Tobias Keller, ATPE / ABB Automation & Power World 2013 Netzstabilität in Kraftwerken Die heutigen Herausforderungen

Tobias Keller, ATPE / ABB Automation & Power World 2013 Netzstabilität in Kraftwerken Die heutigen Herausforderungen

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

Netzstabilität

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

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 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 47.3 37 36 28.3 29.8 22.4 18.7 14.6 11.3 4.1 5.9 7.2 2003 2007 2010 2015 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

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 08.03.2013 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

Netzfehlererkennung

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

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

Erweiterte Netzfehlererkennung Fallbeispiel 1 Spannungseinbruch am Netz Ein Synchrongenerator ist auf die Schiene N2 verbunden, die das untenstehende Spannungs-Zeit-Verhalten aufweist: 1.2 1 GeneratorVoltage/p.u. 0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 0.5 1 1.5 2 Time /s 25. April 2013 Folie 10

Erweiterte Netz-Kurzschluss Erkennung Fallbeispiel 1 Spannungseinbruch am Netz Verhalten des Generators (ohne Einfluss auf Turbinenregler): (a) Drehzahl (pu) (b) Erregerspannung (pu) 1.3 6 1.25 5 4 RotorSpeed/p.u. 1.2 1.15 1.1 1.05 ExcitationVoltage/p.u. 3 2 1 0-1 1-2 0.95 0 1 2 3 4 5 Time /s -3 0 1 2 3 4 5 Time /s Der Generator fällt trotz rascher Reaktion des Spannungs-reglers ausser Tritt und wird asynchron. 25. April 2013 Folie 11

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

Erweiterte Netzfehlererkennung Fallbeispiel 1 Spannungseinbruch am Netz (a) Drehzahl (pu) 1.3 Verhalten des Generators: (b) Erregerspannung (pu) 6 1.25 With 20% Pm reduction Without Pm reduction 4 Rotos Speed /p.u. 1.2 1.15 1.1 1.05 ExcitationVoltage/p.u. 2 0-2 1-4 With 20% Pm reduction Without Pm reduction 0.95 0 1 2 3 4 5 Time /s -6 0 1 2 3 4 5 Time /s Der Generator fällt nicht ausser Tritt. 25. April 2013 Folie 13

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

PSS Blockierung

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

PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem 04.11.2006 f [Hz] 50.0 Final Report, System Disturbance on 4 November 2006; UCTE Union for the co-ordination of transmission of electricity, pp. 21-29, 2007. 2007, www.ucte.org 49.5 49.0 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

PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem 04.11.2006 25. April 2013 Folie 18

PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem 04.11.2006 (a) Generatorfrequenz (Hz) Verhalten des PSS: (b) PSS Ausgangssignal (pu) 50.4 0.02 50.2 0 Generator Frequency /Hz 50 49.8 49.6 49.4 PSS output /p.u. -0.02-0.04-0.06 49.2 49 0 20 40 60 80 100 Time /s -0.08 Tw=2s Tw=10s -0.1 0 20 40 60 80 100 Time /s 25. April 2013 Folie 19

PSS Blockierung Fallbeispiel 2 UCTE Netz Problem 04.11.2006 (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. 0.95 0.9 Total load angle /deg 80 75 70 Tw=2s Tw=10s 0.85 0 20 40 60 80 100 Time /s 65 0 20 40 60 80 100 Time /s 25. April 2013 Folie 20

Zusammenfassung

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

Ansprechpartner Tobias Keller Leiter Produkte und Technologie Erregungssysteme ABB Schweiz AG Austrasse, CH-5300 Turgi, Schweiz Telefon: 058 589 31 45 ô Mobil: 079 303 23 12 Contact Center: 0844 845 845 E-Mail: tobias.keller@ch.abb.com www.abb.ch/unitrol 25. April 2013 Folie 23

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