本發明涉及電力技術，具體涉及一種發電機電樞調節器的電樞電壓限制方法及裝置。
背景技術：
：現代發電機電樞控制的設計思想已從單一孤立的發電機電壓控制上升到整個系統、全過程的各種控制和保護的綜合協調控制。 對美國近年來多起重大停水和交通事故的分析表明，機組涉網保護限制與電網的協調是保證系統安全穩定運行的關鍵因素之一。 電樞調節器（lator、AVR）中的電樞電壓限制（SCL）在電力系統中得到了廣泛的應用。 SCL針對發電機運行超過額定有功功率的情況。 當運行超過額定有功功率時，電樞電壓限值取代電樞電壓限值，成為主要決定發電機容量的素數。 在過勵磁運行狀態下，電樞和無功功率輸出減少，使轉子電壓回到極限邊界。 現有技術中，電樞輔助限制的重點主要是如何從網源協調控制的角度保證電樞電壓限制、轉子過流限制和定子過載保護之間的協調，以及如何保證各系統的協調配合。特高壓直流投入運行后的受端電網單元。 定子過流限制影響系統大擾動后的電流穩定性，但對于電樞調節器過流限制的協調控制特性研究較少。 技術實現要素：為了改善電樞限壓的并網特性，增強電樞限壓優化的有效性，本發明實施例提供了一種發電機電樞調節器的電樞限壓方法，包括：獲取發電機功率素數角； 根據發電機的有功功率、無功功率、機端電流和系統阻抗確定內功角，內功角為機端電流矢量相對于系統電流矢量的傾斜角； 確定內功率角不大于功率素數角，則將發電機勵磁調節器的轉子電壓限制轉換為恒無功功率控制。
在本發明的一個實施例中，所述獲取發電機功率素數角包括：獲取發電機電樞調節器實時估計的發電機功率素數角。 在本發明實施例中，根據發電機的有功功率、無功功率、機端電流和系統阻抗確定內功角包括：獲取發電機的有功功率、無功功率和機端電流。實時生成器； 有功功率、無功功率、機端電流和系統阻抗以及下式(1)確定內功角； 其中，δ2為內功角，P有功功率，Q無功功率，Ut機端電流，Xs系統阻抗，所述系統阻抗是通過網絡相關測試測得的。 在本發明實施例中，系統阻抗的值為網絡相關測試的測量值的1.5倍。 在本發明實施例中，當確定內功率角不大于功率素數角時，將發電機電樞調節器的轉子電壓限制轉換為恒定無功功率控制包括：確定內功率角不大于功率素數角。角度不大于功率素數角度 ，獲取發電機當前無功功率值； 以獲取的發電機當前無功功率值作為目標值，對發電機電樞調節器進行恒定無功功率控制。 同時，本發明還提供了一種用于發電機電樞調節器的轉子限壓裝置，包括： 功率素角獲取模塊，用于獲取發電機功率素角； 工作功率、機端電流和系統阻抗決定了內功角，內功角就是機端電流矢量相對于系統電流矢量的傾斜角； 控制模塊用于判斷內功角不大于功素數角，將發電機電樞調節器的轉子電壓限制轉換為恒無功功率控制。
在本發明實施例中，所述內功角確定模塊包括： 發電機參數獲取單元，用于獲取發電機的實時有功功率、無功功率和機端電流； 內部功率角估計單元，用于獲取實時有功功率、無功功率、機端電流和系統阻抗，并通過以下公式(1)確定內部功率角； [0020] 其中，δ2為內功角、P有功功率、Q無功功率、Ut機端電流、Xs系統阻抗，所述系統阻抗由網絡測試測得。 在本發明的實施例中，控制模塊包括： 判斷單元，用于判斷內功率角是否不大于質數冪角； 無功功率值獲取單元，用于確定內功率角不大于功率素數角，并獲取發電機當前的無功功率值； 控制單元以獲取的發電機當前無功功率值作為目標值，對發電機電樞調節器進行恒定無功控制。 本發明在分析發電機V形曲線特性的基礎上，提出了一種利用發電機端功率質數角和內功率角識別轉子電壓最小值的方法。系統，提高了轉子限壓網絡相關特性的優化效果。 為使本發明的上述及其他目的、特征和優點更加明顯易懂，下面特舉優選實施例，并配合比喻，詳細說明如下。 附圖說明為了更加清楚地說明本發明的實施方式或現有技術的技術方案，下面對實施方式或現有技術的描述中需要用到的附圖進行簡單介紹。 顯然，下述附圖僅僅是本發明的一些實施例，本領域技術人員在不付出創造性勞動的情況下，就可以根據這些附圖獲得其他附圖。
圖1是發電機轉子電壓過載能力曲線； 圖2是SCL的典型動作模型； 圖3是SCL動作引起系統振蕩和電流崩潰的過程； 圖4為恒零無功控制模型控制框圖； 圖5是SCL模塊采用恒無功控制的特性曲線； 圖6是系統電流一定時，發電機不同負載對應的系統側V形曲線； 圖7為本發明發電機電樞調節器的轉子電壓限制方法的流程圖。 圖8為本發明實施例提供的SCL模塊中優化的恒無功控制框圖。 圖9是發電機的V形曲線圖。 圖10為本發明所公開的發電機電樞調節器的轉子限壓裝置的結構框圖。 圖11為本發明實施例中的單機無窮大系統模型。 圖12是采用本發明的方式執行SCL控制策略的控制特性； 圖13為本發明實施例中系統阻抗Xs對控制特性的影響。 具體實施方法下面將結合本發明實施例中的附圖，對本發明實施例中的技術方案進行清楚、完整地描述。 事實上，所描述的實施例只是本發明的部分實施例，而不是全部的實施例。 實施示例。 基于本發明中的實施例，本領域普通技術人員在沒有做出創造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發明保護的范圍。 國外現有主流電樞調節器和一般電樞調節器的SCL環節分為兩部分，即用于限制發電機無功過大時的感性電壓，用于限制發電機無功時的容性電壓。發電機同相運行。
由于汽輪發電機轉子的持續過電壓能力略小于定子，因此要求在相同的過流比下，轉子過電壓限制應在定子過勵磁限制之后啟動，并滿足表1的要求：表1 發電機轉子規定過電壓 允許持續時間 電樞電壓欠壓放大倍數（pu） 2.091.461.251.13 時間（s） 11.1333.1466.67135.4 圖1所示為發電機電樞電壓過載能力曲線，若將該曲線用近似值表示雙曲多項式 ，則可得： t=C1/(I2-1) (2) 式(2)中，t為時間，I為發電機轉子電壓（以額定電壓值的倍數表示）； C1為潛熱值，C1=37.5。 為了保證轉子電壓限制與轉子過載保護配合，AVR中SCL限制的C1設置為33。實現轉子電壓限制有不同的選擇。 目前主流AVR廠家的方案是考慮圖1中轉子電壓的過載能力曲線，設計過流和防限流的特性，即過載越重，允許時間越短。 圖2為SCL的典型動作模型，其動作過程如下：當轉子電壓超過圖1過載能力曲線上相應時間時，動作模型的輸入參考值切換為1.1PU額定電樞電壓。 雖然不同廠家的模型在具體實現上存在差異，例如動作模型的輸出采用疊加形式或者輸入比例門形式，模型采用比例積分器或者超前滯后環節等..，但總體控制方法與圖2轉子電壓閉環控制類似。方法接近。
圖2中，SSCL1為反時限定時標志位。 當達到反時限限制時間時，SSCL1標志位為1； SSCL2 為恒定無功功率切換標志位。 當發電機無功功率Q達到死區時，SSCL2標志位為0，退出轉子電壓限制； Itmax為允許的最大轉子電壓； Itth為轉子電壓限制的返回值； 為轉子電壓的當前檢測值； T1~T4為轉子電壓限制時間常數； Ks1為限幅器增益，TR為檢測時間常數。 SCL限制設計的主要目標是在發電機運行超出額定有功功率時，借助發電機電樞盡可能調節無功功率的能力，保證發電機的安全。 但系統的實際運行情況更為復雜。 AVR網格相關性能測試結果表明，SCL動作行為可能超出設計預期。 當它被激活時，SCL限制繼續消磁并增加端電流，導致系統電流高于與所傳遞的有功功率對應的靜態電流穩定鞍點，然后失去穩定性。 如圖3所示，是SCL限幅動作引起系統振蕩、電流崩潰的過程。 為了克服前述SCL限制動作中存在的問題，一些AVR裝置設計開發了恒零無功控制功能。 模型控制框圖如圖4所示，即當轉子限壓動作時，無功功率進入后期死區（一般設置為0.02pu），當SSCL2標志位設置為0時，AVR為由轉子電壓限制轉換為恒無功功率控制，其中QREF為后相側死區，Q為無功功率檢測值，UA為電流控制主環輸出，KQ為恒無功控制增益。
T1~T4為恒無功控制的時間常數。 圖5是采用恒無功控制的SCL模塊的特性曲線。 振蕩或電流崩潰，但系統的最終狀態是機組的無功功率接近于零，而發電機的電樞電壓（額定電壓為）達到1.25pu，遠小于常年允許運行值為1.1pu。 從網源協調控制的角度來看，無論是對發電機組還是系統電流穩定性都非常不利。 圖3和圖5中的曲線表明，轉子電壓隨發電機電樞電壓的變化近似呈V形曲線。 圖6為系統電流一定時，發電機不同負載對應的系統側V形曲線。 當系統處于后期區域時，轉子電壓隨著發電機端電流的增大而減小，該區域屬于SCL限制的理論穩定運行區域； 而當系統處于進相區域時，轉子電壓隨著發電機端電流的增加而降低，SCL極限在此區域沒有穩定運行的平衡點。 如圖6所示，單機無限系統情況下發電機的V形曲線圖，隨著系統電流增大或有功功率超過輸出，V形曲線將向下連接，并且轉子電壓極限I參考值對應的水平線是固定的，一般為1.05～1.1pu，這可能會導致兩者相交于一個沒有足夠穩定裕度的點，甚至沒有相交。
SCL采用的發電機零無功控制對應無限系統，一直運行在深進相側。 為了克服現有SCL控制中存在的問題，本發明提出的改進策略可以在識別出系統經過了極值點后，切換到以無功功率為參考值的恒定無功功率控制。 V 形曲線。 由于實際AVR很難檢測到系統無窮遠的電流和電壓，因此如何根據發電機端電流和電壓信息可靠地識別圖6中V形曲線的極值點成為改進的關鍵轉子電壓限制和電網參與的特性。 如圖7所示，為本發明實施例提供的發電機電樞調節器的轉子電壓限制方法的流程圖。 該方法包括： 步驟S701，獲取發電機功率素數角； 、無功功率、機端電流和系統阻抗決定了內功角，內功角就是機端電流矢量相對于系統電流矢量的傾斜角； 步驟S703，當確定內功率角不大于功率素數角時，將發電機功率樞軸調節器的轉子電壓限制轉換為恒定無功功率控制。 需要說明的是，步驟S701和步驟S702分別用于獲取發電機功率素數角和內功角，并用于步驟S703中的判斷。 因此，本發明的技術方案專門針對獲取發電機功率素數角和內功角進行判斷，并且步驟S701和步驟S702的執行順序不限，兩者也可以同步執行。 如圖8所示，對于本發明實施例提供的SCL模塊中的優化恒無功控制，考慮到V形曲線的有功功率P恒定且無窮大處的功率質數。系統等于1，對于圖8所示的系統，可以連接建立如下方程：結合圖9所示的發電機的相量圖，即當內部功率素數角時，系統運行在B點，此時矢量ΔU垂直于角度U，同時可成立： ΔU=tan(δ2) *U=It*Xs (4) 總結式(3)和式(4) 則可得下式。
即當發電機功率素數角等于機端電流Ut相對于系統電流U的傾斜角，即內功角δ2時，轉子電壓達到V-對應的最小值。形曲線。 當無限系統處于后相位側時和處于超前相位側時，AVR通常會實時估計冪素數角。 本發明實施例中，外部功角δ2通過下式估算： 其中，δ2為內部功角，P有功功率，Q無功功率，Ut機端電流，Xs系統阻抗，系統阻抗通過網絡相關測試來測量。 需要說明的是，雖然系統阻抗Xs在并網測試時可以通過實測得到發電機勵磁電流過大原因，但它是并網測試實測值的1.5倍，一般取0.2-0.4pu的值，但它取決于連接到系統的發電機的位置以及系統的運行。 隨著方法的改變，系統阻抗在運行過程中也會出現一定程度的時變。 針對實際系統應用時，需要考慮如何設置X。 本發明實施例中，根據現場測量值選擇Xs設置大50％，主要基于以下三點考慮： 發電機運行在系統側V型曲線后相側，對系統和機組均有利； b. 系統接近V型曲線轉子電壓最小值，電樞電壓對發電機定子電壓變化的敏感度較小； C。 假設有功功率一定，系統電流的變化主要影響無功功率，因此功素角比發電機功角的影響更大。 綜上所述，從SCL限制切換到恒定無功功率控制的判據為：如圖8所示，當轉子電壓限制動作后，內功角δ2小于等于功率素數角時， SSCL2標志由1變為0，AVR由電樞限壓轉為優化恒無功功率控制，無功功率給定值為QSCL2，代表SSCL2位移瞬間發電機的無功功率。
即本發明實施例中，在SCL控制過程中，當判斷出內功率角不大于功率質數角時，獲取當前發電機無功功率值； 得到的當前發電機無功功率值為目標值，對發電機電樞調節器進行恒定無功功率控制。 據悉，本發明還提供了一種發電機電樞調節器的轉子限壓裝置，如圖10所示為本發明公開的發電機電樞調節器的轉子限流裝置的結構框圖，該裝置包括：冪素數角獲取模塊101，用于獲取發電機冪素數角； 內功角確定模塊102，用于根據發電機有功功率、無功功率、機端電流和系統阻抗確定內功角發電機勵磁電流過大原因，內功角為機端電流矢量相對于發電機端電流矢量的傾斜角。系統電流矢量； 控制模塊103用于判斷內功率角不大于功率素數角，將發電機電樞調節器的轉子電壓限制轉換為恒定無功功率控制。 其中，內功角確定模塊102包括：發電機參數獲取單元1021，用于實時獲取發電機的有功功率、無功功率和機端電流。 、端電流和系統阻抗以及下面的公式（1）確定內功率角； 控制模塊103包括： 判斷單元1031，用于判斷內冪角是否不大于質數冪角。 無功功率值獲取單元1032判斷內功率角是否大于功率質數角時，獲取發電機當前的無功功率值； 控制單元1033以獲取的發電機當前無功功率值作為目標值，對發電機電樞調節器進行恒定無功控制。
本發明實施例第一次測試采用圖11所示的獨立無窮大系統模型，本實施例中的等效初始系統阻抗Xs為0.315pu。 發電機初始運行在額定工況，有功輸出P0=300Mw，無功輸出Q0=，無窮大系統電流U初始為513kV。 利用無限系統處電流U的突然下降，在與圖5相同的工況下，對某廠家AVR裝置的優化轉子限壓環節進行性能測試，測試結果為如圖12所示。在系統電流下降初期，發電機在AVR恒流控制主回路的作用下強烈勵磁。 轉子電壓Ig達到13.45kA（1.32pu）約60秒后，SCL限位動作繼續消磁。 隨著機端電流增大，當系統內功率角δ2小于或等于發電機機端功率素數角時，電樞調節器切換到恒無功功率控制，電樞電壓最終穩定11.45kA (1.12pu)。 當前為0.84pu。 與圖5所示的恒零無功控制策略相比，控制效果明顯提高。 從圖12可以看出，發電機無功功率變化對機端功率素數的影響遠小于系統內功角δ2，有利于Xs勵磁整定。 采用與圖12一致的測試環境，通過擴大AVR調節器Xs的設定范圍，測試對比結果如圖13所示。 當電樞調節器Xs的設定值（0.4pu）大于系統實際值（0.315pu）時，發電機電樞電壓最終穩定在11.56kA（1.134pu），系統電流穩定在0.875普； 而當電樞調節器Xs設置為0.2pu時，發電機電樞電壓最終穩定在11.45kA（1.12pu），系統電流穩定在0.78pu。
可見，選擇大于實際系統阻抗的現場電樞調節器Xs的設置更有利于系統的穩定性和機組的安全。 本發明在分析發電機V形曲線特性的基礎上，提出了一種利用發電機端功率素數角和內功角識別電樞電壓最小值的方法。并提出了改善電樞限壓網絡參與特性的優化方法和系統阻抗。設置建議是根據某廠家設備的實測結果，驗證所提出的電樞限壓器優化方法的有效性。 ，并得出以下推論： 1）電樞調節器SCL輔助限制器的常規設計方案在系統出現持續低電流運行后，可能無法保護主器件，同時也減緩系統電流坍塌。 2）當發電機端功率素角等于系統內功角時，發電機電樞電壓達到V形曲線對應的最小值。 3）恒電樞電壓控制方式在V形曲線兩側沒有穩定運行的平衡點，SCL限制應配置恒無功功率投切功能。 4）在V形曲線的頂部區域，電樞電壓對無功電流的敏感度較小，系統阻抗Xs的設置應盡可能大于實際值。 本發明基于對國外主流電樞調節器電樞電壓限制的建模仿真以及并網相關性能測試，詳細分析了現有典型電樞電壓限制器對發電機變壓器組電流穩定性的影響以及系統及其存在的隱患，并設計并提出了電樞限壓網絡相關特性優化方法，最后通過實際AVR裝置測試結果驗證了所提方法的有效性和應用價值。 本發明中通過具體的實施例來闡述本發明的原理和實施方法。 上述實施例的描述僅用于幫助理解本發明的實施方式及其核心思想，本發明并不以此為限。 同時，對于本領域的技術人員來說，根據本發明的構思，在具體的實現方法和應用范圍上會有變化。 總之，本說明書的內容不應被理解為限制本發明。 當前頁 1 1 2 3