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Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle FrequenzänderungenVGB PowerTech 6 l 2019

Autoren

Abstract

Simulation of the behaviour of real power generation plants in relation to fast frequency changes (RoCoF) according to the requirements of the current VDE-AR-N 4120:2018

The VDE-application guide VDE-AR-N 4120 implements new requirements from the Euro-pean Network of Transmission System Opera-tors (ENTSO-E) for high voltage on national level. According to these new requirements, generating units must withstand a high Rate of Change of Frequency (RoCoF) without discon-nection from the grid. In this study, typical gen-erating units used in industrial settings are in-vestigated regarding their RoCoF withstand capability to identify the feasibility of the new requirements. Further investigations show whether the transient stability of the system is still guaranteed. l

Simulation des Verhaltens realer Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen (RoCoF) nach Anforderungen der aktuellen VDE-AR-N 4120:2018Melanie Herzig, Bernd-Christian Pago, Christoph Neumann und Jens Paetzold

Melanie Herzig, M.Eng.Prof. Dr.-Ing. Jens PaetzoldHochschule Ruhr West Bottrop, DeutschlandDipl.-Ing. Bernd-Christian PagoDipl.-Ing. Christoph NeumannEvonik Technology & Infrastructure GmbH Marl, Deutschland

Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen

Einleitung

Bislang stellten die auftretenden schnellen Frequenzänderungen (Frequenzände-rungsgeschwindigkeiten) für Energieüber-tragungsnetze kein erkennbares Problem dar. Im TransmissionCode 2007 [1] sind diesbezüglich keine Vorgaben zu finden. Hier findet der Begriff Frequenzgradient nur im Zusammenhang mit der Definition des quasistationären Verhaltens seine An-wendung. Im Zuge der Veränderung des gesamten europäischen Energiesystems wird dieses Thema jedoch immer präsen-ter. Immer weniger klassische Synchronge-neratoren werden in Energieerzeugungs-anlagen eingesetzt. Dagegen steigt die Zahl der umrichterbasierten Lösungen in Erzeu-gungsanlagen. Folglich sinkt der Anteil der rotierenden Masse im Netz. Als Konse-quenz daraus wird das Netz anfälliger für Netzfrequenzschwankungen. Diese wirken sich schneller aus und können gegebenen-falls zu Überbelastungen von elektrischen Erzeugungsanlagen führen.Der Verband europäischer Übertragungs-netzbetreiber (ENTSO-E) hat daher im Jahr 2016 für die europäischen Netzbetrei-ber die Network Code Requirements for Generators (RfG) [2] und den Network Code on Demand Connection (DCC) [3] erlassen. Die Network Codes enthalten un-ter anderem neue Anforderungen an die Fähigkeiten von Erzeugungsanlagen Fre-quenzänderungen ohne Trennung vom Netz standzuhalten. In der VDE-Anwen-dungsregel VDE-AR-N 4120 (TAR Hoch-spannung) [4] werden diese Anforderun-gen auf nationaler Ebene für Hochspan-nung umgesetzt. Ziel dieser Studie war die Umsetzbarkeit der neuen Anforderungen an realen, aus dem industriellen Umfeld stammenden Anlagen zu überprüfen sowie die Einhal-tung der elektrischen Grenzwerte der Er-zeugungsanlagen am Netz bei Beanspru-chung mit hohen Frequenzänderungsge-

schwindigkeiten zu untersuchen. Ebenso wurde die Fault-Ride-Through-Fähigkeit (FRT) und demnach die transiente Stabili-tät der Anlagen analysiert.Untersuchungen der mechanischen Belas-tungen des Wellenstranges wurden in die-sem Zusammenhang nicht vorgenommen. Die Studie wurde durch das Institut Ener-giesysteme und Energiewirtschaft der Hochschule Ruhr West in Kooperation mit der Evonik Technology & Infrastructure GmbH durchgeführt.

Rate of Change of Frequency – RoCoF

Das Problem der sinkenden Massenträg-heit im Netz bei steigendem Anteil von An-lagen mit erneuerbarer Energieerzeugung ist nicht neu. Bereits 2014 zeigten Dipl.-Ing. Marios Zarifakis und Gráinne O’Shea auf der Konferenz zur Elektro-, Leit- und Informationstechnik (VGB KELI 2014) eine Studie aus Irland [5], die die Auswirkun-gen des Ausbaus von erneuerbaren Ener-gieanlagen, im speziellen von Windkraft-anlagen, auf die auftretenden Frequenz-gradienten thematisiert. Ein Ereignis, das eine erhöhte Änderungsrate der Netzfre-quenz (Rate of Change of Frequency, Ro-CoF) zur Folge hat, kann zu hohen mecha-nischen Belastungen des Wellenstrangs klassischer Erzeugungsanlagen führen. In der Auslegung des Wellenstrangs wurden typischerweise keine schnellen Fre-quenzänderungen bedacht. Die übermäßi-gen Beanspruchungen können sich daher negativ auf die Lebensdauer der mechani-schen Komponenten des Generators aus-wirken. Als Konsequenz daraus kann das Fehlerrisiko steigen, was zu höheren Kos-ten für Wartung und Instandhaltung der Anlagen führt. Die Definition von RoCoF wird unter-schiedlich verstanden. Im einfachsten Fall ist RoCoF die zeitliche Ableitung der Fre-quenz df/dt (B i l d 1 ). Andere Beschrei-

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Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen VGB PowerTech 6 l 2019

bungen definieren RoCoF als eine Fre-quenzänderung über ein gleitendes Zeit-fenster. Hierbei wird der RoCoF zum Zeitpunkt t als Quotient aus der Differenz der Frequenzen zum aktuellen Zeitpunkt t und zum Zeitpunkt t-Δt und der Breite Δt des Zeitfensters gebildet. Daraus ergibt sich ein gemittelter Wert, der zur Glättung des RoCoF-Verlaufs im Vergleich zur zeitli-chen Ableitung führt.

Anforderungen der VDE-AR-N 4120

Der Absatz 10.2.4.3 der TAR Hochspan-nung enthält Vorgaben zur Wirkleitungs-anpassung bei Abweichung der Netzfre-quenz von ihrem Nennwert fn = 50 Hz. Bei Netzfrequenzen außerhalb eines Toleranz-bandes von ±200 mHz um den Nennwert liegt ein kritischer Systemzustand im Ver-bundnetz vor. Um in den Normalbetrieb innerhalb des Toleranzbandes zurückzu-kehren, müssen alle Erzeugungsanlagen und Verbrauchseinrichtungen im Verbund zur Stützung der Netzfrequenz beitragen. Dazu bedarf es einem Maß an Wider-standsfähigkeit der Erzeugungsanlagen gegenüber Frequenzänderungen.Erzeugungsanlagen müssen demnach fä-hig sein, schnellen Frequenzänderungen, also hohen RoCoF-Werten standzuhalten. Dies darf nicht zu einer Trennung vom Netz führen. Es ist nachzuweisen, dass die Bewältigung der folgenden Frequenzände-rungsgeschwindigkeiten für die betrachte-ten Erzeugungsanlagen ohne Netztren-nung erfolgen kann:

– ±2,0 Hz/s über ein gleitendes Zeitfens-ter von 0,5 s

– ±1,5 Hz/s über ein gleitendes Zeitfens-ter von 1,0 s

– ±1,25 Hz/s über ein gleitendes Zeitfens-ter von 2,0 s

Zur Umsetzung der Vorgaben hat der ENT-SO-E je ein Über- und Unterfrequenzprofil veröffentlicht [6] (B i l d 2 und B i l d 3 ). Bei den Profilen handelt es sich um theore-tische Profile, die nicht im realen Betrieb einer Erzeugungsanlage auftreten. Sie stel-len vielmehr eine Hüllkurve für die tat-

sächlichen Frequenzverläufe dar. Die Profi-le setzen sich aus Teilstücken mit linearer Frequenzänderung unterschiedlicher Höhe zusammen.Neben den Frequenzänderungen müssen Erzeugungsanlagen auch auftretenden Spannungsprofilen am Netzanschluss-punkt standhalten. Im Absatz 10.2.3.2.1 der TAR Hochspannung wird die dazuge-hörige FRT-Fähigkeit von Erzeugungsanla-gen, bezogen auf die transiente Stabilität, beschrieben. Generell gilt, dass Span-nungseinbrüche und darauffolgende Aus-gleichsvorgänge nicht zur Instabilität der Anlage oder zur Trennung vom Netz füh-ren dürfen. Dies gilt für Spannungsverläu-fe, die oberhalb einer definierten Grenz-

kurve [4], die für die Spannung am Netz-anschlusspunkt gilt, liegen. Demnach müssen Anlagen vom Typ 1 bei einem drei-poligen Fehler, einem vollständigen Span-nungseinbruch am Netzanschlusspunkt für mindestens 150 ms standhalten.

Untersuchungsumfang

Diese Studie umfasst die Untersuchung von vier unterschiedlichen Turbosätzen, bestehend aus jeweils einem Synchronge-nerator und einer Turbine. Untersucht wer-den Synchrongeneratoren verschiedener Nennscheinleistungen in Kombination mit Gas- oder Dampfturbinen. Die gasbetriebe-nen Turbosätze beinhalten ein Getriebe zur Drehzahlanpassung. Ta b e l l e 1 gibt ei-nen Überblick über die untersuchten Tur-bosätze und ihre Kenngrößen mit Sn als Nennscheinleistung der Generatoren und ta als Anlaufzeitkonstante des Turbosatzes.Die Turbosätze werden auf ihre Fähigkeit hin untersucht, das Ober- und Unterfre-quenzprofil (B i l d 2 und B i l d 3 ) ohne Trennung vom Netz oder Auftreten von in-stabilem Betriebsverhalten zu durchlaufen. Es wird beurteilt, ob signifikante elektri-sche Kenngrößen, wie der Generatorstrom, die Generatorspannung, die Wirk- und Blindleistung des Generators, während dieser Profile außerhalb von zulässigen Be-triebsgrenzen liegen. Des Weiteren ist je-der Turbosatz einer Analyse des transien-

Zeit in s

Freq

uenz

in H

z

Frequenz fRoCoF df/dt

RoCo

F in

Hz/

s

51

50

49

48

470 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

0,5

0

-0,5

-1

-1,5

-2

Bild 1. Allgemeiner Frequenz- und daraus resultierender RoCoF-Verlauf.

Zeit in s

Freq

uenz

in H

z

51,5

51,0

50,0

t+2,5

t+2,0

t+1,0

t+0,5

t

Bild 2. Überfrequenzprofil [6].

Zeit in s

Freq

uenz

in H

z

50,0

49,0

47,5

t+4,5

t+3,0

t+2,0

t+0,5

t

Bild 3. Unterfrequenzprofil [6].

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ten Verhaltens zu unterziehen, indem ein vollständiger Spannungseinbruch am Netzanschlusspunkt für je 150 und 180 ms realisiert wird.Alle Untersuchungen werden für drei ver-schiedene Netzkurzschlussleistungen am Netzanschlusspunkt durchgeführt. Der An-fangskurzschlusswechselstrom Ik

" beträgt hierbei 20, 25 oder 40 kA. Um eine umfas-sende Aussage zum Verhalten der Erzeu-gungsanlagen zu erhalten, werden je Kurz-schlussleistung acht unterschiedliche Ar-beitspunkte des Generators betrachtet. Dies ergibt insgesamt 24 Arbeitspunkte je Turbosatz. Von den acht Arbeitspunkten liegen sieben im untererregten und ei-ner  im übererregten Betriebsbereich. Die ersten drei Arbeitspunkte sind dem Gene-ratorleistungsdiagramm entnommen. Sie entsprechen den Betriebsgrenzen, die sich bei maximalem Polradwinkel für 100, 90 und 80 % Generatorauslastung erge-ben.Weitere Arbeitspunkte ergeben sich aus VDE-AR-N 4120:2018-11, B i l d 5 [4]. Das Diagramm stellt Anforderungen an Erzeu-gungsanlagen bzgl. Blindleistungsbereit-stellung am Netzanschlusspunkt dar. Obe-rer und unterer Eckpunkt aus Variante 1 im untererregten Betriebsbereich ergeben für  jeweils 103 kV und 127 kV Netzan-schlussspannung insgesamt vier weitere Sollpunkte. Das Verhältnis von Blindleis-tung und installierter Wirkleistung ent-spricht hier gemäß Diagramm einem Wert  von 0,23. Da es sich bei den Blind-leistungsangaben um Mindestanforderun-gen handelt, wird der Arbeitspunkt so ge-wählt, dass die geforderte Blindleistung am Netzanschlusspunkt mindestens er-reicht wird.

Methodik

Zur Umsetzung des beschriebenen Unter-suchungsumfangs wird die Netzsimulati-onssoftware PowerFactory [7] eingesetzt. Die Simulationsumgebung bietet die Mög-lichkeit, neben konventionellen Lastflusssi-mulationen, auch dynamische Ereignisse in RMS-Simulationen mit nahezu beliebi-ger zeitlicher Auflösung und Komplexität abzubilden. In PowerFactory werden der Verlauf der Netzfrequenz gemäß der Fre-quenzprofile nach ENTSO-E sowie Span-nungseinbrüche am Netzanschlusspunkt modelliert. Dabei wird das Verhalten der Turbosätze mithilfe von Simulationen nachgebildet. Die Auswertung und Analyse

der Daten wird mit MATLAB [8] realisiert. Die Daten werden zuvor über die am Insti-tut Energiesysteme und Energiewirtschaft der Hochschule Ruhr West entwickelte Schnittstelle UPIX [9] von PowerFactory an MATLAB übergeben.

NetznachbildungDie Untersuchung der Turbosätze erfordert zunächst die Modellierung eines typischen Netzes, in dem die Turbosätze betrieben werden. B i l d 4 zeigt den Aufbau des nachgebildeten Netzes. Der Synchrongenerator wird über einen Maschinentransformator mit dem 110 kV Netzanschlusspunkt (PCC) verbunden. Ebenfalls am PCC angeschlossen ist ein Er-satznetz, das die wesentlichen Aspekte der Dynamik des Netzes nachbildet. Es besteht

aus einer 110 kV Leitung, einem Synchron-generator, im Folgenden als Ersatzmaschi-ne bezeichnet, und einer Last. Die Ersatz-maschine bildet die Zeitkonstante des Net-zes nach. Über ihre Betriebs- und Regel- parameter sowie die Impedanz der Ersatz-leitung wird die Dynamik des Netzes einge-stellt. Durch Wirkleistungsänderungen im Ersatznetz wird mit Hilfe der Last der Fre-

Tab. 1. Eigenschaften der untersuchten Turbosätze.

Turbosatz Nennscheinleistung Generator Sn in MVA

Anlaufzeitkonstante des Turbosatzes ta (Pn) in s

Turbinentyp

A 90 4,97 Dampf

B 48,1 3,26 Dampf

C 60,8 12,56 Gas

D 90 7,85 Gas

Ersatznetz

Erzeugungsanlage Maschinentransformator

Leitung

Last

Ersatzmaschine110 kV110 kV10,5 kV

PCCSG

SG

Bild 4. Netznachbildung für Simulationsumgebung.

Tab. 2. Parameter zur Auslegung des Ersatznetzes.

Anfangskurzschlusswechselstrom Ik" in kA

Kurzschlussleistung Sk" in GVA

Impedanz der Ersatzleitung in Ω

20 3,8 1,99

25 4,8 1,29

40 7,6 0,24

quenzverlauf des untersuchten Modellnet-zes modelliert.

Der Anfangskurzschlusswechselstrom Ik"

am Netzanschlusspunkt bildet die Vorgabe zur Bestimmung der Ersatznetzparameter. Das Verhältnis aus Stoßkurzschlussstrom ip und Anfangskurzschlusswechselstrom Ik

" wird annähernd konstant gehalten, um so ein gleichbleibendes Verhalten des starren Netzes zu erhalten. Daraus resultiert eine konstante Nennscheinleistung der Ersatz-maschine von 1600 MVA. Durch Variation der Impedanz der Ersatzleitung wird dann Ik

" beeinflusst. Ta b e l l e 2 zeigt die gefor-derten Werte für Ik

", die sich daraus erge-bende Kurzschlussleistung Sk

" bei einem Kurzschluss am 110-kV-Netzanschluss-punkt und die Länge der Leitung, die zum Einstellen der Werte nötig ist.

Zeit in s

Freq

uenz

in H

z

f(C)

f(B)

f(A)

A B C D E

Bild 5. Allgemeines Frequenzprofil.

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Simulation von Erzeugungsanlagen in Bezug auf schnelle Frequenzänderungen VGB PowerTech 6 l 2019

Frequenz-ProfileWie bereits beschrieben, lässt sich die Fre-quenz des Netzes über die Last im Ersatz-netz beeinflussen. Eine Reduktion der Wirkleistung bewirkt eine Anhebung der Netzfrequenz, eine Erhöhung der Wirkleis-tung verringert die Frequenz. Die Nachbil-dung der Frequenzprofile aus B i l d 2 und B i l d 3 kann daher mithilfe von Lastände-rungen im Ersatznetz erfolgen. Dazu bietet die Simulationssoftware die Möglichkeit, während einer laufenden RMS-Simulation ein oder mehrere Lastereignisse auszulö-sen, mit denen der Wert einer Last verän-dert werden kann. B i l d 5 zeigt ein allgemeines Frequenz-profil, das aus einer Abfolge mehrerer, zeit-lich versetzter Lastereignisse entsteht. Jede der Laständerungen zu den Zeitpunkten t=A bis t=E steht hierbei für eine Ände-rung der Steigung des Frequenzverlaufs, also des RoCoF-Wertes. Um den Frequenz-verlauf in der Software implementieren zu können, müssen zunächst die Werte der Laständerungsschritte ermittelt werden, die die gewünschten Änderungen bewir-ken. Dazu dient ein Optimierungsalgorith-mus in MATLAB. Dieser sucht zu Beginn für den Zeitpunkt t=A den passenden La-ständerungsschritt, so dass zum Zeitpunkt t=B die Frequenz f(B) mit einer Genauig-keit von 0,001 Hz erreicht wird. Anschlie-ßend werden nacheinander die benötigten Laständerungen für alle weiteren Zeit-punkte bestimmt. Die Nachbildung des Über- und Unterfre-quenzprofils mithilfe des Optimierungsal-gorithmus wird für jeden eingestellten Ar-beitspunkt der Turbosätze durchgeführt. B i l d 6 zeigt stellvertretend die nachgebil-deten Verläufe des Über- und Unterfre-quenzprofils in einem Arbeitspunkt des Turbosatzes A im Vergleich zu den Sollwer-ten. Die Detailaufnahme des markierten Bereichs vermittelt einen Eindruck über die  Genauigkeit der Nachbildung. Eine Analyse der Abweichung des gesamten Profils vom Sollprofil für alle untersuchten Arbeitspunkte ergibt einen maximal auftre-tenden Fehler von F=0,025 Hz. Dieser wird  in Anlehnung an die Gaußsche Feh- lerquadratmethode berechnet [10]. Die Nachbildung der Frequenzprofile mithil-fe  der Laständerungsereignisse führt so-mit  insgesamt nachweislich zu einer sehr hohen Übereinstimmung mit den Sollpro- filen.

Fault-Ride-Through (FRT)-GrenzkurveDie modellierten Turbosätze wurden an-fangs auf Einhaltung der Forderungen nach transienter Stabilität am Netz unter-sucht. Hierzu wurde die in [4] definierte Fault-Ride-Through-Grenzkurve zugrunde gelegt. Die Analyse der FRT-Fähigkeit der Turbosätze erfolgt in der Simulationsum-gebung durch die Nachbildung eines drei-poligen Kurzschlusses am 110-kV-Netzan-schlusspunkt. Für jeden Arbeitspunkt der

Turbosätze wird je eine FRT-Analyse mit einer Fehlerklärungszeit von 150 ms und 180 ms durchgeführt. Zudem wird jeweils die kritische Fehlerklärungszeit ermittelt, bei der der Turbosatz noch stabil bleibt und nicht außer Tritt gerät.

Auswertung und Ergebnisse

Um die Auswirkungen der Frequenzprofile auf das elektrische Verhalten der Turbosät-ze zu analysieren, werden die Simulations-ergebnisse auf Über- und Unterschreitun-gen von Grenzwerten hin untersucht. Dazu wird für jede untersuchte Kenngröße der maximale und minimale Wert ermittelt, der während einer Simulation auftritt. Die Werte werden Betriebsbereichen zugeord-net, die durch die in Ta b e l l e 3 angege-benen Grenzwerte definiert sind. Die Be-reiche stellen den Normalbereich (grün), den Grenzbereich (gelb) und den kriti-schen Bereich (rot) dar. Für den minimalen Wert des Generatorstroms I, der Genera-torspannung U und der Wirkleistung P ent-fällt der Grenzbereich, da die Grenzwerte des Grenzbereichs und des kritischen Be-reichs identisch sind. Die oberen Grenz-werte beziehen sich jeweils auf den Nenn-wert der Kenngröße. Die Grenzwerte zur Beurteilung der Blindleistung Q sind dem Generatorleistungsdiagramm entnommen. Dabei entsprechen die Grenzwerte der un-teren Grenzen den Eckpunkten der Stabili-tätsgrenze durch Beschränkung des Pol-radwinkels und die oberen Grenzwerte den Eckpunkten der Stabilitätsgrenze durch Erwärmung des Läufers.

Die Turbosätze blieben bei allen Untersu-chungen des RoCoF-Verhaltens stabil. B i l d 7 und B i l d 8 zeigen die ausgewer-teten Ergebnisse für den Generatorstrom und die Wirkleistung des Generators wäh-rend des Überfrequenzprofils. Die Dia-gramme stellen je Turbosatz den maximal (oberes Band) und minimal (unteres Band) auftretenden Wert während der Simulati-on für jeden der 24 Arbeitspunkte dar. Die Werte sind farblich den zuvor definierten Betriebsbereichen zugeordnet.Die Werte des Generatorstroms liegen für die Turbosätze A, B und D im Normalbe-reich. Bei Turbosatz C liegen die minima-len Werte knapp an der Grenze zum unte-ren kritischen Bereich, erreicht diesen je-doch nicht. Die maximalen Werte erreichen den oberen Grenzbereich. Die Turbosätze A, B und D zeigen in Bezug auf die Wirk-leistung keine Auffälligkeiten. Bei Turbo-satz C liegen die maximalen Werte alle im oberen Grenzbereich. Die minimalen Wer-te der Wirkleistung unterschreiten in eini-gen Punkten die Grenze zum unteren kriti-schen Bereich und werden somit negativ. Die auftretende negative Wirkleistung wird auch als Rückleistung bezeichnet. In einer typischen Anwendung darf das kurz-zeitige Auftreten von Rückleistung nicht zum Auslösen des Generatorschutzes füh-ren. Ein Vergleich mit den Voreinstellun-gen eines klassischen Schutzrelais [11] er-gibt ein Auslösen des Generatorschutzes bei einer Rückleistung von mehr als 1,93 % von Pn für eine Dauer von 10 s. Die Detail-analyse der Simulationsergebnisse be-legt, dass eine Rückleistung von mehr als

Zeit in s

Freq

uenz

in H

z

52

51

50

49

48

470 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

SollwertSimulation ÜberfrequenzSimulation Unterfrequenz

Bild 6. Nachgebildete Verläufe des Über- und Unterfrequenzprofils mit Detailaufnahme.

Tab. 3. Bewertungsschema für die Ergebnisse der RoCoF-Analyse.

Kenngröße

Unterer kritischer Bereich

Unterer Grenzbereich

Normalbereich Oberer Grenzbereich

Oberer kritischer Bereich

min min max max

I 0 A 0 A In 2 In

U 0 V 0 V 1,1 Un 1,4 Un

P 0 W 0 W Pn 2 Pn

Q Eckpunkte der Stabilitätsgrenze durch Beschränkung des

Polradwinkels (Generatorleistungsdiagramm)

Eckpunkte der Stabilitätsgrenze durch Erwärmung des Läufers (Generatorleistungsdiagramm)

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1,93 % von Pn maximal für eine Dauer von 130 ms auftritt. Das Auftreten der Rück-leistung kann somit als unkritisch bewertet werden.Die weitere Auswertung zeigt, dass die Werte der Generatorspannung für alle Tur-bosätze im Normalbereich liegen. Die Wer-te der Blindleistung erreichen bei allen Turbosätzen für einige untererregte Ar-beitspunkte den unteren Grenzbereich. Der Turbosatz B erreicht im übererregten Arbeitspunkt den oberen Grenzbereich, Turbosatz C erreicht hier den oberen kriti-schen Bereich. Diese kurzzeitig erhöhten Werte der Blindleistung des Turbosatz C können als jedoch unkritisch eingestuft werden. Eine erhöhte Blindleistungsabga-

be im übererregten Betriebsbereich führt zu einer Erhöhung der Läufererwärmung, die sich aber aufgrund der kurzen Zeitdau-er nicht negativ auf den Generatorbetrieb auswirkt. Die Auswertung der FRT-Analyse erfolgt für den aussagekräftigsten der untersuch-ten Arbeitspunkte. Der Generator befindet sich hier im untererregten Betrieb bei ma-ximaler Wirkleistungsabgabe und minima-ler Netzkurzschlussleistung. Am Netzan-schlusspunkt liegt die maximale Spannung von 127 kV an ([4], B i l d 5 , Variante 1). Ta b e l l e 4 gibt für jeden Turbosatz die erreichte kritische Fehlerklärungszeit (KFKZ) an. Die Ergebnisse zeigen, dass Turbosatz A die vorgegebene Zeit von

Turbosatz

Gen

erat

orst

rom

in p

.u.

Arbeitsp

unkt

2

1.5

1

0.5

0

14

812

1620

24

A BC

D

Bild 7. Ergebnisse des Generatorstroms beim Überfrequenzprofil.

150 ms nicht erreicht. Die Turbosätze B, C und D erfüllen die Vorgabe, dabei B sehr knapp und C mit deutlicher Differenz von mehr als 200 ms.Aus den Ergebnissen der FRT-Analyse die-ser Studie lässt sich eine vorhandene tran-siente Stabilität aller untersuchter Turbo-sätze ableiten. Die Turbosätze erfüllen die beschriebenen RoCoF-Anforderungen ohne eine Optimierung der Einstellungen für die Turbinen- und Spannungsregler. Grundsätzlich muss die transiente Stabili-tät von Turbosätzen auch nach einer An-passung der Reglereinstellungen zur Ver-besserung der RoCoF-Fähigkeit gewähr-leistet sein. Zukünftig sollte daher immer eine gemeinsame Betrachtung der Aspekte RoCoF- und FRT-Fähigkeit geschehen. Werden Anpassungen in den Reglereinstel-lungen vorgenommen, ist eine anschlie-ßende Prüfung der transienten Stabilität unerlässlich.

Zusammenfassung und Ausblick

Im Rahmen dieser Studie stand insbeson-dere die Erfüllung der Anforderungen nach VDE-AR-N 4120 [4] im Fokus. Alle unter-suchten Turbosätze zeigten während der Analyse des RoCoF-Verhaltens ein stabiles sowie akzeptables Betriebsverhalten. Kurz-zeitig auftretende erhöhte Werte der Blind-leistung bei Turbosatz C können als unkri-tisch eingestuft werden. Ebenso stellt das Auftreten von Rückleistung aufgrund der geringen Auftrittsdauer bei typischer Para-metrierung keine Risiken dar.Die gewählte Methodik der Wirkleistungs-änderung in einem Ersatznetz führte er-folgreich zur Nachbildung der Frequenz-profile. Das RoCoF-Verhalten aller unter-suchten Turbosätze kann als zulässig im Rahmen der Vorgaben bewertet werden. Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass die gestellten Anforderungen der VDE-AR-N 4120 an Erzeugungsanlagen bezüglich ih-res RoCoF-Vermögens somit an realen An-lagen umsetzbar sind. Durch die FRT-Analyse konnte die transi-ente Stabilität aller Turbosätze nachge- wiesen werden. Grundsätzlich wird eine Betrachtung des RoCoF-Vermögens, vor allem nach erfolgter Optimierung der Reglerparameter, in Verbindung mit der Prüfung der transienten Stabilität emp-fohlen.

Wirk

leist

ung

in p

.u.

Arbeitsp

unkt

2

1.5

1

0.5

0

A BC

D 14

812

1620

24

Turbosatz

Bild 8. Ergebnisse der Wirkleistung beim Überfrequenzprofil.

Tab. 4. Ergebnisse der FRT-Analyse bei minimaler Kurzschlussleistung.

Turbosatz Kritische Fehlerklärungszeit

(KFKZ) in ms

A 140

B 151

C 352

D 159

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Literatur[1] Verband der Netzbetreiber (VDN) e.V.

beim VDEW, TransmissionCode 2007 – Net-work and System Rules of the German Transmission System Operators, 2007.

[2] COMMISSION REGULATION (EU) 2016/631 of 14 April 2016 establishing a network code on requirements for grid con-nection of generators, 2016.

[3] COMMISSION REGULATION (EU) 2016/1388 of 17 August 2016 establishing a network code on demand connection, 2016.

[4] Verband der Elektrotechnik Elektronik In-formationstechnik e. V. (VDE), VDE-AR-N 4120 – Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Hochspan-nungsnetz und deren Betrieb, 2018.

[5] M. Zarifakis und G. O’Shea, Rate of Change of Frequency, in Conference for Electrical Engineering, C&I and IT in Power Plants, Landshut, 2014.

[6] ENTSO-E, Rate of Change of Frequency (Ro-CoF) withstand capability. ENTSO-E guidance document for national implemen-tation for network codes on grid connection, 2018.

[7] DIgSILENT GmbH, [Online]. Available: https://www.digsilent.de/de/powerfactory.html.

[8] The MathWorks GmbH, [Online]. Availab-le: https://de.mathworks.com/products/matlab.html.

[9] T. Post, J. Kitzig und M. Rehm, Universal Multi-Access PowerFactory Interface for Dy-namic Grid Simulation, in 2018 IEEE PES Innovative Smart Grid Technologies Con-ference Europe (ISGT Europe), 2018.

[10] R. Pfeifer, Effektive Messauswertung mit der Gauß’schen Fehlerquadratmethode. Einfüh-rung und Beispiele aus der Sportwissen-schaft zur Lösung von komplexen Proben mit Hilfe von Tabellenkalkulationen, Köln: Sport und Buch Strauß, 2001.

[11] Siemens, SIPROTEC 4 – Multifunktionaler Maschinenschutz 7UM62, 2017.

[12] VDE, VDE-AR-N 4120 – Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz und deren Betrieb, 2018. l

VGB-Standard

KKS Kraftwerk-Kennzeichensystem Richtlinie und Schlüsselteil

VGB-S-811-01-2018-01-DE. 8. überarbeitete Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105) DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.VGB-S-811-01-2018-01-EN, 8. überarbeitete englische Ausgabe 2018 (vormals VGB-B 105) DIN A4, 836 Seiten, Preis für VGB-Mit glie der* € 490,–, für Nicht mit glie der € 680,–, + Ver sand kos ten und MwSt.KKS-Schlüsselteil: Funktionsschlüssel, Aggregateschlüssel und Betriebsmittelschlüssel sind als Microsoft Excel®-Datei verfügbar.Der VGB-Standard VGB-S-811-01-2018-01-DE wird ergänzt durch den VGB-B 106 und VGB 105.1; empfohlen werden zudem der VGB-S-891-00-2012-06-DE-EN und VGB-B 108 d/e.

Durch den nationalen und internationalen Normungsprozess wird das Kraftwerk-Kennzeichen-System (nach-folgend KKS) durch das, auf DIN ISO 81346-10 basierende RDS-PP® (Reference Designation System – Power Plants), abgelöst. RDS-PP® gilt damit „als anerkannte Regel der Technik“ und kann bei der Planung, Errichtung, dem Betrieb und dem Rückbau von Anlagen der Energieversorgung als eindeutiges Kennzeichnungssystem angewandt werden.Bestehende Kraftwerksanlagen, die mit KKS gekennzeichnet sind, werden nicht neu gekennzeichnet. Daraus entsteht die Notwendigkeit, bei Erweiterungen, Umbaumaßnahmen, leittechnischen Ertüchtigungen usw. weiterhin das KKS zu verwenden.Der zeitliche Fortschritt erforderte eine inhaltliche Anpassung der KKS-Festlegungen. Die KKS-Richtlinie wurde um Beispiele erweitert und die KKS-Schlüsselteile aktualisiert. Die in der Richtlinie aufgeführten Beispiele dienen nur zur Erläuterung der aufgestellten Regeln.Die KKS-Festlegungen als Regelwerk bestehen aus der KKS-Richtlinie und den KKS-Schlüsselteilen.Die Anwendungserläuterungen (VGB-B 106 Teile A, B1, B2, B3 und B4 für allgemeine Anwendung, Maschinentechnik, Bautechnik, Elektrotech-nik und Leittechnik) und die Begriffszuordnungsliste zum Aggregate- und Betriebsmittelschlüssel (VGB-B 105.1) haben einen Revisionsstand 1988 und werden nicht mehr revidiert.Die Richtlinie wurde von VGB-Fachgruppe „Anlagenkennzeichnung und Dokumentation“ erarbeitet, in dem Betreiber und Instandhalter sowie Planer und Hersteller von Kraftwerken gemeinsam tätig sind.Mit dem KKS werden Anlagen, Anlagenteile und Geräte aller Kraftwerksarten nach verfahrenstechnischen und örtlichen Aspekten gekennzeich-net. Es gilt für die Fachbereiche Maschinentechnik, Bautechnik, Elektro- und Leittechnik im Rahmen der Planung, Genehmigung, Errichtung, Betrieb Instandhaltung und Rückbau.Die Richtlinie legt die Regeln für die Anwendung des KKS fest. Für Anwendungsfälle, die nicht durch diese Regeln abgedeckt werden können, sind zwischen den Projektbeteiligten zusätzlich Festlegungen zu treffen. Die Richtlinie bietet eine praxisorientierte Checkliste.

* Für Ordentliche Mitglieder (Anlagenbetreiber und -eigentümer) des VGB ist der Bezug von eBooks im Mitgliedsbeitrag enthalten.

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