Schutztechnik 'zu langsam' oder 'blind' wird. Es ist zunächst ein Interoperabilitätsproblem: Fehlerantwort der Erzeugungs- oder Speicheranlage, Messkette und Schutzalgorithmus müssen zusammen betrachtet werden.

Was die Messkampagne tatsächlich zeigt

Der öffentliche VDE-FNN-Impuls verwendet Messdaten aus dem Projekt GFM-Benchmark des Fraunhofer ISE. Dabei müssen zwei Stichproben auseinandergehalten werden: Fraunhofer ISE beschreibt für den GFM-Benchmark insgesamt sieben vermessene netzbildende Umrichter. Die im VDE-FNN-Impuls dargestellte Schutzuntersuchung ist enger. Für sie wurden standardisierte Strom- und Spannungsverläufe aus den Messungen auf sechs Distanzschutzgeräte von vier Schutzgeräteherstellern ausgegeben; ausgewertet werden zwei ausgewählte Störschriebe. Die Zahl der Umrichter im Benchmark ist damit nicht die Zahl der geprüften Schutzgeräte.

Das Ergebnis ist differenziert. Die Fehlererkennung funktionierte in der Untersuchung grundsätzlich. Gleichzeitig reagierten die Geräte auf identische oder vergleichbare Signalverläufe nicht vollständig gleich. Besonders die Auslöseentscheidung der ersten Distanzschutzzone zeigte eine stärkere Streuung als die reine Anregung. In der Nähe einer Zonengrenze konnten sich die aus den Messgrößen gebildeten Kriterien von Gerät zu Gerät unterscheiden.

Für die Praxis ist die Richtung dieser Aussage wichtiger als einzelne Messwerte. Die Versuche zeigen keine universelle Fehlerzeit und keinen allgemein gültigen Grenzwert. Sie zeigen, dass transiente Signalformen und herstellerspezifische Auswertealgorithmen das Verhalten beeinflussen können. Eine Messkampagne mit ausgewählten Geräten und Störschrieben ist deshalb ein Hinweis auf eine relevante technische Wechselwirkung, aber keine vollständige Aussage über alle Schutzgeräte, alle GFM-Regelungen und alle Netze.

Warum die scheinbare Fehlerimpedanz nicht konstant sein muss

Beim Distanzschutz wird aus lokal gemessener Spannung und lokal gemessenem Strom eine Impedanzgröße abgeleitet. In idealisierten stationären Betrachtungen lässt sich daraus ein klarer Abstand zum eingestellten Schutzbereich diskutieren. Während dynamischer Fehlerverläufe ist diese Vorstellung zu einfach.

Der VDE-FNN-Impuls zeigt, dass die Impedanztrajektorie unmittelbar nach Fehlereintritt keinen scharf stehenden Punkt bilden muss. Strombegrenzung und Regelungsdynamik können dazu führen, dass sich die aus den Messgrößen abgeleitete scheinbare Impedanz zunächst deutlich bewegt. In dem im Impuls beschriebenen Laborfall eines entfernten Fehlers mit zweiseitiger Einspeisung wird die lokale Spannung von mehreren Strombeiträgen beeinflusst, während das Schutzgerät den lokal erfassten Strom auswertet. Verändern sich Betrag und Phasenlage dieses lokalen Stroms, kann sich deshalb auch die vom Gerät bestimmte scheinbare Impedanz verschieben. Dieser Mechanismus ist für den beschriebenen Versuchsaufbau belegt und darf ohne Netzmodell nicht auf jeden realen Fehlerfall übertragen werden.

Damit wird nachvollziehbar, warum nicht nur 'zu wenig Kurzschlussstrom' betrachtet werden sollte. Ein Schutzalgorithmus kann durch Richtung, Phasenlage, Filterung, Zeitfenster und Schwellenlogik beeinflusst werden. Je nach Situation können Überreichweite, Unterreichweite oder eine veränderte Richtungsentscheidung auftreten. Das sind mögliche Mechanismen, keine für jedes Netz vorweggenommenen Ergebnisse.

Drei Zeitbereiche statt einer einzigen Schutzfrage

Der Impuls trennt sinnvoll zwischen Momentanwertebereich, Übergangsbereich und dem Verhalten nach der Fehlerklärung. Diese Trennung verhindert, dass unterschiedliche technische Effekte in einen Topf geworfen werden.

Im Momentanwertebereich geht es um die unmittelbare Signalverarbeitung. Hier wirken Strombegrenzung, nichtsinusförmige Verläufe, Messwandler und digitale Algorithmen zusammen. Im Übergangsbereich können sich Betriebszustände der GFM-Regelung und damit die Ausgangsgrößen weiter verändern. Bereits getroffene Richtungs- oder Schwellenentscheidungen können dadurch beeinflusst werden. Nach der Fehlerklärung wiederum muss die Anlage in einen stabilen Betriebszustand zurückkehren, ohne dass die dabei entstehenden Trajektorien unerwünschte weitere Schutzhandlungen auslösen.

Für die Schutzplanung bedeutet das: Die Frage 'erkennt das Gerät den Fehler?' ist zu eng. Ebenso wichtig sind Reichweite, Richtung, Staffelung, Verhalten über die Fehlerdauer und das Zusammenspiel nach der Ausschaltung.

Warum eine einfache Verzögerung keine allgemeine Lösung ist

Wenn die ersten transienten Effekte eine Distanzschutzentscheidung erschweren, liegt die Idee nahe, die unverzögerte Zone einfach später auslösen zu lassen. Der VDE-FNN-Impuls nennt eine solche Verzögerung ausdrücklich nur als möglichen kurzfristigen Ansatz und verweist zugleich auf den Zielkonflikt: Gerade in höheren Spannungsebenen können längere Fehlerklärungszeiten selbst problematisch werden.

Dieser Punkt darf nicht mit der getrennten VDE-FNN-Studie zu Fehlerklärungszeiten im 110-kV-Netz vermischt werden. Dort geht es um die systemischen Folgen lang anstehender Fehler und möglicher Einspeiseverluste. Beim hier behandelten GFM-Distanzschutzthema geht es dagegen um die Frage, wie der Schutz aus dynamischen Messsignalen zuverlässig entscheidet. Beide Themen berühren die Fehlerklärung, beantworten aber unterschiedliche technische Fragen.

Daraus folgt auch, warum eine pauschale zusätzliche Verzögerung keine belastbare Standardempfehlung ist. Eine Schutzmaßnahme muss zum konkreten Netz, zur Schutzstaffelung, zu den Fehlerfällen und zur angeschlossenen Erzeugungsstruktur passen. Ohne diese Informationen wäre aus einer Laborbeobachtung eine unzulässige Generalisierung geworden.

Welche Unterlagen für eine belastbare Bewertung zusammengehören

Eine sachgerechte Prüfung beginnt nicht mit der Frage, welches Schutzgerät ersetzt werden soll. Sie beginnt mit dem Systemmodell. Dafür gehören mindestens die relevante Netzstruktur, die Fehlerstrombeiträge, die Schutzfunktionen und Einstellungen, die Messwandlerkette sowie das dynamische Verhalten der angeschlossenen Umrichter zusammen betrachtet.

Bei GFM-Anlagen kommt die Beschreibung ihres nach außen wirksamen dynamischen Verhaltens hinzu. Für die weitere Untersuchung fordert der VDE-FNN-Impuls unter anderem EMT-Simulationen sowie zusätzliche Labor- und Feldversuche. Aus einer Abweichung in der begrenzten Messkampagne folgt deshalb noch kein Schutzproblem in einem konkreten realen Netz. Umgekehrt wäre es ebenso unzulässig, die beobachteten Unterschiede allein wegen des Laborcharakters zu ignorieren. Die Übertragbarkeit muss für den jeweiligen Anwendungsfall gesondert bewertet werden.

Aktueller Regelstand macht die Schnittstelle praktisch relevant

Die Diskussion ist nicht rein akademisch. VDE FNN hat technische Anforderungen an netzbildende Eigenschaften in einem eigenen Hinweis beschrieben. Für die Höchstspannung wurde VDE-AR-N 4130/A1 nach der aktuellen VDE-FNN-Übersicht am 08.05.2026 veröffentlicht und ist seit 01.06.2026 Bestandteil der gültigen TAR Höchstspannung. Die öffentliche Statusseite ordnet der Abschnittsüberarbeitung Anforderungen und Nachweise zu netzbildenden Eigenschaften und Momentanreserve im adressierten Höchstspannungs-Anwendungsbereich zu.

Daraus darf keine pauschale Aussage abgeleitet werden, jede Bestandsanlage müsse nun netzbildend werden oder jedes bestehende Schutzkonzept sei neu zu bauen. Der Regelstand erhöht vielmehr die praktische Bedeutung der Schnittstelle: Wo GFM-Eigenschaften tatsächlich gefordert, angeboten oder nachgewiesen werden, sollte das Fehlerverhalten nicht getrennt von der Schutztechnik bewertet werden.

Was aus dem Impuls heute folgt

Die belastbare Schlussfolgerung ist enger als manche Überschrift vermuten lässt. Distanzschutz funktioniert unter GFM-Bedingungen nicht automatisch schlechter, aber seine Eingangssignale können sich anders verhalten. Die veröffentlichte Untersuchung zeigt, dass verschiedene Geräte auf solche Verläufe unterschiedlich reagieren können. Genau deshalb reicht es nicht, nur den maximalen Kurzschlussstrom oder nur den Umrichter zu betrachten.

Für Netzbetreiber und Planer entsteht daraus eine konkrete Prüfaufgabe: Sind die maßgebenden Fehlerfälle, GFM-Verläufe und Schutzalgorithmen für die vorhandene Staffelung ausreichend bekannt und geprüft? Für Hersteller stellt sich die Interoperabilitätsfrage zwischen Regelung und Schutz. Für Prüfstellen wird die reproduzierbare Erzeugung geeigneter Signalverläufe wichtiger.

Der VDE-FNN-Impuls liefert dafür noch keine endgültige Regel. Er liefert aber einen hinreichend konkreten Grund, Schutztechnik in stromrichterdominierten Netzen nicht mehr ausschließlich mit den Annahmen eines synchronmaschinengeprägten Fehlerverhaltens zu bewerten. Der fachlich richtige nächste Schritt ist deshalb weder Panik noch pauschaler Geräteaustausch, sondern eine anwendungsbezogene Prüfung der gesamten Schutzkette.