Stromerzeugung

Generatoren verstehen und schützen

Kleine Synchrongeneratoren zwischen 100 kW und 20 MW werden in grosser Zahl für Notstromanlagen, Blockheizkraftwerke, Kleinwasserkraftwerke, aber eher selten für Windkraftanlagen eingesetzt. Wie aber verhält sich der Generator am Netz und wie sind seine Eigenschaften im Inselbetrieb?

Um Wirkleistung in das Netz pumpen zu können, zieht die Antriebsmaschine bezüglich Netzbetrieb das Polrad, sodass 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).

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 Antriebsmaschine volle Leistung abgibt. Dazu müssen wir wissen, dass ohne das Netz ein Dieselmotor die Drehzahl regelt, indem 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 – auch Lastwinkel genannt – überwacht (Abb 2). 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 erfasst werden kann.

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 den 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. Der Kurzschlussauslöser wird auf den kleinstmöglichen Kurzschlussstrom eingestellt und ggf. vermindert um den Wert, der sich aus der Verzögerungszeit ergibt (IEC 909 Ziff). 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 die 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, indem 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.  ❭

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 Erddifferenzialschutz 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.

Betriebsverhalten im Inselbetrieb

Der Inselbetrieb ist bei Notstromanlage die Hauptbetriebsart und bei Versorgungen im alpinen Bereich 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 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 infrage, sondern setzt sich auch erheblichen Vertragsrisiken aus, denn im Schadensfall bezieht sich der Unternehmer auf das, was ausgeschrieben war. Es ist immer besser, wenn man hier frühzeitig einen Spezialisten beizieht. ■

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