Nutzung eines faseroptischen Magnetfeldsensor zur Validierung der Auslegung eines Turbogenerators für flexible Netzanforderungen

Konferenz: Sensoren und Messsysteme 2014 - Beiträge der 17. ITG/GMA-Fachtagung
03.06.2014 - 04.06.2014 in Nürnberg, Deutschland

Tagungsband: ITG-Fb. 250: Sensoren und Messsysteme 2014

Seiten: 7Sprache: DeutschTyp: PDF

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Autoren:
Strack, S.; Weidner, J. R. (Siemens AG, Energy Sector, 45478 Mülheim a. d. Ruhr, Deutschland)
Bosselmann, T.; Villnow, M.; Willsch, M. (Siemens AG, Corporate Technology, 91058 Erlangen, Deutschland)

Inhalt:
Durch die Integration der Erneuerbaren Energien mit Einspeisungsvorrang in das elektrische Hochspannungsnetz ändert sich das Lastregime im Europäischen Verbundnetz grundlegend. Dies erfordert eine höhere Flexibilität in der Betriebsweise konventioneller Kraftwerke. Insbesondere die Gaskraftwerke müssen mit schnellem An- und Abfahren und steilen Lastgradienten die volatilen Netzanforderungen, die durch die Einspeisung der wetterabhängigen Wind- und Sonnenenergie entstehen, ausgleichen. Dadurch steigen die technischen Anforderungen an die verschiedenen Kraftwerkskomponenten und somit auch an die Kernkomponente mit der größten Energiedichte - dem elektrischen Turbogenerator. Die zunehmenden dynamischen Materialbeanspruchungen bei Spitzenlastbetrieb des Generators mit gleichzeitig hohem Wirkungsgrad in allen Leistungsbereichen und einer unverändert langen Lebensdauererwartung von über 30 Betriebsjahren erfordern eine zuverlässige und präzise Auslegung der kompletten Maschine. Die angewandten Berechnungsverfahren müssen bei Probeläufen des Generators im Prüffeld des Herstellers anhand präziser Messungen validiert werden. Für einen langfristig sicheren Leistungsbetrieb des Generators trotz der geänderten, volatilen Netzanforderungen und der daraus resultierenden höheren Beanspruchungen spielt die Online-Überwachung der kritischen Komponenten eine immer größere Rolle. Es sind hierfür neue Monitoring-Module entwickelt worden, die als Frühwarnsystem rechtzeitig wesentliche Veränderungen bei Betrieb anzeigen. Während in den vergangen Jahren die Instandhaltungsintervalle gut an die Materialermüdungsparameter der Generatoren angepasst werden konnten, sind durch die dynamischen Lastanforderungen neue Randbedingungen geschaffen worden. Stationäre Betriebspunkte aus thermischer und elektrodynamischer Sicht gehören bei den neuen Netzanforderungen für viele, auch ältere Generatoren weitgehend der Vergangenheit an. In Abbildung 1.1 sind die ausgeprägten Wirkleistungsschwankungen mit steilen dynamische Laständerungen über den kurzen Zeitraum nur eines Tages für eine großen Turbogenerator von 550 MVA dargestellt.