9. Essener Tagung: Turbogeneratoren in Kraftwerken Technik Instandhaltung- Schäden

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1 Technik Instandhaltung- Schäden Vortragstitel: Neue Erkenntnisse über die Auswirkungen von elektrischen Störfällen auf die Kraftwerksturbosätze Datum Referent: Dr. Gert Anschrift Freyeslebenstr Erlangen Telefon / gert.mehlmann@siemens.com Siemens AG Energy Management Digital Grid Solutions & Services Power Technologies International siemens.de/power-technologies

2 1 Inhalt 1 Inhalt Text Abstract Fehlerfälle Ansatz zur Klassifizierung von Störfällen anhand der Gefährlichkeit Ansatz zur Klassifizierung von Störfällen anhand der gemittelten Ermüdung Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Simulationsmodell Simulationsergebnisse Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Simulationsmodell Simulationsergebnisse Zusammenfassung Anhang Anhang 1 Tabellen und Grafiken Anhang 2 - Präsentationsfolien Literaturverzeichnis Stichworte...33 Siemens AG, EM DG PTI Seite 2 von 33

3 2 Text 2.1 Abstract Ziel der Studie ist eine Aktualisierung und Überprüfung des gegenwärtigen Störfallkatalogs zur Auslegung des Generator-Turbinen Wellenstrangs [1]. Hierzu werden die in [1] definierten Störfälle, sowie zusätzliche Störfälle, für eine aktuelle Auswahl von Kraftwerksblöcken berechnet und ausgewertet. Dies erlaubt eine Aussage ob der Störfallkatalog aktualisiert und/oder erweitert werden sollte. In Anlehnung an [2] werden die Störfälle als Kombination der Störfallwahrscheinlichkeit und der möglichen Auswirkungen des Störfalls klassifiziert. Es wird also die Gefährlichkeit eines Störfalls ermittelt, wobei der Störfall als einzelnes Ereignis betrachtet wird. Hierbei wird auf Störfallstatistiken zurückgegriffen [3] [11]. Es muss beachtet werden, dass die Anzahl der Störfälle auch die offiziellen Angaben der Fehlerstatistiken übersteigen kann, da die Kraftwerksbetreiber nicht jeden Störfall melden. Für Störfälle die statistisch nicht erfasst sind, werden Erfahrungswerte herangezogen, um die Störfallwahrscheinlichkeiten abzuschätzen. Zusätzlich zu der Auswertung anhand der Gefährlichkeit erfolgt für 1-polige, 2-polige und 3- polige Fehler eine gemittelte Auswertung der Ermüdungen über eine angenommene Lebensdauer von 25 Jahren. Hintergrund der Auswertung ist, dass 3-polige Fehler zwar höhere Beanspruchungen nach sich ziehen, aber deutlich seltener auftreten als 1-polige und 2-polige Fehler. Anhand der Berechnungen soll überprüft werden, welcher Fehler die höchsten Beanspruchungen über die Lebensdauer zur Folge hat und ob 1-polige und/oder 2- polige Fehler zukünftig bei der Auslegung des Wellenstranges berücksichtigt werden müssen. Die Berechnungen der Störfälle werden für fünf Kraftwerksblöcke auf der 380 kv und 155 kv Netzebene durchgeführt. Die wesentlichen Kraftwerksdaten sind im Anhang 1, Tabelle 1 aufgelistet. Die Studie wurde in Zusammenarbeit zwischen SIEMENS EM DG PTI (elektrische Berechnungen und Auswertungen), SIEMENS PG GT & PG SU (mechanische Berechnungen) und der TU Dortmund (Beratung) durchgeführt. Die elektrische Netzberechnungen wurden in PSS NETOMAC durchgeführt, die mechanischen Berechnungen mit Dynrot. 2.2 Fehlerfälle Ansatz zur Klassifizierung von Störfällen anhand der Gefährlichkeit Es werden die nachfolgenden Störfälle gemäß [1] ausgewertet: Kurzschlussabschaltung bei dreipoligem Nahfehler (KA) Klemmenkurzschluss am Generator (KK) Fehlsynchronisation (FS) Siemens AG, EM DG PTI Seite 3 von 33

4 Zusätzlich werden die nachfolgenden Störfälle ausgewertet: Leiterunterbrechung (LU) Asynchroner Betrieb nach dreipoligem Nahfehler (AS) Automatische Wiedereinschaltung (AWE) Die Klassifikation der Störfälle erfolgt ähnlich zu [2]. Die Störfälle werden hinsichtlich ihrer Wahrscheinlichkeiten und Auswirkungen auf den Wellenstrang eingeordnet. Als Auswertegröße dienen hierbei die resultierenden Ermüdungen. Die nachfolgenden Kenngrößen werden hierbei festgelegt: A: Häufigkeit des Störfalls B: Beanspruchung des Turbosatzes unter ungünstigen Bedingungen C: Wahrscheinlichkeit für das Erreichen maximaler Beanspruchung im Falle des Störfalls D: Klassifizierung/Gefährlichkeit (A B C) Für (A) und (C) werden drei Stufen festgelegt: niedrig, moderat und hoch. Für (B) werden auch die Stufen sehr niedrig und sehr hoch eingeführt. (A) und (B) können anhand statistischer Daten festgelegt werden, wobei für (C) eine Einstufung anhand Erfahrung und praktischer Abwägungen getroffen werden muss. Abschließend kann mit (A), (B) und (C) die Klassifizierung (D) vorgenommen werden. Die Störfallklassifizierung beinhaltet somit die Wahrscheinlichkeit und die möglichen Auswirkungen eines Störfalls und stellt somit die Gefährlichkeit des Störfalls dar. Sie ist unterteilt in niedrig, moderat und hoch. Die Wahrscheinlichkeit eines Störfalls (A) wird als niedrig eingestuft, wenn weniger als 1 Fall während der Lebensdauer auftritt. Für eine hier gewählte Lebendauer von 25 Jahren führt dies statistisch zu weniger als 0.04 Fällen pro Jahr. Die Störfallwahrscheinlichkeit gilt als moderat wenn mehr als 1 Fall während der Lebensdauer und weniger als 1 Fall pro Jahr auftritt. Treten statistisch mehr als 1 Fall pro Jahr auf, so wird die Wahrscheinlichkeit als hoch eingestuft. Im Anhang 1, Tabelle 2 sind die Unterteilung der Störfallwahrscheinlichkeiten (A) zusammengefasst. Die Grenzen für die Ermüdungen pro Störfall unter kritischen Annahmen (B) sind analog zu [2] gewählt. Sie sind zusammengefasst im Anhang 1, Tabelle 3 dargestellt. Die Wahrscheinlichkeit, dass die maximale Beanspruchung im Falle eines Störfalles auftritt (C) ist nicht berechenbar. Daher können hier keine festen Grenzen vorgegeben werden. Es kann aber abgeschätzt werden, ob die Wahrscheinlichkeit eines worst case events niedrig, moderat oder hoch ist Ansatz zur Klassifizierung von Störfällen anhand der gemittelten Ermüdung Abweichend zur oben beschriebenen Klassifizierung einzelner Störfälle, kann auch eine Klassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung über die Lebensdauer erfolgen. Hierzu wird ausgewertet, welche mittlere Ermüdung durch einen spezifischen Störfalltyp und seine statistische Anzahl, während einer Lebensdauer von 25 Jahren, hervorgerufen wird. Die hieraus resultierende Ermüdung beinhaltet bereits statistische Auswertungen und ist nicht unter kritischen Annahmen wie in (B) berechnet. Die gemittelten Ermüdungen während einer Laufzeit von 25 Jahren werden als niedrig, moderat oder hoch eingestuft. Die jeweiligen Grenzen sind im Anhang 1, Tabelle 4 gegeben. Siemens AG, EM DG PTI Seite 4 von 33

5 Die Berechnung der gemittelten Ermüdungen während der Lebensdauer wird nur für 1- polige, 2-polige und 3-polige Fehler durchgeführt. Hintergrund hierfür ist, dass entsprechende Fehlerstatistiken vorliegen müssen und sehr aufwendige Berechnungen notwendig sind. 2.3 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Nachfolgend wird, wie in Abschnitt beschrieben, eine Klassifizierung der Fehlerfälle anhand der Gefährlichkeit des einzelnen Ereignisses vorgenommen. Die Berechnungen erfolgen mit dem Simulationsmodell aus Abschnitt Simulationsmodell Im Anhang 1, Abbildung 1 ist das für die Berechnungen verwendete Simulationsmodell dargestellt. Die Kurzschlussleistung ist auf zwei Netze aufgeteilt, zu 10 % auf GRID 1 und zu 90 % auf GRID 2. Die Störfälle werden auf einer vom Kraftwerk abgehenden Freileitung zu GRID 1 (OHL1 in Abbildung 1) modelliert, weshalb die Kurzschlussleistung von GRID 1 bei der Fehlerklärung verloren geht. Für den Fall, dass nur eine Exportleitung modelliert ist (CB_3 und CB_4 in Abbildung 1 geöffnet) sind beide Netze miteinander gekuppelt (Kuppelschalter CB_K in Abbildung 1 geschlossen). Dieser Ansatz wird beispielsweie bei der Berechnung einer 1- oder 2-poligen Leiterunterbrechung gewählt. Hierdurch bleibt die Kurzschlussleistung, unabhängig davon ob eine oder zwei Exportleitungen modelliert sind, insgesamt gleich hoch. Die Fehlerorte sind in Abbildung 1 numerisch mit (1), (2) und (3) gekennzeichnet. Das Modell wird den jeweiligen Fehlerszenarien angepasst. Die Kurzschlussleistung ist insgesamt zu 35 GVA bei 380 kv bzw. zu 15 GVA bei 155 kv gewählt. Die Kurzschlussleistung liegt somit ein einem gesättigten Bereich in dem Änderungen der Kurzschlussleistung (hier 10 %) nur einen geringen Einfluss auf die Torsionsmomente haben. Grund hierfür ist, dass das Luftspaltmoment invers proportional zur Impedanz zwischen Generator und Netz ist. Für hohe Kurzschlussleistungen kann die Kurzschlussimpedanz des Netzes gegenüber der Generatorimpedanz und der Transformatorimpedanz vernachlässigt werden. Das Simulationsmodell ist mit PSS NETOMAC erstellt Simulationsergebnisse Nachfolgend sind die wesentlichen Ergebnisse der einzelnen Störfälle kurz aufgeführt: Kurzschlussabschaltung bei dreipoligem Nahfehler (KA) Gegenstand der Untersuchung ist die Fehlerklärung eines 3-poligen Fehlers auf der Hochspannungsseite unter Variation der Fehlerklärungszeit (FKZ). Bei einem Generator der an einen Netzknoten über zwei oder mehr parallele Leitungen angebunden ist, führt die Klärung eines generatornahen Fehlers zu hohen mechanischen Beanspruchungen. Bei Fehlerklärung wird der Generator nämlich wieder dem Netz zugeschaltet, mit einer Winkelabweichung die von der Fehlerdauer abhängt. Hierdurch tritt ein zweiter transienter Vorgang, neben dem eigentlichen Kurzschluss auf: eine Fehlsynchronisation mit Spannungswiederkehr. Die resultierenden Torsionsmomente die von den Luftspaltmomenten hervorgerufen werden, Siemens AG, EM DG PTI Seite 5 von 33

6 überlagern sich mit denen des Kurzschlussvorgangs. Insofern ist die mechanische Beanspruchung abhängig von der Kurzschlussdauer und dem Leistungssprung am Generator. Im Rahmen der Studie erfolgt eine Auswertung für Fehlerklärungszeiten bis zu 150 ms und für Fehlerklärungszeiten zwischen 150 ms und der Stabilitätsgrenze. Das Auftreten eines oder mehrerer 3-poliger Fehler während der Lebensdauer eines Kraftwerkes ist nicht unwahrscheinlich (siehe Anhang, Tabelle 6 und Tabelle 7). Die Wahrscheinlichkeit, dass diese Fehler hohe mechanische Beanspruchungen verursachen ist niedrig, da eine starke Abhängigkeit der Fehlerdauer und des Fehlerorts gegeben ist. Dies ist ein wesentlicher Unterschied zur Fehlsynchronisation die sich genau umgekehrt verhält. Die Klassifizierung/Gefährlichkeit der 3-poligen Kurzschlussabschaltung (D) ist niedrig für FKZ < 150 ms und moderat für FKZ > 150 ms (siehe Anhang 1, Tabelle 9). Klemmenkurzschluss am Generator (KK) Die auftretenden Beanspruchungen durch einen Klemmenkurzschluss sind eines der Hauptbemessungskriterien zur Auslegung von Turbosätzen. Allerdings sind die Beanspruchungen an der Kraftwerkswelle relativ niedrig [2]. Da die Stromschienen zwischen Generator und Generatorleistungsschalter einphasige gekapselt sind, ist ein Klemmenkurzschluss sehr unwahrscheinlich. Unter Einbezug der Wahrscheinlichkeit und der Beanspruchung an der Welle kann der Klemmenkurzschluss als unkritisch angesehen werden. Es ist aber anzumerken, dass die Beanspruchungen für die Ständerwicklungen sehr hoch sind, aufgrund hoher transienter Ständerströme. Die Kräfte auf die Endwicklungen erreichen daher sehr hohe Werte, welche zu Verformungen führen können [2]. Die Klassifizierung/Gefährlichkeit des 2-poligen und 3-poligen Klemmenkurzschlusses (D) ist moderat (siehe Anhang1, Tabelle 9). Fehlsynchronisation (FS) Moderne Kraftwerke sind in den meisten Fällen mit automatischen Synchronisationseinrichtungen ausgestattet. Die Fehlsynchronisation ist daher mit einem Versagen der Synchronisierungsvorrichtung verbunden. Bei kleinen Kraftwerken erfolgt die Synchronisierung auch per Hand. Hier kann auch menschliches Versagen zu einer Fehlsynchronisation führen. Aufgrund des etablierten Synchronisierungsprozesses ist eine Fehlsynchronisation als unwahrscheinlich anzusehen. Gänzlich auszuschließen ist eine Fehlsynchronisation allerdings nicht. Aus den letzten 20 Jahren sind mehrere Fälle von Fehlsynchronisationen bekannt. Ein gut beschriebenes Beispiel ist Muskingum River, USA von 1982 [13]. Für den unwahrscheinlichen Fall ihres Auftretens ist die Fehlsynchronisation mit sehr hohen mechanischen Beanspruchungen zu rechnen. Die Klassifizierung/Gefährlichkeit (D) einer Fehlsynchronisation auf der Unterspannungseite ist moderat, aufgrund der geringen Wahrscheinlichkeit des Ereignisses, trotz der eventuellen hohen Beanspruchungen (siehe Anhang 1, Tabelle 9). Siemens AG, EM DG PTI Seite 6 von 33

7 Leiterunterbrechung (LU) Mit Verweis auf die Fehlerstatistiken [3] [11] kann die Wahrscheinlichkeit einer Leiterunterbrechung geringer als die einer 3-poligen Fehlerklärung angesehen werden. Des Weiteren ist die Wahrscheinlichkeit hoher Ermüdungen bei Eintreten einer 1-poligen oder 2- poligen Leiterunterbrechung gering, da die Beanspruchungen mit größerer Fehlerentfernung abnehmen durch die höhere Fehlerimpedanz und die zunehmende Vermaschung. Aber auch für den kritischsten Fall einer 2-poligen Leiterunterbrechung bei nur einer vom Generator abgehenden Leitung waren die Ermüdungen in einem moderaten oder vernachlässigbaren Bereich. Nur für den sehr unwahrscheinlichen Fall, dass der Generator aufgrund der Leiterunterbrechung seine Synchronität verliert und zusätzlich eine Resonanzerscheinung auftritt, treten unzulässig hohe Beanspruchungen auf. Dies ist bei der Klassifizierung (D) als niedrig aber nicht berücksichtigt (siehe Anhang 1, Tabelle 9). Asynchroner Betrieb (AS) Bei Fehlern die einen Verlust der Synchronität verursachen und gleichzeitigem Versagen des Außertrittfallschutzes (falls installiert), können Resonanzen am Wellenstrang auftreten. Diese können zu starken Schädigungen bis hin zur Zerstörung der Welle führen. Die Wahrscheinlichkeit eines solchen Ereignisses ist sehr gering, da ein Fehler auftreten muss der zu einer Verletzung der Stabilitätsgrenze führt. Dies könnte beispielsweise ein 3-poliger Fehler mit niedriger Fehlerimpedanz und hoher Dauer sein oder eine 2-polige Leiterunterbrechung in Kraftwerksnähe. Zusätzlich muss die Kurzschlussleistung des Drehstromnetzes gering sein und eine Resonanzstelle der Welle durch das Luftspaltmoment angeregt werden. Zur Vermeidung dieser Fälle dient der Außertrittfallschutz. Aber nur etwa 30 % der Kraftwerke sind mit einem Außertrittfallschutz ausgerüstet. Die Klassifizierung/Gefährlichkeit (D) des Asynchronen Betriebs ist trotz der hohen Auswirkungen aufgrund der geringen Eintrittswahrscheinlichkeit nur moderat (siehe Anhang 1, Tabelle 9). Automatische Wiedereinschaltung (AWE) Die Mehrzahl der elektrischen Fehler im Übertragungsnetz sind nur temporär, z.b. Blitzeinschläge oder Versagen eines Isolators aufgrund von Verschmutzung. Um die Verfügbarkeit des Systems zu erhöhen werden automatische Wiedereinschaltungen vorgenommen. Die AWE ermöglicht das Einschalten von Leitungen unter Phasenversatz. Infolgedessen erhöht die AWE zwar die Stabilität des Gesamtsystems, verursacht aber zusätzliche Beanspruchungen am Wellenstrang. Für den hier betrachteten Fall der erfolglosen AWE beinhaltet die AWE-Sequenz vier Netzwerkänderungen: 1. Fehlereintritt 2. Erste Fehlerklärung 3. Wiedereinschaltung auf den Fehler 4. Finale Fehlerklärung Siemens AG, EM DG PTI Seite 7 von 33

8 Jede dieser Netzwerkänderungen führt zur Anregung von Torsionsmomenten, so dass sich insgesamt vier transiente Vorgänge überlagern. Mehr Informationen hinsichtlich der Überlagerung der Torsionsmomente bei einer AWE sind Bestandteil von [14]. Die Auswirkungen einer 1-poligen AWE aufgrund eines 1-poligen Fehlers (1p1p AWE) sind vergleichbar mit denen der 3-poligen AWE aufgrund eines 1-poligen Fehlers (1p3p AWE). Die Wahrscheinlichkeiten für so ein Ereignis sind hoch, die Beanspruchungen aber sogar in unmittelbarer Kraftwerksnähe eher niedrig. Mit zunehmender Entfernung des Fehlerorts vom Kraftwerk verringern sich die Beanspruchungen. Die Klassifizierung/Gefährlichkeit (D) der 1p1p und 1p3p AWE ist als niedrig anzusehen (siehe Anhang 1, Tabelle 9). Die Wahrscheinlichkeit einer 3-poligen AWE aufgrund eines 3-poligen Fehlers (3p3p AWE) in kraftwerksnähe ist niedrig. Damit hohe Beanspruchungen auftreten muss die AWE zusätzlich erfolglos sein [1] und es müssen sich die jeweiligen Schwingungen ungünstig überlagern [2], [14]. In diesem Fall treten unzulässig hohe Beanspruchungen auf. Im Rahmen dieser Studie sind Ermüdungen von bis zu 30 % aufgetreten. Gemäß [1] und [2] sind aber auch Werte im Bereich von 100 % möglich. Trotz der möglichen hohen Ermüdungen erfolgt unter Einbezug der Wahrscheinlichkeiten eine Klassifizierung des Störfalls als moderat (siehe Anhang 1, Tabelle 9). 2.4 Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Nachfolgend wird eine Betrachtung der Auswirkung von Störfällen während der Lebensdauer, gemäß Abschnitt 2.2.2, vorgenommen Simulationsmodell Für gewöhnlich führt ein 3-poliger Fehler zu höheren Ermüdungen am Wellenstrang als asymmetrische Fehler. Allerdings treten im Drehstromnetz deutlich mehr 1-polige und 2- polige Fehler als 3-polige Fehler auf. Daher ist nicht direkt absehbar, welche Fehlerart, über die Lebensdauer gesehen, zu den höchsten Beanspruchungen führt. In diesem Abschnitt werden Fehlerwahrscheinlichkeiten für 1-polige, 2-polige und 3-polige Fehler miteinander verglichen, wobei der jeweilige Einfluss auf die Lebensdauer des Wellenstrangs einbezogen wird. Es soll ermittelt werden ob zukünftig auch 1-polige und 2-polige Fehler im Störfallkatalog [1] berücksichtigt werden müssen. In den Fehlerstatistiken [3] [11] werden die Fehlerwahrscheinlichkeiten pro Jahr und 100 km Leitungslänge angegeben. Es ist nicht sinnvoll die Fehlerarten anhand der Statistik direkt miteinander zu vergleichen, da die Statistik keine Aussagen über die Auswirkung der Fehlerarten macht. Nachfolgend werden daher nur Fehlerfälle ausgewertet, die auch zu einer Ermüdung an der Generator-Turbinen Welle führen. Um die Fehlerstatistik und die Auswirkung eines Fehlers miteinander zu kombinieren, sind weitergehende Berechnungen notwendig. Hierzu werden Gebiete des Verbundnetzes ermittelt, in denen der jeweilige Fehler, für ein ausgewähltes Kraftwerk, zu einer Ermüdung am Wellenstrang führt. Fehler außerhalb dieser Gebiete haben, aufgrund der Entfernung zum untersuchten Generator, keine oder nur vernachlässigbare Ermüdungen zur Folge. Die Abmessungen der Netzgebiete resultieren aus den jeweiligen Fehlertypen. Sie sind groß für 3- Siemens AG, EM DG PTI Seite 8 von 33

9 polige Fehler und klein für 1-polige Fehler. Anhand der definierten Netzgebiete (in km Leitungslänge) und der Fehlerstatistik (Fehler pro Jahr und km Leitungslänge) lässt sich eine Aussage treffen, wie viele 1-polige, 2-polige und 3-polige Fehler pro Jahr auftreten, die zu einer Ermüdung des Wellenstrangs führen (Fehlerwahrscheinlichkeit). Anschließend kann berechnet werden, wie hoch die Ermüdungen aufgrund 1-poliger, 2-poliger und 3-poliger Fehler sind. Hierzu werden die mechanischen Beanspruchungen an der Welle, hervorgerufen durch Fehler in den jeweiligen Netzgebieten, berechnet (Auswirkung des Fehlers). Dies erfolgt für jeden Fehlertyp unter Variation der Fehlerorte und anschließender Mittelwertbildung. Mit zunehmender Distanz des Fehlers vom Generator sinken die Auswirkungen des Fehlers. Anhand der Fehlerwahrscheinlichkeit und der Auswirkung (gemittelte Ermüdung) lässt sich dann der Fehler klassifizieren. Die obigen Berechnungen werden für ein vermaschtes Netz und ein radiales Netz durchgeführt. Die jeweiligen Simulationsmodelle basieren auf real existierenden Verbundnetzen und sind in PSS NETOMAC erstellt. Im Anhang 1, Abbildung 2 ist das oben beschriebene Vorgehen grafisch dargestellt Simulationsergebnisse Die Berechnungen und Auswertungen haben zu den nachfolgenden Ergebnissen geführt: Prinzipiell sind 1-polige Fehler deutlich häufiger als 3-polige Fehler (siehe Tabelle 5). Aber nur eine geringe Anzahl dieser Fehler hat auch eine mechanische Beanspruchung zur Folge. Nur in direkter Nähe zum Generator verursachen 1-polige Fehler Ermüdungen an dem Wellenstrang. Infolgedessen ist das Einflussgebiet des 1-poligen Fehlers sehr gering, weshalb die Fehlerwahrscheinlichkeit, unter Berücksichtigung nur relevanter Fehler, mit der des 3- poligen Fehlers vergleichbar ist (siehe Anhang 1, Tabelle 6 und Tabelle 7). Fehlerberechnungen innerhalb der jeweiligen Netzgebiete zeigen, dass der 3-polige Fehler zu den höchsten mechanischen Beanspruchungen führt. Dies wird deutlich für die Beanspruchungen eines ausgewählten Wellensegments im Anhang 1, Tabelle 8. Als Kombination der Fehlerwahrscheinlichkeit und der resultierenden mechanischen Beanspruchung über die Lebensdauer ist der 3-polige Fehler als maßgebend zur Dimensionierung des Wellenstrangs anzusehen. 2.5 Zusammenfassung Im Rahmen der Studie wurden Fehlerfälle des aktuell gültigen Störfallkatalogs, sowie zusätzliche Störfälle für eine aktuelle Auswahl an Kraftwerken untersucht. Die aktuellen Auslegungskriterien basieren auf Untersuchungen wie [2] und [12]. Daher wurden alle Ergebnisse der Studie mit den dortigen Ergebnissen verglichen. Es hat sich gezeigt, dass die Ergebnisse für alle betrachteten Fälle vergleichbar sind. Die Ergebnisse für alle untersuchten Störfälle sind im Anhang 1, Tabelle 9 zusammengefasst. Eine zusätzliche Untersuchung hat aufgezeigt, dass 1-polige und 2-polige Fehlerklärungen als Auslegungskriterium für den Turbosatz, verglichen mit 3-poligen Fehlern, von untergeordneter Bedeutung sind. Siemens AG, EM DG PTI Seite 9 von 33

10 3 Anhang 3.1 Anhang 1 Tabellen und Grafiken Tabelle 1 Untersuchte Kraftwerksblöcke Name Pole Sn (MVA) Turbine Generator Spannung (kv) Hemweg SST-5000 SGen5-2000h 155 Ibri x1 SGT5-4000F SGen5-2000h 155 Irsching SST-5000 SGen5-3000W 380 Niederaußem K SST-6000 THDF125/ OL SST-9000 SGen5-4000W 380 Abbildung 1 Simulationsmodell des untersuchten Systems Tabelle 2 Wahrscheinlichkeit Störfalls Einstufung der Störfallwahrscheinlichkeit (A) des Anzahl der Störfälle während der Lebensdauer (25 Jahre) Anzahl der Störfälle pro Jahr Weniger als 1 Fall Weniger als 0.04 Fälle Moderat Mehr als 1 Fall Weniger als 1 Fall Hoch Mehrere Fälle Mehr als 1 Fall Siemens AG, EM DG PTI Seite 10 von 33

11 Tabelle 3 Beanspruchung des Turbosatzes unter ungünstigen Bedingungen (B) Ermüdung pro Störfall Ermüdung in % Sehr niedrig Weniger als Mehr als und weniger als 0.01 Moderat Mehr als 0.01 und weniger als 1 Hoch Mehr als 1 und weniger als 10 Sehr hoch Mehr als 10 Tabelle 4 Fehlerklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung während der Lebensdauer Ermüdung während der Lebensdauer (25 Jahre) Ermüdung in % Weniger als 5 Moderat Mehr als 5 und weniger als 30 Hoch Mehr als 30 GEN GEN GEN GEN GEN GEN 1-pole area 2-pole area 3-pole area Mechanical calculations Fault statistics Fatigues for different fault locations impact X Number of faults per year and area probability Fault class Abbildung 2 Ansatz für die Klassifizierung der Störfälle anhand gemittelter Werte Siemens AG, EM DG PTI Seite 11 von 33

12 Tabelle 5 Anzahl Fehlerfälle pro Jahr und 100 km gemäß [3] [11], Spannungslevel > 125 kv 1-poliger Fehler 2-poliger Fehler 3-poliger Fehler Mehrpolige Fehler ohne Zuordnung Mittelwert Korrigierter Mittelwert Mehrpolige Fehler ohne Zuordnung werden komplett den 2-poligen Fehlern zugeordnet Tabelle 6 Anzahl Fehlerfälle pro Jahr im vermaschten Netz mit Auswirkung auf den Wellenstrang Fehlertyp 1-polig 2-polig 3-polig Einflussgebiet [km] Fehlerzahl im Einflussgebiet pro Jahr Tabelle 7 Anzahl Fehlerfälle pro Jahr im radialen Netz mit Auswirkung auf den Wellenstrang Fehlertyp 1-polig 2-polig 3-polig Einflussgebiet [km] Fehlerzahl im Einflussgebiet pro Jahr Siemens AG, EM DG PTI Seite 12 von 33

13 Tabelle 8 Gemittelte Ermüdung über die Lebensdauer an einen Wellensegment (vermaschtes Netz) Vermaschtes Netz Fehlertyp Fehlerdauer Ermüdung für ausgewähltes Element Klassifizierung 1-polige KA 2-polige KA 3-polige KA 1-polige KA 2-polige KA 3-polige KA 150 ms ms ms ms ms ms Moderat Tabelle 9 FA KK Zusammenfassung der Ergebnisse A B C D = A B C 3-poliger Fehler < 150 ms Moderat Moderat 3-poliger Fehler > 150 ms Hoch Moderat 2-poliger und 3-poliger Fehler, NS- Seite Moderat 1 Hoch Moderat FS 90, 105, 120, 135 Hoch Moderat Moderat 2 LU AS AW E 1-polige Unterbrechung 2-polige Unterbrechung Asynchroner Betrieb nach 3-poliger FA 1-polig oder 3-polige AWE nach 1- poligem Fehler Sehr niedrig Moderat Sehr hoch Moderat Moderat 2 Hoch Moderat 3-polige AWE nach 3-poligem Fehler Sehr hoch Moderat 2 1 Hoch für Endwicklungen 2 Trotz geringer Wahrscheinlichkeit sollten diese Fälle wegen der sehr hohen Beanspruchungen (B) vermieden werden Siemens AG, EM DG PTI Seite 13 von 33

14 3.2 Anhang 2 - Präsentationsfolien Februar 2016 Technik Instandhaltung Schäden Neue Erkenntnisse über die Auswirkung elektrischer Störfälle auf die Kraftwerksturbosätze Answers for energy management. Inhalt 1. Ansatz 2. Definition der Störfälle und Störfallklassifizierung 3. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit 3.1 Simulationsmodell 3.2 Störfallkatalog 3.3 Zusätzliche Störfälle 4. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung 5. Zusammenfassung Seite 2 Siemens AG, EM DG PTI Seite 14 von 33

15 Haus der Technik Ansatz Heute gültig Forschungsprojekt Standard-Störfälle: Klemmenkurzschluss Kurzschlussabschaltung Fehlsynchronisation Berechnung für aktuelle Kraftwerke Zusätzliche Störfälle: Automatische Wiedereinschaltung Leiterunterbrechung Asynchroner Betrieb Auswertung als Kombination der Störfallwahrscheinlichkeit und resultierenden Beanspruchung Seite 3 Ansatz Berechnung der Störfälle mit PSS NETOMAC und DYNROT Auswertung der mechanischen Ergebnisse Störfallstatistik und Wahrscheinlichkeit Überprüfung der Auslegungskriterien Klassifizierung der Störfälle Wahrscheinlichkeit Beanspruchung Seite 4 Siemens AG, EM DG PTI Seite 15 von 33

16 Ansatz Untersuchte Kraftwerke Pole Name S n (MVA) Turbine Generator Spannung (kv) 2 Ibri 553 3x1 SGT5-4000F SGen5-2000h Hemweg 542 SST-5000 SGen5-2000h Irsching SST-5000 SGen5-3000W Niederaußem K 1223 SST-6000 THDF125/ Olkiluoto SST-9000 SGen5-4000W 380 Seite 5 Inhalt 1. Ansatz 2. Definition der Störfälle und Störfallklassifizierung 3. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit 3.1 Simulationsmodell 3.2 Störfallkatalog 3.3 Zusätzliche Störfälle 4. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung 5. Zusammenfassung Seite 6 Siemens AG, EM DG PTI Seite 16 von 33

17 Definition des Störfälle und Störfallklassifizierung Störfalle gemäß Störfallkatalog Kurzschlussabschaltung bei 3-poligem Nahfehler Kurzschluss an den Generatorklemmen Fehlsynchronisation Zusätzliche Störfälle Leiterunterbrechung Asynchroner Betrieb Automatische Wiedereinschaltung 1- und 2-polige Fehler Seite 7 Definition des Störfälle und Störfallklassifizierung Störfallklassifizierung 1. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit A: Häufigkeit des Störfalls B: Beanspruchung des Turbosatzes unter ungünstigen Bedingungen C: Wahrscheinlichkeit für das Erreichen maximaler Beanspruchung im Falle des Störfalls D: Klassifizierung/Gefährlichkeit(A B C) 2. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Seite 8 Siemens AG, EM DG PTI Seite 17 von 33

18 Definition des Störfälle und Störfallklassifizierung Störfallklassifizierung 1. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit A: Häufigkeit des Störfalls Wahrscheinlichkeit des Störfalls Ansatz der Störfälle während der Lebensdauer (25 Jahre) Anzahl der Störfälle pro Jahr Weniger als 1 Fall Weniger als 0.04 Fälle Moderat Mehr als 1 Fall Weniger als 1 Fall Hoch Mehrere Fälle Mehr als 1 Fall Seite 9 Definition des Störfälle und Störfallklassifizierung Störfallklassifizierung 1. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit B: Beanspruchung des Turbosatzes unter ungünstigen Bedingungen Ermüdung pro Störfall Ermüdung in % Sehr niedrig Weniger als Weniger als und mehr als 0.01 Moderat Weniger als 0.01 und mehr als 1 Hoch Weniger als 1 und mehr als 10 Sehr hoch Weniger als 10 Seite 10 Siemens AG, EM DG PTI Seite 18 von 33

19 Definition des Störfälle und Störfallklassifizierung Störfallklassifizierung 1. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit C: Wahrscheinlichkeit für das Erreichen maximaler Beanspruchung im Falle des Störfalls Nicht direkt berechenbar. Lediglich Abschätzung, ob die Wahrscheinlichkeit eines worst case events niedrig, moderat oder hoch ist. D: Klassifizierung/Gefährlichkeit(A B C) Gefährlichkeit als Kombination der Wahrscheinlichkeit und Beanspruchung Seite 11 Definition des Störfälle und Störfallklassifizierung Störfallklassifizierung 2. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Ermüdung während der Lebensdauer (25 Jahre) Ermüdung in % Weniger als 5 Moderat Mehr als 5 und weniger als 30 Hoch Mehr als 30 Seite 12 Siemens AG, EM DG PTI Seite 19 von 33

20 Inhalt 1. Ansatz 2. Definition der Störfälle und Störfallklassifizierung 3. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit 3.1 Simulationsmodell 3.2 Störfallkatalog 3.3 Zusätzliche Störfälle 4. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung 5. Zusammenfassung Seite 13 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Simulationsmodell Name Kurzschlussleistung Spannung Ibri 15 GVA 155 kv Hemweg 15 GVA 155 kv Irsching 4 35 GVA 380 kv Niederaußem K 35 GVA 380 kv Olkiluoto 3 35 GVA 380 kv Seite 14 Siemens AG, EM DG PTI Seite 20 von 33

21 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Simulationsmodell Grün: Rot: Blau: Seite 15 Kraftwerksdaten Fehlerorte: (1) Generatorklemmen, Fehlsynchronisation (2) Fehlerklärung, Automatische Wiedereinschaltung, Asynchroner Betrieb (3) Leiterunterbrechung Netzkonfiguration 90 % Kurzschlussleistung gehört zu GRID2 und 10% zu GRID1 Inhalt 1. Ansatz 2. Definition der Störfälle und Störfallklassifizierung 3. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit 3.1 Simulationsmodell 3.2 Störfallkatalog 3.3 Zusätzliche Störfälle 4. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung 5. Zusammenfassung Seite 16 Siemens AG, EM DG PTI Seite 21 von 33

22 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Kurzschlussabschaltung bei dreipoligem Nahfehler (FA) PCC2 OHL2 2 km GRID2 TOS RC = 0.04 Ω/km XC = 0.4 Ω/km Ibri Irsching 4 Niederaußem K OL 3 Hemweg GEN GEN TUS TRM OHL1 2 km RC = 0.04 Ω/km XC = 0.4 Ω/km GRID1 CB_1 (2) CB_2 Aux. System AUX PCC1 TRAUX Fehlerort (2) am Anfang von OHL 1 Restspannung am Fehlerort von 0 % Variation der Fehlerklärungszeit (FKZ) von 50 ms bis 450 ms Arbeitspunkt: Nennleistungsfaktor, übererregt Simulation mit halbgesättigten Reaktanzen Rotierendes Erregersystem Drehzahlregler ist modelliert Seite 17 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Kurzschlussabschaltung bei dreipoligem Nahfehler (FA) Wahrscheinlichkeiten sind in den Fehlerstatistiken pro 100 km gegeben Beanspruchung ist Abhängig von der FKZ und dem Fehlerort Beanspruchungen erreichen bei langen Fehlerdauern und geringen Restspannungen hohe Werte Häufigkeit (A) Beanspruchung unter ungünstigen Bedingungen (B) 3-polige FA Wahrscheinlichkeit für maximale Beanspruchung (C) Klassifizierung (A B C) Moderat Moderat für FKZ < 150 ms, hoch für FKZ > 150 ms für FKZ < 150 ms, Moderat für FKZ > 150 ms Seite 18 Siemens AG, EM DG PTI Seite 22 von 33

23 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Kurzschluss an den Generatorklemmen (KK) Fehlerort (1) direkt an den Generatorklemmen 2-poliger und 3-poliger Klemmenkurzschluss Entregung des Generators nach 60 ms Generatorleistungsschalter öffnet nach 150 ms Arbeitspunkt: Nennleistungsfaktor, übererregt Simulation mit gesättigten Reaktanzen Rotierendes Erregersystem Drehzahlregler Seite 19 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Kurzschluss an den Generatorklemmen (KK) Keine Fehlerstatistiken verfügbar Unwahrscheinliches Ereignis, da die Stromschienen zwischen Generator und Generatorleistungsschalter einphasig gekapselt sind Beanspruchungen an der Welle sind moderat, Beanspruchungen an den Endwicklungen sind hoch Häufigkeit (A) Beanspruchung unter ungünstigen Bedingungen (B) 2-poliger and 3-poliger KK Wahrscheinlichkeit für maximale Beanspruchung (C) Klassifizierung (A B C) Moderat an der Welle, hoch an den Endwicklungen Hoch Moderat Seite 20 Siemens AG, EM DG PTI Seite 23 von 33

24 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Fehlsynchronisation (FS) Fehlsynchronisation mit 90, 105, 120, 135 Synchronisation auf der Unterspannungsseite, Fehlerort (1) Arbeitspunkt: 0 MW, 0 MVar, Klemmenspannung von 1 pu Simulation mit halbgesättigten Reaktanzen Rotierendes Erregersystem Drehzahlregler ist modelliert Seite 21 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Fehlsynchronisation (FS) Keine Fehlerstatistik verfügbar Moderne Kraftwerke verfügen über Synchronisierungseinrichtungen Seltenes Ereignis, aber einige Fälle aus den letzten Jahren bekannt Sehr hohe Beanspruchungen können auftreten Häufigkeit (A) Beanspruchung unter ungünstigen Bedingungen (B) FS Wahrscheinlichkeit für maximale Beanspruchung (C) Klassifizierung (A B C) Hoch Moderat Moderat Seite 22 Siemens AG, EM DG PTI Seite 24 von 33

25 Inhalt 1. Ansatz 2. Definition der Störfälle und Störfallklassifizierung 3. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit 3.1 Simulationsmodell 3.2 Störfallkatalog 3.3 Zusätzliche Störfälle 4. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung 5. Zusammenfassung Seite 23 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Leiterunterbrechung (LU) Fehlerort (3) auf Einfachleitung 1-polige und 2-polige Leiterunterbrechung mit/ohne Erde Keine Fehlerklärung Arbeitspunkt: Nennleistungsfaktor, übererregt Simulation mit halbgesättigten Reaktanzen Rotierendes Erregersystem Drehzahlregler ist modelliert Seite 24 Siemens AG, EM DG PTI Seite 25 von 33

26 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Leiterunterbrechung (LU) Wahrscheinlichkeit ist sehr gering (Fehlerstatistik: 10 mal unter 3-poligem Fehler) Falls der Generator die Synchronität verliert können Resonanzen auftreten. Ansonsten bleiben die Beanspruchungen sehr niedrig bis moderat Fatigue (%) HP-IP IP-ND Niederaußem K, OC compared with FC ND1-ND2 ND2-ND3 ND3-GEN GEN-ND3 GEN-ERR OC-1pol.no-gr OC-1pol.wi-gr OC-2pol.no-gr OC-2pol.wi-gr 3POL.010-GVA LU Häufigkeit (A) Beanspruchung unter ungünstigen Bedingungen (B) Wahrscheinlichkeit für maximale Beanspruchung (C) Klassifizierung (A B C) Sehr niedrig für 1-polige LU, moderat für 2-polige LU Seite 25 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Asynchroner Betrieb (AS) 3-polige FA am Fehlerort (2) Restspannung von 0 % Fehlerdauer von 500 ms Simulation mit/ohne Außertrittfallschutz Arbeitspunkt: Nennleistungsfaktor, übererregt Simulation mit halbgesättigten Reaktanzen Rotierendes Erregersystem Drehzahlregler Seite 26 Siemens AG, EM DG PTI Seite 26 von 33

27 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Asynchroner Betrieb (AS) Wahrscheinlichkeit eines kritischen Störfalls ist gering: Fehler der zum Verlust der Synchronität führt Versagen des Außertrittfallschutzes Resonanzfall Mit Außertrittfallschutz vergleichbar zu 3-poliger FA > 150 ms < Kritischer FKZ Häufigkeit (A) Beanspruchung unter ungünstigen Bedingungen (B) AS Wahrscheinlichkeit für maximale Beanspruchung (C) Klassifikation (A B C) Sehr hoch Moderat Moderat Seite 27 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Automatische Widereinschaltung (AWE) Fehlerort (2) Erfolglose AWE Fälle: 1p1p, 3p1p, 3p3p Variation der Pausenzeit und Fehlerdauer (je 64 Fälle) Arbeitspunkt: Nennleistungsfaktor, übererregt Simulation mit halbgesättigten Reaktanzen Rotierendes Erregersystem Drehzahlregler ist modelliert Seite 28 Siemens AG, EM DG PTI Seite 27 von 33

28 Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit Automatische Wiedereinschaltung (AWE) Erfolglose AWE nach 1-poligem Fehler verursacht geringe Beanspruchungen Erfolglose AWE nach 3-poligem Fehler führt zu hohen Beanspruchungen Häufigkeit (A) Beanspruchung unter ungünstigen Bedingungen (B) 1p1p AWE und 1p3p AWE Wahrscheinlichkeit für maximale Beanspruchung (C) Klassifikation (A B C) Hoch Moderat 3p3p AWE Häufigkeit (A) Beanspruchung unter ungünstigen Bedingungen (B) Wahrscheinlichkeit für maximale Beanspruchung (C) Klassifikation (A B C) Sehr hoch Moderat Seite 29 Inhalt 1. Ansatz 2. Definition der Störfälle und Störfallklassifizierung 3. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit 3.1 Simulationsmodell 3.2 Störfallkatalog 3.3 Zusätzliche Störfälle 4. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung 5. Zusammenfassung Seite 30 Siemens AG, EM DG PTI Seite 28 von 33

29 Haus der Technik Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Fehlerstatistik Seite 31 Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Fehlerstatistik Verursachen asymmetrische Fehler höhere Beanspruchungen aufgrund höherer Häufigkeit? Wahrscheinlichkeit1poliger Fehler ist 40 mal höher Seite 32 Siemens AG, EM DG PTI Seite 29 von 33

30 Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Ansatz Fehlerwahrscheinlichkeiten für 100 km Leitungslänge ist in Fehlerstatistiken gegeben Information über Beanspruchung fehlt Netzgebiete werden definiert innerhalb derer Fehler zu Ermüdungen an der Welle führen Netzberechnungen in PSS NETOMAC in einem Maschennetz und einem radialen Netz Mechanische Berechnungen in Dynrot Seite 33 Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung Störfallklassifizierung Fehlerstatistik: Anzahl Fehler pro Netzgebiet Berechnungen: Beanspruchungen für verschiedene Fehlerorte Vermaschtes Netz Fehlertyp Fehlerdauer Ermüdung für ausgewähltes Element Klassifikation 1-polige FA 150 ms / 2-polige FA 150 ms / 3-polige FA 150 ms / 1-polige FA 300 ms / 2-polige FA 300 ms / 3-polige FA 300 ms /Moderat Radiales Netz Fehlertyp Fehlerdauer Ermüdung für ausgewähltes Element Klassifikation 1-polige FA 150 ms polige FA 150 ms polige FA 150 ms polige FA 300 ms polige FA 300 ms polige FA 300 ms Hoch Seite 34 Siemens AG, EM DG PTI Seite 30 von 33

31 Haus der Technik Inhalt 1. Ansatz 2. Definition der Störfälle und Störfallklassifizierung 3. Störfallklassifizierung anhand der Gefährlichkeit 3.1 Simulationsmodell 3.2 Störfallkatalog 3.3 Zusätzliche Störfälle 4. Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung 5. Zusammenfassung Seite 35 Störfallklassifizierung anhand der gemittelten Ermüdung A: Häufigkeit des Störfalls B: Beanspruchung des Turbosatzes unter ungünstigen Bedingungen C: Wahrscheinlichkeit für das Erreichen maximaler Beanspruchung im Falles des Störfalls D: Klassifizierung/Gefährlichkeit (A B C) A 3-poliger Fehler < 150 ms FA 3-poliger Fehler > 150 ms Moderat B C A B C Moderat Hoch Moderat KK 2-poliger und 3-poliger Fehler, NSSeite Moderat1 Hoch Moderat FS 90, 105, 120, 135 Hoch Moderat Moderat2 LU AS AWE 1-polige Unterbrechung 2-polige Unterbrechung Asynchroner Betrieb nach FA Sehr niedrig Moderat Sehr hoch Moderat Moderat2 1-polige oder 3-polige AWE nach 1poligem Fehler Hoch Moderat 3-polige AWE nach 3-poligem Fehler Sehr hoch Moderat2 1 Hoch für Endwicklungen 2 Trotz geringer Wahrscheinlichkeit sollten diese Fälle wegen der sehr hohen Beanspruchungen (B) vermieden werden Seite 36 Siemens AG, EM DG PTI Seite 31 von 33

32 4 Literaturverzeichnis [1] Torsional Design Criteria of Rotor Train due to Electrical Faults, Siemens AG, Grein R., Ehehalt U., Güllenstern S., [2] Kulig T. Stefan, Habilitation, Über die Auswirkungen von Störfallen in elektrischen Energieübertragungsnetzen auf Kraftwerksturbosatze, Mülheim, 1987 [3] VDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2004, VDN, Berlin, 2005 [4] VDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2005, VDN, Berlin, 2006 [5] VDN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2006, VDN, Berlin, 2007 [6] FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2007, VDE, Berlin, 2008 [7] FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2008, VDE, Berlin, 2009 [8] FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2009, VDE, Berlin, 2010 [9] FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2010, VDE, Berlin, 2011 [10] FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2011, VDE, Berlin, 2012 [11] FNN-Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik Berichtsjahr 2012, VDE, Berlin, 2013 [12] Joyce J., Kulig T., Lambrecht D., Torsional Fatigue of Turbine Generator Shafts Caused by Different Electrical System Faults and Switching Operations, IEEE PES Winter Meeting, New York, 1978 [13] B. M. Pasternack, J. H. Provanzana, L. B. Wagenaar: Analysis of a Generator Step-up Transformer Failure Following Faulty Synchronization, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 3, No. 3, [14] R&D Project Transient Torsional Analysis Task 8, Siemens AG, G., Siemens AG, EM DG PTI Seite 32 von 33

33 5 Stichworte Asynchroner Betrieb...4, 7, 13 Automatische Wiedereinschaltung...4, 7 Dynrot... 3 Fehlerklärungszeit... 5 Fehlerwahrscheinlichkeit... 9 Fehlsynchronisation...3, 5, 6 Gefährlichkeit... 3, 4, 5, 6, 7, 8 Klemmenkurzschluss...3, 6 Kurzschlussabschaltung...3, 5, 6 Leiterunterbrechung...4, 5, 7 PSS NETOMAC...3, 5, 9 Störfallkatalog...3, 8 Siemens AG, EM DG PTI Seite 33 von 33