Tobias Keller, ATPE / ABB Automation & Power World 2013 Netzstabilität in Kraftwerken Die heutigen Herausforderungen
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- Roland Pohl
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1 Tobias Keller, ATPE / ABB Automation & Power World 2013 Netzstabilität in Kraftwerken Die heutigen Herausforderungen
2 Netzstabilität Agenda Netzstabilität Die Herausforderung heute Netzfehlererkennung Fault-Ride-Through Fähigkeit Eine Schlüsselaufgabe PSS Blockierung während starken, kurzzeitigen Netzstörungen Zusammenfassung 25. April 2013 Folie 2
3 Netzstabilität
4 Netzstabilität Die Herausforderung heute Die heutige Gesellschaft ist von einer zuverlässigen Energieversorgung abhängig Durch die Dezentralisierung und freiere Einspeisemöglichkeiten wird die Handhabung von Fehlern im Netz schwieriger Schwächere Netze erfordern eine Lösung für zuverlässige Handhabung von Fehlern In diesem Zusammenhang muss auch der Einfluss des Pendeldämpfungsgerätes (Schlupfstabilisierung/PSS) auf transiente Netzstörungen untersucht werden. 25. April 2013 Folie 4
5 Netzstabilität Entwicklung neuer Netzcodes Quelle: Dena Grid Study, Germany 2005; Extracted from presentation «PV-Inverters Supporting Electrical Grid Stability Through Active and Reactive Power Control», Volker Wachenfeld, SMA Technology AG Mio kw Minimale Netzlast Other renewables Wind Total Dezentrale Stromerzeugung Verhalten aufgrund früherer Netzrichtlinien: Abschalten bei ersten Anzeichen von Problemen Schmale Frequenz und Spannungsbänder für den Betrieb Keine Netzunterstützung im Falle von Fehlern oder zur Spannungshaltung Enorme Zunahme dezentraler Stromerzeugung 25. April 2013 Folie 5
6 Netzstabilität Entwicklung neuer Netzcodes Quelle: Dena Grid Study, Germany 2005; Extracted from presentation «PV-Inverters Supporting Electrical Grid Stability Through Active and Reactive Power Control», Volker Wachenfeld, SMA Technology AG ENTSO-E steht vor der Türe, am wurde die finale Version an die ACER übermittelt Netzstabilität muss unterstützt werden durch Fault-Ride-Through (FRT) Fähigkeit Generator muss während Netzstörung in Betrieb bleiben Kurzschlussstrom-Unterstützung Einhaltung der Spannungsgrenzen Erzeugung von Blindleistung unter normalen Betriebsbedingungen Einhaltung der Frequenzgrenzen Reduzierung der Wirkleistung bei Überfrequenzen 25. April 2013 Folie 6
7 Netzfehlererkennung
8 Erweiterte Netzfehlererkennung Eine Schlüsselaufgabe Die Synchronmaschine verfügt über eine stabilisierende Wirkung auf das Netz und ist somit direkt verantwortlich für das Fehlverhalten eines jeden Netzes. Definition: Die Fähigkeit eines Synchrongenerators auch bei erheblichen Störungen (z.b. Kurzschluss) synchron und am Netz zu bleiben wird als Fault-Ride-Through - Fähigkeit bezeichnet. In anderen Worten, die Fault-Ride-Through -Fähigkeit ist die wichtigste Herausforderung zur Kontrolle der Netzwerk Stabilität 25. April 2013 Folie 8
9 Erweiterte Netzfehlererkennung Eine Schlüsselaufgabe Ein richtig ausgelegtes Erregungssystem kann einen wichtigen Beitrag zur Stabilität und Synchronizität eines Synchrongenerators leisten. Typischerweise hat die Verbesserung der Netzstabilität aber auch Nebenwirkungen. Diese können durch die Verwendung von Pendeldämpfungsgeräten (PSS) verringert werden. 25. April 2013 Folie 9
10 Erweiterte Netzfehlererkennung Fallbeispiel 1 Spannungseinbruch am Netz Ein Synchrongenerator ist auf die Schiene N2 verbunden, die das untenstehende Spannungs-Zeit-Verhalten aufweist: GeneratorVoltage/p.u Time /s 25. April 2013 Folie 10
11 Erweiterte Netz-Kurzschluss Erkennung Fallbeispiel 1 Spannungseinbruch am Netz Verhalten des Generators (ohne Einfluss auf Turbinenregler): (a) Drehzahl (pu) (b) Erregerspannung (pu) RotorSpeed/p.u ExcitationVoltage/p.u Time /s Time /s Der Generator fällt trotz rascher Reaktion des Spannungs-reglers ausser Tritt und wird asynchron. 25. April 2013 Folie 11
12 Erweiterte Netzfehlererkennung Eine mögliche Lösung des Problems Auch ein richtig ausgelegtes Erregungssystem ist kein absoluter Garant für die Fault-Ride-Through -Fähigkeit eines Generators Naheliegender Ansatz: Kurzzeitige Reduktion des Drehmomentes an der Generatorwelle Schnelle Erkennung schwerer Fehler und sofortige Reduzierung des Drehmomentes durch den Turbinenregler sind entscheidend um die FRTC zu erhöhen Das Drehmoment während 250 ms um 20-30% reduzieren (ramp down) verbessert das Verhalten wesentlich 25. April 2013 Folie 12
13 Erweiterte Netzfehlererkennung Fallbeispiel 1 Spannungseinbruch am Netz (a) Drehzahl (pu) 1.3 Verhalten des Generators: (b) Erregerspannung (pu) With 20% Pm reduction Without Pm reduction 4 Rotos Speed /p.u ExcitationVoltage/p.u With 20% Pm reduction Without Pm reduction Time /s Time /s Der Generator fällt nicht ausser Tritt. 25. April 2013 Folie 13
14 Erweiterte Netzfehlererkennung Einstellmöglichkeit Fault Ride Through (FRT) Während des Kurzschlusses erhöht sich die Drehzahl des Generators Die Erregung muss auf Deckenspannung gehen, um einen Gegenmoment zu erzeugen Wenn der Fehler länger als typischer-weise 150 ms ansteht, schlüpft der Generator Weitere Massnahmen è Wirkleistung muss reduziert werden FRT-Erkennung Schnelle Erkennung, Signal an Turbinenregler innerhalb von < 20 ms 25. April 2013 Folie 14
15 PSS Blockierung
16 PSS Blockierung Hintergrund Es gibt verschiedene Szenarien in denen das Pendeldämpfungsgerät (PSS) die Stabilitätsreserve eines Generators reduziert. Bei Frequenzänderungen oberhalb eines gewissen Wertes macht es Sinn die PSS zu blockieren. Die Erregung muss diese Zustände erkennen und selbsttätig die PSS blockieren ohne deren Wirksamkeit bei normalen Oszillationen zu reduzieren (z.b. Netz- Netz Pendelungen). 25. April 2013 Folie 16
17 PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem f [Hz] 50.0 Final Report, System Disturbance on 4 November 2006; UCTE Union for the co-ordination of transmission of electricity, pp , , Lokale Zeit 22:10:20 22:10:30 22:10:40 22:10:50 22:11:00 22:11:30 22:12:00 22:13:30 22:13:00 [hh:mm:ss] 25. April 2013 Folie 17
18 PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem April 2013 Folie 18
19 PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem (a) Generatorfrequenz (Hz) Verhalten des PSS: (b) PSS Ausgangssignal (pu) Generator Frequency /Hz PSS output /p.u Time /s Tw=2s Tw=10s Time /s 25. April 2013 Folie 19
20 PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem (a) Klemmenspannung (pu) Verhalten des Generators: (b) Lastwinkel (deg) 1 90 no additional damping contribution by PSS Tw=2s Tw=10s 85 Generator Voltage /p.u Total load angle /deg Tw=2s Tw=10s Time /s Time /s 25. April 2013 Folie 20
21 Zusammenfassung
22 Zusammenfassung Netzstabilität in Kraftwerken Die Fault Ride-Through -Fähigkeit erfordert: Netz-Überwachung Schnelle Fehlererkennung Kommunikation mit Fremdsystemen (z.b. Turbinenregler) Verbesserte Stabilität im Falle von Störungen durch Erkennung von Frequenzänderungen oberhalb eines gewissen Levels Blockierung des PSS, falls die PSS nicht mehr aktiv zur Stabilität des Netzes beitragen kann 25. April 2013 Folie 22
23 Ansprechpartner Tobias Keller Leiter Produkte und Technologie Erregungssysteme ABB Schweiz AG Austrasse, CH-5300 Turgi, Schweiz Telefon: ô Mobil: Contact Center: April 2013 Folie 23
24 ABB Group April 25, 2013 Slide 24
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