Generator

Dieselnotstromgruppe

Kleine Synchrongeneratoren zwischen 100 kW und 20 MW werden in grosser Zahl für Notstromanlagen, Blockheizkraftwerke, Kleinwasserkraftwerken aber eher selten für Windkraftanlagen eingesetzt.

Wie verhält sich der Generator am Netz und wie sind seine Eigenschaften im Inselbetrieb? Was ist zu seinem Schutz zu beachten und warum das auch den Elektroplaner zu interessieren hat. All das finden sie in diesem Artikel.

In medias res

Synchrongeneratoren haben eine starre Verbindung zum Netz. Um sie vor den Gefahren des Netzes oder vor inneren Fehlern zu stützen, sind eine Reihe von Schutzmassnahmen erforderlich. Besonders bei grossen Generatoren kommen dynamische Abhängigkeiten hinzu die berücksichtigt sein sollen. Der Generator der hier besprochen wird, ist ein Typ-1-Kraftwerk. Im Netzbetrieb muss man zur Leistungsregelung immer Antriebsleistung und Erregung gleichzeitig verstellen um alle Betriebspunkte erreichen zu können (siehe Abb. 1). Die Schutzfunktionen müssen auf die Gegebenheiten von Netz und Generator sauber abgestimmt sein.

Netzdienliche Notstromanlagen

In den vergangenen ungefähr zehn Jahren ist immer wieder die Idee aufgekommen, Notstromaggregate zur Erzeugung von Tertiärleistung (siehe Kasten) einzusetzen.
Bei den Kraftwerken, dazu gehören auch die Notstromanlagen, werden Anlagen des Typ 1 vom Typ 2 unterschieden. Die Typ-1-Kraftwerke sind synchron. Hier besteht eine starre Verbindung der Antriebsmaschine zum Netz. Die Elastizität ist nur im Rahmen des Lastwinkels und der Induktivität möglich. Ganz anders die Typ-2-Kraftwerke. Sie sind asynchron, ihre Drehzahl ist nicht oder höchstens indirekt von der Netzfrequenz abhängig. In Zukunft werden mehr nicht-synchrone Kraftwerke ans Netz geschaltet. Diese sogenannten Typ-2-Kraftwerke, vor allem Photovoltaik aber auch Windkraftanlagen haben keine direkte, sogenannt starre Koppelung mit dem Netz. Die meisten Solaranlagen sind nicht in der Lage, ganz ohne Netzführung zu fahren. Aber auch sie können und müssen, je nach Grösse, zur Netzstabilität beizutragen (Gridcodes). Sie sind dafür in der Lage schnelle Frequenzänderungen mit hohem Gradienten (ROCOF-Fehler) wie sie bei Kurzunterbrechungen vorkommen zu durchlaufen, was Synchronmaschinen gefährden könnte (siehe unten).

Synchrongeneratoren

Die Notstromanlagen sind heute praktisch immer mit 4-poligen Synchrongeneratoren ausgerüstet, was die praktische Drehzahl von 1500 min-1 für schnelllaufende Dieselmotoren bedeutet. Bei Kleinwasserkraftwerken ist die Antriebsmaschine bei grossen Fallhöhen eine Peltonturbine, bei mittleren Fallhöhen eine Franzisturbine und bei Flusskraftwerken Kaplan oder seltener auch Bánki-Turbinen. Je nach Auslegungsdrehzahl wird dann ein Generator mit einer grösseren Polzahl ausgelegt. Trotz dieser starren Anbindung sind die elektrischen Netze elastisch.

Netzbetrieb

Um Wirkleistung in das Netz pumpen zu können, zieht die Antriebsmaschine das Polrad, so dass ein voreilender Winkel zwischen dem Polrad und dem Drehfeld des Stators entsteht. Der Stator ist über seine Induktivität fest mit dem Netz verbunden. Die Drehzahl kann dabei nicht steigen, auch dann nicht, wenn die Antriebsmaschine mit voller Leistung gegen das Netz drückt. Gleichzeitig wird die Erregung erhöht. Mit diesen beiden Parametern kann jeder Punkt im zulässigen Arbeitsbereich angefahren werden. (Abb. 1)

Abb. 1: Leistungsdiagramm «fahren des Generators»

Rückleistung

Die Drehzahl würde aber auch nicht absinken, wenn der Motor aufgrund eines Defektes oder mangels Kraftstoff keine Leistung mehr bringen kann. Der Antriebsmotor würde dann vom Netz über den Generator angetrieben, der eben zu einem Elektromotor geworden ist. Das würde zu Schäden oder sogar zur Totalzerstörung der Anlage führen. Um das zu verhindern braucht es einen Rückleistungsschutz (manchmal auch Rückwattschutz genannt). Er trennt den Generator über den Generatorschalter vom Netz.

Netzentkupplung

Stellen wir uns vor, was nun passiert, wenn plötzlich für einen kurzen Augenblick das Netz weggeht und wieder zurückkehrt, währenddem die Antriebmaschine volle Leistung abgibt. Dazu müssen wir wissen, dass ohne das Netz ein Dieselmotor die Drehzahl regelt, in dem er auf eine Abweichung reagiert. Die Regelstrecken, das heisst der Einspritzapparat und die Luftmengenklappe, sind P-Glieder und haben zudem eine gewisse Trägheit. Bei der Gasregelstrecke der Ottomotoren ist diese Trägheit ausgeprägter, sodass solche Motoren nicht für den Inselbetrieb oder nur mit Teillast geeignet sind. Im Augenblick, wenn das Netz wegfällt, ist das Aggregat und seine verbleibende Last eine Insel. Aufgrund der beschriebenen Eigenschaften erfolgt eine rasche Frequenzänderung, mit der Folge, dass das Aggregat schon nach 300 ms asynchron zum Netz sein kann. Kommt das Netz zu dem Zeitpunkt oder später zurück, nennt man das einen asynchronen Netzrückschluss. Bei ganz kleinen Aggregaten bleibt das oft ohne Folgen, bei mittleren und grossen Aggregaten führt das zu einem Totalschaden oder zu einem Wellentorsionsbruch, falls eine Sollbruchstelle eingebaut ist. Um das zu verhindern, gibt es die Netzentkupplung, die als Schutzfunktion in drei Varianten bekannt ist: Die Vektorsprungüberwachung, welche den Winkel der Klemmenspannung zur ideellen Polradspannung, Lastwinkel genannt überwacht. Oder man überwacht den Frequenzgradienten, also die Änderungsgeschwindigkeit der Frequenz des Generators. Ferner gibt es auch Geräte die auf die Änderungsgeschwindigkeit der Last reagieren. Allerdings ist die Änderungsgeschwindigkeit nicht geeignet, um Maschinen mit hoher Massenträgheit zu schützen. Dagegen ist das Lastwinkelrelais im Umfeld grosser induktiver Lasten ungeeignet. Bei grossen Kraftwerksgruppen ist eine Kombination sinnvoll. Ein Lastfluss über die Fehlerstelle ist eine zwingende Bedingung, damit ein Vektorsprung oder ein Frequenzgradient (ROCOF, ANSI 81R) erfasst werden kann.

Vektorsprung, ausführliche Darstellung mit Berücksichtigung der Wirkwiderstände der Wicklungen und der Längs- und Querkomponenten (Schenkelpolmaschine)
Abb. 2: Vektorsprung Schenkelpolmaschine
Erregerstromkomponenten
Abb. 3: Erregerstromkomponenten

Überlast

Eine Kraftwerks- oder Notstromgruppe kann im Rahmen ihrer Spezifikation für eine bestimmte Zeit überlastet werden. Entsprechend muss der Überlastauslöser bezüglich Schwellwert und Auslösezeit eingestellt werden. Da ein Leistungsschalter (MCCB oder ACB) ohnehin einen grossen Prüfstrom von 1.35 hat, ist die Einstellung auf denn Nennwert meistens korrekt.

Kurzschluss

Der Kurzschluss ist da schon etwas komplizierter. Die Gruppe kann im Inselbetrieb einen Dauerkurzschluss nicht ohne Einbruch halten. Das gilt bei Kurzschlussströmen die über dem zweifachen des Nennstromes liegen. Solche gelten als generatornahe Kurzschlüsse. Ausserdem ist bei einem Generator nicht der einpolige Kurzschluss, sondern der zweipolige Kurzschluss der geringste, auf den der kurzzeitverzögerte Kurzschlussauslöser eingestellt werden muss. Kurzschlussauslöser wird auf den kleinstmöglichen Kurzschlussstrom eingestellt und ggf. vermindert um den Wert μ, der sich aus der Verzögerungszeit ergibt (Abb. 4 aus IEC 60909-0 Bild 13).

Abb. 4: Generator-fern / Generator-nah und Verzugszeiten

Da ein entfernter Netzfehler aufgrund der verbleibenden Last ebenfalls zu einem niederohmigen Ausfall führen kann, der kurzschlussartige Ströme im Generator verursacht, wird der Kurzschlussauslöser angeregt. Bei Kraftwerken wird die Zeitverzögerung so eingestellt, damit Selektivität zur oben beschriebenen Netzentkupplung gewährleistet ist. Gleiches gilt natürlich für eventuell vorhandene Unterspannungsauslöser. Das ist wichtig, da die Kurzschlussauslösung, anders als die Netzentkupplung, einen manuellen Eingriff erfordert. Das funktioniert aber nur mit Leistungsschalter der Gebrauchskategorie B, die für Zeitselektivität geeignet sind.

Der Generatorschalter kann den Generator auch vor Netzfolgeströmen bei einem inneren Fehler vor grösserem Schaden bewahren, in dem im einfachsten Fall der unverzögerte Kurzschlussauslöser (Sofortauslöser) auf einen Schwellwert der knapp über dem grössten symmetrischen Kurzschluss des Generators liegt. Somit ist die oben beschriebene Selektivität im Fall eines entfernten Netzfehlers nicht berührt. Den gleichen Effekt kann auch mit der Sofort-Auslösung in Rückwärtsrichtung (ANSI67) erreicht werden.

Abb. 5 Kennlinien Generatorschalter, Abgangsschalter und Kurzschlussstrom Generator

Kurzschlüsse gefährden aber nicht nur den Generator, sondern auch die Antriebsmaschine. Moderne Hochleistungsdieselmotoren mit einem hohen Aufladungsgrad haben zwei bis fünf Abgasturbolader, einstufig oder in Register geschaltet. Für diese Aggregat ist ein Kurzschluss ein Lastwechsel mit fast unendlicher Flankensteilheit. Der Leistungsgradient führt unter Umständen zu einer Notabschaltung über die Kraftstoffversorgung. Das Aggregat kann nicht sofort wieder gestartet werden. Besonders früher wurden auch Schnellschlussklappen eingebaut. Während die Klappen auf der Verbrennungsluftseite schliessen, wird der Verdichter durch die im Moment noch vorhandenen Abgase weiter angetrieben, in der Folge kann es zu einem Strömungsabriss führt, da der Verdichter über die Pumpgrenze geht. Die Folge ist ein eventuell unzulässiges Hochschleudern des Verdichterrades und damit ein Schaden am Laufzeug. Man spricht hier von einem HCF (High Cycle Fatigue)-Fehler. Besonders bei Maschinen im Bereich mehrer Megawatt sind solche Effekte zu berücksichtigen.

Ein generatornaher Kurzschluss belastet durch die starke Induktivität auch das Erregersystem, daher ist bei grossen Anlagen ein Erregerausfallschutz (40/32R) und für den Inselbetrieb der Überfrequenzschutz (ANSI 81H) sinnvoll. Der Erd-Differenzialschutz schützt den Generator vor Windungs- und Wicklungsfehlern. Der Generator muss aber auch gegen die Folgen der Schieflast geschützt werden. Bei Schenkelpolmaschinen darf die Schieflast I2/In nicht mehr als dauernd 5-10% sein. Die Schutzeinstellungen müssen den Generator genügend schützen, aber auch verhindern, dass der Kraftwerksblock nicht bei jedem Kurzschluss im Netz ausfällt.

Erregerausfall im Netzparallelbetrieb

Der Erregerausfall hat die Ursache im Erregerkreis. Bei den üblichen Niederspannungsgeneratoren ist das der Erregerstromkreis mit die integrierte Aussenpolmaschine, welche die Felderregung über die aussenliegenden Pole bürstenlos auf die rotierende Drehstromwicklung induziert und von dort über die mitrotierende Gleichrichterbrücke die Rotorwicklung der Hauptmaschine erregt.

Ein Ausfall führt dazu, dass die Maschine die Quellenspannung (Elektromotorische Kraft EMK) verliert und auf der Dämpferwicklung laufend Blindleistung aus dem Netz bezieht. Das führt zu unzulässiger Erwärmung im Rotorkreis.

Im Inselbetrieb würde die Maschine zudem die Spannung verlieren.

Betriebsverhalten im Inselbetrieb

Der Inselbetrieb ist bei Notstromanlage die Hauptbetriebsart und bei Versorgungen im Alpinenbereich abseits von Netzen sowie Autarkieanlagen die einzige Betriebsart.

Im Inselbetrieb muss das Kraftwerk selbst die Netzführung übernehmen. Das geht mit einer Synchronmaschine relativ einfach. Über die Drehzahlregelung wird die Leistung mit den beschriebenen regelungstechnischen Eigenschaften geregelt. Das führt typischerweise zu einer bleibenden Regelabweichung abhängig von der Grösse der Lastzuschaltung. Am Generator wird gleichzeitig über die Veränderung des Erregerstromes die Spannung reguliert. Die Spannung ist abhängig vom Blindleistungsbezug der Verbraucher, was besonders für den Anlauf von ASM zu berücksichtigen ist, da sonst eine belastet anlaufende Maschine u.U. nicht über den Kipppunkt kommt, wenn die Spannung zu stark einbricht.

Fazit

Die am häufigsten verwendeten Schutzfunktionen im Bereich von ca. 500 und 3000 kVA sind durch die folgenden ANSI-Codes definiert:

  • 40 Schutz vor Erregungsfehlern
  • 27 Unterspannungsschutz
  • 59 Überspannungsschutz
  • 50 Überstromschutz unverzögert
  • 51 Überstromschutz zeitverzögert
  • 81H Überfrequenzschutz
  • 81L Unterfrequenzschutz
  • 49 Statorüberlastungsschutz
  • 32R Rückleistungsschutz
  • 67 Gerichteter Überstromschutz

Die Schutzfunktionen übernehmen bei kleineren und mittleren Generatoren oft die Funktionsautomatiken oder einzelne diskrete Schutzgeräte. Bei grösseren Anlagen wird der Schutz in den NS-Leistungsschaltern bzw. in den Schutzrelais der Mittelspannung realisiert. Damit ein Generator sicher und zuverlässig betrieben werden kann, sind viele Eigenschaften zu berücksichtigen und zu optimieren. Das kann nur der planende Elektroingenieur übernehmen, denn nur er kennt die Maschine und das Netz. Delegiert er das an den Unternehmer, stellt er sich nicht nur selbst in Frage, sondern setzt sich auch erheblichen Vertragsrisiken aus. Denn im Schadenfall bezieht sich der Unternehmer auf das, was ausgeschrieben war. Besser ist, wenn man hier frühzeitig einen Spezialisten beizieht.

Abb 6: Notstromgeneratoren bei der Wasserversorgung Zürich

Exkurs Netzregelung

Die Netzregelung ist in drei Bereiche gegliedert. Die Primärregelung reagiert innert wenigen Sekunden auf eine Frequenzänderung, indem europaweit zur Regelung geeignete Kraftwerke ihre Produktion steigern oder absenken. Die Primärregelung wird rasch von der Sekundärregelung abgelöst, damit sie in einem nächsten Einsatz wieder zur Verfügung steht. Die Sekundärregelung steht innert Minuten bereit und übernimmt, um das Netz wieder ins Gleichgewicht zu bringen. Die Tertiärregelung ist innerhalb 15 Minuten abrufbar, falls die vorgenannten Regelungsstufen nicht reichen. Das können Wasserkraftwerke aber auch Industriebetriebe, die am Regelenergiemarkt teilnehmen. Sie schalten dann im Unterfrequenzfall grosse Verbraucher ab und/oder Notstromgeneratoren zu. Im Überfrequenzfall schalten Sie zum Beispiel Kältekompressoren zu und füllen so nichtelektrische Speicher, während Wasserkraftwerke ihre Turbinen drosseln.

Exkurs Netzdynamik

Im Gegensatz zu Asynchrongeneratoren koppeln die Synchrongeneratoren die Kraftwerke hart mit dem Netz. Es entsteht so ein Verbund von Schwungmassen, die nur aufgrund ihrer Rotation kinetische Energie speichern. Diese Eigenschaft ermöglicht Laststösse zu dämpfen, erhöht aber gleichzeitig die regelungstechnische Trägheit. Man nennt das auch Momentanreserve. Dennoch ist die Koppelung auch etwas elastisch. Denn jedes Kraftwerk und das Netz selbst enthalten wesentlich Induktivitäten. Induktivitäten sind vergleichbar mit Federn in der Translationsmechanik. Der Reziprokwert der Induktivität ist dabei die Federkonstante.

Die Federkonstante in der Translationsmechanik beschreibt, welche Kraft notwendig ist, um eine Feder um eine bestimmte Länge zu strecken. Die Federkonstante der Induktivität in der Elektrotechnik beschreibt, welcher Strom notwendig ist, um eine bestimme Spannungsänderung zu induzieren. Die Nichtlinearitäten lassen wir hier zuerst einmal beiseite.

Die elektrischen Netze und die Kraftwerke können wir uns wie ein Netzwerk aus vielen Federn vorstellen. An den Knotenpunkten hängen Massen, in der Elektrotechnik Kapazitäten, und Dämpfer, in der Elektrotechnik sind dies die Leitungsverluste und die ohmschen Lasten. Der Maschinenbauingenieur weiss, dass wo Massen und Federn präsent sind, die Schwingungen und die Resonanzen nicht weit sind. Gleiches Lied kann auch der Elektroingenieur über seine Induktivitäten und Kapazitäten singen.

Im Zusammenhang mit der Netzregelung ist auch die Momentanreserve ein wichtiger Aspekt. Dazu wird hier auf power-affairs.ch bald ein weiterer Artikel veröffentlicht, der auf die systeminhärente Selbstregelung eingeht und welche Herausforderungen hinsichtlich Netzstabilität die Energiewende dazu betragen muss.


Begriffe zur Funktion eines Synchrongenerators

Ideelle Polradspannung Up:
Up ist die Spannung, die durch das Läufergleichfeld (Polradfeld) in einer der Ständerwicklungen induziert wird. Im Belastungsfall ist das ein reiner Rechenwert.

Stator (Ständer)
Der Stator wird bei der Synchronmaschine, anders als bei den Gleichstrommaschinen, oft auch als Anker bezeichnet, da er den Belastungsstrom führt. (Fischer S. 310, EN IEC 60034-4-1)

Ständerstrom I1
Der Ständerstrom ist der Belastungsstrom der Drehstromwicklung im Stator. Er wird auch als Ankerstrom bezeichnet.

Literatur

Rolf Fischer, Elektrische Maschinen, Hanser Verlag, 2013, 16. Auflage

ABB Publikation Generatorschutz mit Ekip

ABB Publikation Generatorschutz (etwas älter im Prinzip aber immer noch gültig)

System-Physik Wiki über Physik für Ingenieure

Grafiken und Bildnachweis:

Abb. 1 Leistungsdiagramm Parallelbetrieb: Markus Gehrig
Abb. 2 Diagramm zum Vektorsprung: Markus Gehrig
Abb. 3 Zeigerdiagramm Erregerstromkomponenten: Markus Gehrig
Abb. 4 Generatorfern/nah und Verzugszeiten IEC 60909 Markus Gehrig
Abb. 5 Kennlinien Schalter und Generator: Markus Gehrig
Abb. 6 Bild Generatoren bei der Wasserversorgung: Zürich Markus Gehrig

Titelbild: Markus Gehrig

Alle Rechte an Text, Bild und Grafik vorbehalten.

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