DE3438452A1

DE3438452A1 - Verfahren zur ueberwachung des synchronlaufs einer turbinen-generator-einheit

Info

Publication number: DE3438452A1
Application number: DE19843438452
Authority: DE
Inventors: Horst Dr.-Ing. 8510 Fürth Fick; Kurt Dr.-Ing. Fork; Bernd Dr.-Ing. 8524 Neunkirchen Kulicke
Original assignee: Kraftwerk Union AG
Current assignee: Siemens AG
Priority date: 1984-09-17
Filing date: 1984-10-19
Publication date: 1986-03-20
Also published as: DE3438452C2

Description

Verfahren zur Überwachung des Synchronlaufs
einer Turbinen-Generator-Einheit Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Überwachung des Synchronlaufs einer mit einem Versorgungsnetz verbundenen Turbinen-Generator-Einheit nach dem Oberbegriff des Anspruchs 1.
Sowohl Lastabschaltungen, beispielsweise in Folge von Störungen im elektrischen Versorgungsnetz oder im Kraftwerk, als auch Leistungspendelungen können zum Außertrittfallen einer Turbinen-Generator-Einheit führen. Zur Reduzierung oder Vermeidung der damit verbundenen Beanspruchungen an der Turbine und am Generator sowie zur Reduzierung oder Vermeidung der Rückwirkungen auf ein in solchen Fällen meist bereits gestörtes Netz ist ein Außertrittfallschutz erforderlich.
Mit zunehmendem Einsatz großer Turbinen-Generator-Einheiten, insbesondere in Randnetzen und beim Transport großer Leistungen zwischen weit voneinander entfernten Netzteilen, hat sich die Verhinderung des Außertrittfallens von Turbinen-Generator-Einheiten in den letzten Jahren in verstärktem Maß als problematisch herausgestellt. Bisher wurde die Aufgabe des Außertrittfallschutzes meistens von Schutzeinrichtungen zusätzlich mit wahrgenommen, die für andere Schutzaufgaben, beispielsweise für den Unterregungsschutz oder für den Generator-Impedanzschutz, konzipiert waren. Diese Schutzeinrichtungen können aber nur bedingt und nicht in allen Fällen die Aufgabe eines Austrittfallschutzes zufriedenstellend wahrnehmen. Vor allem werden bei diesen Lösungen nur indirekte Kriterien benutzt, so daß die erforderlichen Schaltvorgänge mitunter nicht oder nur stark verzögert eingeleitet werden.
Eine andere durch die BBC-Mitteilung N6 vom Juni 1978 im Band 65 bekannte Polschlupfschutzeinrichtung setzt voraus, daß sich vom Generator aus betrachtet jeder Asynchronlauf in vorausberechenbaren Bahnen bewegt und ein im Voraus abgeleitetes Auslösegebiet durcheilt. In der Praxis trifft das jedoch nicht immer zu, denn in einem Verbundnetz werden durch die Wechselwirkung zwischen einzelnen Turbinen-Generatoren-Einheiten die Impedanzverläufe wesentlich unübersichtlicher und sind nicht so eindeutig vorausbestimmbar wie beim Betrieb einer Turbinen-Generator-Einheit an einem frequenzstarren Netz. Da aus diesem Grund nicht immer von eindeutigen Kriterien auszugehen ist, besteht hierbei die Möglichkeit, daß eine Turbinen-Generator-Einheit früher und/oder häufiger als unbedingt erforderlich vom Netz getrennt wird.
Dieser Einwand gilt auch gegen eine Schutzeinrichtung, die in der DE-OS 28 23 201 beschrieben ist. Aus den wenigen am Generator meßbaren Größen, wie Strom, Spannung und Drehzahl, wird über eine analoge Schaltung zu bestimmen versucht, ob die Turbinen-Generator-Einheit Außertritt fallen wird. In dieser Analogschaltung werden auch Parameter der Turbinen-Generator-Einheit bis hin zu deren Regelungscharakteristik und bis zu Einflußgrößen des elektrischen Versorgungsnetzes eingegeben. Da diese Werte, insbesondere die Einflußgrößen des Netzes, sich im Betrieb ständig wandern, sind die in der Schutzeinrichtung berücksichtigten Werte nicht hinreichend genau. Diese Einrichtung trennt daher die Turbinen-Generator-Einheit mitunter schon vom Versorgungsnetz, wenn dies ohne Gefährdung der Turbinen-Generator-Einheit nicht erforderlich gewesen wäre.
Eine ähnliche Einrichtung mit quasi-vorausschauendem Schutz ist bereits durch die DE-OS 27 08 844 bekannt.
Von dieser Einrichtung wird zunächst ein Warnsignal abgegeben, durch das eine Überprüfung des Betriebszustandes eingeleitet wird. Eine Trennung der Turbinen-Generator-Einheit vom elektrischen Versorgungsnetz erfolgt bei dieser Einrichtung dann erst in Abhängigkeit vom Betriebszustand nach Ablauf eines einstellbaren Zeitabschnittes, beispielsweise 150 ms, nach Erscheinen des Warnsignals. Der wesentliche Nachteil dieser Einrichtung liegt darin, daß nicht der Erregungszustand des Turbogenerators und nicht die absolute Größe der Wirkleistung vor der Störung im Hinblick auf den Außertrittfallschutz berücksichtigt werden. Diese Einflußgrößen sind bei der bekannten Einrichtung lediglich zur Gewährleistung eines Torsionsschutzes für die Turbosatzwelle erfaßt.
Der Erfindung liegt nun die Aufgabe zugrunde, ein zur Überwachung des Synchronlaufs einer mit einem elektrischen Versorgungsnetz verbundenen Turbinen-Generator-Einheit ein Verfahren anzugeben, mit dem die Häufigkeit der Trennungen des Versorgungsnetzes von der Turbinen-Generator-Einheit weiter verringert wird, ohne das Risiko einer Überlastung der Turbinen-Generator-Einheit zu erhöhen.
Erfindungsgemäß wird diese Aufgabe durch ein Verfahren gemäß dem Patentanspruch 1 gelöst. Danach wird die Häufigkeit von Trennungen der Turbinen-Generator-Einheit vom elektrischen Versorgungsnetz vor allem dadurch verringert, daß durch aktive Beeinflussung sowohl der Turbine als auch des Generators der Synchronlauf auch bei plötzlichen erheblichen Änderungen der Betriebsbedingungen, beispielsweise durch kurzzeitige Abschaltung wesentlicher Teile oder des gesamten Versorgungsnetzes, ohne Unterbrechung aufrechterhalten bleibt.
Nach vorteilhaften Ausgestaltungen des erfindungsgemäßen Verfahrens wird der Momentanwert der Reaktanz des Versorgungsnetzes über die Spannung, den Strom und dessen Phasenlage an der Übergabestelle von der Turbinen-Generator-Einheit an das Versorgungsnetz und werden die Drehmomentänderungen an der Welle zwischen der Turbine und dem Generator beispielsweise über Dehnungsmeßstreifen oder eine berührungslose Drehmomentmeßeinrichtung mit Wirbelstromsensoren gemessen oder über eine schnell wirkende Nachbildung des Massen-Feder-Systems ermittelt.
Die von der Turbine aufgenommene Leistung wird dabei über ein schnellwirkendes Ventil in einer Frischdampfleitung der Turbine eingestellt und die Länge der zur aktiven Beeinflussung der Turbinen-Generator-Einheit einstellbaren Zeit ist umgekehrt proportional der Größe der Änderung des Betriebszustandes in dem Versorgungsnetz und an der Turbinen-Generator-Einheit.
Ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens wird anhand einer Zeichnung näher erläutert.
Eine Turbine 1 wird über eine Frischdampfleitung 2 gespeist und ist über eine Abdampfleitung 3 mit einem nicht dargestellten Kondensator verbunden. Ein in der Frischdampfleitung 2 liegendes schnellwirkendes Ventil 4 ist unmittelbar vor der Turbine 1 angeordnet und ermöglicht eine sehr schnelle Verstellung der der Turbine 1 zugeführten Dampfmenge.
Die Turbine 1 ist über eine Welle 5 mechanisch mit einem Generator 6 gekuppelt. Die im Generator 6 erzeugte elektrische Energie wird über Leitungen 9, 10 und 11 sowie über einen Maschinentransformator 7 und einen Schalter 8 einem elektrischen Versorgungsnetz 12 mit Abzweigungen 13 zugeführt. In der Leitung 9 sind Wandler 14 und 15 und in der Leitung 11 sind Wandler 16 und 17 vorgesehen, über die jeweils Strom, Spannung und deren Phasenlage zueinander gemessen werden.
Die Ausgänge der Wandler 14, 15, 16 und 17 sind ebenso wie ein Meßfühler 18 in der Frischdampfleitung 2, ein Meßfühler 19 in der Abdampfleitung 3 und Dehnungsmeßstreifen 20 an der Welle 5 mit der Eingangsseite eines Meßwertumformers 21 verbunden. Von dem Meßwertumformer 21 werden die empfangenen Meßwerte, beispielsweise in digitalisierter Form, sowohl an nicht dargestellte Anzeige- und Registriereinheiten als auch an ein Kommandogerät 22 weitergeleitet.
Das Kommandogerät 22 seinerseits ist über Steuerleitungen 23 mit dem Ventil 4, mit einem Stellgerät 24 zur Einstellung der Erregung des Generators 6 und mit einer Auslösespule 25 zur Öffnung des Schalters 8 verbunden.
Im Normalbetrieb werden durch die vom Meßwertumformer 21 aufgenommenen und an das Kommandogerät 22 weitergeleiteten Meßwerte von dem Kommandogerät 22 keinerlei Steuerbefehle über die Steuerleitungen 23 abgegeben. Dies gilt auch für den Fall, daß die an das Versorgungsnetz 12 abgegebene Leistung durch einfache Zu- oder Abschaltung von Teilen des Versorgungsnetzes 12 oder großen einzelnen Verbrauchern stark schwankt, weil hierbei die Leistungsänderungen in den Leitungen 9 und 11 praktisch synchron erfolgen.
Erfolgt jedoch ein über die Wandler 16 und 17 erfaßter Leistungs- und/oder Spannungseinbruch in der Leitung 11 in einer Art wie bei einer Störung im Versorgungsnetz 12, so wird vom Kommandogerät 22 zunächst ein Warnsignal abgegeben und gleichzeitig hiermit werden über die Steuerleitungen 23 Stellbefehle an das schnell, d. h. innerhalb von wenigen Millisekunden, wirkende Ventil 4 und an das Stellgerät 24 gesendet, um die vom Generator 6 über die Leitung 9 abgeführte Leistung auch bei einer derartigen, möglicherweise durch eine Störung verursachten Änderung möglichst schnell zu reduzieren und die Resynchronisation zu erleichtern.
Gelingt dies, beispielsweise innerhalb einer eingestellten Zeit von 150 ms, so bleibt der Schalter 8 geschlossen. Zweckmäßig ist jedoch dem Kommandogerät 22 eine maximale einstellbare Zeit vorgegeben und wird diese vom Kommandogerät 22 umso stärker verkürzt je stärker die Störung im Versorgungsnetz 12 zu sein scheint bzw. ist.
Ist nach einer Vorausrechnung als sicher anzusehen, daß diese Leistungsanpassung der Turbine 1 und des Generators 6 an die vom Versorgungsnetz 12 abgenommene Leistung nicht oder nicht in der vom Kommandogerät 22 eingestellten Zeit gelingen wird, so sendet dieses einen weiteren Steuerbefehl, und zwar an die Auslösespule 25, die den Schalter 8 öffnet und dadurch das Versorgungsnetz 12 von dem Generator 6 trennt.
Ist die Voraussage unsicher, wird der Turbosatz nicht vom Versorgungsnetz getrennt. Es wird jedoch das Drehmoment in der Turbosatzkupplung mit der niedrigsten Eigen frequenz als zusätzliche Entscheidungsgröße einbezogen. Wird dieser Wert zu hoch, erfolgt über das Kommandogerät 22 eine Abschaltung.
Diese Trennung erfolgt jedoch beim Einsatz des erfindungsgemäßen Verfahrens in Folge der aktiven Beeinflussung des Ventils 4 und des Stell gerätes 24 auch beim Auftreten einer Störung im Versorgungsnetz 12 deutlich seltener als beim bisher üblichen Verfahren, nach dem lediglich passiv abgewartet wird, ob die Störung nach einer einstellbaren Zeit noch besteht.
6 Patentansprüche 1 Figur

Claims

Patentansprüche e! Verfahren zur Überwachung des Synchronlaufs einer mit einem Versorgungsnetz (12) verbundenen Turbinen(l)-Generator(6)-Einheit - deren Betriebszustand im wesentlichen über die von der Turbine (1) aufgenommene Leistung und die vom Generator (6) abgegebene Leistung ständig erfaßt wird, - wobei nach einer Änderung des Betriebszustandes in Richtung auf eine Aufhebung des Synchronlaufs (beispielsweise nach 50 ms) zunächst ein Warnsignal abgegeben wird und die Turbinen(l)-Generator(6)-Einheit am Versorgungsnetz (12) bleibt, - wobei nach Ablauf einer einstellbaren Zeit (beispielsweise nach 150 ms) nach Abgabe des Warnsignals die Turbinen(l)-Generator(6)-Einheit vom Versorgungsnetz (12) getrennt wird, -- falls die Änderung des Betriebszustandes in Richtung auf die Aufhebung des Synchronlaufs fortbesteht und einen unzulässigen Wert erreicht hat oder -- falls ein um den Ausgangsbetriebszustand schwingender Betriebszustand mit einer einen zulässigen Wert überschreitenden Amplitude festgestellt wird, dadurch gekennzeichnet, - daß zur Feststellung des Betriebszustandes auch Änderungen der Reaktanz in dem verbundenen Versorgungsnetz (12) erfaßt werden, - daß zur Feststellung der Richtung der Änderung des Betriebszustandes im wesentlichen Drehmomentänderungen an der Welle (5) zwischen der Turbine (1) und dem Generator (6) ständig erfaßt werden und - daß während des Ablaufs der einstellbaren Zeit (beispielsweise 150 ms) nach Abgabe des Warnsignals durch gezieltes Verstellen der Turbinenleistung sowie der Generatorerregung der Betriebszustand der Turbinen(l)-Generator(6)-Einheit in Richtung auf deren Synchronlauf verstellt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, d a d u r c h g e -k e n n z e i c h n e t , daß das Drehmoment in der Turbosatzkupplung (5) mit der niedrigsten Eigenfrequenz ständig erfaßt wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 und 2, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , daß der Momentanwert der Reaktanz des Versorgungsnetzes (12) über die Spannung, den Strom und dessen Phasenlage an der Übergabestelle an das Versorgungsnetz (12) gemessen wird.
4. Verfahren nach Anspruch 1 bis 3, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , daß die maximale Drehmomentänderung an der Welle (5) zwischen der Turbine (1) und dem Generator (6) über Dehnungsmeßstreifen (20) oder berührungslose Drehmomentmeßeinrichtungen mit Wirbelstromsensoren gemessen werden, oder über ein Abbild ermittelt werden.
5. Verfahren nach Anspruch 1 bis 4, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , daß die von der Turbine (1) aufgenommene Leistung über ein schnell wirkendes Ventil (4) in einer Frischdampfleitung (2) der Turbine (1) eingestellt wird.
6. Verfahren nach Anspruch 1 bis 5, d a d u r c h g e k e n n z e i c h n e t , daß die Länge der einstellbaren Zeit mit der Größe der Reaktanz des Versorgungsnetzes (12) zunimmt.