Schwungradeffekt des Generators und Stabilität des Turbinenreglersystems

Schwungradeffekt des Generators und Stabilität des Turbinenreglersystems
Große, moderne Wasserkraftgeneratoren weisen eine geringere Trägheitskonstante auf und können daher Stabilitätsprobleme im Turbinenregelsystem aufweisen. Dies liegt am Verhalten des Turbinenwassers, das aufgrund seiner Trägheit beim Betrieb von Regeleinrichtungen zu Druckstößen in den Druckleitungen führt. Diese Druckstöße werden im Allgemeinen durch die hydraulischen Beschleunigungszeitkonstanten charakterisiert. Im Inselbetrieb, wenn die Frequenz des Gesamtsystems vom Turbinenregler bestimmt wird, beeinflussen die Druckstöße die Drehzahlregelung, und Instabilität äußert sich in Form von Frequenzschwankungen. Im Verbundbetrieb mit einem großen System wird die Frequenz im Wesentlichen durch dieses konstant gehalten. Die Druckstöße beeinflussen dann die dem System zugeführte Leistung, und Stabilitätsprobleme treten nur dann auf, wenn die Leistung in einem geschlossenen Regelkreis geregelt wird, d. h. bei Wasserkraftgeneratoren, die an der Frequenzregelung beteiligt sind.

Die Stabilität des Turbinenreglers wird maßgeblich durch das Verhältnis der mechanischen Beschleunigungszeitkonstante aufgrund der hydraulischen Beschleunigungszeitkonstante der Wassermassen und die Reglerverstärkung beeinflusst. Eine Verringerung dieses Verhältnisses wirkt destabilisierend und erfordert eine Reduzierung der Reglerverstärkung, was die Frequenzstabilisierung beeinträchtigt. Daher ist ein minimaler Schwungradeffekt für die rotierenden Teile einer Wasserkraftanlage notwendig, der üblicherweise nur im Generator realisiert werden kann. Alternativ ließe sich die mechanische Beschleunigungszeitkonstante durch ein Druckbegrenzungsventil, einen Ausgleichsbehälter usw. reduzieren, was jedoch in der Regel sehr kostspielig ist. Ein empirisches Kriterium für die Drehzahlregelungsfähigkeit einer Wasserkraftanlage könnte auf dem Drehzahlanstieg der Anlage basieren, der beim Abschalten der gesamten Nennlast im Einzelbetrieb auftritt. Für Kraftwerke in großen Verbundnetzen, die die Systemfrequenz regeln müssen, wurde der oben berechnete prozentuale Drehzahlanstieg auf maximal 45 Prozent begrenzt. Für kleinere Systeme sollte ein geringerer Drehzahlanstieg vorgesehen werden (siehe Kapitel 4).

Längsschnitt vom Einlauf zum Kraftwerk Dehar
(Quelle: Beitrag des Autors – 2. Weltkongress der International Water Resources Association 1979) Für das Kraftwerk Dehar ist das hydraulische Druckwassersystem dargestellt, das den Ausgleichsspeicher mit der Kraftwerkseinheit verbindet und aus Wassereinlauf, Drucktunnel, Differenzdruckbehälter und Druckrohrleitung besteht. Bei einer Begrenzung des maximalen Druckanstiegs in den Druckrohrleitungen auf 35 Prozent ergab sich ein geschätzter maximaler Drehzahlanstieg der Einheit bei Lastabwurf von etwa 45 Prozent bei einem Drehzahlregler.
Die Anlaufzeit betrug 9,1 Sekunden bei einer Nennfallhöhe von 282 m (925 ft) unter Berücksichtigung des normalen Schwungradeffekts der rotierenden Generatorteile (d. h. ausschließlich aufgrund des Temperaturanstiegs). Im ersten Betriebsabschnitt lag der Drehzahlanstieg bei maximal 43 Prozent. Daher wurde angenommen, dass der normale Schwungradeffekt für die Frequenzregelung des Systems ausreichend ist.

Generatorparameter und elektrische Stabilität
Die Generatorparameter, die die Stabilität beeinflussen, sind der Schwungradeffekt, die transiente Reaktanz und das Kurzschlussverhältnis. In der Anfangsphase der Entwicklung des 420-kV-Höchstspannungsnetzes in Dehar können Stabilitätsprobleme aufgrund des schwachen Netzes, des niedrigen Kurzschlussstromniveaus, des Betriebs mit kapazitivem Leistungsfaktor und des Kostendrucks bei der Bereitstellung von Übertragungsanschlüssen sowie der Festlegung von Größe und Parametern der Generatoren kritisch sein. Vorläufige Untersuchungen zur transienten Stabilität des Höchstspannungsnetzes in Dehar mit einem Netzanalysator (unter Verwendung einer Konstantspannung hinter der transienten Reaktanz) zeigten ebenfalls, dass nur eine geringe Stabilität erreicht werden würde. In der frühen Planungsphase des Kraftwerks Dehar wurde daher die Spezifizierung von Generatoren mit normaler
Die Optimierung der Parameter anderer Einflussfaktoren, insbesondere des Erregersystems, zur Erreichung der Stabilitätsanforderungen wäre eine wirtschaftlich günstigere Alternative. Eine Studie des britischen Systems zeigte zudem, dass Änderungen der Generatorparameter vergleichsweise geringe Auswirkungen auf die Stabilitätsreserven haben. Daher wurden die im Anhang angegebenen Standardgeneratorparameter verwendet. Die durchgeführten detaillierten Stabilitätsuntersuchungen sind beigefügt.

Ladekapazität und Spannungsstabilität der Leitung
Bei dezentralen Wasserkraftgeneratoren, die zum Laden langer, unbelasteter Höchstspannungsleitungen eingesetzt werden und deren Ladeleistung (kVA) die Ladekapazität der Maschine übersteigt, besteht die Gefahr der Selbsterregung und eines unkontrollierten Spannungsanstiegs. Die Bedingung für Selbsterregung ist xc < xd, wobei xc die kapazitive Lastreaktanz und xd die synchrone Direktachsenreaktanz ist. Die zum Laden einer einzelnen unbelasteten 420-kV-Leitung E2/xc bis Panipat (Empfangspunkt) benötigte Kapazität betrug ca. 150 MVAR bei Nennspannung. In einem zweiten Schritt, bei dem eine zweite 420-kV-Leitung gleicher Länge installiert wird, beträgt die zum gleichzeitigen Laden beider unbelasteter Leitungen bei Nennspannung benötigte Ladekapazität ca. 300 MVAR.

Die von den Geräteherstellern angegebene Ladekapazität des Dehar-Generators bei Nennspannung betrug Folgendes:
(i) Bei einer minimalen positiven Erregung von 10 Prozent ist eine Leitungsladung von 70 Prozent der Nenn-MVA, d. h. 121,8 MVAR, möglich.
(ii) Mit einer minimalen positiven Erregung von 1 Prozent sind bis zu 87 Prozent der Nenn-MVA, d. h. eine Leitungsladekapazität von 139 MVAR, möglich.
(iii) Bei einer negativen Erregung von etwa 5 Prozent können bis zu 100 Prozent der Nenn-MVAR, d. h. 173,8 MVAR, erreicht werden. Die maximale Ladekapazität, die bei einer negativen Erregung von 10 Prozent erreicht werden kann, beträgt laut BSS 110 Prozent der Nenn-MVA (191 MVAR).
(iv) Eine weitere Erhöhung der Netzladekapazität ist nur durch Vergrößerung der Maschine möglich. In den Fällen (ii) und (iii) ist eine manuelle Erregungsregelung nicht möglich, und es muss vollständig auf den kontinuierlichen Betrieb schnell reagierender automatischer Spannungsregler vertraut werden. Eine Vergrößerung der Maschine zur Steigerung der Netzladekapazität ist weder wirtschaftlich sinnvoll noch wünschenswert. Daher wurde unter Berücksichtigung der Betriebsbedingungen in der ersten Betriebsphase beschlossen, die Generatoren mit negativer Erregung auf eine Netzladekapazität von 191 MVAR bei Nennspannung einzustellen. Ein kritischer Betriebszustand, der Spannungsinstabilität verursacht, kann auch durch die Abschaltung der Last am Empfangsende hervorgerufen werden. Dieses Phänomen tritt aufgrund der kapazitiven Belastung der Maschine auf, die durch den Drehzahlanstieg des Generators zusätzlich verstärkt wird. Selbsterregung und Spannungsinstabilität können auftreten, wenn…

Xc ≤ n2 (Xq + XT)
Dabei ist Xc die kapazitive Lastreaktanz, Xq die synchrone Reaktanz um die Quadraturachse und n die maximale relative Überdrehzahl bei Lastabwurf. Es wurde vorgeschlagen, diesen Zustand des Generators in Dehar durch den Einsatz einer permanent angeschlossenen 400-kV-Höchstspannungs-Nebenschlussdrossel (75 MVA) am Netzanschluss gemäß durchgeführter detaillierter Untersuchungen zu beheben.

Dämpferwicklung
Die Hauptfunktion einer Dämpferwicklung besteht darin, bei Kurzschlüssen zwischen zwei Leitern mit kapazitiven Lasten übermäßige Überspannungen zu verhindern und dadurch die Überspannungsbelastung der Betriebsmittel zu reduzieren. Unter Berücksichtigung abgelegener Standorte und langer Verbindungsleitungen wurden vollständig verbundene Dämpferwicklungen mit einem Verhältnis der Quadratur- zur Längsachsenreaktanz Xnq/Xnd von maximal 1,2 spezifiziert.

Generatorcharakteristik und Erregersystem
Nachdem Generatoren mit normalen Eigenschaften spezifiziert und Vorstudien lediglich eine geringe Stabilität ergeben hatten, wurde beschlossen, Hochgeschwindigkeits-Erregergeräte einzusetzen, um die Stabilitätsreserven zu verbessern und so eine insgesamt wirtschaftlichere Anlagenkonfiguration zu erreichen. Detaillierte Untersuchungen zur Bestimmung der optimalen Eigenschaften der Erregergeräte wurden durchgeführt und in Kapitel 10 erläutert.

Seismische Überlegungen
Das Wasserkraftwerk Dehar liegt in einem Erdbebengebiet. Die folgenden Bestimmungen für die Auslegung der Wasserkraftgeneratoren in Dehar wurden in Absprache mit den Geräteherstellern und unter Berücksichtigung der seismischen und geologischen Gegebenheiten vor Ort sowie des Berichts des von der indischen Regierung mit Unterstützung der UNESCO eingesetzten Expertenkomitees für das Erdbeben von Koyna vorgeschlagen.

Mechanische Festigkeit
Die Generatoren in Dehar müssen so konstruiert sein, dass sie der maximalen Erdbebenbeschleunigungskraft, die in Dehar zu erwarten ist und am Zentrum der Maschine wirkt, sowohl in vertikaler als auch in horizontaler Richtung sicher standhalten.

Eigenfrequenz
Die Eigenfrequenz der Maschine muss deutlich über der magnetischen Frequenz von 100 Hz (dem Doppelten der Generatorfrequenz) liegen. Diese Eigenfrequenz muss weit von der Erdbebenfrequenz entfernt sein und muss hinsichtlich eines ausreichenden Sicherheitsabstands zur vorherrschenden Erdbebenfrequenz und zur kritischen Drehzahl des rotierenden Systems überprüft werden.

Generatorstatorhalterung
Die Fundamente des Generatorstators und des unteren Schub- und Führungslagers bestehen aus mehreren Grundplatten. Die Grundplatten sind zusätzlich zur normalen vertikalen Richtung auch seitlich mittels Fundamentbolzen mit dem Fundament verbunden.

Führungslagerkonstruktion
Die Führungslager sollen segmentiert sein und die Führungslagerteile verstärkt werden, um der vollen Erdbebenkraft standzuhalten. Die Hersteller empfehlen außerdem, die obere Halterung seitlich mit dem Gehäuse (Generatorgehäuse) mittels Stahlträgern zu verbinden. Dies würde wiederum eine Verstärkung des Betongehäuses erfordern.

Schwingungserkennung von Generatoren
Es wird empfohlen, an Turbinen und Generatoren Schwingungsdetektoren oder Exzentrizitätsmessgeräte zu installieren, um bei Überschreitung eines vordefinierten Wertes durch Erdbebenschwingungen eine Abschaltung und Alarmierung auszulösen. Diese Geräte können 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 Einleitung der Abschaltung einer Anlage führen. Dies lässt sich vermeiden, indem entweder vibrationsfeste Quecksilberschalter verwendet oder, falls erforderlich, Zeitrelais hinzugefügt werden.

Schlussfolgerungen
(1) Erhebliche Einsparungen bei den Kosten für Ausrüstung und Struktur im Kraftwerk Dehar wurden durch die Wahl einer großen Anlagengröße unter Berücksichtigung der Größe des Netzes und dessen Einfluss auf die Systemreservekapazität erzielt.
(2) Die Kosten der Generatoren wurden durch die Einführung der Schirmkonstruktion gesenkt, die dank der Entwicklung von hochfestem Stahl für Rotorrandstanzungen nun auch für große, schnelllaufende Wasserkraftgeneratoren möglich ist.
(3) Die Beschaffung von Generatoren mit hohem natürlichen Leistungsfaktor nach eingehenden Studien führte zu weiteren Kosteneinsparungen.
(4) Der normale Schwungradeffekt der rotierenden Teile des Generators in der Frequenzregelungsstation in Dehar wurde aufgrund des großen Verbundsystems als ausreichend für die Stabilität des Turbinenreglersystems angesehen.
(5) Spezielle Parameter von Ferngeneratoren, die EHV-Netze speisen, zur Gewährleistung der elektrischen Stabilität können durch schnell reagierende statische Erregersysteme erfüllt werden.
(6) Schnellwirkende statische Erregersysteme können die erforderlichen Stabilitätsreserven bereitstellen. Solche Systeme benötigen jedoch stabilisierende Rückkopplungssignale, um nach einem Fehler Stabilität zu gewährleisten. Hierzu sollten detaillierte Untersuchungen durchgeführt werden.
(7) Selbsterregung und Spannungsinstabilität von Ferngeneratoren, die über lange Höchstspannungsleitungen mit dem Netz verbunden sind, können durch Erhöhung der Leitungsladekapazität der Maschine mittels negativer Erregung und/oder durch Einsatz permanent angeschlossener Höchstspannungs-Shuntdrosseln verhindert werden.
(8) Bei der Konstruktion von Generatoren und ihren Fundamenten können Vorkehrungen getroffen werden, um mit geringem Aufwand Schutzmaßnahmen gegen seismische Kräfte zu gewährleisten.

Hauptparameter von Dehar-Generatoren
Kurzschlussverhältnis = 1,06
Transiente Reaktanz in direkter Achse = 0,2
Schwungradeffekt = 39,5 x 106 lb ft2
Xnq/Xnd nicht größer als = 1,2