本发明涉及电力技术，具体涉及一种发电机电枢调节器的电枢电压限制方法及装置。
背景技术：
：现代发电机电枢控制的设计思想已从单一孤立的发电机电压控制上升到整个系统、全过程的各种控制和保护的综合协调控制。 对美国近年来多起重大停水和交通事故的分析表明，机组涉网保护限制与电网的协调是保证系统安全稳定运行的关键因素之一。 电枢调节器（lator、AVR）中的电枢电压限制（SCL）在电力系统中得到了广泛的应用。 SCL针对发电机运行超过额定有功功率的情况。 当运行超过额定有功功率时，电枢电压限值取代电枢电压限值，成为主要决定发电机容量的素数。 在过励磁运行状态下，电枢和无功功率输出减少，使转子电压回到极限边界。 现有技术中，电枢辅助限制的重点主要是如何从网源协调控制的角度保证电枢电压限制、转子过流限制和定子过载保护之间的协调，以及如何保证各系统的协调配合。特高压直流投入运行后的受端电网单元。 定子过流限制影响系统大扰动后的电流稳定性，但对于电枢调节器过流限制的协调控制特性研究较少。 技术实现要素：为了改善电枢限压的并网特性，增强电枢限压优化的有效性，本发明实施例提供了一种发电机电枢调节器的电枢限压方法，包括：获取发电机功率素数角； 根据发电机的有功功率、无功功率、机端电流和系统阻抗确定内功角，内功角为机端电流矢量相对于系统电流矢量的倾斜角； 确定内功率角不大于功率素数角，则将发电机励磁调节器的转子电压限制转换为恒无功功率控制。
在本发明的一个实施例中，所述获取发电机功率素数角包括：获取发电机电枢调节器实时估计的发电机功率素数角。 在本发明实施例中，根据发电机的有功功率、无功功率、机端电流和系统阻抗确定内功角包括：获取发电机的有功功率、无功功率和机端电流。实时生成器； 有功功率、无功功率、机端电流和系统阻抗以及下式(1)确定内功角； 其中，δ2为内功角，P有功功率，Q无功功率，Ut机端电流，Xs系统阻抗，所述系统阻抗是通过网络相关测试测得的。 在本发明实施例中，系统阻抗的值为网络相关测试的测量值的1.5倍。 在本发明实施例中，当确定内功率角不大于功率素数角时，将发电机电枢调节器的转子电压限制转换为恒定无功功率控制包括：确定内功率角不大于功率素数角。角度不大于功率素数角度 ，获取发电机当前无功功率值； 以获取的发电机当前无功功率值作为目标值，对发电机电枢调节器进行恒定无功功率控制。 同时，本发明还提供了一种用于发电机电枢调节器的转子限压装置，包括： 功率素角获取模块，用于获取发电机功率素角； 工作功率、机端电流和系统阻抗决定了内功角，内功角就是机端电流矢量相对于系统电流矢量的倾斜角； 控制模块用于判断内功角不大于功素数角，将发电机电枢调节器的转子电压限制转换为恒无功功率控制。
在本发明实施例中，所述内功角确定模块包括： 发电机参数获取单元，用于获取发电机的实时有功功率、无功功率和机端电流； 内部功率角估计单元，用于获取实时有功功率、无功功率、机端电流和系统阻抗，并通过以下公式(1)确定内部功率角； [0020] 其中，δ2为内功角、P有功功率、Q无功功率、Ut机端电流、Xs系统阻抗，所述系统阻抗由网络测试测得。 在本发明的实施例中，控制模块包括： 判断单元，用于判断内功率角是否不大于质数幂角； 无功功率值获取单元，用于确定内功率角不大于功率素数角，并获取发电机当前的无功功率值； 控制单元以获取的发电机当前无功功率值作为目标值，对发电机电枢调节器进行恒定无功控制。 本发明在分析发电机V形曲线特性的基础上，提出了一种利用发电机端功率质数角和内功率角识别转子电压最小值的方法。系统，提高了转子限压网络相关特性的优化效果。 为使本发明的上述及其他目的、特征和优点更加明显易懂，下面特举优选实施例，并配合比喻，详细说明如下。 附图说明为了更加清楚地说明本发明的实施方式或现有技术的技术方案，下面对实施方式或现有技术的描述中需要用到的附图进行简单介绍。 显然，下述附图仅仅是本发明的一些实施例，本领域技术人员在不付出创造性劳动的情况下，就可以根据这些附图获得其他附图。
图1是发电机转子电压过载能力曲线； 图2是SCL的典型动作模型； 图3是SCL动作引起系统振荡和电流崩溃的过程； 图4为恒零无功控制模型控制框图； 图5是SCL模块采用恒无功控制的特性曲线； 图6是系统电流一定时，发电机不同负载对应的系统侧V形曲线； 图7为本发明发电机电枢调节器的转子电压限制方法的流程图。 图8为本发明实施例提供的SCL模块中优化的恒无功控制框图。 图9是发电机的V形曲线图。 图10为本发明所公开的发电机电枢调节器的转子限压装置的结构框图。 图11为本发明实施例中的单机无穷大系统模型。 图12是采用本发明的方式执行SCL控制策略的控制特性； 图13为本发明实施例中系统阻抗Xs对控制特性的影响。 具体实施方法下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。 事实上，所描述的实施例只是本发明的部分实施例，而不是全部的实施例。 实施示例。 基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。 国外现有主流电枢调节器和一般电枢调节器的SCL环节分为两部分，即用于限制发电机无功过大时的感性电压，用于限制发电机无功时的容性电压。发电机同相运行。
由于汽轮发电机转子的持续过电压能力略小于定子，因此要求在相同的过流比下，转子过电压限制应在定子过励磁限制之后启动，并满足表1的要求：表1 发电机转子规定过电压 允许持续时间 电枢电压欠压放大倍数（pu） 2.091.461.251.13 时间（s） 11.1333.1466.67135.4 图1所示为发电机电枢电压过载能力曲线，若将该曲线用近似值表示双曲多项式 ，则可得： t=C1/(I2-1) (2) 式(2)中，t为时间，I为发电机转子电压（以额定电压值的倍数表示）； C1为潜热值，C1=37.5。 为了保证转子电压限制与转子过载保护配合，AVR中SCL限制的C1设置为33。实现转子电压限制有不同的选择。 目前主流AVR厂家的方案是考虑图1中转子电压的过载能力曲线，设计过流和防限流的特性，即过载越重，允许时间越短。 图2为SCL的典型动作模型，其动作过程如下：当转子电压超过图1过载能力曲线上相应时间时，动作模型的输入参考值切换为1.1PU额定电枢电压。 虽然不同厂家的模型在具体实现上存在差异，例如动作模型的输出采用叠加形式或者输入比例门形式，模型采用比例积分器或者超前滞后环节等..，但总体控制方法与图2转子电压闭环控制类似。方法接近。
图2中，SSCL1为反时限定时标志位。 当达到反时限限制时间时，SSCL1标志位为1； SSCL2 为恒定无功功率切换标志位。 当发电机无功功率Q达到死区时，SSCL2标志位为0，退出转子电压限制； Itmax为允许的最大转子电压； Itth为转子电压限制的返回值； 为转子电压的当前检测值； T1~T4为转子电压限制时间常数； Ks1为限幅器增益，TR为检测时间常数。 SCL限制设计的主要目标是在发电机运行超出额定有功功率时，借助发电机电枢尽可能调节无功功率的能力，保证发电机的安全。 但系统的实际运行情况更为复杂。 AVR网格相关性能测试结果表明，SCL动作行为可能超出设计预期。 当它被激活时，SCL限制继续消磁并增加端电流，导致系统电流高于与所传递的有功功率对应的静态电流稳定鞍点，然后失去稳定性。 如图3所示，是SCL限幅动作引起系统振荡、电流崩溃的过程。 为了克服前述SCL限制动作中存在的问题，一些AVR装置设计开发了恒零无功控制功能。 模型控制框图如图4所示，即当转子限压动作时，无功功率进入后期死区（一般设置为0.02pu），当SSCL2标志位设置为0时，AVR为由转子电压限制转换为恒无功功率控制，其中QREF为后相侧死区，Q为无功功率检测值，UA为电流控制主环输出，KQ为恒无功控制增益。
T1~T4为恒无功控制的时间常数。 图5是采用恒无功控制的SCL模块的特性曲线。 振荡或电流崩溃，但系统的最终状态是机组的无功功率接近于零，而发电机的电枢电压（额定电压为）达到1.25pu，远小于常年允许运行值为1.1pu。 从网源协调控制的角度来看，无论是对发电机组还是系统电流稳定性都非常不利。 图3和图5中的曲线表明，转子电压随发电机电枢电压的变化近似呈V形曲线。 图6为系统电流一定时，发电机不同负载对应的系统侧V形曲线。 当系统处于后期区域时，转子电压随着发电机端电流的增大而减小，该区域属于SCL限制的理论稳定运行区域； 而当系统处于进相区域时，转子电压随着发电机端电流的增加而降低，SCL极限在此区域没有稳定运行的平衡点。 如图6所示，单机无限系统情况下发电机的V形曲线图，随着系统电流增大或有功功率超过输出，V形曲线将向下连接，并且转子电压极限I参考值对应的水平线是固定的，一般为1.05～1.1pu，这可能会导致两者相交于一个没有足够稳定裕度的点，甚至没有相交。
SCL采用的发电机零无功控制对应无限系统，一直运行在深进相侧。 为了克服现有SCL控制中存在的问题，本发明提出的改进策略可以在识别出系统经过了极值点后，切换到以无功功率为参考值的恒定无功功率控制。 V 形曲线。 由于实际AVR很难检测到系统无穷远的电流和电压，因此如何根据发电机端电流和电压信息可靠地识别图6中V形曲线的极值点成为改进的关键转子电压限制和电网参与的特性。 如图7所示，为本发明实施例提供的发电机电枢调节器的转子电压限制方法的流程图。 该方法包括： 步骤S701，获取发电机功率素数角； 、无功功率、机端电流和系统阻抗决定了内功角，内功角就是机端电流矢量相对于系统电流矢量的倾斜角； 步骤S703，当确定内功率角不大于功率素数角时，将发电机功率枢轴调节器的转子电压限制转换为恒定无功功率控制。 需要说明的是，步骤S701和步骤S702分别用于获取发电机功率素数角和内功角，并用于步骤S703中的判断。 因此，本发明的技术方案专门针对获取发电机功率素数角和内功角进行判断，并且步骤S701和步骤S702的执行顺序不限，两者也可以同步执行。 如图8所示，对于本发明实施例提供的SCL模块中的优化恒无功控制，考虑到V形曲线的有功功率P恒定且无穷大处的功率质数。系统等于1，对于图8所示的系统，可以连接建立如下方程：结合图9所示的发电机的相量图，即当内部功率素数角时，系统运行在B点，此时矢量ΔU垂直于角度U，同时可成立： ΔU=tan(δ2) *U=It*Xs (4) 总结式(3)和式(4) 则可得下式。
即当发电机功率素数角等于机端电流Ut相对于系统电流U的倾斜角，即内功角δ2时，转子电压达到V-对应的最小值。形曲线。 当无限系统处于后相位侧时和处于超前相位侧时，AVR通常会实时估计幂素数角。 本发明实施例中，外部功角δ2通过下式估算： 其中，δ2为内部功角，P有功功率，Q无功功率，Ut机端电流，Xs系统阻抗，系统阻抗通过网络相关测试来测量。 需要说明的是，虽然系统阻抗Xs在并网测试时可以通过实测得到发电机励磁电流过大原因，但它是并网测试实测值的1.5倍，一般取0.2-0.4pu的值，但它取决于连接到系统的发电机的位置以及系统的运行。 随着方法的改变，系统阻抗在运行过程中也会出现一定程度的时变。 针对实际系统应用时，需要考虑如何设置X。 本发明实施例中，根据现场测量值选择Xs设置大50％，主要基于以下三点考虑： 发电机运行在系统侧V型曲线后相侧，对系统和机组均有利； b. 系统接近V型曲线转子电压最小值，电枢电压对发电机定子电压变化的敏感度较小； C。 假设有功功率一定，系统电流的变化主要影响无功功率，因此功素角比发电机功角的影响更大。 综上所述，从SCL限制切换到恒定无功功率控制的判据为：如图8所示，当转子电压限制动作后，内功角δ2小于等于功率素数角时， SSCL2标志由1变为0，AVR由电枢限压转为优化恒无功功率控制，无功功率给定值为QSCL2，代表SSCL2位移瞬间发电机的无功功率。
即本发明实施例中，在SCL控制过程中，当判断出内功率角不大于功率质数角时，获取当前发电机无功功率值； 得到的当前发电机无功功率值为目标值，对发电机电枢调节器进行恒定无功功率控制。 据悉，本发明还提供了一种发电机电枢调节器的转子限压装置，如图10所示为本发明公开的发电机电枢调节器的转子限流装置的结构框图，该装置包括：幂素数角获取模块101，用于获取发电机幂素数角； 内功角确定模块102，用于根据发电机有功功率、无功功率、机端电流和系统阻抗确定内功角发电机励磁电流过大原因，内功角为机端电流矢量相对于发电机端电流矢量的倾斜角。系统电流矢量； 控制模块103用于判断内功率角不大于功率素数角，将发电机电枢调节器的转子电压限制转换为恒定无功功率控制。 其中，内功角确定模块102包括：发电机参数获取单元1021，用于实时获取发电机的有功功率、无功功率和机端电流。 、端电流和系统阻抗以及下面的公式（1）确定内功率角； 控制模块103包括： 判断单元1031，用于判断内幂角是否不大于质数幂角。 无功功率值获取单元1032判断内功率角是否大于功率质数角时，获取发电机当前的无功功率值； 控制单元1033以获取的发电机当前无功功率值作为目标值，对发电机电枢调节器进行恒定无功控制。
本发明实施例第一次测试采用图11所示的独立无穷大系统模型，本实施例中的等效初始系统阻抗Xs为0.315pu。 发电机初始运行在额定工况，有功输出P0=300Mw，无功输出Q0=，无穷大系统电流U初始为513kV。 利用无限系统处电流U的突然下降，在与图5相同的工况下，对某厂家AVR装置的优化转子限压环节进行性能测试，测试结果为如图12所示。在系统电流下降初期，发电机在AVR恒流控制主回路的作用下强烈励磁。 转子电压Ig达到13.45kA（1.32pu）约60秒后，SCL限位动作继续消磁。 随着机端电流增大，当系统内功率角δ2小于或等于发电机机端功率素数角时，电枢调节器切换到恒无功功率控制，电枢电压最终稳定11.45kA (1.12pu)。 当前为0.84pu。 与图5所示的恒零无功控制策略相比，控制效果明显提高。 从图12可以看出，发电机无功功率变化对机端功率素数的影响远小于系统内功角δ2，有利于Xs励磁整定。 采用与图12一致的测试环境，通过扩大AVR调节器Xs的设定范围，测试对比结果如图13所示。 当电枢调节器Xs的设定值（0.4pu）大于系统实际值（0.315pu）时，发电机电枢电压最终稳定在11.56kA（1.134pu），系统电流稳定在0.875普； 而当电枢调节器Xs设置为0.2pu时，发电机电枢电压最终稳定在11.45kA（1.12pu），系统电流稳定在0.78pu。
可见，选择大于实际系统阻抗的现场电枢调节器Xs的设置更有利于系统的稳定性和机组的安全。 本发明在分析发电机V形曲线特性的基础上，提出了一种利用发电机端功率素数角和内功角识别电枢电压最小值的方法。并提出了改善电枢限压网络参与特性的优化方法和系统阻抗。设置建议是根据某厂家设备的实测结果，验证所提出的电枢限压器优化方法的有效性。 ，并得出以下推论： 1）电枢调节器SCL辅助限制器的常规设计方案在系统出现持续低电流运行后，可能无法保护主器件，同时也减缓系统电流坍塌。 2）当发电机端功率素角等于系统内功角时，发电机电枢电压达到V形曲线对应的最小值。 3）恒电枢电压控制方式在V形曲线两侧没有稳定运行的平衡点，SCL限制应配置恒无功功率投切功能。 4）在V形曲线的顶部区域，电枢电压对无功电流的敏感度较小，系统阻抗Xs的设置应尽可能大于实际值。 本发明基于对国外主流电枢调节器电枢电压限制的建模仿真以及并网相关性能测试，详细分析了现有典型电枢电压限制器对发电机变压器组电流稳定性的影响以及系统及其存在的隐患，并设计并提出了电枢限压网络相关特性优化方法，最后通过实际AVR装置测试结果验证了所提方法的有效性和应用价值。 本发明中通过具体的实施例来阐述本发明的原理和实施方法。 上述实施例的描述仅用于帮助理解本发明的实施方式及其核心思想，本发明并不以此为限。 同时，对于本领域的技术人员来说，根据本发明的构思，在具体的实现方法和应用范围上会有变化。 总之，本说明书的内容不应被理解为限制本发明。 当前页 1 1 2 3