Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern

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1 Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger und Andree Wenzel 1. Einleitung Simulationsmodell Validierung des Modells Simulationsergebnisse Ergebnisse mit bürstenlosem Erregersystem Ergebnisse mit statischem Erregersystem Zusammenfassung Quellen Einleitung Dreipolige Netzkurzschlüsse dürfen bei Fehlerklärungszeiten bis 15 ms gemäß Transmission Code 27 [1] nicht zur Instabilität eines angeschlossenen Kraftwerkes führen, solange die vom Netz anstehende Anfangskurzschlussleistung am Netzanschlusspunkt nach der Fehlerklärung im Netz größer als der sechsfache Wert der Nennwirkleistung des Kraftwerkes beträgt. Grid Codes anderer Länder fordern z. T. auch höhere Zeiten. Die Stabilität des Generators wird bei einem kraftwerksnahen Netzkurzschluss durch viele Parameter beeinflusst. Neben der Fehlerklärungszeit durch den Netzschutz sind dies u. a.: die transienten Reaktanzen und Zeitkonstanten des Generators, die Transformatorparameter und die Länge der Maschinenleitung, die Anlaufzeitkonstante des Turbosatzes, der Arbeitspunkt des Generators im Betriebsdiagramm, der Turbinenregler und das Erregersystem, die nach Fehlerklärung noch anstehende Netzkurzschlussleistung. 1

2 Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel Die anstehende Netzkurzschlussleistung nach der Fehlerklärung hat ab einem Wert, der größer als das rund zehn- bis 15-fache der Nennwirkleistung des Kraftwerkes ist, nur noch wenig Einfluss auf die transiente Stabilität. Die Netzinnenreaktanz, die ein Maß für die anstehende Netzkurzschlussleistung ist, wird im Vergleich zu der Summe von transienter Generatorreaktanz und Maschinentraforeaktanz verhältnismäßig klein. Wenn die noch anstehende Netzkurzschlussleistung nach der Fehlerklärung kleiner als der sechs- bis zehnfache Wert der Kraftwerksnennwirkleistung wird, verringert sich die Stabilitätsreserve nichtlinear [9]. Während des Kurzschlusses kann der Generator praktisch keine Wirkleistung in das Netz abgeben, sodass die anstehende Turbinenleistung zu einer Beschleunigung des Wellenstranges führt. Den größten Einfluss auf die Beschleunigung hat die Fehlerklärungszeit. Nach der Fehlerklärung muss die Verzögerungsenergie ausreichen, um den Polradwinkel wieder auf einen stabilen Arbeitspunkt innerhalb der zulässigen Betriebsgrenzen zurückzuführen. Die Anlaufzeitkonstante des Turbosatzes hat daher auch maßgeblichen Einfluss auf die Stabilitätsgrenze; eine große Anlaufzeitkonstante erhöht die kritische Fehlerdauer bis zur Stabilitätsgrenze. In dem Beitrag [6] wurde gezeigt, welcher Einfluss die Leittechnik und die Turbinenstellventile auf die Turbinenleistung und damit auf die kritische Fehlerklärungszeit haben. In diesem Beitrag wird durch Simulationen der Einfluss des Erregersystems auf die theoretische kritische Fehlerklärungszeit, die gerade noch nicht zur Instabilität des betrachteten Generators führt, untersucht und analysiert. Die konzeptgemäße Fehlerklärungszeit des Netzschutzes muss ausreichend unterhalb dieser berechneten kritischen Fehlerklärungszeit für die Stabilität liegen, um nach Fehlerklärung eine ausreichend gute Erholung der Spannung im Eigenbedarf/Netz zu gewährleisten. 2. Simulationsmodell Zur simulativen Untersuchung der transienten Stabilität ist zunächst ein geeignetes Modell eines typischen großen Turbosatzes mit seinen Regeleinrichtungen aufzustellen [4] und [5]. Es beinhaltet gemäß Abbildung 1 neben dem Generator, der über einen Blocktransformator an einem nachgebildeten Netz angeschlossen ist, ein detailliertes Modell des Erregersystems und eine vereinfachte Nachbildung der Turbine mit der Turbinenregelung. Das dynamische Verhalten eines Synchrongenerators unter Berücksichtigung der elektromechanischen Kopplung wird im Allgemeinen durch ein Zwei-Achsen-Modell nach Park [3] simuliert. Das elektrische Ersatzschaltbild in Abbildung 2 berücksichtigt drei Wicklungen für die Längsachse mit dem Index d (Ständerwicklung Index a, Erregerwicklung Index f und Dämpferwicklung Index D) und drei Wicklungen für die Querachse mit dem Index q (Ständerwicklung Index a und Dämpferwicklungen Index f und D). Die Canay-Reaktanzen x Cd und x Cq ermöglichen eine präzisere Nachbildung der Vorgänge in der Erregerwicklung. Sättigungseffekte in der Hauptfeldreaktanz x hd der Längsachse sind für eine hinreichend genaue Untersuchung der transienten Vorgänge zu berücksichtigen. 2

3 Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern PDG Erregung Turbine Spannungsregler Begrenzungsfunktionen Turbinenregler Begrenzungsfunktionen Synchrongenerator am Netz Abb. 1: Übersicht des Simulationsmodells i d i fd r a x aσ x cd x fd r fd u + ω d ψ q x hd r Dd i Dd u fd x Dd iq i fq r a x aσ x cq x fq r fq u ω q ψ d x hq r Dq i Dq x Dq Abb. 2: Elektrisches Ersatzschaltbild des Synchrongenerators 3

4 Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel Für das dynamische Verhalten ist das Erregersystem mit dem dazugehörigen Spannungsregler neben dem Generator maßgeblich verantwortlich. In diesem Aufsatz werden sowohl statische als auch bürstenlose Erregersysteme betrachtet. Für das im Folgenden betrachtete bürstenlose Erregersystem regelt der PID- Spannungsregler über einen Stromrichter zunächst das Feld der Erregerwicklung der Haupterregermaschine, die ihrerseits die Feldwicklung des Generators über ein Diodenrad mit Strom versorgt (Abbildung 3). Für eine hohe Regelgeschwindigkeit ist i. A. eine hohe maximale Erregerspannung notwendig. Die Energie für die Erregung wird von einer auf der Welle rotierenden Hilfserregermaschine bereitgestellt. Die ebenfalls eingezeichnete Begrenzung des Erregerstroms I fe verhindert unzulässige Belastungen der Maschinen. Weitere Begrenzungen, wie die thermische Übererregungsbegrenzung, die Untererregungsbegrenzung oder die Ständerstrombegrenzung, sind für die Untersuchungen nicht relevant und werden daher nicht modelliert. Zusätzlich kann eine Totzeit für die digitale Regelung berücksichtigt werden. I fe max K CI K LR I fe U asoll KP ( 1 1 T s i T v U fe max s T ds+1 ( e -T A s U fe π U RSV = 1 1 T E s π U fd 1 T 1+T s+1 E R U fe min V = V X ES E [ V E ] F EX F EX= f [ I N ] I N U a K E I = N K C I FD V F K D I fd Abb. 3: Blockschaltbild des bürstenlosen Erregersystems Zum späteren Vergleich wird auch ein statisches Erregersystem gemäß Abbildung 4 verwendet. Hier kommt ein PI-Spannungsregler mit unterlagertem Feldspannungsregler analog zu dem IEEE-Modell ST6B zum Einsatz [2]. Bei einem statischen Erregersystem entfällt die Haupterregermaschine. Der Ausgang des Spannungsreglers versorgt über den Stromrichter direkt die Feldwicklung des Generators mit Gleichstrom. Eine Begrenzung des messbaren Generator-Feldstroms ist wie eine Totzeit der Regelung ebenfalls berücksichtigt. Die Versorgung des Stromrichters U RSV kann aus einer unabhängigen Quelle oder aus der Klemmenspannung des Generators abgeleitet werden. Beide Modelle werden über Pendeldämpfungsgeräte (Power System Stabilizer, kurz PDG) zur Dämpfung von Leistungsschwingungen erweitert. Für eine detaillierte Beschreibung von Erregersystemen sei auch auf [2], [3], [4] und [7] verwiesen. 4

5 Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern Der Generator ist meist über einen Blocktransformator mit dem Übertragungsnetz verbunden. Für den Transformator genügt die Nachbildung mit einem Standardmodell entsprechend [7]. Wie in [1] beschrieben, wird für die Untersuchungen von einer nach Fehlerklärung noch anstehenden Netzkurzschlussleistung, die der sechsfachen Nennwirkleistung des Turbosatzes entspricht, ausgegangen. I fd max K CI K LR I fd U fd min K FF U a soll K PA U fd max K IA s V A K M U fd max M I N e -T A s π U RSV U fd U fd min 1 1+sTR U fd min K G U a 1+sT G Abb. 4: Blockschaltbild des statischen Erregersystems Für die meisten Betrachtungen kann während eines Netzfehlers von einem konstanten mechanischen Turbinenmoment ausgegangen werden. Dafür genügen die Modelle für den Drehzahl-/Leistungsregler nach [8] und Verzögerungsglieder für die Dampfturbine. Ist die Anlage mit einer Fehlererkennung und einem Ventilschnellgang bzw. Fast Valving ausgerüstet, so sind entsprechende Modelle, wie in [6] beschrieben, zu berücksichtigen. Das Modell wird für einen Dampfturbosatz mit ca. 1.2 MVA Generator-Nennscheinleistung und einem bürstenlosen Erregersystem aufgestellt und parametriert. 3. Validierung des Modells Jede Simulation kann nur so gute Ergebnisse liefern, wie es die Modelle zulassen. Daher ist es notwendig, anhand ausgewählter Versuche die Gültigkeit der verwendeten Modelle zu überprüfen. Hier wird exemplarisch das gemessene Verhalten bei einem Sollwertsprung von ±1,5 % der Generatorspannung im Netzparallelbetrieb für den o. e. Dampfturbosatz bei hoher Wirkleistung und geringer Blindleistung mit dem simulierten Verhalten verglichen. Die Abbildung 5 zeigt von oben nach unten die Verläufe der Klemmenspannung U a, der Wirkleistung P, der Blindleistung Q, der Erregerspannung U fe und des Erregerstroms I fe der Erregermaschine jeweils in Prozent. Als Bezugswerte werden die jeweiligen Werte im Nennpunkt verwendet. Die blauen Kurven zeigen den gemessenen Verlauf, die roten Kurven den simulierten. 5

6 Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel U a 12 1 Validierung: Sollwertsprung am Netz Simulation Messung Sollwert P Q U fe I fe t / s Abb. 5: Sollwertsprung der Generatorspannung (blau: Messung, rot: Simulation) Der Vergleich zwischen Messung und Simulation zeigt eine sehr gute Übereinstimmung, die Kurven sind fast deckungsgleich. Auch die typischen Pendelungen der Wirkleistung (Eigenmode des Turbosatzes) werden von dem Modell nachgebildet. Es sei erwähnt, dass für diesen Vergleich die anstehende Netzkurzschlussleistung auf den tatsächlichen Wert während der Messung eingestellt wurde und erst für die folgenden Untersuchungen auf den sechsfachen Wert der Nennwirkleistung nach Fehlerklärung reduziert wurde. 4. Simulationsergebnisse Mit dem validierten Modell können nun Untersuchungen mithilfe der Simulation durchgeführt werden. Als Arbeitspunkt wird Nenn-Wirkleistung ohne Blindleistung gewählt. Es sei an dieser Stelle erwähnt, dass auch der Arbeitspunkt die kritische Fehlerklärungszeit beeinflusst. Bei Nennwirkleistung und untererregtem Betrieb vermindert sich diese Zeit [9]. Das Turbinenmoment wird im Sinne einer worst-case-betrachtung stets als konstant angenommen Ergebnisse mit bürstenlosem Erregersystem Als erstes wird die kritische Fehlerklärungszeit für das bürstenlose Erregersystem bestimmt. Hierzu wird die Kurzschlussdauer in der Simulation solange erhöht, bis der Synchronismus verloren geht. Die Abbildung 6 zeigt, dass bei einer 6

7 Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern Fehlerklärungszeit von 27 ms gerade noch ein stabiler Weiterbetrieb möglich ist. Durch den Fehler werden heftige Pendelungen angeregt, die durch ein Pendeldämpfungsgerät wirksam bedämpft werden können. Dies wird weiter unten gezeigt. Während des Kurzschlusses bricht die Generatorklemmenspannung auf ca. 3 % zusammen. Entsprechend erhöht der Spannungsregler die Stellgröße Erregerspannung U fe. Die Erregerstoßstrombegrenzung greift ein, sobald der Maximalwert des Erregerstroms von hier 145 % bezogen auf Nenn-Erregung (entsprechend 14 % Generator-Feldspannung und Feldstrom, auch als Deckenspannung und Deckenstrom bezeichnet) erreicht wird und verhindert ein Überschreiten dieses Grenzwertes. Erst ca.,6 s nach Fehlerklärung kann wieder die maximale Erregerspannung zur Spannungsstützung freigegeben werden. Nach der Fehlerklärung an der Stabilitätsgrenze erholen sich die Generatorspannung und damit die Spannung im Eigenbedarf nur sehr langsam. Eine Übererregungsbegrenzung bzw. thermische Begrenzung würde erst bei anhaltend hohem Erregerstrom (typisch 1 s) eine Rückführung auf den zulässigen Dauerwert von hier 15 % sorgen. Dies tritt in den untersuchten Fällen nicht ein. Als nächstes wird untersucht, welchen Einfluss der maximale Erregerstrom auf die Fehlerklärungszeit hat. Dazu werden Deckenspannung und -strom des Generators von 14 % auf 2 % erhöht. Die Erregerstrombegrenzung wird entsprechend auf 21 % erhöht und gleichzeitig die zur Verfügung stehende Erregerspannung angehoben. Damit lässt sich die kritische Fehlerklärungszeit um 2 ms auf 29 ms steigern. Der Grund ist in der höheren induzierten Polradspannung zu sehen, die ein größeres elektrisches Moment des Generators nach der Fehl- Rotierende Erregung: Transiente Stabilität U a P Q U fe I fe t / s Abb. 6: Ausgangssituation ohne PDG: Kurzschlussdauer 27 ms 7

8 Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel erklärung bewirkt und somit den Polradwinkel wieder in den stabilen Bereich zurückzubringen vermag. Dies zeigt der Vergleich des elektrischen Momentes in Abbildung 7 für 14 % und 2 % Deckenstrom bei 27 ms Fehlerklärungszeit. Einschränkend sei erwähnt, dass diese Maßnahme zwar in der Simulation einfach einzustellen ist, aber in der Realität mit z. T. kostenintensiven Anpassungen in den Maschinen (Hilfserreger-, Haupterreger- und Synchronmaschine) und dem Stromrichter des Spannungsreglers verbunden ist. m el % 2 % t / s Abb. 7: Momentenvergleich: Kurzschlussdauer 27 ms Eine Variation der Totzeit von 1 ms bis 1 ms, bedingt durch die digitale Signalverarbeitung in modernen Spannungsreglern, zeigt praktisch keine Auswirkung auf die kritische Fehlerklärungszeit. Ähnliches gilt auch für die Zeitkonstante der Erregermaschine bei einer unterstellten Halbierung oder Verdopplung. Gleiches lässt sich auch für die Parameter des PID-Spannungsreglers feststellen. Der hohe Spannungseinbruch an den Generatorklemmen bewirkt unmittelbar Stoßerregung selbst bei verhältnismäßig geringer Verstärkung des Spannungsreglers. Daher reichen moderate Werte für den Proportionalitätsbeiwert K p aus. Eine deutliche Vergrößerung oder Verringerung ändert die kritische Fehlerklärungszeit nicht. Eine zu hohe Verstärkung kann jedoch auftretende Netzpendelungen entdämpfen. Die bessere Dämpfung der Pendelungen nach Fehlerklärung durch ein Pendeldämpfungsgerät (PDG) wird in Abbildung 8 gezeigt. Mit geeigneter Beeinflussung der Erregung klingen die angeregten Leistungsschwingungen schneller ab. Eine Erhöhung der zulässigen Fehlerklärungszeit findet jedoch nicht statt. 8

9 Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern Rotierende Erregung: Transiente Stabilität U a P Q U fe I fe t / s Abb. 8: Ausgangssituation mit PDG: Kurzschlussdauer 27 ms 4.2. Ergebnisse mit statischem Erregersystem Die Untersuchungen werden basierend auf dem validierten Anlagenmodell für ein statisches Erregersystem wiederholt. Dazu wird das Modell des Erregersystems aus Abbildung 3 durch das Modell in Abbildung 4 unter Beibehaltung der Werte für Deckenspannung und Deckenstrom der Generatorfeldwicklung zum direkten Vergleich mit dem bürstenlosen Erregersystem ersetzt. In dieser Konfiguration ergibt sich dieselbe kritische Fehlerklärungszeit von 27 ms. Auf einen Schrieb wird deshalb verzichtet. Hierbei wird zunächst von einer unabhängigen und somit konstanten Versorgung des Stromrichters ausgegangen. Wie zuvor werden nun Deckenspannung und Deckenstrom von 14 % auf 2 % erhöht. Damit lässt sich die kritische Fehlerklärungszeit wiederum um 2 ms auf 29 ms steigern. Es sei aber, wie schon bei den rotierenden Erregersystemen, auf die ggf. kostenintensiven Auswirkungen auf Generator und Leistungsteil des Erregersystems inklusive speisendem Erregertransformator hingewiesen. Die Situation ändert sich, wenn die Leistungsversorgung des statischen Erregersystems von der Generator-Klemmenspannung abhängt. Aufgrund der reduzierten Versorgungsspannung während und auch noch im Anschluss an den Kurzschluss ist nur eine etwas geringere Fehlerklärungszeit von 26 ms zulässig, wie Abbildung 9 zeigt. Anstelle der Erregergrößen der Erregermaschine sind nun die Feldspannung U fd und der Feldstrom I fd des Generators dargestellt. Die von der Klemmenspannung abhängige und damit reduzierte Feldspannung ist gut zu erkennen. 9

10 Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel Statische Erregung: Transiente Stabilität U a P Q U fd I fd t / s Abb. 9: Versorgungsspannung von Klemmenspannung abhängig: Kurzschlussdauer 26 ms Auch hier hat eine Variation der Totzeit der Signalverarbeitung im Spannungsregler von 1 ms bis 1 ms praktisch keine Auswirkung auf die kritische Fehlerklärungszeit. Gleiches gilt auch für ein Pendeldämpfungsgerät zur Verbesserung der Dämpfung. Mit den üblichen Parametern der Spannungsregelung bewirkt der Spannungseinbruch stets Stoßerregung. Daher hat eine Verringerung oder Vergrößerung wieder keinen Effekt auf die kritische Fehlerklärungszeit. 5. Zusammenfassung Zusammenfassend haben die Simulationsergebnisse gezeigt, wie mit einer Erhöhung des Deckenstromfaktors bei gleichzeitiger Anpassung des Deckenspannungsfaktors die kritische Fehlerklärungszeit etwas ausgedehnt werden kann. Die Totzeit digitaler Spannungsregler spielt für diese Untersuchung bei großen Dampfturbosätzen ähnlich wie auch die Parameter des Spannungsreglers nur eine untergeordnete Rolle, solange Stoßerregung sichergestellt ist. Ein Pendeldämpfungsgerät vermag zwar die Dämpfung von angeregten Leistungsschwingungen zu verbessern, aber nicht die kritische Fehlerklärungszeit zu erhöhen. Auch die Art des Erregersystems, bürstenlos oder statisch, hat kaum Einfluss auf die kritische Fehlerklärungszeit, sofern der Feldkreis des Generators dieselben Parameter aufweist. Eine von der Klemmenspannung abhängige Versorgungsspannung der Erregung wirkt sich nur geringfügig nachteilig aus. 1

11 Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern 6. Quellen [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] Verband Deutscher Netzbetreiber VDN, Transmission Code 27 Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Version 1.1, 27. IEEE Standard : IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies, April 26. VDI/VDE 368: Regelung von Synchronmaschinen, Oktober 22. VDI/VDE GMA Fachausschuss 7.15: Modellierung und Simulation von Kraftwerksblöcken, at - Automatisierungstechnik 9/21. Bennauer, M.; Schindler, C.; Degenhardt, A.; Müller, P.; Schütz, M.; Kutzner, R.: Echtzeitsimulator zur Prüfung des stabilen Regelverhaltens von Dampfkraftwerken am elektrischen Netz, 44. Kraftwerkstechnisches Kolloquium, Dresden, 212. Bennauer, M.; Kreischer, C.; Werthes, H.: Netzstörungen und deren Auswirkungen auf Dampfturbinen unterschiedlicher Baugrößen, 46. Kraftwerkstechnisches Kolloquium, Dresden, 214. VDI/VDE 3524, Blatt 1 und Blatt 3: Modellierung und Simulation von Kraftwerksblöcken. März 214. VDI/VDE-Richtlinie 3521, Blatt 4: Richtlinien für die Untersuchung von Regel- und Steuereinrichtungen von Dampfturbinen. Oktober 2. Kulicke, B.; Krebs, H.: Außertrittfall von Turbosätzen. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 85 (1986), Heft

12 Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel Hier wird eine Anzeige platziert! 12