Schwungradeffekt des Generators und Stabilität des Turbinenreglersystems. Schwungradeffekt des Generators und Stabilität des Turbinenreglersystems. Schwungradeffekt des Generators und Stabilität des Turbinenreglersystems. Schwungradeffekt des Generators und Stabilität des Turbinenreglersystems.
Große, moderne Wasserkraftwerke haben eine kleinere Trägheitskonstante und können Probleme mit der Stabilität des Turbinenregelungssystems haben. Dies liegt am Verhalten des Turbinenwassers, das wegen seiner Trägheit Wasserschläge in Druckleitungen verursacht, wenn Regelvorrichtungen betätigt werden. Dies wird im Allgemeinen durch die Zeitkonstanten der hydraulischen Beschleunigung charakterisiert. Im isolierten Betrieb, wenn die Frequenz des gesamten Systems durch den Turbinenregler bestimmt wird, beeinflusst der Wasserschlag die Drehzahlregelung und Instabilität zeigt sich als Pendeln oder Frequenzschwingen. Beim Verbundbetrieb mit einem großen System wird die Frequenz durch letzteres im Wesentlichen konstant gehalten. Der Wasserschlag beeinflusst dann die in das System eingespeiste Leistung und Stabilitätsprobleme treten nur auf, wenn die Leistung in einem geschlossenen Kreislauf gesteuert wird, d. h. bei Wasserkraftwerken mit Frequenzregelung.
Die Stabilität des Turbinenreglergetriebes wird maßgeblich durch das Verhältnis der mechanischen Beschleunigungszeitkonstante zur hydraulischen Beschleunigungszeitkonstante der Wassermassen und der Reglerverstärkung beeinflusst. Eine Verringerung dieses Verhältnisses wirkt destabilisierend und erfordert eine Reduzierung der Reglerverstärkung, was sich negativ auf die Frequenzstabilisierung auswirkt. Daher ist ein minimaler Schwungradeffekt für rotierende Teile einer Wasserkraftanlage erforderlich, der normalerweise nur im Generator bereitgestellt werden kann. Alternativ könnte die mechanische Beschleunigungszeitkonstante durch die Bereitstellung eines Überdruckventils oder eines Ausgleichsbehälters usw. reduziert werden, was jedoch in der Regel sehr kostspielig ist. Ein empirisches Kriterium für die Drehzahlregelfähigkeit eines Wasserkraftwerks könnte der Drehzahlanstieg der Anlage sein, der bei Abschaltung der gesamten Nennlast der unabhängig betriebenen Anlage auftreten kann. Für Kraftwerke, die in großen Verbundsystemen betrieben werden und die Netzfrequenz regeln müssen, wurde der oben berechnete prozentuale Drehzahlanstiegsindex mit maximal 45 Prozent angenommen. Für kleinere Systeme ist ein geringerer Drehzahlanstieg vorzusehen (siehe Kapitel 4).
Längsschnitt von der Einlaufleitung zum Kraftwerk Dehar
(Quelle: Beitrag des Autors – 2. Weltkongress der International Water Resources Association 1979) Für das Kraftwerk Dehar wird das hydraulische Druckwassersystem dargestellt, das den Ausgleichsspeicher mit dem Kraftwerk verbindet, bestehend aus Wassereinlass, Druckstollen, Ausgleichsbehälter und Druckrohrleitung. Bei einer Begrenzung des maximalen Druckanstiegs in den Druckrohrleitungen auf 35 Prozent betrug der geschätzte maximale Geschwindigkeitsanstieg der Anlage bei Volllastabschaltung etwa 45 Prozent, wenn der Regler schließt.
Zeit von 9,1 Sekunden bei einer Nennförderhöhe von 282 m (925 Fuß) mit dem normalen Schwungradeffekt der rotierenden Teile des Generators (d. h. nur aufgrund von Temperaturanstiegen festgelegt). In der ersten Betriebsphase betrug der Drehzahlanstieg maximal 43 Prozent. Daher wurde angenommen, dass der normale Schwungradeffekt zur Regelung der Systemfrequenz ausreicht.
Generatorparameter und elektrische Stabilität
Die Generatorparameter, die Einfluss auf die Stabilität haben, sind Schwungradeffekt, transiente Reaktanz und Kurzschlussübersetzung. In der Anfangsphase der Entwicklung des 420-kV-Höchstspannungssystems in Dehar könnten Stabilitätsprobleme aufgrund des schwachen Systems, des niedrigen Kurzschlusspegels, des Betriebs mit voreilendem Leistungsfaktor und der Notwendigkeit wirtschaftlicher Übertragungsanschlüsse sowie der Festlegung von Größe und Parametern der Generatoren kritisch werden. Vorläufige Studien zur transienten Stabilität mit einem Netzwerkanalysator (unter Verwendung einer konstanten Spannung hinter der transienten Reaktanz) für das Dehar-Höchstspannungssystem zeigten ebenfalls, dass nur eine geringe Stabilität erreicht werden würde. In der frühen Planungsphase des Kraftwerks Dehar wurde erwogen, Generatoren mit normaler
Die Optimierung der Eigenschaften und die Erfüllung der Stabilitätsanforderungen durch Optimierung der Parameter anderer beteiligter Faktoren, insbesondere des Erregersystems, wäre eine wirtschaftlich günstigere Alternative. Eine Studie des britischen Systems zeigte, dass Änderungen der Generatorparameter vergleichsweise deutlich geringere Auswirkungen auf die Stabilitätsreserven haben. Daher wurden für den Generator die im Anhang angegebenen Standardparameter festgelegt. Die durchgeführten detaillierten Stabilitätsstudien finden Sie in
Netzladekapazität und Spannungsstabilität
Entfernt gelegene Wasserkraftgeneratoren zum Laden langer, unbelasteter Höchstspannungsleitungen, deren Ladeleistung in kVA die Leitungsladekapazität der Maschine übersteigt, können sich selbst erregen und die Spannung kann unkontrolliert ansteigen. Voraussetzung für Selbsterregung ist xc < xd, wobei xc die kapazitive Lastreaktanz und xd die synchrone Längsachsenreaktanz ist. Die erforderliche Kapazität zum Laden einer einzelnen, unbelasteten 420-kV-Leitung E2 /xc bis Panipat (Empfangsende) betrug bei Nennspannung etwa 150 MVAR. In einer zweiten Phase, wenn eine zweite, 420-kV-Leitung gleicher Länge installiert wird, beträgt die erforderliche Leitungsladekapazität zum gleichzeitigen Laden beider unbelasteten Leitungen bei Nennspannung etwa 300 MVAR.
Die von den Gerätelieferanten angegebene Leitungsladekapazität des Dehar-Generators bei Nennspannung war wie folgt:
(i)70 Prozent Nenn-MVA, d. h. 121,8 MVAR, Leitungsladung sind mit einer minimalen positiven Erregung von 10 Prozent möglich.
(ii) Bis zu 87 Prozent der Nenn-MVA, d. h. 139 MVAR Leitungsladekapazität sind bei einer minimalen positiven Erregung von 1 Prozent möglich.
(iii)Bis zu 100 Prozent des Nenn-MVAR, d. h. 173,8 Leitungsladekapazität können mit ungefähr 5 Prozent negativer Erregung erreicht werden und die maximale Leitungsladekapazität, die mit 10 Prozent negativer Erregung erreicht werden kann, beträgt 110 Prozent des Nenn-MVA (191 MVAR) gemäß BSS.
(iv) Eine weitere Steigerung der Leitungsladekapazitäten ist nur durch Vergrößerung der Maschinengröße möglich. In den Fällen (ii) und (iii) ist eine manuelle Steuerung der Erregung nicht möglich, und man muss sich voll und ganz auf den Dauerbetrieb schnell reagierender automatischer Spannungsregler verlassen. Es ist weder wirtschaftlich sinnvoll noch wünschenswert, die Maschine zu vergrößern, um die Leitungsladekapazitäten zu erhöhen. Unter Berücksichtigung der Betriebsbedingungen in der ersten Betriebsphase wurde daher entschieden, durch negative Erregung der Generatoren eine Leitungsladekapazität von 191 MVAR bei Nennspannung für die Generatoren bereitzustellen. Kritische Betriebszustände, die zu Spannungsinstabilitäten führen, können auch durch die Abschaltung der Last am Empfangsende hervorgerufen werden. Dieses Phänomen tritt aufgrund der kapazitiven Belastung der Maschine auf, die durch die Drehzahlsteigerung des Generators zusätzlich beeinträchtigt wird. Selbsterregung und Spannungsinstabilität können auftreten, wenn.
Xc ≤ n2 (Xq + XT)
Dabei ist Xc die kapazitive Lastreaktanz, Xq die synchrone Querachsenreaktanz und n die maximale relative Überdrehzahl bei Lastabwurf. Dieser Zustand des Dehar-Generators soll gemäß detaillierter Studien durch die Installation eines fest angeschlossenen 400-kV-Höchstspannungs-Kompensationsreaktors (75 MVA) am Empfangsende der Leitung vermieden werden.
Dämpferwicklung
Die Hauptfunktion einer Dämpferwicklung besteht darin, übermäßige Überspannungen bei Leitungsfehlern mit kapazitiver Last zu verhindern und so die Überspannungsbelastung der Anlage zu reduzieren. Unter Berücksichtigung der abgelegenen Lage und der langen Verbindungsleitungen wurden vollständig verbundene Dämpferwicklungen mit einem Verhältnis der Quer- und Längsreaktanzen Xnq/Xnd von höchstens 1,2 spezifiziert.
Generatorkennlinie und Erregersystem
Nachdem Generatoren mit normalen Kennlinien spezifiziert wurden und vorläufige Untersuchungen nur eine geringe Stabilität zeigten, entschied man sich für den Einsatz von Hochgeschwindigkeits-Erregeranlagen, um die Stabilitätsreserven zu verbessern und eine insgesamt möglichst wirtschaftliche Anlagenanordnung zu erreichen. Detaillierte Untersuchungen zur Bestimmung der optimalen Kennlinien der Erregeranlagen wurden in Kapitel 10 erläutert.
Seismische Überlegungen
Das Kraftwerk Dehar liegt in einer Erdbebenzone. Die folgenden Maßnahmen für die Konstruktion des Wasserkraftwerks in Dehar wurden in Absprache mit den Anlagenherstellern und unter Berücksichtigung der seismischen und geologischen Bedingungen vor Ort sowie des Berichts des von der indischen Regierung mit Unterstützung der UNESCO eingesetzten Expertenkomitees für Erdbeben in Koyna vorgeschlagen.
Mechanische Festigkeit
Dehar-Generatoren müssen so konstruiert sein, dass sie der maximalen Erdbebenbeschleunigungskraft sowohl in vertikaler als auch in horizontaler Richtung, die in Dehar auf die Mitte der Maschine einwirkt, sicher standhalten.
Eigenfrequenz
Die Eigenfrequenz der Maschine muss deutlich von der magnetischen Frequenz von 100 Hz (doppelte Generatorfrequenz) entfernt (höher) gehalten werden. Diese Eigenfrequenz muss weit von der Erdbebenfrequenz entfernt sein und auf einen ausreichenden Abstand zur vorherrschenden Erdbebenfrequenz und der kritischen Drehzahl des rotierenden Systems geprüft werden.
Generatorstatorhalterung
Der Generatorstator sowie die unteren Axial- und Führungslagerfundamente bestehen aus mehreren Grundplatten. Die Grundplatten werden zusätzlich zur normalen vertikalen Ausrichtung durch Fundamentbolzen seitlich mit dem Fundament verbunden.
Führungslagerdesign
Die Führungslager müssen segmentiert sein und die Führungslagerteile müssen verstärkt sein, um der vollen Erdbebenkraft standzuhalten. Die Hersteller empfehlen außerdem, die obere Halterung seitlich mit Stahlträgern mit dem Zylinder (Generatorgehäuse) zu verbinden. Dies würde wiederum eine Verstärkung des Betonzylinders erfordern.
Schwingungserkennung von Generatoren
Es wurde empfohlen, an Turbinen und Generatoren Schwingungsmelder oder Exzentrizitätsmesser zu installieren, um bei Erdbebenschwingungen, die einen vorgegebenen Wert überschreiten, eine Abschaltung und einen Alarm auszulösen. Dieses Gerät kann auch zur Erkennung ungewöhnlicher Schwingungen einer Anlage aufgrund hydraulischer Einflüsse auf die Turbine eingesetzt werden.
Mercury-Kontakte
Starke Erschütterungen durch Erdbeben können bei Verwendung von Quecksilberkontakten zu Fehlauslösungen und damit zur Abschaltung einer Anlage führen. Dies lässt sich durch vibrationshemmende Quecksilberschalter oder gegebenenfalls durch den Einsatz von Zeitrelais vermeiden.
Schlussfolgerungen
(1) Durch die Wahl großer Einheiten konnten im Kraftwerk Dehar erhebliche Einsparungen bei den Kosten für Ausrüstung und Struktur erzielt werden, wobei die Größe des Netzes und ihr Einfluss auf die Reservekapazität des Systems berücksichtigt wurden.
(2) Die Kosten der Generatoren konnten durch die Einführung einer Schirmkonstruktion gesenkt werden, die dank der Entwicklung hochfester Stähle für die Stanzungen der Rotorfelgen nun auch für große Hochgeschwindigkeits-Wasserkraftgeneratoren möglich ist.
(3) Die Beschaffung von Generatoren mit natürlichem hohem Leistungsfaktor nach eingehenden Studien führte zu weiteren Kosteneinsparungen.
(4) Der normale Schwungradeffekt der rotierenden Teile des Generators in der Frequenzregelstation in Dehar wurde aufgrund des großen, miteinander verbundenen Systems als ausreichend für die Stabilität des Turbinenreglersystems angesehen.
(5) Spezielle Parameter von dezentralen Generatoren, die Höchstspannungsnetze speisen, zur Gewährleistung der elektrischen Stabilität können durch schnell ansprechende statische Erregersysteme erfüllt werden.
(6) Schnell wirkende statische Erregersysteme können die notwendigen Stabilitätsreserven bereitstellen. Solche Systeme benötigen jedoch stabilisierende Rückkopplungssignale, um die Stabilität nach dem Fehler zu gewährleisten. Detaillierte Untersuchungen sollten durchgeführt werden.
(7) Selbsterregung und Spannungsinstabilität von abgelegenen Generatoren, die über lange Höchstspannungsleitungen mit dem Netz verbunden sind, können dadurch verhindert werden, dass die Leitungsladekapazität der Maschine durch negative Erregung erhöht wird und/oder indem fest angeschlossene Höchstspannungs-Kompensationsdrosseln eingesetzt werden.
(8) Bei der Konstruktion von Generatoren und deren Fundamenten können mit geringem Aufwand Vorkehrungen zum Schutz gegen seismische Kräfte getroffen werden.
Hauptparameter von Dehar-Generatoren
Kurzschlussverhältnis = 1,06
Transiente Reaktanz Längsachse = 0,2
Schwungradeffekt = 39,5 x 106 lb ft2
Xnq/Xnd nicht größer als = 1,2
Beitragszeit: 11. Mai 2021
