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Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern
Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität
des Turbosatzes bei Netzfehlern
Rüdiger Kutzner, Martin Lösing,
Uwe Seeger und Andree Wenzel
1. Einleitung............................................................................................... 1
2. Simulationsmodell.................................................................................. 2
3. Validierung des Modells.......................................................................... 5
4. Simulationsergebnisse............................................................................ 6
4.1. Ergebnisse mit bürstenlosem Erregersystem.......................................... 6
4.2. Ergebnisse mit statischem Erregersystem.............................................. 9
5. Zusammenfassung................................................................................ 10
6. Quellen . ............................................................................................... 11
1. Einleitung
Dreipolige Netzkurzschlüsse dürfen bei Fehlerklärungszeiten bis 150 ms gemäß
Transmission Code 2007 [1] nicht zur Instabilität eines angeschlossenen Kraftwerkes führen, solange die vom Netz anstehende Anfangskurzschlussleistung am
Netzanschlusspunkt nach der Fehlerklärung im Netz größer als der sechsfache
Wert der Nennwirkleistung des Kraftwerkes beträgt. Grid Codes anderer Länder
fordern z. T. auch höhere Zeiten. Die Stabilität des Generators wird bei einem
kraftwerksnahen Netzkurzschluss durch viele Parameter beeinflusst. Neben der
Fehlerklärungszeit durch den Netzschutz sind dies u. a.:
• die transienten Reaktanzen und Zeitkonstanten des Generators,
• die Transformatorparameter und die Länge der Maschinenleitung,
• die Anlaufzeitkonstante des Turbosatzes,
• der Arbeitspunkt des Generators im Betriebsdiagramm,
• der Turbinenregler und das Erregersystem,
• die nach Fehlerklärung noch anstehende Netzkurzschlussleistung.
1
Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel
Die anstehende Netzkurzschlussleistung nach der Fehlerklärung hat ab einem Wert,
der größer als das rund zehn- bis 15-fache der Nennwirkleistung des Kraftwerkes
ist, nur noch wenig Einfluss auf die transiente Stabilität. Die Netzinnenreaktanz,
die ein Maß für die anstehende Netzkurzschlussleistung ist, wird im Vergleich zu
der Summe von transienter Generatorreaktanz und Maschinentraforeaktanz verhältnismäßig klein. Wenn die noch anstehende Netzkurzschlussleistung nach der
Fehlerklärung kleiner als der sechs- bis zehnfache Wert der Kraftwerksnennwirkleistung wird, verringert sich die Stabilitätsreserve nichtlinear [9].
Während des Kurzschlusses kann der Generator praktisch keine Wirkleistung in
das Netz abgeben, sodass die anstehende Turbinenleistung zu einer Beschleunigung des Wellenstranges führt. Den größten Einfluss auf die Beschleunigung hat
die Fehlerklärungszeit. Nach der Fehlerklärung muss die Verzögerungsenergie
ausreichen, um den Polradwinkel wieder auf einen stabilen Arbeitspunkt innerhalb der zulässigen Betriebsgrenzen zurückzuführen. Die Anlaufzeitkonstante
des Turbosatzes hat daher auch maßgeblichen Einfluss auf die Stabilitätsgrenze;
eine große Anlaufzeitkonstante erhöht die kritische Fehlerdauer bis zur Stabilitätsgrenze.
In dem Beitrag [6] wurde gezeigt, welcher Einfluss die Leittechnik und die Turbinenstellventile auf die Turbinenleistung und damit auf die kritische Fehlerklärungszeit haben. In diesem Beitrag wird durch Simulationen der Einfluss des Erregersystems auf die theoretische kritische Fehlerklärungszeit, die gerade noch
nicht zur Instabilität des betrachteten Generators führt, untersucht und analysiert. Die konzeptgemäße Fehlerklärungszeit des Netzschutzes muss ausreichend
unterhalb dieser berechneten kritischen Fehlerklärungszeit für die Stabilität liegen, um nach Fehlerklärung eine ausreichend gute Erholung der Spannung im
Eigenbedarf/Netz zu gewährleisten.
2. Simulationsmodell
Zur simulativen Untersuchung der transienten Stabilität ist zunächst ein geeignetes Modell eines typischen großen Turbosatzes mit seinen Regeleinrichtungen
aufzustellen [4] und [5]. Es beinhaltet gemäß Abbildung 1 neben dem Generator,
der über einen Blocktransformator an einem nachgebildeten Netz angeschlossen
ist, ein detailliertes Modell des Erregersystems und eine vereinfachte Nachbildung der Turbine mit der Turbinenregelung.
Das dynamische Verhalten eines Synchrongenerators unter Berücksichtigung
der elektromechanischen Kopplung wird im Allgemeinen durch ein Zwei-Achsen-Modell nach Park [3] simuliert. Das elektrische Ersatzschaltbild in Abbildung
2 berücksichtigt drei Wicklungen für die Längsachse mit dem Index d (Ständerwicklung Index a, Erregerwicklung Index f und Dämpferwicklung Index D) und
drei Wicklungen für die Querachse mit dem Index q (Ständerwicklung Index a
und Dämpferwicklungen Index f und D). Die Canay-Reaktanzen xCd und xCq ermöglichen eine präzisere Nachbildung der Vorgänge in der Erregerwicklung.
Sättigungseffekte in der Hauptfeldreaktanz xhd der Längsachse sind für eine hinreichend genaue Untersuchung der transienten Vorgänge zu berücksichtigen.
2
Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern
Begrenzungsfunktionen
PDG
Spannungsregler
Erregung
Synchrongenerator
am Netz
Begrenzungsfunktionen
Turbinenregler
Turbine
Abb. 1: Übersicht des Simulationsmodells
id
ifd
ra
ud + ω ψq
xaσ
xcd
rDd
xhd
xDd
xfd
rfd
ufd
iDd
iq
ifq
ra
uq− ω ψd
xaσ
xcq
rDq
xhq
xDq
xfq
rfq
iDq
Abb. 2: Elektrisches Ersatzschaltbild des Synchrongenerators
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Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel
Für das dynamische Verhalten ist das Erregersystem mit dem dazugehörigen
Spannungsregler neben dem Generator maßgeblich verantwortlich. In diesem
Aufsatz werden sowohl statische als auch bürstenlose Erregersysteme betrachtet.
Für das im Folgenden betrachtete bürstenlose Erregersystem regelt der PIDSpannungsregler über einen Stromrichter zunächst das Feld der Erregerwicklung
der Haupterregermaschine, die ihrerseits die Feldwicklung des Generators über
ein Diodenrad mit Strom versorgt (Abbildung 3). Für eine hohe Regelgeschwindigkeit ist i. A. eine hohe maximale Erregerspannung notwendig. Die Energie
für die Erregung wird von einer auf der Welle rotierenden Hilfserregermaschine bereitgestellt. Die ebenfalls eingezeichnete Begrenzung des Erregerstroms Ife
verhindert unzulässige Belastungen der Maschinen. Weitere Begrenzungen, wie
die thermische Übererregungsbegrenzung, die Untererregungsbegrenzung oder
die Ständerstrombegrenzung, sind für die Untersuchungen nicht relevant und
werden daher nicht modelliert. Zusätzlich kann eine Totzeit für die digitale Regelung berücksichtigt werden.
I fe max
K CI
K LR
Σ
I fe
U RSV = 1
Ufe max
Σ
1
T1+T
E
R s+1
Ua
(
KP 1
Tv s
1
Ti s Td s+1
(
Uasoll
e
-TAs
U fe
π
Σ
Ufd
1
TE s
π
VX =VES E [ VE ]
FEX = f [ I N ]
Ufe min
FEX
IN
Σ
Σ
KE
KD
IN =
KC I FD
VF
I fd
Abb. 3: Blockschaltbild des bürstenlosen Erregersystems
Zum späteren Vergleich wird auch ein statisches Erregersystem gemäß Abbildung 4 verwendet. Hier kommt ein PI-Spannungsregler mit unterlagertem Feldspannungsregler analog zu dem IEEE-Modell ST6B zum Einsatz [2]. Bei einem
statischen Erregersystem entfällt die Haupterregermaschine. Der Ausgang des
Spannungsreglers versorgt über den Stromrichter direkt die Feldwicklung des
Generators mit Gleichstrom. Eine Begrenzung des messbaren Generator-Feldstroms ist wie eine Totzeit der Regelung ebenfalls berücksichtigt. Die Versorgung
des Stromrichters URSV kann aus einer unabhängigen Quelle oder aus der Klemmenspannung des Generators abgeleitet werden. Beide Modelle werden über
Pendeldämpfungsgeräte (Power System Stabilizer, kurz PDG) zur Dämpfung von
Leistungsschwingungen erweitert. Für eine detaillierte Beschreibung von Erregersystemen sei auch auf [2], [3], [4] und [7] verwiesen.
4
Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern
Der Generator ist meist über einen Blocktransformator mit dem Übertragungsnetz
verbunden. Für den Transformator genügt die Nachbildung mit einem Standardmodell entsprechend [7]. Wie in [1] beschrieben, wird für die Untersuchungen
von einer nach Fehlerklärung noch anstehenden Netzkurzschlussleistung, die
der sechsfachen Nennwirkleistung des Turbosatzes entspricht, ausgegangen.
I fd max
KCI
KLR
Σ
Ufd min
I fd
KFF
Ufd max
Ua soll
KPA
Σ
1
1+sTR
KIA VA
s
Ufd max
Σ
Ufd min
KM
Σ
U RSV
M
I
N
e
-TA s
π
Ufd
Ufd min
Ua
KG
1+sTG
Abb. 4: Blockschaltbild des statischen Erregersystems
Für die meisten Betrachtungen kann während eines Netzfehlers von einem konstanten mechanischen Turbinenmoment ausgegangen werden. Dafür genügen die
Modelle für den Drehzahl-/Leistungsregler nach [8] und Verzögerungsglieder für
die Dampfturbine. Ist die Anlage mit einer Fehlererkennung und einem Ventilschnellgang bzw. Fast Valving ausgerüstet, so sind entsprechende Modelle, wie
in [6] beschrieben, zu berücksichtigen.
Das Modell wird für einen Dampfturbosatz mit ca. 1.200 MVA Generator-Nennscheinleistung und einem bürstenlosen Erregersystem aufgestellt und parametriert.
3. Validierung des Modells
Jede Simulation kann nur so gute Ergebnisse liefern, wie es die Modelle zulassen.
Daher ist es notwendig, anhand ausgewählter Versuche die Gültigkeit der verwendeten Modelle zu überprüfen. Hier wird exemplarisch das gemessene Verhalten bei einem Sollwertsprung von ±1,5 % der Generatorspannung im Netzparallelbetrieb für den o. e. Dampfturbosatz bei hoher Wirkleistung und geringer
Blindleistung mit dem simulierten Verhalten verglichen. Die Abbildung 5 zeigt
von oben nach unten die Verläufe der Klemmenspannung Ua, der Wirkleistung P,
der Blindleistung Q, der Erregerspannung Ufe und des Erregerstroms Ife der Erregermaschine jeweils in Prozent. Als Bezugswerte werden die jeweiligen Werte
im Nennpunkt verwendet. Die blauen Kurven zeigen den gemessenen Verlauf,
die roten Kurven den simulierten.
5
Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel
Validierung: Sollwertsprung am Netz
Ua / %
102
Simulation
Messung
Sollwert
100
98
0
2
4
6
8
10
12
14
0
2
4
6
8
10
12
14
0
2
4
6
8
10
12
14
0
2
4
6
8
10
12
14
0
2
4
6
8
10
12
14
P/%
80
75
70
Q/%
20
10
0
Ufe / %
300
0
300
Ife / %
100
50
0
t/s
Abb. 5: Sollwertsprung der Generatorspannung (blau: Messung, rot: Simulation)
Der Vergleich zwischen Messung und Simulation zeigt eine sehr gute Übereinstimmung, die Kurven sind fast deckungsgleich. Auch die typischen Pendelungen
der Wirkleistung (Eigenmode des Turbosatzes) werden von dem Modell nachgebildet. Es sei erwähnt, dass für diesen Vergleich die anstehende Netzkurzschlussleistung auf den tatsächlichen Wert während der Messung eingestellt wurde und
erst für die folgenden Untersuchungen auf den sechsfachen Wert der Nennwirkleistung nach Fehlerklärung reduziert wurde.
4. Simulationsergebnisse
Mit dem validierten Modell können nun Untersuchungen mithilfe der Simulation
durchgeführt werden. Als Arbeitspunkt wird Nenn-Wirkleistung ohne Blindleistung gewählt. Es sei an dieser Stelle erwähnt, dass auch der Arbeitspunkt die kritische Fehlerklärungszeit beeinflusst. Bei Nennwirkleistung und untererregtem
Betrieb vermindert sich diese Zeit [9]. Das Turbinenmoment wird im Sinne einer
worst-case-Betrachtung stets als konstant angenommen.
4.1. Ergebnisse mit bürstenlosem Erregersystem
Als erstes wird die kritische Fehlerklärungszeit für das bürstenlose Erregersystem bestimmt. Hierzu wird die Kurzschlussdauer in der Simulation solange erhöht, bis der Synchronismus verloren geht. Die Abbildung 6 zeigt, dass bei einer
6
Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern
Fehlerklärungszeit von 270 ms gerade noch ein stabiler Weiterbetrieb möglich
ist. Durch den Fehler werden heftige Pendelungen angeregt, die durch ein Pendeldämpfungsgerät wirksam bedämpft werden können. Dies wird weiter unten
gezeigt. Während des Kurzschlusses bricht die Generatorklemmenspannung auf
ca. 30 % zusammen. Entsprechend erhöht der Spannungsregler die Stellgröße
Erregerspannung Ufe. Die Erregerstoßstrombegrenzung greift ein, sobald der
Maximalwert des Erregerstroms von hier 145 % bezogen auf Nenn-Erregung
(entsprechend 140 % Generator-Feldspannung und Feldstrom, auch als Deckenspannung und Deckenstrom bezeichnet) erreicht wird und verhindert ein Überschreiten dieses Grenzwertes. Erst ca. 0,6 s nach Fehlerklärung kann wieder die
maximale Erregerspannung zur Spannungsstützung freigegeben werden. Nach
der Fehlerklärung an der Stabilitätsgrenze erholen sich die Generatorspannung
und damit die Spannung im Eigenbedarf nur sehr langsam. Eine Übererregungsbegrenzung bzw. thermische Begrenzung würde erst bei anhaltend hohem Erregerstrom (typisch 10 s) eine Rückführung auf den zulässigen Dauerwert von hier
105 % sorgen. Dies tritt in den untersuchten Fällen nicht ein.
Als nächstes wird untersucht, welchen Einfluss der maximale Erregerstrom auf
die Fehlerklärungszeit hat. Dazu werden Deckenspannung und -strom des Generators von 140 % auf 200 % erhöht. Die Erregerstrombegrenzung wird entsprechend auf 210 % erhöht und gleichzeitig die zur Verfügung stehende Erregerspannung angehoben. Damit lässt sich die kritische Fehlerklärungszeit um 20 ms
auf 290 ms steigern. Der Grund ist in der höheren induzierten Polradspannung
zu sehen, die ein größeres elektrisches Moment des Generators nach der Fehl-
Ua / %
Rotierende Erregung: Transiente Stabilität
100
50
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
t/s
6
7
8
9
10
P/%
200
0
200
Q/%
200
0
200
fe
U /%
500
0
500
Ife / %
200
100
0
Abb. 6: Ausgangssituation ohne PDG: Kurzschlussdauer 270 ms
7
Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel
erklärung bewirkt und somit den Polradwinkel wieder in den stabilen Bereich
zurückzubringen vermag. Dies zeigt der Vergleich des elektrischen Momentes
in Abbildung 7 für 140 % und 200 % Deckenstrom bei 270 ms Fehlerklärungszeit. Einschränkend sei erwähnt, dass diese Maßnahme zwar in der Simulation
einfach einzustellen ist, aber in der Realität mit z. T. kostenintensiven Anpassungen in den Maschinen (Hilfserreger-, Haupterreger- und Synchronmaschine) und
dem Stromrichter des Spannungsreglers verbunden ist.
140 %
200 %
100
el
m /%
200
0
100
0
1
2
3
4
5
t/s
6
7
8
9
10
Abb. 7: Momentenvergleich: Kurzschlussdauer 270 ms
Eine Variation der Totzeit von 10 ms bis 100 ms, bedingt durch die digitale Signalverarbeitung in modernen Spannungsreglern, zeigt praktisch keine Auswirkung auf die kritische Fehlerklärungszeit. Ähnliches gilt auch für die Zeitkonstante der Erregermaschine bei einer unterstellten Halbierung oder Verdopplung.
Gleiches lässt sich auch für die Parameter des PID-Spannungsreglers feststellen.
Der hohe Spannungseinbruch an den Generatorklemmen bewirkt unmittelbar
Stoßerregung selbst bei verhältnismäßig geringer Verstärkung des Spannungsreglers. Daher reichen moderate Werte für den Proportionalitätsbeiwert Kp aus.
Eine deutliche Vergrößerung oder Verringerung ändert die kritische Fehlerklärungszeit nicht. Eine zu hohe Verstärkung kann jedoch auftretende Netzpendelungen entdämpfen.
Die bessere Dämpfung der Pendelungen nach Fehlerklärung durch ein Pendeldämpfungsgerät (PDG) wird in Abbildung 8 gezeigt. Mit geeigneter Beeinflussung
der Erregung klingen die angeregten Leistungsschwingungen schneller ab. Eine
Erhöhung der zulässigen Fehlerklärungszeit findet jedoch nicht statt.
8
Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern
Ua / %
Rotierende Erregung: Transiente Stabilität
100
50
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
t/s
6
7
8
9
10
P/%
200
0
200
Q/%
200
0
200
fe
U /%
500
0
500
Ife / %
200
100
0
Abb. 8: Ausgangssituation mit PDG: Kurzschlussdauer 270 ms
4.2. Ergebnisse mit statischem Erregersystem
Die Untersuchungen werden basierend auf dem validierten Anlagenmodell für
ein statisches Erregersystem wiederholt. Dazu wird das Modell des Erregersystems aus Abbildung 3 durch das Modell in Abbildung 4 unter Beibehaltung der
Werte für Deckenspannung und Deckenstrom der Generatorfeldwicklung zum
direkten Vergleich mit dem bürstenlosen Erregersystem ersetzt. In dieser Konfiguration ergibt sich dieselbe kritische Fehlerklärungszeit von 270 ms. Auf einen
Schrieb wird deshalb verzichtet. Hierbei wird zunächst von einer unabhängigen
und somit konstanten Versorgung des Stromrichters ausgegangen.
Wie zuvor werden nun Deckenspannung und Deckenstrom von 140 % auf 200 %
erhöht. Damit lässt sich die kritische Fehlerklärungszeit wiederum um 20 ms auf
290 ms steigern. Es sei aber, wie schon bei den rotierenden Erregersystemen,
auf die ggf. kostenintensiven Auswirkungen auf Generator und Leistungsteil des
Erregersystems inklusive speisendem Erregertransformator hingewiesen.
Die Situation ändert sich, wenn die Leistungsversorgung des statischen Erregersystems von der Generator-Klemmenspannung abhängt. Aufgrund der reduzierten Versorgungsspannung während und auch noch im Anschluss an den Kurzschluss ist nur eine etwas geringere Fehlerklärungszeit von 260 ms zulässig, wie
Abbildung 9 zeigt. Anstelle der Erregergrößen der Erregermaschine sind nun
die Feldspannung Ufd und der Feldstrom Ifd des Generators dargestellt. Die von
der Klemmenspannung abhängige und damit reduzierte Feldspannung ist gut zu
erkennen.
9
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Ua / %
Statische Erregung: Transiente Stabilität
100
50
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
1
2
3
4
5
t/s
6
7
8
9
10
P/%
200
0
200
Q/%
200
0
200
Ufd / %
200
100
0
Ifd / %
200
100
0
Abb. 9: Versorgungsspannung von Klemmenspannung abhängig: Kurzschlussdauer 260 ms
Auch hier hat eine Variation der Totzeit der Signalverarbeitung im Spannungsregler von 10 ms bis 100 ms praktisch keine Auswirkung auf die kritische Fehlerklärungszeit. Gleiches gilt auch für ein Pendeldämpfungsgerät zur Verbesserung
der Dämpfung. Mit den üblichen Parametern der Spannungsregelung bewirkt
der Spannungseinbruch stets Stoßerregung. Daher hat eine Verringerung oder
Vergrößerung wieder keinen Effekt auf die kritische Fehlerklärungszeit.
5. Zusammenfassung
Zusammenfassend haben die Simulationsergebnisse gezeigt, wie mit einer Erhöhung des Deckenstromfaktors bei gleichzeitiger Anpassung des Deckenspannungsfaktors die kritische Fehlerklärungszeit etwas ausgedehnt werden kann.
Die Totzeit digitaler Spannungsregler spielt für diese Untersuchung bei großen
Dampfturbosätzen ähnlich wie auch die Parameter des Spannungsreglers nur
eine untergeordnete Rolle, solange Stoßerregung sichergestellt ist. Ein Pendeldämpfungsgerät vermag zwar die Dämpfung von angeregten Leistungsschwingungen zu verbessern, aber nicht die kritische Fehlerklärungszeit zu erhöhen.
Auch die Art des Erregersystems, bürstenlos oder statisch, hat kaum Einfluss auf
die kritische Fehlerklärungszeit, sofern der Feldkreis des Generators dieselben
Parameter aufweist. Eine von der Klemmenspannung abhängige Versorgungsspannung der Erregung wirkt sich nur geringfügig nachteilig aus.
10
Einfluss des Erregersystems auf die transiente Stabilität des Turbosatzes bei Netzfehlern
6. Quellen
[1] Verband Deutscher Netzbetreiber VDN, Transmission Code 2007 – Netz- und Systemregeln
der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Version 1.1, 2007.
[2] IEEE Standard 421.5-2005: IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for
Power System Stability Studies, April 2006.
[3] VDI/VDE 3680: Regelung von Synchronmaschinen, Oktober 2002.
[4] VDI/VDE GMA Fachausschuss 7.15: Modellierung und Simulation von Kraftwerksblöcken,
at - Automatisierungstechnik 9/2010.
[5] Bennauer, M.; Schindler, C.; Degenhardt, A.; Müller, P.; Schütz, M.; Kutzner, R.: Echtzeitsimulator zur Prüfung des stabilen Regelverhaltens von Dampfkraftwerken am elektrischen
Netz, 44. Kraftwerkstechnisches Kolloquium, Dresden, 2012.
[6] Bennauer, M.; Kreischer, C.; Werthes, H.: Netzstörungen und deren Auswirkungen auf
Dampfturbinen unterschiedlicher Baugrößen, 46. Kraftwerkstechnisches Kolloquium,
Dresden, 2014.
[7] VDI/VDE 3524, Blatt 1 und Blatt 3: Modellierung und Simulation von Kraftwerksblöcken.
März 2014.
[8] VDI/VDE-Richtlinie 3521, Blatt 4: Richtlinien für die Untersuchung von Regel- und Steuereinrichtungen von Dampfturbinen. Oktober 2000.
[9] Kulicke, B.; Krebs, H.: Außertrittfall von Turbosätzen. Elektrizitätswirtschaft, Jg. 85 (1986),
Heft 24.
11
Rüdiger Kutzner, Martin Lösing, Uwe Seeger, Andree Wenzel
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