Generatorschutz: Fehlertypen & wesentliche Schutzeinrichtungen

Arten von Generatorfehlern und Schutzeinrichtungen

Häufige Generatorfehler

Generatorfehler werden üblicherweise in interne und externe Fehler klassifiziert; interne Fehler resultieren aus Problemen innerhalb der Generatorbauteile, externe Fehler aus anormalen Betriebszuständen und Fehlern in externen Netzen.

Fehler am Primärmover (der Primärmover treibt den Generator an – Dieselmotoren, Gasturbinen, Dampfturbinen, Windkraft- und Wasserkraftanlagen) und zugehörigen Systemen werden hier nicht behandelt, da sie meist in der mechanischen Konstruktionsphase der Ausrüstung definiert werden.

Dennoch müssen sie in den Generatorschutz für Auslösezwecke integriert werden.

Arten interner Fehler in einem Generator

Interne Fehler können elektrischer oder mechanischer Natur sein

1. Statorfehler

• Wicklungsüberhitzung
• Wicklungs-Phasen-Phasen-Fehler
• Wicklungs-Phasen-Erde-Fehler
• Wendefehler (Inter-turn fault)

2. Rotorfehler

• Erdschluss
• Wicklungskurzschluss (Wickelrotor)
• Überhitzung

3. Erregerverlust / Erregungsverlust (Das Erregerfeld in einem Wechselstromgenerator besteht aus Leiterwicklungen im Generator, die eine Spannung von einer Quelle (Erregung) erhalten und einen magnetischen Fluss erzeugen.)

4. Generator-Ausfall aus dem Gleichlauf (Out-of-Step)

5. Motorbetrieb

6. Lagerüberhitzung und Öldruckmangel

7. Vibrationen

Statorwicklungsüberhitzung kann durch dauerhafte Überlastungen verursacht werden; Phasen-Phasen- und Erdfähler resultieren aus Isolationsdurchschlag.

Rotorwicklungskurzschluss führt zu Erhöhung des Erregerstroms und Abfall der Erregerspannung.

Rotorüberhitzung ist eine Folge von unsymmetrischen Strömen am Stator, verursacht durch:

• Einpolige Auslösung
• Statorwicklungsfehler
• Negative Phasensequenz

Negative Phasensequenz und unsymmetrische Ströme in den Statorströmen erzeugen einen Ankerfluss, der entgegen der Rotordrehrichtung rotiert und Wirbelströme in der Rotormasse induziert.

Diese Wirbelströme, die mit der doppelten Systemfrequenz (50 Hz oder 60 Hz) auftreten, verursachen lokale Überhitzung am Rotorrand, was zu Schwächung der Rotorhaltekeile und -ringe führen kann.

Verliert ein Generator die Erregung (oder das Feld), fließt Blindleistung aus dem Netz in den Generator. Der Generator verliert den Gleichlauf und läuft als Induktionsgenerator über der Synchrondrehzahl.

Über der Synchrondrehzahl beginnt der Rotor zu oszillieren, um in den Gleichlauf zurückzufinden, was zu Überhitzung und weiteren Schäden führt. Solange das System stabil ist, fließt Blindleistung (Mvar) in den Generator, und die Maschine liefert weiterhin Wirkleistung (MW).

Generator-Motorbetrieb kann eintreten, wenn die Dampf- oder Wasserversorgung der Turbine ausfällt und der Generator Leistung aus dem elektrischen Netz bezieht.

Bei Dampfturbinen wirkt der Dampf als Kühlmittel, hält die Schaufeln auf konstanter Temperatur. Ausfall der Dampfversorgung kann Überhitzung der Schaufeln verursachen. Bei manchen Maschinen ist der Temperaturanstieg sehr gering, und Motorbetrieb kann längere Zeit toleriert werden.

Wasserturbinen erfahren Kavitation (Bildung und sofortiges Implodieren von Hohlräumen in Flüssigkeit – kleine flüssigkeitsfreie Zonen („Blasen“) – als Folge von Kräften, die auf die Flüssigkeit einwirken).

Dies tritt meist auf, wenn eine Flüssigkeit schnellen Druckänderungen ausgesetzt ist, die Hohlraumbildung bei relativ niedrigem Druck verursachen.

Kavitation ist eine erhebliche Ursache für Verschleiß. Beim Eintritt in Hochdruckbereiche verursachen implodierende Kavitationsblasen auf Metalloberflächen zyklische Spannungen durch wiederholtes Implodieren, was zu Oberflächenermüdung des Metalls führt.

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Arten externer Fehler an einem Generator

Externe Netzfehler und anormale Betriebsbedingungen sind:

• Externe Kurzschlussfehler
• Nicht-synchronisierter Generatoranschluss
• Ausfall aus dem Gleichlauf (Polrutschen oder Synchronismusverlust)
• Überlastungen
• Überschnelllauf (Overspeed)
• Phasenunsymmetrie und negative Phasensequenz
• Unter- und Überfrequenz
• Unter- und Überspannung

Ein nicht beseitigter oder langsam beseitigter Fehler im Netzsystem kann Generatoren veranlassen, Polrutschen zu beginnen oder „aus dem Gleichlauf zu geraten“ mit dem Rest des Systems.

Ein solcher Zustand ist unerwünscht, da schädliche mechanische Spannungen auf die Welle einwirken und die schweren Leistungsschwankungen einen störenden Effekt auf die Netzspannungen haben.

Synchronismusverlust kann durch einen externen Kurzschluss, Abschaltung einer wichtigen induktiven Last oder einen Fehler im Erregersystem verursacht werden.

Überschnelllauf ist die Folge einer plötzlichen Abwurf der Gesamtlast oder einer erheblichen Lastreduzierung.

Generatorschutzeinrichtungen

Generatoren sind die teuersten Ausrüstungen in Energiesystemen. Folgende Geräte werden zum Schutz von Wechsel- und Gleichstromgeneratoren gegen auftretende Fehler eingesetzt:

• Stator-Erdschlussschutz (Phasen-Phasen & Stator-Erdfehler durch Differenzrelais)
• Rotor-Erdschlussschutz
• Unsymmetrische Statorbelastungsschutz (Erregerverlustschutz und Blindleistungsflussänderung)
• Schutz vor Statorüberhitzung (Statorwicklungs- & Lagerüberhitzungsschutz & Negative Phasensequenz Schutz)
• Schutz vor Kesselfeuerungsausfall
• Schutz vor Primärmover- & Turbinenausfall (Stator-Phasenunsymmetrieschutz)
• Überschnelllauf- & Übererregungsschutz (Kernsättigung durch Übererregung)
• Isolationsversagen
• Schutz vor Schmierölausfall
• Niedrigvakuum-Schutz
• Schutz vor Vibrationen & Unter-/Überfrequenzschutz
• Generator-Nachrückschutz (Back-up Protection)
• Schutz vor Rotorverformung & Phasenzusatz-Startschutz
• Schutz vor externen Kurzschlussfehlern
• Schutz vor Differenzausdehnung zwischen stationären und rotierenden Teilen
• Rückleistungsschutz und Negativleistungsflussschutz

Zuverlässige Schutzrelaiskonzepte sind erforderlich, um Generatorfehler schnell zu erkennen und zu beseitigen, um Schäden zu minimieren und Reparaturzeit auf ein Minimum zu reduzieren.

Schutz gegen Statorwicklungs-Phasen-Phasen-Fehler erfolgt durch ein Differenzrelais, dessen Prinzip zuvor in anderen Abschnitten besprochen wurde. Dieses Schutzgerät kann keine Wendefehler (Inter-turn faults) erkennen.

Tritt ein solcher Fehlertyp auf, sinkt die Phasenspannung und eine Nullsystemspannung erscheint; diese Spannung wird von einem Spannungsrelais (ANSI/IEEE/IEC Code 60) erfasst, das an Spannungswandler angeschlossen ist.

Stator-Erd- oder Erdfehler Schutz hängt ab von der Statorerdung. Bei Widerstandserdungssystem kann ein Überstromrelais, an einen „Ringtyp“-Stromwandler im Sternpunkt oder ein Spannungsrelais an den Widerstandsklemmen verwendet werden.

Unter normalen gesunden Bedingungen fließt kein Strom durch den Widerstand und die Spannung an den Klemmen ist gleich Null.

Bei Erdung über einen Transformator wird ein Spannungsrelais eingesetzt, das die Spannung am an den Sekundärtransformator angeschlossenen Widerstand überwacht.

Unter normalen gesunden Bedingungen entwickelt der Erdungstransformator keine Sekundärspannung, und keine Spannung liegt am Relais an. Tritt ein Statorerdfehler auf, wird eine Spannung an den Sekundärklemmen des Erdungstransformators induziert, und das Spannungsrelais spricht an.

Abbildung 1 zeigt typische Anschlüsse für Stator-Differenz- und Erdfehlerschutz.

Wickelrotor-Wicklungskurzschlussfehler werden durch Überstromrelais geschützt.

Die Rotorwicklungen können durch Erdfehler beschädigt werden.

Der Rotor- oder Erregerwicklungsdraht bei großen thermischen Generatoren ist ungeerdet, daher erzeugt ein einfacher Erdfehler keinen Fehlerstrom.

Ein einfacher Erdfehler erhöht jedoch das Potenzial des gesamten Erreger- und Erregersystems, und die zusätzlichen Spannungen, die durch Öffnen des Erreger- oder Hauptgeneratorschalters induziert werden, insbesondere unter Fehlerbedingungen, können die Belastung des Erdungspunkts im Erregerfeld erhöhen, wenn Stator-Transienten eine zusätzliche Spannung in den Erregerwicklungen induzieren. Diese zusätzliche Spannung kann einen zweiten Fehler an der Erregerwicklung verursachen.

Ein zweiter Fehler zur Erde kann lokale Erwärmung des Eisens verursachen, was den Rotor verformen und gefährliche Unwucht erzeugen könnte.

Der Schutz gegen Rotorerdfehler kann durch ein Relais bereitgestellt werden, das die Isolierung des Rotors überwacht, indem es eine Hilfs-Wechselspannung auf den Rotor anlegt, oder durch ein Spannungsrelais in Serienverbindung mit einem Hochwiderstand (Kombination aus linearen und nicht-linearen Widerständen ist die gängige Methode) quer über den Rotorstromkreis, dessen Mittelpunkt über die Spule eines empfindlichen Relais (ANSI/IEEE/IEC Code 64) mit Erde verbunden ist.

Moderne Technik empfiehlt die Kombination linearer und nicht-linearer Widerstände.

Abbildung 2 zeigt ein Beispiel für Rotorerdfehlerschutz.

Erregerverlustschutz nutzt ein Relais, das die Änderung des Blindleistungsflusses detektiert. Ein typisches Erregerverlust-Schutzschema verwendet einen versetzten Mho (Impedanz) Relais, um die Generatorlastimpedanz zu messen.

Der versetzte Mho Impedanzrelais ist ein einphasiges Relais, das vom Generator Strom- und Spannungswandler gespeist wird. Der Erregerverlustrelais wird auslösen, wenn der Wert der Lastimpedanz in den Arbeitsbereich des Relais fällt.

Ein Zeitrelais ist enthalten, um die Auslösung der Maschine einzuleiten, wenn die führende Blindleistungsbedingung für 1 s (typisch) anhält.

Um Kernsättigung durch Übererregung während Hochlauf und Abschaltung zu verhindern, wird ein Übererregungsschutz (ANSI/IEEE/IEC Code 59) verwendet.

Übererregung lässt sich durch folgende Gleichung erklären:

B = V / f

Dabei ist B die magnetische Flussdichte oder magnetische Induktion oder Kernfluss (Einheit: Tesla – T), V die angelegte Spannung (Einheit: Volt – V) und f die Frequenz (Einheit: Hertz – Hz).

Damit der Kernfluss unter dem Sättigungspunkt bleibt, darf die Generatorspannung nur erhöht werden, wenn die Frequenz (oder Drehzahl) steigt.

Wird die Erregung zu schnell erhöht, muss dieser Übererregungszustand erkannt und der Erregerschalter ausgelöst werden.

Übererregungsschutz-Schemas nutzen Volt-pro-Hertz Relais.

Diese Relais haben eine lineare Kennlinie und sprechen an, wenn Spannung geteilt durch Frequenz den eingestellten Wert übersteigt.

Statorwicklungs- und Lagerüberhitzungsschutz wird üblicherweise mit RTD und Thermistoren zur Temperaturüberwachung realisiert.

Stator-Phasenunsymmetrieschutz verwendet häufig ein zeitinverses Überstromrelais, das entsprechend der maximalen Zeit eingestellt wird, die der Rotor diese Überhitzung aushalten kann.

Die Funktion des Generator-Negativphasensequenzschutzes besteht darin, die Maschine gegen Überhitzungseffekte, insbesondere am Rotor, zu schützen, die durch Unsymmetrie der Statorphasenströme entstehen.

Dieser Schutz nutzt ein Relais, das den Strom an zwei Phasen über Stromwandler vergleicht, wie in Abbildung 3 dargestellt.

Schutzeinstellungen werden gemäß der maximalen Zeit vorgenommen, die der Rotor diese Überhitzung ertragen kann, und die Zeit wird durch die Gleichung K = I²t (basierend auf dem Jouleschen Gesetz) definiert.

Typische Kennlinien für diesen Zustand sind abhängig vom Primärmover und werden vom Hersteller angegeben.

Rückleistungsschutz (ANSI/IEEE/IEC Code 32) verwendet ein Leistungsrichtungsrelais, um die Generatorlast zu überwachen; das Relais wird vom Generator Strom- und Spannungswandler gespeist, wie in Abbildung 4 gezeigt, und spricht an, wenn ein negativer Leistungsfluss detektiert wird.

Aus-dem-Gleichlauf-Schutz (Out-of-Step) erkennt einen Zustand, der durch Netztörungen verursacht wird, nicht durch Generatorfehler. Der Schutz detektiert den Zustand, wenn der Generator seinen ersten Pol rutschen lässt, und veranlasst das Auslösen der Generatorschalter.

Die Turbine wird nicht ausgelöst, sodass die Maschine nach Beseitigung der Netzstörung wieder synchronisiert werden kann.

Dieser Schutz kann als Ergänzung zum Erregerverlustschutz betrachtet werden.

Der Aus-dem-Gleichlauf-Zustand tritt bei Generator mit vollem Erregerfeld auf, während der Synchronismusverlust durch Untererregung eintritt, wenn der Generator kein Feld hat.

Out-of-Step-Schutz verwendet drei Impedanzmessrelais. Diese Relais werden vom Generator Strom- und Spannungswandler gespeist und messen die Generator Lastimpedanz, erkennen einen Leistungsschwingungszustand, wenn die drei Relais in der korrekten Sequenz ansprechen, und leiten das Auslösen der Hochspannungsschalter ein.

Bei externen Kurzschlussfehlern werden Überstromrelais verwendet (50; 50N; 51; 51N).

Unter- und Überfrequenzschutz (ANSI/IEEE/IEC Code 81) detektiert ebenfalls Netzstörungen, nicht Generatorfehler. Ein großer Netzzusammenbruch kann zu entweder Überschuss oder Mangel an Erzeugungsleistung für die verbliebene angeschlossene Last führen.

Im ersten Fall, Überfrequenz, resultieren mögliche Überspannungen wegen reduzierter Lastnachfrage. Betrieb in diesem Modus verursacht keine Überhitzung, solange Nennleistung und ca. 105 % Nennspannung nicht überschritten werden.

Die Generatorregelung sollte umgehend angepasst werden, um die Generatorleistung an die Lastnachfrage anzupassen.

Bei unzureichender Erzeugung für die angeschlossene Last resultiert Unterfrequenz aus hoher Lastnachfrage.

Der Spannungsabfall veranlasst den Spannungsregler, die Erregung zu erhöhen. Folge: Überhitzung kann sowohl im Rotor als auch im Stator auftreten. Gleichzeitig wird mehr Leistung gefordert, während der Generator bei abfallender Frequenz weniger liefern kann.

Automatische oder manuelle Lastabwürfe im Übertragungsnetz sollten idealerweise die Last an die angeschlossene Erzeugung anpassen, bevor ein totaler Netzusammenbruch eintritt.

Über- und Unterspannungsrelais (ANSI/IEEE/IEC Codes 59 und 27) dienen der Spannungsregelung.

Phasenzusatz-Startschutz dient der Erkennung eines Zustands, bei dem ein Fehler vorliegt, während der Generator hochgefahren wird. Generatoren dürfen natürlich nicht in eine Last oder in einen Fehlerzustand hochgefahren werden.

Zur Verhinderung wird ein Schutzschema verwendet, das niedrig eingestellte Überstromrelais NUR dann in Betrieb nimmt, wenn die Frequenz unter 52 Hz bei 60 Hz Netzen und 42 Hz bei 50 Hz Systemen liegt.

Heutzutage werden IEDs (siehe Abschnitt 2.1), die alle erforderlichen Schutzfunktionen bündeln, häufig für Generatorschutz eingesetzt.

Über den Autor: Manuel Bolotinha

• Lizentiatsabschluss in Elektrotechnik – Energie- und Kraftwerkssysteme (1974 – Instituto Superior Técnico/Universität Lissabon)
• Masterabschluss in Elektrotechnik und Informatik (2017 – Faculdade de Ciências e Tecnologia/Universität Nova de Lissabon)
• Senior Consultant für Umspannwerke und Energiesysteme; Professioneller Ausbilder