DE102021209987A1

DE102021209987A1 - Netzstabilisierungssystem und Netzstabilisierungsverfahren

Info

Publication number: DE102021209987A1
Application number: DE102021209987.4A
Authority: DE
Inventors: Tatsuro KOZAKI
Original assignee: Mitsubishi Power Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2020-09-11
Filing date: 2021-09-09
Publication date: 2022-03-17
Also published as: JP2022047022A; US20220085609A1; CN114172163A; JP7308177B2

Abstract

Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungssystem und ein Netzstabilisierungsverfahren, die die Probleme der Unzulänglichkeit und Fluktuation der Spannungshaltungsfähigkeit und der Frequenzhaltungsfähigkeit grundsätzlich lösen. Ein Netzstabilisierungssystem der vorliegenden Erfindung umfasst eine Synchronmaschine, die feldgeregelt werden soll, die in einem mit einem Netz verbundenen Elektrizitätswerk angeordnet ist, und einen Magnetfeldregler zum Steuern der Synchronmaschine, dadurch charakterisiert, dass das Netzstabilisierungssystem eine Kompensationsschaltung umfasst, um eine Steuerkonstante des Magnetfeldreglers in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Netzstabilisierungssystem und ein Netzstabilisierungsverfahren. Genauer betrifft die vorliegende Erfindung das Netzstabilisierungssystem und das Netzstabilisierungsverfahren, die dafür geeignet sind, das Netz insbesondere unter Umständen zunehmender Verwendung erneuerbarer Energie in Abwesenheit einer Systemstabilisierungsfunktion (Spannungsregelungsfunktion und Frequenzeinstellfunktion) für das Netz zu stabilisieren.
Das Netz wird durch zeitliches Steuern sowohl der Spannung als auch der Frequenz auf den vorgegebenen Wert in Ansprechen auf eine Änderung der Leistungs-Bedarfs-Zufuhr-Menge stabil betrieben. Die Spannungsregelung in dem Netz wird hauptsächlich durch Regeln des Magnetfelds des Generators in dem Kraftwerk und durch eine in ein Umspannwerk eingebaute Phasenschiebeeinrichtung aufrechterhalten. Die Frequenz des Netzes wird durch Steuern einer Bedarfs-Zufuhr-Beziehung zwischen mechanischen Eingaben und elektrischen Ausgaben in Bezug auf den Generator des Kraftwerks aufrechterhalten.
Konventionelle Kraftwerke wie etwa Wärmekraftwerke, Kernkraftwerke und Wasserkraftwerke bilden Hauptrichtungskraftwerke, die jeweils die Systemstabilisierungsfunktion für das Netz (die Spannungsregelungsfunktion und die Frequenzeinstellfunktion) enthalten. In letzter Zeit nimmt die Nutzung erneuerbarer Energie in Abwesenheit der Spannungsregelungsfunktion oder der Frequenzeinstellfunktion für das Netz zu. Im Ergebnis neigt das Netz als Ganzes dazu, unzureichende Fähigkeit sowohl der Spannungsregelung als auch der Frequenzeinstellung zu zeigen.
Es ist die Einführung des Netzes, das erneuerbare Energie wie etwa Solarenergieerzeugung und Windenergieerzeugung umfasst, vorgeschlagen worden. Eine in dem Dokument JP2016-208654 offenbarte Erfindung ist auf die Schaffung der Netzspannungs/Blindleistungs-Überwachungs-Steuervorrichtung gerichtet, die dafür konfiguriert ist, das Gleichgewicht zwischen Spannung und Blindleistung in dem Netz aufrechtzuerhalten und die wirtschaftliche Effizienz selbst im Fall einer Ausgabefluktuation der wetterabhängigen erneuerbaren Energie im Zeitverlauf und einer Änderung der Netzkonfiguration und der Systemkonfiguration weiter zu verbessern. Das Dokument offenbart, dass „die Netzspannungs/Blindleistungs-Überwachungs-Steuervorrichtung dafür konfiguriert ist, Übertragungsdaten an die einzelne Vorrichtung zu geben, die die Spannung und die Blindleistung des Netzes einstellen kann. Die Vorrichtung erhält unter Verwendung eines oder mehrerer Indizes, die jeweils die Stabilität des Netzes angeben, einen oder mehrere begrenzte Zielwerte, erfasst aus dem begrenzten Zielwert Informationen über den Zielwert, gibt die Übertragungsdaten einschließlich der Informationen über den Zielwert an die einzelne Vorrichtung und ermöglicht, dass die einzelne Vorrichtung die Spannung und die Blindleistung bei der angeordneten Position regelt.“
Eine im Dokument JP2008-182789 offenbarte Erfindung ist auf die Schaffung des Blindleistungssteuersystems gerichtet, das dafür konfiguriert ist, die vorverstellte Blindleistung zu verhindern und den Leistungsfaktor PF für die Blindleistungssteuerung im Fall der Steuerung der Blindleistung gemäß AQR-Steuerung (automatischer Blindleistungsregler) durch Ausführen einer EIN/AUSSteuerung des Kondensators für die Vorverstellung der Phase auf 1,0 einzustellen. Das Dokument offenbart, dass „das Blindleistungssteuersystem mit der kommerziellen Stromversorgung verknüpft ist und verteilte Stromversorgungen zum Steuern der Blindleistung des Leistungsempfangspunkts von der kommerziellen Stromversorgung gemäß der AQR-Steuerung unter Verwendung des Kondensators für die Vorverstellung der Phase enthält“. Ferner enthält das System einen Detektor zum Detektieren erster Blindleistung als die Blindleistung bei dem Leistungsempfangspunkt vor Ausführung der AQR-Steuerung, wobei der AQR zum Bestimmen der Notwendigkeit der Ausführung der AQR-Steuerung aus dem Wert der ersten Blindleistung und zum Ausführen der AQR-Steuerung dient, und einen AVR zur Ausführung einer AVR-Steuerung vor der durch die AQR ausgeführten AQR-Steuerung, um den ersten Blindleistungswert auf den Wert der Blindleistung, der gemäß der AQR-Steuerung versetzt sein kann, zu korrigieren.
Es wird erwartet, dass die Nutzung erneuerbarer Energie in Zukunft weiter zunimmt. Es wird geschätzt, dass die erneuerbare Energie bis zum Jahr 2050 etwa 50 % der Gesamtenergie beiträgt.
Es wird erwartet, dass die oben beschriebene Rate nicht nur höher wird, sondern auch stark fluktuiert. Tagsüber während eines Tags zum Erzeugen von Solarenergie trägt die erneuerbare Energie einschließlich der Windenergieerzeugung zu einem größeren Anteil der Gesamtenergie bei. Nachts, wenn der Solarenergie nicht erzeugt wird, wird die erneuerbare Energie hauptsächlich durch die Windenergie erzeugt, die einen verhältnismäßig kleineren Anteil an der Gesamtenergie beträgt. Die wie oben beschriebene Fluktuation kann nicht nur täglich, sondern auch monatlich, saisonal oder regional auftreten.
Es wird erwartet, dass die künftige Änderung der Netzkonfiguration mehrere Hindernisse bei der Aufrechterhaltung der Spannung und Frequenz in dem Netz bringt. Falls das konventionelle Kraftwerk teilweise von dem Netz getrennt wird, wobei die Netzspannung abfällt, ist es schwierig, von dem Spannungsabfall wiederherzustellen. Dies ist der Verschlechterung der Spannungshaltungsfähigkeit des Netzes als Ganzes zuzuschreiben. Die Verbesserung der Spannungshaltungsfähigkeit und der Frequenzhaltungsfähigkeit (der Erhöhung der Erzeugungsfähigkeit und der Fähigkeit der Phasenschiebeeinrichtung des konventionellen Kraftwerks) können als Gegenmaßnahmen für einen solchen Ausfall angesehen werden. Allerdings ist die Bereitstellung der Einrichtung, um die härteste Bedingung zu bewältigen, die an einem Tag fluktuiert, hinsichtlich der Kosten kaum vorteilhaft.
Das Dokument JP2016-208654 offenbart, dass das Netz vollständig einzeln überwacht wird, um lokale Probleme zu steuern. Die offenbarte Steuerung schafft keine grundsätzliche Lösung des Problems unzureichender Spannungshaltungsfähigkeit und der Schwankung dieser Fähigkeit in dem Netz als Ganzes. Das Dokument JP2008-182789 offenbart die Verwendung der Phasenschiebeeinrichtung. Allerdings ist die offenbarte Vorgehensweise nicht effektiv für die Lösung des Problems unzureichender Spannungshaltungsfähigkeit und Schwankung dieser Fähigkeit. Die Implementierung der Vorgehensweise erfordert, dass die eingebaute Fähigkeit an die härteste Bedingung angepasst wird. Dies kann unvermeidbar zu hohen Kosten führen.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungssystem und ein Netzstabilisierungsverfahren, die die Probleme der Unzulänglichkeit und der Fluktuation der Spannungshaltungsfähigkeit und der Frequenzhaltungsfähigkeit grundsätzlich lösen.
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungssystem, das eine Synchronmaschine, die feldgeregelt werden soll, die in einem mit einem Netz verbundenen Elektrizitätswerk angeordnet ist, und einen Magnetfeldregler zum Steuern der Synchronmaschine umfasst, dadurch charakterisiert, dass das Netzstabilisierungssystem eine Kompensationsschaltung umfasst, um eine Steuerkonstante des Magnetfeldreglers in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungssystem, das eine Synchronmaschine, die durch eine Kraftmaschine angetrieben wird, wobei die Synchronmaschine in einem mit einem Netz verbundenen Elektrizitätswerk angeordnet ist, und eine Kraftmaschinensteuervorrichtung zum Steuern der Kraftmaschine umfasst, dadurch charakterisiert, dass das Netzstabilisierungssystem eine Kompensationsschaltung umfasst, um eine Steuerkonstante der Kraftmaschinensteuervorrichtung in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungssystem, das eine Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung, die einen Kondensator und einen Leistungshalbleiter enthält, wobei die Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung in einem mit einem Netz verbundenen Elektrizitätswerk angeordnet ist, und eine Blindleistungssteuervorrichtung zum Steuern der Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung umfasst, dadurch charakterisiert, dass das Netzstabilisierungssystem eine Kompensationsschaltung umfasst, um eine Steuerkonstante der Blindleistungssteuervorrichtung in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungsverfahren für ein Netz, mit dem ein Elektrizitätswerk verbunden ist, wobei das Elektrizitätswerk eine Synchronmaschine enthält, die feldgeregelt werden soll, wobei die Synchronmaschine durch einen Magnetfeldregler gesteuert wird, wobei eine Steuerkonstante des Magnetfeldreglers in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, korrigiert wird.
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungsverfahren für ein Netz, mit dem ein Elektrizitätswerk verbunden ist, wobei das Elektrizitätswerk eine Synchronmaschine enthält, die durch eine Kraftmaschine angetrieben wird, wobei die Kraftmaschine durch eine Kraftmaschinensteuervorrichtung gesteuert wird, wobei eine Steuerkonstante der Kraftmaschinensteuervorrichtung in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, korrigiert wird.
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungsverfahren für ein Netz, mit dem ein Elektrizitätswerk verbunden ist, wobei das Elektrizitätswerk eine Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung enthält, die einen Kondensator und einen Leistungshalbleiter enthält, wobei die Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung durch eine Blindleistungssteuervorrichtung gesteuert wird, wobei eine Steuerkonstante der Blindleistungssteuervorrichtung in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, korrigiert wird.
Die vorliegende Erfindung schafft ein Netzstabilisierungssystem und ein Netzstabilisierungsverfahren, die die Probleme der Unzulänglichkeit und der Fluktuation der Spannungshaltungsfähigkeit und der Frequenzhaltungsfähigkeit des Netzes grundsätzlich lösen.
Figurenliste

1 stellt eine beispielhafte Struktur dar, die durch allgemein genutzte Netz- und Steuervorrichtungen gebildet ist;
2 stellt eine Ersatzschaltung eines Generators G dar, wenn ein Anschluss geöffnet ist;
3 repräsentiert jede Beziehung zwischen einem Magnetfeldstrom If und einer Urspannung E und zwischen einem Magnetfeldstrom If und einer synchronen Reaktanz Xs;
4 stellt eine Ersatzschaltung von dem Generator zu der Last als einem Verbrauchsbereich dar;
5 stellt jede Ansprechcharakteristik der Urspannung E und einer Klemmenspannung Vg in Bezug auf eine Zeitkonstante τ einer Ankerspule dar;
6 ist eine Tabelle, die die jeweiligen Steuervorrichtungen in einem Magnetfeldregler 5, die jeweils zur Haltung der Netzspannung beitragen, auflistet;
7 stellt eine beispielhafte Struktur des Magnetfeldreglers des Generators gemäß einer ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung dar;
8A stellt ein Ein-Generator-zu-Unendlich-Systemmodell dar, das eine Beziehung zwischen dem Generator und dem Netz angibt;
8B stellt eine Beziehung einer an eine Übertragungsleitung übertragenen Busspannung und einer Generatorklemmenspannung und einer Generatorblindleistung mit dem Systemspannungsabfall unter jeder Steueroperation, die durch einen Netzspannungsregler PSVR und einen automatischen Spannungsregler AVR ausgeführt wird, dar;
9 stellt eine beispielhafte Struktur eines allgemein genutzten Netzspannungsreglers PSVR dar;
10 stellt eine spezifische beispielhafte Struktur eines automatischen Blindleistungsreglers AQR dar;
11 stellt eine spezifische beispielhafte Struktur eines automatischen Leistungsfaktorreglers APFR dar;
12 stellt eine spezifische beispielhafte Struktur eines Netzstabilisators PSS dar;
13 ist ein Arithmetikoperations-Blockschaltplan unter einer Frequenz-Leistungs-Regelung LFC;
14 stellt eine beispielhafte Struktur einer Kraftwerkssteuereinheit 4 in einem Wärmekraftwerk dar;
15 stellt eine beispielhafte Struktur einer automatischen Anlagensteuereinheit APC dar; und
16 stellt eine beispielhafte Struktur eines statischen Blindleistungskompensators SVC dar.

AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Im Folgenden werden Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung beschrieben.
Zur Lösung des wie oben beschriebenen Problems schlägt die vorliegende Erfindung vor, den Netzstabilitätshaltungsindex VRI als einen Index zu definieren, der die Menge erneuerbare Energie in dem Netz widerspiegelt, und die Steuerung in der Weise auszuführen, dass die Netzstabilität in Übereinstimmung mit dem VRI verbessert wird.
Genauer betrifft die vorliegende Erfindung den Magnetfeldregler des Generators zum Sicherstellen der Spannungsregelungsfunktion in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI oder betrifft sie die Leistungs-Bedarfs-Zufuhr-Einstellfunktion zwischen mechanischen Eingaben und elektrischen Ausgaben in Bezug auf den Generator zum Sicherstellen der Frequenzeinstellfunktion in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI. Ferner betrifft die vorliegende Erfindung die Phasenänderungsfunktion in der Umspannstation zum Sicherstellen der Spannungsregelungsfunktion in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI.
Im Folgenden wird als die Hintergrundinformationen über Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung vorbereitend eine Beziehung zwischen der Magnetfeldregelung und der Leistungsstabilität des Generators definiert. Allgemein enthält eine Vorgehensweise zum Regeln der Spannung des Netzes ein Verfahren zum Steuern der Phasenschiebeeinrichtung in der Umspannstation und ein Verfahren zum Steuern des Generators in dem Kraftwerk. Im Folgenden wird hauptsächlich das letztere Verfahren beschrieben.
1 stellt eine beispielhafte Struktur eines allgemein genutzten Netzes und allgemein genutzter Steuervorrichtungen dar. Ein Netz 1 ist in der Zeichnung mit vielen Kraftwerken, einschließlich mit jenen, die keine Systemstabilisierungsfunktionen (Spannungsregelungsfunktion und Frequenzeinstellfunktion) aufweisen, z. B. einem Windkraftwerk 2A und einem Solarkraftwerk 2B zum Erzeugen erneuerbarer Energie, sowie mit konventionellen Kraftwerken 2C (2C1, 2C2 ... 2Cn), die Systemstabilisierungsfunktionen (Spannungsregelungsfunktionen und Frequenzeinstellfunktion) aufweisen, z. B. einem Wärmekraftwerk, einem Wasserkraftwerk und einem Kernkraftwerk, verknüpft.
Eine Steuerzentrale 3 zum Steuern des gesamten Netzes enthält einen zentralen Steuerfunktionsabschnitt 50, der mit einer Einstelleinrichtung 56 zum Erzeugen von Ausgangsbefehlswerten D (D1, D2 ... Dn) durch Erhalten einer Differenz zwischen einer detektierten Systemfrequenz f und einer konstanten Frequenz f0 unter Verwendung eines Subtrahierers 21 in der Weise versehen ist, dass der Befehl an das konventionelle Kraftwerk 2C gegeben wird. Die oben beschriebene Funktion des zentralen Steuerfunktionsabschnitts 50 wird als eine Frequenz-Leistungs-Regelung LFC (Frequenz-Leistungs-Regelung) bezeichnet.
In der Steuerzentrale 3 ist ein VRI-Arithmetikoperationsabschnitt 30 zum Berechnen des Netzstabilitätshaltungsindex VRI angeordnet. Der VRI-Arithmetikoperationsabschnitt 30 wird später ausführlich beschrieben.
Eine Kraftwerkssteuereinheit 4 in dem konventionellen Kraftwerk 2C steuert die Dampfeingabe von einem Kessel B in eine Turbine T und den Generator G, die unter Verwendung eines Dampfsteuerventils CV mechanisch verbunden sind. Die Drehzahl, die durch einen Drehzahldetektor 51 erhalten wird, und die Ausgangsleistung, die von einem Leistungsdetektor 52 abgeleitet wird, werden unter Verwendung des Ausgangsbefehlswerts D als ein Zielwert als Rückkopplungswerte gesteuert. Der Leistungsdetektor 52 erhält die Ausgangsleistung von der Klemmenspannung Vg des Generators G, die von einem Spannungstransformator PT1 abgeleitet worden ist, und von dem Klemmenstrom Ig des Generators G, der von einem Stromtransformator CT1 abgeleitet worden ist. Die Ausgangsleistung von dem Generator G wird über einen Transformator Tr und Übertragungsleitungen 11, 12 ... 1n dem Netz 1 zugeführt. Der Kessel und die Dampfturbine sind als Objekte beschrieben, die durch die Kraftwerkssteuereinheit 4 gesteuert werden sollen. Es ist möglich, eine Einrichtung zur Nutzung wiedergewonnener Abwärme, die einen Abwärmewiedergewinnungskessel enthält, und die Dampfturbine zum Erzeugen von Dampf unter Verwendung von Abwärme der Gasturbine zu steuern. Die Hauptsteuerfunktion der Kraftwerkssteuereinheit 4 enthält eine automatische Anlagensteuervorrichtung APC (automatische Anlagensteuerung) und eine Turbinensteuereinheit EHC (elektrohydraulisches Steuersystem).
Der Magnetfeldregler 5 in dem konventionellen Kraftwerk 2C enthält eine Magnetfeldspule 6 als eine Sekundärwicklung eines Synchrongenerators G. Ein Thyristor 8 richtet einen Wechselstromgenerator 7 in Gleichstrom gleich und regelt den Magnetfeldgleichstrom If, der durch den automatischen Spannungsregler AVR (automatischen Spannungsregler) an die Magnetfeldspule 6 angelegt wird, als die Hauptregelungsfunktion des Magnetfeldreglers 5 in der Weise, dass die Generatorklemmenspannung Vg auf eine Sollspannung Vg0 eingestellt wird.
Der Magnetfeldregler 5, der den automatischen Spannungsregler AVR als die Hauptsteuerfunktion aufweist, bildet einen seriellen Regler, um den Zielwert des automatischen Spannungsreglers AVR in Ansprechen auf den Befehl eines Host-Steuersystems wesentlich zu korrigieren. Das Host-Steuersystem ist eine Steuervorrichtung wie etwa ein Netzspannungsregler PSVR, ein Netzstabilisator PSS, ein automatischer Blindleistungsregler AQR und ein automatischer Leistungsfaktorregler APFR, wie sie in 1 dargestellt sind. Befehle von diesen Vorrichtungen korrigieren den Zielwert des automatischen Spannungsreglers AVR als ein untergeordnetes Steuersystem wesentlich.
Der Korrekturprozess enthält den Prozess zum direkten Korrigieren des Zielwerts durch Bewegen einer Zielspannungseinstelleinheit 90R des automatischen Spannungsreglers AVR und den Prozess zum Ausführen einer Addition-Subtraktion in Bezug auf die Spannungsabweichung. 1 stellt den Prozess dar, in dem ein Addierer 24 die Addition-Subtraktion in Bezug auf die Spannungsabweichung ausführt. Allerdings ist es möglich, die Korrektur durch Ändern des Zielwerts auszuführen. Der automatische Spannungsregler AVR ermöglicht, dass der Spannungstransformator PT1 die Klemmenspannung Vg des Generators G als die synchrone Einheit detektiert, und ermöglicht, dass der Subtrahierer 21 eine Differenz zwischen der Klemmenspannung Vg und der Sollspannung Vg0, die durch die Zielspannungseinstelleinheit 90R eingestellt wird, erhält. Der automatische Spannungsregler stellt den Thyristor 8 über eine Einstelleinrichtung (AVR-Arithmetikoperationsabschnitt) 22 mit einer Proportional-Integral-Funktion zum Einstellen des Magnetfeldstroms If, der an die Magnetfeldspule 6 angelegt werden soll, ein. Andere Steuersysteme werden später anhand der Zeichnungen ausführlich beschrieben. Signale, die in andere Steuersysteme eingegeben werden sollen, enthalten die Klemmenspannung Vg des Generators G von dem Spannungstransformator PT1, eine Busspannung Vh von einem Spannungstransformator PT2 und einen Klemmenstrom Ig des Generators G von einem Stromtransformator CT2.
2 stellt eine Ersatzschaltung des Generators G dar, wenn der Anschluss geöffnet ist. Anhand der Zeichnung kann der Generator G als eine Reihenschaltung einer intern induzierten Spannung E (Urspannung) innerhalb des Generators, einer synchronen Reaktanz Xs = jωLs und eines Widerstands R ausgedrückt sein. Der Generatorstrom Ig und die Generatorklemmenspannung Vg sind extern messbare Werte. Die intern induzierte Spannung E wird als ein Schätzwert erhalten, der von der synchronen Reaktanz Xs = jωLs, dem Widerstand R, dem Generatorstrom Ig und der Generatorklemmenspannung Vg abgeleitet wird. Die Kreisfrequenz ω ist durch die Gleichung ω = 2πf ausgedrückt. Die Frequenz ist durch f bezeichnet.
3 stellt jede Beziehung des Magnetfeldstroms If als die x-Achse mit der Urspannung E und der synchronen Reaktanz Xs jeweils als die y-Achse dar. Während der Magnetfeldstrom If zunimmt, zeigt die Urspannung E Sättigungseigenschaften und ist die synchrone Reaktanz Xs auf einem abfallenden Trend.
4 stellt eine Ersatzschaltung von dem Generator zu der Last als dem Verbrauchsbereich dar. Die Induktivität in dem Generator ist als L1 bezeichnet, der Widerstand ist als R1 bezeichnet, die Induktivität auf der Lastseite ist als L2 bezeichnet und der Widerstand ist als R2 bezeichnet. Anhand der Ersatzschaltung aus 4 kann eine Zeitkonstante τ [s], die die Folgegeschwindigkeit der Systemspannung V zu der Urspannung E des Generators angibt, aus der Gleichung (1) abgeleitet werden: $τ [s] = (L1 + L2) / (R1 + R2) .$
5 stellt jede Ansprechcharakteristik der Urspannung E und der Klemmenspannung Vg in Bezug auf Fälle dar, in denen die Zeitkonstante τ der Ankerspule groß und klein ist. Der linke obere Abschnitt stellt Momentanwerte und Effektivwerte dar, die durch Erhöhen des Maximalwerts der Urspannung E von 100 % auf 150 % zu einem Zeitpunkt von 0,1 Sekunden erhalten werden. Die Bedingung ist auf den Fall einer großen Zeitkonstante τ anwendbar, wie sie durch den rechten oberen Abschnitt dargestellt ist. Um zwischen dem Momentanwert und dem Effektivwert zu unterscheiden, ist der Effektivwert mit einer dicken Linie angegeben und ist der Momentanwert mit einer dünnen Linie angegeben. Wie der linke untere Abschnitt angibt, ist das Ansprechen der Systemspannung V auf die Urspannung E des Generators hinsichtlich der Klemmenspannung Vg im Fall einer kleinen Zeitkonstante τ beschleunigt (erreicht sie sofort den Endwert). Währenddessen ist das Ansprechen im Fall der großen Zeitkonstante τ, wie der rechte untere Abschnitt angibt, langsam, so dass es eine Zeit dauert, bis der Endwert erreicht ist. Das heißt, die Ansprechgeschwindigkeit der Systemspannung V auf die Urspannung E des Generators wird nicht konstant gehalten, sondern schwankt mit dem Magnetfeldstrom If.
In diesem Fall ist die Steuerungsverstärkung (Ka oder dergleichen) für die Spannungshaltungsfunktion ein festgesetzter Wert. Beim praktischen Entwurf der Steuervorrichtung wird die relevante Proportionalverstärkung unter der Annahme des repräsentativen Steuerzustands (der Zeitkonstante der Schaltung) bestimmt.
Im Fall einer bevorstehenden Erhöhung der Nutzung der erneuerbaren Energie wird erwartet, dass der Generatormagnetfeldstrom, die synchrone Reaktanz und die Reaktionszeitkonstante des Generators stark geändert werden, um die Spannung des Netzes aufrechtzuerhalten. Derartige Werte, die sich von jenen, die von vorbereitend entworfenen Steueroperationen abgeleitet sind, erheblich unterscheiden, führen zum Ausfall zuständiger Steueroperationen.
Auf der Grundlage der oben beschriebenen Feststellungen wird die Steuerkonstante des Magnetfeldreglers für die Spannungshaltung in der Spannungssteuerung, die gemäß der vorliegenden Erfindung ausgeführt werden soll, in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI geändert. Die Steuerkonstante enthält die Proportionalverstärkung Ka in der Proportionalsteuerung, die Integralverstärkung Ki und eine Integrationszeitkonstante Ti in der Integralsteuerung. In der folgenden Beschreibung wird hauptsächlich der Prozess zum Ändern der Proportionalverstärkung Ka beschrieben. Der Fall zur Änderung der Steuerkonstante, die die Integrationszeitkonstante Ti (Integralverstärkung Ki = 1/Integrationszeitkonstante Ti) enthält, wird in einer neunten Ausführungsform anhand von 13 weiter beschrieben.
Wieder anhand von 1 ist der Magnetfeldregler 5 durch Kombinieren mehrerer Steuervorrichtungen einschließlich des automatischen Spannungsreglers AVR als eine Hauptsteuervorrichtung gebildet. 1 stellt ein Beispiel des Magnetfeldreglers 5 dar, der die Steuervorrichtungen wie etwa den Netzspannungsregler PSVR, den Netzstabilisator PSS, den automatischen Blindleistungsregler AQR und den automatischen Leistungsfaktorregler APFR enthält. Eingaben und Verarbeitungseinzelheiten in Bezug auf jede der Steuervorrichtungen werden einzeln beschrieben. Durch diese Vorrichtungen erzeugte Ausgaben sind letztlich zum Steuern des Magnetfeldstroms des Generators über die Steuervorrichtung des automatischen Spannungsreglers AVR strukturiert.
6 ist eine Tabelle, die Beispiele der Steuervorrichtungen in dem Magnetfeldregler 5, die zu der Spannungshaltung des Netzes beitragen, auflistet. Einzelheiten des Magnetfeldreglers sind in Bezug auf die gesteuerte Variable, die Operationsmenge, das Steuerziel und dergleichen zusammengefasst. Anhand der Tabelle sind die gesteuerten Variablen in Abhängigkeit von den jeweiligen Steuerzielen diversifiziert. Währenddessen dient die Operationsmenge zum direkten Steuern des Magnetfeldstroms des Generators oder zum indirekten Steuern des Magnetfeldstroms des Generators über den automatischen Spannungsregler AVR.
Die vorliegende Erfindung wird in gehöriger Aufeinanderfolge beschrieben. In der ersten und in der zweiten Ausführungsform werden spezifisch Erläuterungen in Bezug auf den Netzstabilitätshaltungsindex VRI, der die Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, und den automatischen Spannungsregler AVR in dem Magnetfeldregler 5, insbesondere zum Verbessern der Spannungsstabilität des Netzes, gegeben.
In der dritten Ausführungsform wird eine Erläuterung in Bezug auf die Nutzung einer Systemkonfiguration vom Verteilungstyp zum Erhalten des Netzstabilitätshaltungsindex VRI gegeben.
In der vierten bis achten Ausführungsform werden Erläuterungen in Bezug auf den Netzstabilitätshaltungsindex VRI, angewendet auf die Magnetfeldregelungsvorrichtung in dem Magnetfeldregler 5 mit Ausnahme des automatischen Spannungsreglers AVR, gegeben.
In der neunten bis elften Ausführungsform werden Erläuterungen gegeben, die die Bedarfs-Zufuhr-Einstellfunktion zwischen der mechanischen Eingabe und der elektrischen Ausgabe in Bezug auf den Generator zum Sicherstellen der Frequenzeinstellfunktion in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI betreffen.
In der zwölften Ausführungsform wird eine Erläuterung in Bezug auf den auf andere Vorrichtungen angewendeten Fall gegeben.
Das Netzstabilisierungssystem gemäß der vorliegenden Erfindung enthält eine Hauptmaschine und Steuervorrichtungen. Die Hauptmaschine in dem Kraftwerk enthält einen Generator und eine Kraftmaschine wie etwa eine Turbine und einen Kessel zum Anlegen der mechanischen Eingaben an den Generator. Im Fall der Verbesserung der Stabilität der Frequenz in dem Netz enthält die Steuervorrichtung eine Kraftmaschinensteuervorrichtung. Im Fall der Verbesserung der Stabilität der Spannung enthält die Steuervorrichtung den Magnetfeldregler. Im Fall einer Phasenänderungsfunktion bildet die Hauptmaschine einen Hauptteil des synchronen Phasenschiebers (Umformers für Blindleistung), des STATCOMs (der selbsterregten statischen Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung) und des SVC, die mit dem Netz verbunden sind. Die Steuervorrichtungen werden zum Steuern der Spannung und der Blindleistung betrieben. Das Netzstabilisierungssystem gemäß der vorliegenden Erfindung ist dafür konfiguriert, durch Zuordnung der Hauptmaschine zu den Steuervorrichtungen eine Stabilität sowohl der Frequenz als auch der Spannung einstellbar zu machen.
Ähnlich wird das Netzstabilisierungsverfahren gemäß der vorliegenden Erfindung geschaffen. Das Netzstabilisierungssystem enthält die Hauptmaschine und die Steuervorrichtungen. Die Hauptmaschine enthält den Generator und die Kraftmaschine wie etwa die Turbine und den Kessel zum Anlegen der mechanischen Eingaben an den Generator. Im Fall der Verbesserung der Stabilität der Frequenz in dem Netz wird die Steuerung durch die Kraftmaschinensteuervorrichtung ausgeführt. Im Fall der Verbesserung der Stabilität der Spannung enthält die Steuervorrichtung den Magnetfeldregler. Im Fall der Phasenänderungsfunktion bildet die Hauptmaschine den Hauptteil des synchronen Phasenschiebers (Umformers für Blindleistung), STATCOM und SVC, die mit dem Netz verbunden sind. Die Steuervorrichtungen werden zum Steuern der Spannung und der Blindleistung betrieben. Das Netzstabilisierungsverfahren gemäß der vorliegenden Erfindung macht durch Zuordnung der Hauptmaschine zu den Steuervorrichtungen eine Stabilität sowohl der Frequenz als auch der Spannung einstellbar.
Erste Ausführungsform
Gemäß der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird die Steuerverstärkung der Einstelleinrichtung des Magnetfeldreglers in Übereinstimmung mit dem Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie als der Netzstabilitätshaltungsindex VRI, der die Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, geändert. Im Folgenden wird eine Erläuterung in Bezug auf die Definition des Zusammensetzungsverhältnisses M erneuerbarer Energie und des Prozesses zum Erhalten des Verhältnisses gegeben.
Das Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie wird von dem VRI-Arithmetikoperationsabschnitt 30 abgeleitet, der in der zentralen Vorrichtung wie etwa in der Steuerzentrale 3, wie in 1 dargestellt ist, angeordnet ist. Da die meisten Informationen des Netzes 1 als das Steuerziel integral eingegeben werden, ist es bevorzugt, den VRI-Arithmetikoperationsabschnitt 30 in der zentralen Vorrichtung anzuordnen. Das Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie, das von dem wie in 1 dargestellten VRI-Arithmetikoperationsabschnitt 30 abgeleitet ist, wird an den Magnetfeldregler 5 des Generators G in dem vorbereitend bestimmten spezifischen Kraftwerk (2C1 in dem wie in 1 dargestellten Beispiel) gegeben.
Das Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie ist durch die Gleichung (2) definiert: $\begin{array}{l} Zusammensetzungsverh \ddot{a} ltnis M erneuerbarer Energie \\ (Netzstabilit \ddot{a} tshaltungsindex VRI) = Leistungserzeugungsmenge unter \\ Nutzung erneuerbarer Energie/ (Leistungserzeugungsmenge unter Nutzung \\ erneuerbarer Energie + Leistungserzeugungsmenge eines konventionellen \\ Kraftweks) . \end{array}$
Die Leistungserzeugungsmenge unter Nutzung erneuerbarer Energie und die Leistungserzeugungsmenge eines konventionellen Kraftwerks, die Grunddaten zum Erhalten des Zusammensetzungsverhältnisses M erneuerbarer Energie durch eine Arithmetikoperation sind, werden durch den VRI-Arithmetikoperationsabschnitt 30 erhalten, der Leistungserzeugungsmengen der jeweiligen Kraftanlagen, die über eine Kommunikation in die zentrale Vorrichtung wie etwa die Steuerzentrale 3 eingegeben worden sind, addiert, so dass das Verhältnis der Leistungserzeugungsmenge unter Nutzung erneuerbarer Energie zu der Gesamtmenge erhalten wird. In den meisten Fällen ist jede Kommunikationseinrichtung zwischen dem vorhandenen konventionellen Kraftwerk und der zentralen Vorrichtung und zwischen der Einrichtung für erneuerbare Energie mit großer Fähigkeit und der zentralen Vorrichtung eingebaut. Somit ist es möglich, die Arithmetikoperation auf der Grundlage der oben beschriebenen Datenerhebung und Zuordnung der arithmetisch bearbeiteten Ergebnisse auszuführen.
Üblicherweise ist die Einrichtung für erneuerbare Energie kleiner Größe, z. B. das in ein allgemeines Haus eingebaute Solarenergieerzeugungssystem, nicht mit der Kommunikationseinrichtung versehen. Um einen genaueren Wert des Zusammensetzungsverhältnisses M erneuerbarer Energie zu erhalten, ist es notwendig, wie oben beschriebene Umstände zu berücksichtigen. Es ist bekannt, dass die Leistungserzeugungsmenge des mit dem Leistungsverteilungskabel verbundenen Solarenergieerzeugungssystems durch die einzelne Umspannstation geschätzt wird.
Zum Beispiel werden die Wirkleistung P und die Blindleistung Q in den jeweiligen Umspannstationen gemessen, um eine Beziehung zwischen Leerlaufcharakteristiken des Leistungsverteilungskabels, die in einer PQ-Ebene der Wirkleistung P und der Blindleistung Q angezeigt werden, und einem durch die Wirkleistung P und durch die Blindleistung in derselben Ebene definierten Lastpunkt zu erhalten. Auf der Grundlage der Relation wird die detektierte Wirkleistung korrigiert, um die Solarenergieerzeugungsmenge zu schätzen. Es ist ebenfalls möglich, eine Belastungsmenge des geschätzten Leistungsverteilungskabels (die der Leistungserzeugungsmenge des konventionellen Kraftwerks entspricht) aus der detektierten Wirkleistung und aus der geschätzten Solarenergieerzeugungsmenge zu erhalten. Unter Verwendung der Summe der Ergebnisse von allen Umspannstationen kann die Gleichung (2) ausgeführt werden.
Die Gleichung (2) wird mit einer Häufigkeit z. B. in Übereinstimmung mit der Steuerperiode des Rechners aufeinanderfolgend ausgeführt. Die Verarbeitungsergebnisse werden ununterbrochen als Zeitreihe an dem Magnetfeldregler 5 des Generators G in jedem der konventionellen Kraftwerke widerspiegelt, so dass eine Fluktuation in dem Netz in kurzer Zeit konvergiert ist.
Das aus der Gleichung (2) abgeleitete Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie wird an den Magnetfeldregler 5 des Generators in dem vorgegebenen spezifischen Kraftwerk gegeben. Der Magnetfeldregler 5 enthält mehrere Magnetfeldregler. Die erste Ausführungsform betrifft den automatischen Spannungsregler AVR als das spezifische Ziel, das in dem Magnetfeldregler 5 eingestellt werden soll.
7 stellt eine beispielhafte Struktur des Magnetfeldreglers des Generators gemäß der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung dar. Der wie in 7 dargestellte automatische Spannungsregler AVR detektiert über den Spannungstransformator PT1 die Klemmenspannung Vg des Generators G vom synchronen Typ, erhält durch den Subtrahierer 21 eine Differenz zwischen der Klemmenspannung Vg und der Sollspannung Vg0, die durch die Zielspannungseinstelleinheit 90R eingestellt wird, stellt über die Einstelleinrichtung (den AVR-Arithmetikoperationsabschnitt) 22 den Thyristor 8 mit einer Proportional-Integral-Funktion ein und stellt den Magnetfeldstrom If ein, der an die Magnetfeldspule 6 gegeben werden soll. Der AVR-Arithmetikoperationsabschnitt 22 kann in der Weise konfiguriert sein, dass er innerhalb einer AVR-Steuervorrichtung eine Vorverstellungs-/Verzögerung-Kompensationsschaltung enthält.
Der automatische Spannungsregler AVR ist in dem Magnetfeldregler 5 der Synchronmaschine G angeordnet. Er ist dafür konfiguriert, die Funktion zum Konstanthalten der Spannung der Synchronmaschine G in dem stationären Betriebszustand auszuführen, so dass die Stabilität des dynamischen Zustands dadurch, dass die Spannung bei Änderung der Belastung aufrechterhalten wird und die Blindleistung eingestellt wird, verbessert wird. Ferner ist er dafür konfiguriert, die Funktion zum Wiederherstellen der Spannung unmittelbar von der plötzlichen Spannungsschwankung auszuführen, um die Aufgabe der Verbesserung der Übergangsstabilität durch Unterdrücken des Anstiegs der Spannung bei dem Belastungsabschalten zu lösen. Um die Aufgabe zu lösen, muss der automatische Spannungsregler AVR das Gesamtspannungsfluktuationsverhältnis (die Steuerabweichung) verringern, eine ausreichende Anpassbarkeit zeigen und eine ausreichende Stabilität als das Steuersystem (sowohl hinsichtlich der Verstärkung als auch der Phase eine stabilisierte Reserve) aufweisen.
In der vorliegenden Erfindung wird die Steuerkonstante (die Proportionalverstärkung Ka, die Integrationszeitkonstante Ti) der Einstelleinrichtung 22 mit der Proportional-Integral-Funktion in dem automatischen Spannungsregler AVR in Übereinstimmung mit dem Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie (Netzstabilitätshaltungsindex VRI) geändert. In diesem Fall wird eine Erläuterung in Bezug auf den Prozess des Änderns der Proportionalverstärkung Ka gegeben. Eine zu verwendende Kompensationsschaltung 20 ist als ein Funktionsgenerator gebildet, der dafür konfiguriert ist, eine Eingabe des Zusammensetzungsverhältnisses M erneuerbarer Energie zu empfangen, so dass die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung 22 geändert wird. Die Funktion ist als eine Gleichung (3) ausgedrückt: $Ka [A/V] = f (M) .$
Die Funktion ist dadurch charakterisiert, dass sie die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung 22 als Erhöhung des Zusammensetzungsverhältnisses M erneuerbarer Energie klein macht. Die Charakteristik der Funktion wird durch Simulation oder Tests vorbereitend bestimmt. Es ist bevorzugt, die Funktion durch Lernsteuerung zu bestimmen. Die Lernsteuerung ist dafür ausgelegt zu ermöglichen, dass die Steuereinheit oder das Steuersystem diejenige Beziehung zwischen dem Steuerschema und den Steuerergebnissen, auf deren Grundlage das Steuerschema verbessert wird, speichert. Die Lernsteuerung wird genutzt, falls wegen unvollständigem Verständnis der Charakteristiken und der Umgebung des Steuerziels vorbereitend kein geeignetes Steuerschema entworfen werden kann. Lernfunktionen ermöglichen, dass das System an die Situation, die in der Vergangenheit erfahren worden ist, oder an die ähnliche Situation sofort anpassbar ist, und ermöglichen ferner, dass das System an die vollständig unerwartete Situation schrittweise anpassbar ist. Die so bestimmte Funktion weist allgemein die Form eines Mehrecklinientyps auf.
Die Gleichung (3) wird verwendet, um die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung 22 mit der Proportional-Integral-Funktion innerhalb des automatischen Spannungsreglers AVR zu ändern. Es ist möglich, die Integrationszeitkonstante Ti der Einstelleinrichtung 22 mit der Proportional-Integral-Funktion zu ändern. Da die Proportionalverstärkung Ka und die Integrationszeitkonstante Ti für unterschiedliche Funktionen verwendet werden, ist allgemein vorzugsweise jede der für die Proportionalverstärkung Ka und für die Integrationszeitkonstante Ti vorgesehenen Kompensationsschaltungen 20 von jeder anderen verschieden. Die Kompensationsschaltung 20 kann dafür konfiguriert sein, die Proportionalverstärkung Ka oder/und die Integrationszeitkonstante Ti zu kompensieren. Wenn beide Werte kompensiert werden, müssen zwei Kompensationsschaltungen vorbereitet werden.
In der vorliegenden Erfindung ist ein Term, der die Proportionalverstärkung Ka und die Integrationszeitkonstante Ti verallgemeinert, als eine Steuerkonstante der Einstelleinrichtung 22 bezeichnet. Dies ist auf den wie später beschriebenen Fall der Änderung der Steuerkonstante der Einstelleinrichtung für jede der jeweiligen Steuervorrichtungen anwendbar. In dem Fall mehrerer zu kompensierender Steuerkonstanten kann die Kompensationsschaltung 20 für jede der jeweiligen Steuerkonstanten vorbereitet sein. Eine Änderung der Integrationszeitkonstante Ti stellt eine Änderung der Integrationszeitkonstante dar.
Im Allgemeinen wird auf den Generator in der vorliegenden Erfindung als die Synchronmaschine Bezug genommen. Unter dem wie oben erwähnten Gesichtspunkt enthält der Generator den synchronen Phasenschieber. Der synchrone Phasenschieber ist durch Verbinden des Synchronmotors mit dem Netz unter einem Leerlaufzustand konfiguriert. Wenn das Magnetfeld des Synchronschiebers in dem Übererregungszustand ist, wird er dafür betrieben, als der Kondensator zu dienen, um einen voreilenden Strom von der Leitung zu nehmen. Wenn das Magnetfeld des Synchronschiebers in dem untererregten Zustand ist, wird er dafür betrieben, als die Spule zu dienen, um einen nacheilenden Strom von der Leitung zu nehmen. Wenn das Netz in dem Überlastzustand ist, wird der Leistungsfaktor der Belastung der Leitung in der Nacheilrichtung verringert. Daraufhin wird der Synchronschieber in den Übererregungszustand gebracht, um den Leistungsfaktor der Belastung zu verbessern, so dass das Problem des Leitungsspannungsabfalls gelöst wird. Wenn der Leitungsladestrom hoch ist, wenn das Netz in dem Zustand niedriger Belastung ist, wird der Leitungsfaktor der Belastung in der Voreilrichtung verringert. Daraufhin wird der Synchronschieber in den Untererregungszustand gebracht, um den Leitungsfaktor der Belastung zu verbessern, so dass eine Erhöhung der Leitungsspannung unterdrückt wird. Der Synchronschieber ist mit dem automatischen Spannungsregler AVR versehen, um die Spannungskonstantsteuerung auszuführen. Dementsprechend kann die wie in der ersten Ausführungsform beschriebene Kompensationssteuerung direkt angewendet werden.
In der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann die Verstärkung Ka des automatischen Spannungsreglers AVR selbst in dem Fall, dass die Nutzung der erneuerbaren Energie in dem System zunimmt, die Spannung des Netzes stark fluktuiert und der Magnetfeldstrom des Generators geändert wird, was die Steuereigenschaften des Generators und des automatischen Spannungsreglers AVR schwanken lässt, automatisch auf einen Optimalwert geändert werden. Es ist möglich, die Spannung des Netzes stabil und sofort auf den intrinsischen Wert zu steuern, d. h., die Robustheit zu verbessern.
Zweite Ausführungsform
Gemäß der ersten Ausführungsform wird die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung des Magnetfeldreglers in Übereinstimmung mit dem Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie als der Netzstabilitätshaltungsindex VRI geändert. In der zweiten Ausführungsform wird die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung des Magnetfeldreglers in Übereinstimmung mit einem Spannungsschwankungsgrad N als der Netzstabilitätshaltungsindex VRI geändert.
In diesem Fall erhält der in der zentralen Vorrichtung wie etwa in der wie in 1 dargestellten Steuerzentrale 3 angeordnete VRI-Arithmetikoperationsabschnitt 30 den wie im Folgenden beschriebenen Spannungsschwankungsgrad N und gibt das Ergebnis an den Magnetfeldregler 5 des Generators in jedem der konventionellen Kraftwerke.
Der Spannungsschwankungsgrad N wird durch eine im Folgenden zu beschreibende Verarbeitungsfolge erhalten. Die Standardabweichung σ wird aus der Gleichung (4) abgeleitet: $Standardabweichung σ [V] = STD [Netzspannung (t) - Referenzwert der Netzspannung] .$
Der Term STD bezieht sich auf die Gleichung zum Erhalten der Standardabweichung. Im Fall keiner Spannungsschwankung wird σ = 0 erhalten. Im Fall einer großen Spannungsschwankung wird der Wert von σ groß (nur ein positiver Wert).
Ein Proportional-Integral der aus der Gleichung (4) abgeleiteten Standardabweichung wird durch eine Gleichung (5) erhalten: $\begin{array}{l} Spannungsschwankunsgrad N (Netzstabilit \ddot{a} tshaltungsindex VRI) = Ka \cdot Ka \cdot (σ s \cdot σ) + (1/Ti) \cdot \int (σ s - σ) dt . \end{array}$
Das erhaltene Ergebnis wird als der durch den Spannungsschwankungsgrad N ausgedrückte Netzstabilitätshaltungsindex VRI eingestellt. Die Steuerarithmetikoperation wird in der Weise ausgeführt, dass der Ausdruck σs - σ zu null wird. Der Term Ka bezieht sich auf die Proportionalverstärkung, Ti bezieht sich auf die Integralzeit und t bezieht sich auf die Zeit.
In dem Magnetfeldregler 5 des Generators in jedem der Kraftwerke wird die Steuerverstärkung ähnlich dem Fall der Verwendung des Zusammensetzungsverhältnisses M erneuerbarer Energie in Übereinstimmung mit dem Wert des Spannungsschwankungsgrads N geändert.
Der in der zweiten Ausführungsform beschriebene Begriff „Spannung“ bezieht sich auf die Spannung an einem einzelnen Punkt oder auf Spannungen an mehreren vorgegebenen Punkten, die in dem Netz erwartet werden. Die Schwankung der Spannung an dem Punkt wird ununterbrochen überwacht, so dass der Spannungsschwankungsgrad N als Zeitreihe erhalten wird. Der vorgegebene Punkt entspricht nicht dem mit einem spezifischen geografischen Namen. Sie können sich z. B. an einer unbegrenzten Position oder an einem gedachten Punkt, der durch die Schwerpunktposition der Impedanz in dem Netz definiert ist, befinden.
Falls die Nutzung der erneuerbaren Energie in dem System gemäß der zweiten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung erhöht wird, um die Gesamtspannungshaltungskraft zu verringern, wird die Steuerverstärkung für die Spannungshaltungsfunktion in Übereinstimmung mit dem Zustand des Netzes optimal gemacht. Selbst wenn an das Netz eine Störung von einem bestimmten Typ angewendet wird, kann die Netzspannung stabil und sofort auf den intrinsischen Wert gesteuert werden. Mit anderen Worten, es ist möglich, die Robustheit zu verbessern.
Die Gleichung (4) wird genutzt, um aus der Standardabweichung der Spannungsschwankung den Spannungsschwankungsgrad N (Netzstabilitätshaltungsindex VRI) zu erhalten. Dies ist auf der Grundlage des ähnlichen Konzepts auf den Fall zum Erhalten eines Frequenzschwankungsgrads N' aus der Frequenzschwankung anwendbar. Ein derartiger Index kann als ein Stabilitätsschwankungsgrad verallgemeinert werden.
Der Netzstabilitätshaltungsindex VRI repräsentiert das oben beschriebene Konzept, das das Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie und den Stabilitätsschwankungsgrad (Spannungsschwankungsgrad N, Frequenzschwankungsgrad N') enthält. Der Index repräsentiert die Stabilitätserhaltungsfähigkeit des Netzes, die die Menge erneuerbarer Energie widerspiegelt. Da die erneuerbare Energie einen größeren Anteil in dem Netz beiträgt, tritt die Spannungsschwankung wahrscheinlicher auf und ist das Ansprechen ebenfalls verringert.
Dritte Ausführungsform
Die erste und die zweite Ausführungsform sind unter der Annahme konfiguriert, dass das Kommunikationssteuersystem als das allgemein genutzte System vom zentralisierten Typ ist, in dem die meisten Informationen des Netzes 1 als das Steuerziel in die zentrale Vorrichtung wie etwa in die Steuerzentrale 3 integriert eingegeben werden. Währenddessen ist das in letzter Zeit genutzte Kommunikationssteuersystem auf der Grundlage der Änderung von Kommunikationsumgebungen wie etwa dem Internet und der Cloud und der Verbesserung der Rechenfähigkeit der Rechenmaschine in den meisten Fällen von dem Verteilungstyp.
In dem System vom Verteilungstyp gemäß der dritten Ausführungsform lädt die Recheneinheit des Generators die erforderlichen Informationen von den jeweiligen Werken in der Cloud herunter, um den Netzstabilitätshaltungsindex VRI zu erhalten, so dass ihre eigene Magnetfeldregelungsfunktion gesteuert wird. In diesem Fall repräsentieren die jeweiligen Werke in der Cloud hauptsächlich Elektrizitätswerke wie etwa andere Kraftwerke oder Umspannwerke in dem Netz. Jedes der Elektrizitätswerke speichert die durch es selbst gemessenen Netzinformationen in der Datenbank des entsprechenden Elektrizitätswerks, so dass diese Informationen in Ansprechen auf die Anforderung von der anderen Station gemeinsam genutzt werden. Die vorliegende Erfindung ist auf das Kommunikations-/Rechenmaschinensystem sowohl des zentralisierten Typs als auch des Verteilungstyps anwendbar.
Vierte Ausführungsform
In der vierten bis siebenten Ausführungsform werden Erläuterungen in Bezug auf den Prozess des Änderns der Steuerverstärkung jeder Einstelleinrichtung der jeweiligen Steuervorrichtungen in dem Magnetfeldregler 5 in Übereinstimmung entweder mit dem Zusammensetzungsverhältnis M erneuerbarer Energie der ersten Ausführungsform oder mit dem Stabilitätsschwankungsgrad der zweiten Ausführungsform (Spannungsschwankungsgrad N, Frequenzschwankungsgrad N') als der Netzstabilitätshaltungsindex VRI gegeben.
Die vierte Ausführungsform betrifft den Netzspannungsregler PSVR als das spezifische Regelungsziel. Anhand von 1 wird in dem Magnetfeldregler 5 eine Ausgabe von dem Netzspannungsregler PSVR zu der Spannungsschwankung des automatischen Spannungsreglers AVR addiert, so dass das addierte Ergebnis eingegeben wird.
Der Netzspannungsregler PSVR ist dafür konfiguriert, den Magnetfeldstrom If des Generators in Übereinstimmung mit der Abweichung zwischen der an die Übertragungsleitung übertragenen Busspannung Vh, die durch den auf der Sekundärseite des Transformators Tr angeordneten Spannungstransformator PT2 erhalten worden ist, und der Referenzspannung Vh0 zu steuern und die an die Übertragungsleitung übertragene Busspannung Vh bei dem Referenzwert Vh0 zu halten. Die an die Übertragungsleitung übertragene Spannung bezieht sich auf die Verbindungspunktspannung zu dem Netz. Mit einfachen Worten steuert der automatische Spannungsregler AVR die Generatorklemmenspannung Vg auf einen konstanten Wert. Währenddessen steuert der Netzspannungsregler PSVR die Busspannung Vh auf einen konstanten Wert.
Anhand von 8A und 8B wird ein Mechanismus des Netzspannungsreglers PSVR beschrieben. 8A stellt ein Ein-Generator-zu-Unendlich-Systemmodell dar, das die Beziehung zwischen dem Generator und dem Netz angibt. 8B stellt eine Beziehung der an die Übertragungsleitung übertragenen Busspannung (oberer Abschnitt) und der Generatorklemmenspannung (mittlerer Abschnitt) und der Generatorblindleistung (unterer Abschnitt) mit dem Systemspannungsabfall gemäß der mit einer durchgezogenen Linie angegebenen durch den Netzspannungsregler PSVR ausgeführten Steuerung bzw. der mit einer Strichlinie angegebenen durch den automatischen Spannungsregler AVR ausgeführten Steuerung dar.
In dem normalen Systemspannungsbetriebsbereich werden beide Steueroperationen im Wesentlichen in dieselben Betriebszustände gebracht. Bei dem Systemspannungsabfall dient der Netzspannungsregler PSVR dazu, die Übertragungsspannung auf den konstanten Wert zu steuern, so dass die Blindleistung durch automatisches Erhöhen der Generatorspannung um den Betrag, der dem Reaktanzabfall eines Spannungserhöhungstransformators äquivalent ist, erhöht wird.
Währenddessen fällt die Übertragungsspannung wegen der geringen Erzeugung von Blindleistung proportional zu dem Übertragungsspannungsabfall, da der automatische Spannungsregler AVR dazu dient, die Generatorklemmenspannung Vg auf den konstanten Wert zu steuern. Dementsprechend ist der Netzspannungsregler PSVR dafür bestimmt, die Übertragungsspannung durch Erzeugen von mehr Blindleistung, wie mit dem schattierten Teil angegeben ist, zu erhöhen und den Systemspannungsabfall dadurch, dass die Spannung konstant gehalten wird, zu mildern, so dass die Spannungsstabilität des Gesamtsystems verbessert ist.
9 stellt eine beispielhafte Struktur des allgemein genutzten Netzspannungsreglers PSVR dar. Mit Bezug auf die beispielhafte Schaltungsstruktur enthält der Netzspannungsregler PSVR einen Spannungsdetektions-Referenzspannungs-Einstellabschnitt 31, einen Blindleistungsverteiler 32, einen Schaltungsabschnitt 33 für die Kompensation einer voreilenden-verzögerten Phase und einen Ausgangsbegrenzer 34. Der Spannungsdetektions-Referenzspannungs-Einstellabschnitt 31 wendet die Wirkstromkorrektur auf die Differenz zwischen dem detektierten Wert der Busspannung Vh und der durch eine Zielspannungseinstelleinheit 90H eingestellten Sollspannung Vh0, die durch den Subtrahierer 21 erhalten wurde, an. Der Blindleistungsverteiler 32 multipliziert die erhaltene Differenzspannung mit der Verstärkung KH, um den Spannungsabfall insbesondere in dem Teil des Spannungserhöhungstransformators Tr zu kompensieren. Der Ausgangsbegrenzer 34 begrenzt die Differenz zwischen der Ausgabe des Phasenkompensations-Schaltungsabschnitts 33 und der Generatorklemmenspannung Vg, die von dem Subtrahierer 21 abgeleitet worden ist. Die Ausgabe des Netzspannungsreglers PSVR wird durch den Addierer 24 in dem automatischen Spannungsregler AVR zu dem Generator-Klemmenspannungs-Abweichungssignal addiert und in dem automatischen Spannungsregler AVR durch die Einstelleinrichtung 22 eingestellt, so dass der Magnetfeldstrom über den Thyristor 8 gesteuert wird.
Die Schaltungsstruktur ermöglicht, dass die Ausgabe des Netzspannungsreglers PSVR über die Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR die Magnetfeldregelung erreicht. In der vorliegenden Erfindung wird die Steuerverstärkung des Magnetfeldreglers in Übereinstimmung mit dem Wert des Netzstabilitätshaltungsindex VRI geändert. Die wie in 7 dargestellte Kompensationsschaltung 20 dient dazu, die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung als irgendeine einer Reihe von Magnetfeldreglern von dem Netzspannungsregler PSVR bis zu der Magnetfeldregelung über die Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR zu ändern. Mit anderen Worten, es ist möglich, die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung in der Steuerkettenübertragungsfunktion in Bezug auf das Netzspannungsregelungssystem zu ändern. In 9 wird die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR geändert.
Genauer enthält die Steuerverstärkung in der Steuervorrichtung, damit sie änderbar ist, die Verstärkung der Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR ähnlich dem wie in 7 dargestellten und die Steuerverstärkung KH in dem Netzspannungsregler PSVR. Die vorliegende Erfindung ist auf irgendeine dieser änderbaren Verstärkungen anwendbar. Diese ist ebenfalls auf andere Steuervorrichtungen anwendbar, die im Folgenden beschrieben werden sollen.
Die Kompensationsschaltung 20 muss in Übereinstimmung mit dem Fall der Änderung der Verstärkung der Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR und mit dem Fall der Änderung der Steuerverstärkung der Einstelleinrichtung in jeder der Steuervorrichtungen andere Charakteristiken aufweisen. Somit muss die Funktion in Übereinstimmung mit dem einzelnen Fall bestimmt werden. Falls die Verstärkung der Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR gemäß irgendeiner Steuerung geändert wird, während die Steuerverstärkung der einzelnen Steuervorrichtung ungeändert gelassen wird, kann die Steuerverstärkung nicht in Abhängigkeit von der Steuervorrichtung notwendig optimiert werden. Es kann den Fall geben, dass die resultierende Wirkung, die in einem bestimmten Grad ausgeglichen worden ist, angenommen werden muss.
Es wird eine Erläuterung in Bezug auf die Folge der Steuerung der Netzspannung unter Verwendung des Netzspannungsreglers PSVR gegeben. Die Busspannung Vh wird detektiert und in den Netzspannungsregler PSVR geladen. Das Verarbeitungsergebnis wird in der Spannungsabweichung des automatischen Spannungsreglers AVR in der Weise widerspiegelt, dass der Magnetfeldstrom dadurch festgesetzt wird. Daraufhin wird die Klemmenspannung des Generators geändert, was über die Transformatorübertragungsleitung in der Netzspannung Vh widerspiegelt wird.
Die wie in 9 dargestellte Steuervorrichtung wird gemäß der durch den Netzspannungsregler PSVR und durch den automatischen Spannungsregler AVR ausgeführten Kaskadensteuerung betrieben. Der gemäß der Kaskadensteuerung ausgeführte Prozess enthält zwei Typen, d. h. einen zum Bestimmen der Sollspannung des automatischen Spannungsreglers AVR auf der Grundlage der Ausgabe des Netzspannungsreglers PSVR und einen anderen zum Addieren der Ausgabe des Netzspannungsreglers PSVR zu der Spannungsabweichung des automatischen Spannungsreglers AVR. Die Steuerung kann durch den Prozess eines der Typen ausgeführt werden. Auf jeden Fall wird die Spannungsabweichung des automatischen Spannungsreglers AVR schließlich geregelt. Dies ist auf die Verarbeitung anderer Steuersysteme, die im Wesentlichen die Kaskadensteuerung ausführen, anwendbar.
Bei Ausführung der wie oben beschriebenen Steuerung in Ansprechen auf den Abfall der Netzspannung wird der Netzspannungsregler PSVR dafür betrieben, die Sollspannung des automatischen Spannungsreglers AVR zu erhöhen, so dass der Magnetfeldstrom wie in 3 dargestellt erhöht wird. Gleichzeitig schwankt die Synchroninduktivität mit dem Magnetfeldstrom, was die optimale Ansprechcharakteristik des Generators verschlechtert. Die vorliegende Erfindung ist dafür konfiguriert, die Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit dem Wert des Netzstabilitätshaltungsindex VRI zu ändern, was zu verbesserter Ansprechempfindlichkeit führt.
In der wie in 9 dargestellten Steuervorrichtung vom Kaskadentyp kann der Betrieb der Kompensationsschaltung 20 auf die einlassseitige Steuervorrichtung und/oder auf die auslassseitige Steuervorrichtung angewendet werden. Jede Kompensationsschaltung ist in jeder der angewendeten Positionen angeordnet. Die Kompensationsschaltung kann auf die Proportionalverstärkung oder/und auf die Integrationszeitkonstante angewendet werden. Falls sie sowohl auf die Proportionalverstärkung als auch auf die Integrationszeitkonstante angewendet wird, sind die Kompensationsschaltungen jeweils für beide Vorrichtungen angeordnet. Dies ist auf die im Folgenden zu beschreibende Steuervorrichtung vom Kaskadentyp anwendbar.
Fünfte Ausführungsform
Die fünfte Ausführungsform betrifft den automatischen Blindleistungsregler AQR als das spezifische Regelungsziel. Der automatische Blindleistungsregler AQR ist eine Vorrichtung, um den Magnetfeldstrom automatisch in der Weise zu regeln, dass der Wert der Blindleistungsausgabe des Generators zu dem durch eine Funktion der Wirkleistungsausgabe gegebenen Referenzwert wird. Dieser Typ kann auf das Wärmekraftwerk und auf das Pumpspeicherwerk angewendet werden, die sich in der Nähe des Bedarfsendes befinden und hohe Blindleistungsregelungswirkungen zeigen, um Übertragungsverluste zu verringern und den Blindleistungsfluss zu optimieren.
1 stellt eine beispielhafte Struktur des mit dem automatischen Blindleistungsregler AQR versehenen Magnetfeldreglers 5 dar. 10 stellt eine spezifische beispielhafte Struktur des automatischen Blindleistungsreglers AQR dar. Anhand von 10 erhält ein Blindleistungsdetektor 13 die Blindleistung von der Generatorklemmenspannung Vg und von dem Laststrom Ig. Der Subtrahierer 21 erhält eine Differenz ΔQ zwischen der erhaltenen Blindleistung und der durch einen Blindleistungseinstellabschnitt 14 gegebenen Sollblindleistung. Die erhaltene Differenz wird durch eine Integralschaltung 16 integriert und als die Sollspannung eingestellt. Daraufhin wird der Wert in der Sollspannung des automatischen Spannungsreglers AVR widerspiegelt.
In der fünften Ausführungsform kann die Proportionalverstärkung Ka auf ähnliche Weise wie in der oben beschriebenen Ausführungsform in Übereinstimmung mit dem Wert des Netzstabilitätshaltungsindex VRI änderbar gemacht werden.
Der wie in 10 dargestellte automatische Blindleistungsregler AQR enthält die Kompensationsschaltung 20, die eine Eingabe des Netzstabilitätshaltungsindex VRI empfängt, um eine geeignete Steuerverstärkung zu geben, so dass die Steuerverstärkung in dem Magnetfeldregler geändert wird. Wenn der Wert des Netzspannungsstabilitätshaltungsindex VRI groß ist, verringert die Kompensationsschaltung 20 die Steuerverstärkung der Einstelleinrichtung des Magnetfeldreglers. In einem derartigen Fall kann die Einstelleinrichtung, die die Steuerverstärkung in dem Magnetfeldregler änderbar macht, geeignet bestimmt werden. Anhand von 10 ist die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR variabel gemacht.
Sechste Ausführungsform
Die sechste Ausführungsform betrifft den automatischen Leistungsfaktorregler APFR als das spezifische Regelungsziel. Der automatische Leistungsfaktorregler APFR ist eine Vorrichtung, um den Magnetfeldstrom automatisch in der Weise zu regeln, dass der Generatorleistungsfaktor konstant gehalten wird. In den meisten Fällen ist der automatische Leistungsfaktorregler APFR dafür angeordnet, den Überstrom des Generators im Ergebnis der Erzeugung von Blindleistung zu bewältigen, was erforderlich ist, um die Generatorspannung durch den Generator mit kleiner Fähigkeit konstant zu halten.
1 stellt eine beispielhafte Struktur des Magnetfeldreglers 5 dar, der mit dem automatischen Leistungsfaktorregler APFR versehen ist. 11 stellt eine spezifische beispielhafte Struktur des automatischen Leistungsfaktorreglers APFR dar. Anhand von 11 detektiert in dem automatischen Leistungsfaktorregler APFR ein Wirkleistungsdetektor 42 die Wirkleistung des Generators G und erhält eine Leistungsfaktor-Arithmetikoperationseinheit 43 den Leistungsfaktor PF. Eine Arithmetikoperationseinheit 44 führt den Prozess in Übereinstimmung mit der Differenz zwischen dem Zielleistungsfaktor und dem gemessenen Leistungsfaktor aus. Das Verarbeitungsergebnis wird in der Spannungsabweichung des automatischen Spannungsreglers AVR widerspiegelt. Das Verfahren, das bei Widerspiegelung des Ergebnisses der Spannungsabweichung implementiert werden soll, enthält das eine zum Ändern der Sollspannung der Zielspannungseinstelleinheit 90R und das andere zum Addieren zu der Spannungsabweichung. Die vorliegende Erfindung ist auf das Verfahren beider Typen anwendbar. Dies ist auf andere Steuervorrichtungen anwendbar.
Der automatische Leistungsfaktorregler APFR, wie er in 11 dargestellt ist, enthält die Kompensationsschaltung 20, die eine Eingabe des Netzstabilitätshaltungsindex VRI empfängt, um eine geeignete Steuerverstärkung zu geben, so dass die Steuerverstärkung in dem Magnetfeldregler änderbar ist. Wenn der Wert des Netzstabilitätshaltungsindex VRI groß ist, verringert die Kompensationsschaltung 20 die Steuerverstärkung der Einstelleinrichtung des Magnetfeldreglers. Anhand von 11 wird die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung 22 in dem automatischen Spannungsregler AVR änderbar gemacht. In dem wie in der sechsten Ausführungsform beschriebenen Fall kann die Einstelleinrichtung, die die Steuerverstärkung in dem Magnetfeldregler änderbar macht, geeignet bestimmt werden.
Siebente Ausführungsform
Die siebente Ausführungsform betrifft den Netzstabilisator PSS als das spezifische Regelungsziel. Der Netzstabilisator PSS ist dafür konfiguriert, beim Auftreten eines Störfalls den Magnetfeldstrom unmittelbar in Ansprechen auf eine Änderung der Generatorklemmenspannung schnell zu erhöhen und die Synchronisationsleistung durch Erhöhen der intern induzierten Spannung des Generators zu erhöhen, so dass die Stabilität verbessert wird. Dies stellt sicher, dass die Stabilität der Dynamik beim Betreiben mit einem vorauseilenden Lastfaktor, der sich insbesondere in dem Stabilitätsproblem ergeben kann, erheblich verbessert ist. Die Nutzung des schnellen automatischen Spannungsreglers AVR mit hoher Verstärkung verbessert die Synchronisationsleistung. Andererseits wird die Bremskraft abgeschwächt. In Abhängigkeit von Systemkonfigurationen und Betriebsbedingungen kann der automatische Spannungsregler AVR das Risiko einer sekundären Fluktuation verursachen. Um ein derartiges Risiko zu bewältigen, wird die Schwankung der Drehzahl oder der Ausgabe des Generators detektiert und wird das Stabilisierungssignal in den automatischen Spannungsregler AVR eingegeben, so dass die Bremskraft verstärkt wird.
1 stellt eine beispielhafte Struktur des mit dem Netzstabilisator PSS versehenen Magnetfeldreglers 5 dar. 12 stellt eine spezifische beispielhafte Struktur des Netzstabilisators PSS dar. Anhand von 12 erhält eine Arithmetikoperationseinheit (Leistungsschwankungs-Berechnungseinheit) 113 aus der durch den Frequenzdetektor 111 detektierten Systemfrequenz f und aus der durch eine Leistungsberechnungseinheit 112 detektierten Wirkleistung P ein Systemstabilisierungssignal. Die Spannungsabweichung des automatischen Spannungsreglers AVR wird unter Verwendung des Signals korrigiert.
Die Kompensationsschaltung 20, die ähnlich der wie in der ersten Ausführungsform beschriebenen ist, ermöglicht, dass das System die Anfangsaufgabe der vorliegenden Erfindung löst. Anhand von 12 wird die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung (des AVR-Arithmetikoperationsabschnitts) in dem automatischen Spannungsregler AVR änderbar gemacht.
Achte Ausführungsform
In der achten Ausführungsform wird ein Vorschlag in Bezug auf die Änderung der Einstellung der Steuerverstärkung der Einstelleinrichtung, wie sie von der ersten bis siebenten Ausführungsform beschrieben ist, in Übereinstimmung mit der Betriebsbedingung der Generatorseite gemacht.
Die Betriebsbedingung wird durch den Startzeitpunkt, durch den Zeitpunkt des normalen Ausgabebetriebs, durch den Haltzeitpunkt und dergleichen unterschieden. Obwohl der Magnetfeldstrom in diesen Betriebsbedingungen derselbe ist, wird die Steuerverstärkung auf den für jede der Bedingungen angepassten Wert eingestellt. Dies ist auf den wie durch die Gleichung (3) ausgedrückten Fall anwendbar, der angibt, dass die Proportionalverstärkung Ka der Einstelleinrichtung 22 in Abhängigkeit von jeder der jeweiligen Betriebsbedingungen anders ist.
Das System gemäß der sechsten Ausführungsform ermöglicht, dass Operationen unter Verwendung der Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit der Betriebsbedingung optimiert werden.
Die erste bis achte Ausführungsform beziehen sich darauf, dass der Magnetfeldregler des Generators dafür konfiguriert ist, das Magnetfeld in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI zu ändern. Der Netzstabilitätshaltungsindex VRI kann entweder durch die Steuerzentrale oder durch das einzelne Elektrizitätswerk eingestellt werden. Er kann auf ein beliebiges Steuersystem in dem Magnetfeldregler des Generators angewendet werden.
Diese Ausführungsformen können wie folgt zusammengefasst werden. Das Netzstabilisierungssystem enthält den Magnetfeldregler zum Steuern der Synchronmaschine, damit sie feldgeregelt wird. Die in dem Kraftwerk angeordnete Synchronmaschine ist mit dem Netz verbunden. Das Netzstabilisierungssystem enthält die Kompensationsschaltung, um die Steuerverstärkung des Magnetfeldreglers für die Synchronmaschine in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex, der die Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.
Neunte Ausführungsform
In der neunten bis elften Ausführungsform werden Erläuterungen in Bezug auf die Leistungs-Bedarf-Zufuhr-Einstellfunktion zwischen mechanischen Eingaben und elektrischen Ausgaben in Bezug auf den Generator, um die Frequenzeinstellfunktion in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI sicherzustellen, gegeben.
Mit anderen Worten, jeder dieser Fälle betrifft Operationen, um die Kraftmaschine, die die mechanische Eingabe an den Generator anlegt, in der Weise zu steuern, dass die mechanische Eingabe in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI geändert wird. Die mechanische Eingabe kann durch Einstellung des Ausgangsbefehlswerts D, der durch die Steuerzentrale gegeben wird, oder durch Einstellung durch die Steuervorrichtung auf der Kraftwerksseite geändert werden. In der neunten Ausführungsform wird eine Erläuterung in Bezug auf die Einstellung des durch die Steuerzentrale gegebenen Ausgangsbefehlswerts D gegeben. In der zehnten und elften Ausführungsform werden Erläuterungen in Bezug auf die durch die Steuervorrichtungen auf der Kraftwerksseite ausgeführte Einstellung gegeben.
Die neunte Ausführungsform betrifft den zentralen Steuerfunktionsabschnitt 50 in der wie in 1 dargestellten Steuerzentrale 3, der in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI betrieben wird. In dem zentralen Steuerfunktionsabschnitt 50 wird die Frequenz-Leistungs-Regelung LFC ausgeführt.
Wie 13 beispielhaft die Struktur des zentralen Steuerfunktionsabschnitts 50 zeigt, erhält der Subtrahierer 21 die Abweichung (Frequenzabweichung Δf) zwischen der durch einen Frequenzdetektor 61 detektierten Systemfrequenz f und einer Referenzfrequenz f_O. Ein Proportionalarithmetikoperationsabschnitt 53 und ein Integralarithmetikoperationsabschnitt 54 erhalten einen Proportionalteil bzw. einen Integralteil, die durch den Addierer 24 addiert werden, um ein Proportional-Integral-Signal bereitzustellen. Es wird die Verteilung des Signals als der Ausgangsbefehlswert D (D1, D2 ... Dn) an das konventionelle Kraftwerk 2C angewiesen.
Unter der Annahme, dass die Proportionalverstärkung Ka ist und dass die Integrationszeitkonstante Ti ist, kann die durch die Einstelleinrichtung 56 ausgeführte Arithmetikoperation durch eine Gleichung (6) ausgedrückt werden: $Ausgabe der Einstelleinrichtung 56 = Ka \cdot Δ f + (1 / Ti) \int Δ fdt .$
Im Fall des Ausgangsbefehlswerts D1 an das spezifische Kraftwerk (2C1) korrigiert die Kompensationsschaltung 20 die Steuerverstärkung der Einstelleinrichtung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI, um die korrigierte Verstärkung in dem Proportionalarithmetikoperationsabschnitt 53 und in dem Integralarithmetikoperationsabschnitt 54 der Einstelleinrichtung 56 zu widerspiegeln. Genauer enthält die Kompensationsschaltung 20 eine Kompensationsschaltung 20P für die Proportionalverstärkung Ka und eine Kompensationsschaltung 201 für die Integrationszeitkonstante Ti, so dass die kompensierten Werte von Ka und Ti in dem Proportionalarithmetikoperationsabschnitt 53 bzw. Integralarithmetikoperationsabschnitt 54 widerspiegelt werden.
Es wird erwartet, dass das spezifische Kraftwerk 2C1, das den korrigierten Ausgangsbefehlswert D1 empfangen hat, die mechanische Eingabe der Kraftmaschine in die Kraftwerkssteuereinheit 4 steuert. Anders als andere Kraftwerke, die unkorrigierte Ausgangsbefehlswerte D empfangen haben, führt das spezifische Kraftwerk die mechanische Eingabesteuerung aus, in der die Menge erneuerbarer Energie widerspiegelt wird. Dies ermöglicht es, die Frequenzgangsteuerung des Netzes zu verbessern.
Zehnte Ausführungsform
Die zehnte Ausführungsform beschreibt einen beispielhaften Fall, der sich insbesondere auf eine automatische Anlagensteuervorrichtung APC der Kraftwerkssteuereinheit 4 in dem spezifischen wie in 1 dargestellten Kraftwerk 2C1 für Steueroperationen in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI bezieht.
14 stellt ein Beispiel einer typischen Struktur der Kraftwerkssteuereinheit 4 in dem Wärmekraftwerk dar. Anhand der Zeichnung ist die Struktur der Hauptmaschine, die den Kessel B, die Turbine T und den Generator G enthält, abgesehen davon, dass der durch den Kessel B erzeugte Dampf der Turbine T über das Dampfsteuerventil CV zugeführt wird, im Wesentlichen dieselbe wie die in 1 dargestellte. Dementsprechend werden Erläuterungen derselben Struktur weggelassen.
Die automatische Anlagensteuervorrichtung APC und die Turbinensteuervorrichtung EHC dienen als Hauptsteuerfunktionen der Kraftwerkssteuereinheit 4. Die automatische Anlagensteuervorrichtung APC empfängt von der Steuerzentrale 3 den Ausgangsbefehlswert D und gibt einen Kesselsteuerbefehl BID an eine Kesselsteuervorrichtung 69 und einen Lastbefehl Pd an die Turbinensteuervorrichtung EHC. Anhand von 15 wird die automatische Anlagensteuervorrichtung APC als die zehnte Ausführungsform beschrieben. Anhand von 14 wird die Turbinensteuervorrichtung EHC als die elfte Ausführungsform beschrieben.
15 stellt eine beispielhafte Struktur der automatischen Anlagensteuervorrichtung APC dar. Der Kesselsteuerbefehl BID wird in den folgenden Prozessschritten erhalten. Der Subtrahierer 21 erhält eine Hauptdampfdruckabweichung ΔPm als die Abweichung eines an die Turbine angelegten Hauptdampfdrucks Pm von dem Solldruck Pm0. Eine Einstelleinrichtung 75 führt die Proportional-Integration des resultierenden Werts aus. Der Addierer 24 addiert den Ausgangsbefehlswert D von der Steuerzentrale 3 zu der Ausgabe der Einstelleinrichtung 75, so dass der Kesselsteuerbefehl BID an die Kesselsteuervorrichtung 69 des Kessels B erhalten wird. Der Kesselsteuerbefehl wird durch Korrigieren des Ausgangsbefehlswerts D unter Verwendung der Hauptdampfdruckabweichung ΔP erhalten.
Der Lastbefehl Pd an die Turbinensteuervorrichtung EHC in der wie in 15 dargestellten automatischen Anlagensteuervorrichtung APC wird in den folgenden Prozessschritten erhalten. Der Subtrahierer 21 erhält eine Abweichung (Lastabweichung) zwischen dem Ausgangsbefehlswert D und einer durch den Leistungsdetektor 52 erhaltenen Generatorausgabe P. Der erhaltene Wert wird in einer Schaltung 72 zur Begrenzung hoher Lastschwankungsrate und in einer Schaltung 73 zur Begrenzung niedriger Lastschwankungsrate als der Wert zwischen einem Grenzwert hoher Lastschwankungsrate und einem Grenzwert niedriger Lastschwankungsrate in eine Lastschwankungsrate umgesetzt. Der resultierende Wert wird zu einer geeigneten Lastschwankungsrate. Die Einstelleinrichtung 74 führt die Proportional-Integration der Lastabweichung aus, um den Lastbefehl Pd für die Turbinensteuervorrichtung EHC zu erzeugen.
Die Einstelleinrichtungen 74, 75 der wie oben beschriebenen automatischen Anlagensteuervorrichtung APC ermöglichen, die Steuerkonstanten in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI zu korrigieren. Mit anderen Worten, für die Einstelleinrichtung 74 ist eine Kompensationsschaltung 20A vorgesehen und für die Einstelleinrichtung 75 ist eine Kompensationsschaltung 20B vorgesehen. Falls die Proportionalverstärkungen und Integrationszeitkonstanten der Einstelleinrichtungen 74 und 75 durch die Kompensationsschaltungen 20A, 20B einzeln geändert werden, sind insgesamt vier Einheiten der Kompensationsschaltungen vorgesehen.
In dem dargestellten Beispiel enthält die Kompensationsschaltung 20A für die Einstelleinrichtung 74 eine Kompensationsschaltung 20AP für die Proportionalverstärkung Ka und eine Kompensationsschaltung 20AI für die Integrationszeitkonstante Ti. Die Kompensationsschaltung 20B für die Einstelleinrichtung 75 enthält eine Kompensationsschaltung 20BP für die Proportionalverstärkung Ka und eine Kompensationsschaltung 20BI für die Integrationszeitkonstante. Die Proportionalverstärkung Ka wird auf den kleineren Wert eingestellt, während der Netzstabilitätshaltungsindex VRI größer wird. Währenddessen wird die Integrationszeitkonstante Ti auf den größeren Wert eingestellt, während der Netzstabilitätshaltungsindex VRI größer wird.
Insbesondere kann der Lastbefehl Pd durch die Einstelleinrichtung 74 erhalten werden, die in den folgenden Prozessschritten als die wesentliche Komponente dient. Gemäß der Laststeuerung wird der Lastbefehl Pd unter Verwendung des durch die Steuerzentrale 3 bestimmten Ausgangsbefehlswerts D und der durch den Generator detektierten Generatorausgabe P durch die Proportional-Integral-Arithmetikoperation durch die Einstelleinrichtung 74, wie durch eine Gleichung (7) ausgedrückt ist, erhalten: $Pd [%] = Ka \cdot (D - P) + (1 / Ti) \cdot \int (Ps - P) dt .$
In der Gleichung bezeichnet der Term Ka die Proportionalverstärkung, bezeichnet Gl die Integralverstärkung, bezeichnet Ti die Integrationszeit und bezeichnet t die Zeit. Andere Steuerkonstanten werden konstant gehalten.
Bei Empfang des Kesselsteuerbefehls BID ermöglicht die Kesselsteuervorrichtung 69, dass ein Brennstoffsteuersystem, ein Luftsteuersystem und ein Wasserzufuhrsteuersystem den Brennstoff, die Luft und das Wasser, die dem Kessel zugeführt werden, in Übereinstimmung mit dem Kesselsteuerbefehl BID steuern. Es wird ermöglicht, dass das Brennstoffsteuersystem, das Luftsteuersystem und das Wasserzufuhrsteuersystem anstelle der Kompensation in der automatischen Anlagensteuereinrichtung APC auf der Einlassseite durch Korrigieren der Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI eine Kompensation auf der Auslassseite ausführen.
Obwohl dies in der Zeichnung nicht dargestellt ist, enthält die Steuereinheit genauer die Hauptsteuervorrichtung, die den Kesselsteuerbefehl BID, der von dem an das Kraftwerk 2C1 gegebenen Ausgangsbefehlswert D abgeleitet ist, und einen Brennstoffzielwert, einen Luftzielwert und einen Wasserzufuhrzielwert, jeweils in Übereinstimmung mit der Abweichung der Generatorausgabe, verarbeitet, und solche Steuervorrichtungen wie eine Brennstoffsteuervorrichtung, eine Luftsteuervorrichtung und eine Wasserzufuhrvorrichtung in dieser Reihenfolge zum Verarbeiten von Brennstoffsteuersignalen, Luftsteuersignalen und Wasserzufuhrsignalen in Übereinstimmung mit jeder Abweichung zwischen den Zielwerten und den entsprechenden Rückkopplungswerten. Jede dieser Steuervorrichtungen ist mit der Einstelleinrichtung zum Ausführen einer Proportional-Integral-Steuerung einer Eingangsabweichung (Generatorausgangsabweichung, Brennstoffmengenabweichung, Wasserzufuhrmengenabweichung, Luftmengenabweichung) versehen. Es ist möglich, durch Korrigieren der Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI eine Wirkung zum Verbessern der Netzstabilität zu schaffen.
Das Verbessern der Netzstabilität durch die Kesselsteuervorrichtung dauert eine lange Zeit. Um die Verbesserung in einer kürzeren Zeitdauer zu erzielen, ist es effektiv, die in der elften Ausführungsform zu beschreibende Turbinensteuervorrichtung EHC zu betreiben. Der Betrieb für die Turbinensteuervorrichtung EHC ist durch die Gleichung (7) ausgedrückt.
Elfte Ausführungsform
Die elfte Ausführungsform beschreibt einen beispielhaften Fall, der sich insbesondere auf die Turbinensteuervorrichtung EHC der Kraftwerkssteuereinheit 4 in dem spezifischen wie in 1 dargestellten Kraftwerk 2C1 zum Steuern von Operationen in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI bezieht.
14 stellt eine beispielhafte Struktur der Turbinensteuervorrichtung EHC dar. Die Turbinensteuervorrichtung EHC stellt eine Turbinenlast und eine Drehzahl ω der Turbine T ein. Im Fall der Turbinenlasteinstellung wird der Lastbefehl Pd in der Gleichung (7) über den Addierer 24 und einen Servomechanismus 62 an das Dampfsteuerventil CV gegeben. Ein Öffnungsgrad des Ventils wird in der Weise gesteuert, dass die Turbinenlast eingestellt wird.
Die Drehzahl ω der Turbine T wird durch den Drehzahldetektor 51 detektiert. Der Subtrahierer 21 erhält eine Differenz zwischen der detektierten Drehzahl und der Referenzdrehzahl ωs. Eine Einstelleinrichtung 66 multipliziert die Differenz mit einem konstanten Verhältnis. Der Addierer 24 addiert den resultierenden Wert zu dem Lastbefehl Pd und gibt das addierte Ergebnis über den Servomechanismus 62 an das Dampfsteuerventil DV. Die Drehzahl ω wird durch Steuern des Öffnungsgrads des Ventils eingestellt. Im Ergebnis kann die Ausgabe von dem Addierer 24 als die Drehzahl oder als das Lastsignal bezeichnet werden.
Die Turbine oder der Generator wird durch Ausführen der Arithmetikoperation, wie sie durch eine Gleichung (8) ausgedrückt ist: $Acv [%] = (ω s - ω) / C + P d,$
unter Verwendung der Drehzahl ω der Turbine oder des Generators und der vorgegebenen Referenzdrehzahl cos und dem Lastbefehl Pd und durch Steuern des Öffnungsgrads (Acv) des Dampfsteuerventils CV zum Einstellen der Durchflussmenge des in die Turbine strömenden Dampfs auf der Grundlage des arithmetisch bearbeiteten Ergebnisses gesteuert. Der Term C in der Gleichung (8) bezeichnet eine Konstante.
In der elften Ausführungsform korrigiert die Einstelleinrichtung 66 die Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI. Die Konstante C (= 1/Drehzahlregelung (Abfall)) der Einstelleinrichtung 66 wird durch die Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI korrigiert.
Das Wasserkraftwerk oder das Kernkraftwerk weist ähnliche Kraftmaschinen-Eingangssteuersysteme und ähnliche Drehzahlsteuersysteme auf, so dass die Steuerverstärkung zum Ausführen der Proportional-Integral-Steuerungjeder Eingangsabweichung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI korrigiert werden kann.
Die neunte bis elfte Ausführungsform beziehen sich auf Steueroperationen der Kraftmaschine zum Anlegen der mechanischen Eingaben an den Generator und sind in Bezug auf eine Änderung der mechanischen Eingabe in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI beschrieben worden. In der neunten Ausführungsform wird die mechanische Eingabe durch Einstellen des durch die Steuerzentrale gegebenen Ausgangsbefehlswerts D geändert. In der zehnten und elften Ausführungsform werden die automatische Anlagensteuervorrichtung APC und die Turbinensteuervorrichtung EHC jeweils als die Steuervorrichtung in dem Kraftwerk betrieben. In den oben beschriebenen Operationen wird die Steuerverstärkung der Steuervorrichtung der Kraftmaschine direkt oder indirekt korrigiert. In diesem Fall kann die zentrale Steuerfunktion in der Steuerzentrale 3 umfassend als die Steuervorrichtung der Kraftmaschine angesehen werden.
Diese Ausführungsformen können wie folgt zusammengefasst werden. Das Netzstabilisierungssystem enthält die Kraftmaschinensteuervorrichtung zum Steuern der Kraftmaschine. Die Synchronmaschine, die durch die Kraftmaschine angetrieben und feldgeregelt wird, ist in dem mit dem Netz verbundenen Kraftwerk angeordnet. Das Netzstabilisierungssystem enthält die Kompensationsschaltung, um die Steuerverstärkung der Kraftmaschinensteuervorrichtung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex, der die Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.
Zwölfte Ausführungsform
Die zwölfte Ausführungsform beschreibt eine beispielhafte Anwendung auf andere Vorrichtungen.
In der ersten bis siebenten Ausführungsform ist die vorliegende Erfindung auf den Magnetfeldregler 5 anwendbar, solange sie die Synchronmaschine ist. Die Synchronmaschine enthält einen Synchronphasenschieber (Umformer für Blindleistung). Der synchrone Phasenschieber ist ein Synchronmotor, der im Leerlauf betrieben wird, der eine der Phasenschiebeeinrichtungen ist. Der Synchronphasenschieber wird durch den automatischen Spannungsregler AVR feldgeregelt, der abgesehen davon, dass die Synchronphasen-Mobilisierungseinrichtung als der Synchronmotor nicht durch die Turbine angetrieben wird, ähnlich wie der in 7 dargestellte konfiguriert ist.
Die Anwendung der vorliegenden Erfindung auf den synchronen Phasenschieber bietet wie folgt vorteilhafte Wirkungen. Zunächst ermöglicht die Regelung des Magnetfeldstroms die ununterbrochene Einstellung der Blindleistung in einem weiten Bereich von Zufuhr bis Aufnahme der Blindleistung. Zweitens erzielt die intern induzierte Spannung die Eigenspannung, um selbst im Fall des Systemspannungsabfalls die Zufuhr einer konstanten Blindleistung zu ermöglichen.
Die zwölfte Ausführungsform in Bezug auf den synchronen Phasenschieber kann wie folgt zusammengefasst werden. In dem Netzstabilisierungssystem ist der Synchronmotor mit dem Netz verbunden und wird er durch den Magnetfeldregler feldgeregelt. Das Netzstabilisierungssystem enthält die Kompensationsschaltung, um die Steuerverstärkung des Magnetfeldreglers für die Synchronmaschine in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex, der die Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.
Die vorliegende Erfindung ist ebenfalls auf den Phasenschieber wie etwa STATCOM und SVC anwendbar. Der SVC (statischer Blindleistungskompensator) als eine der statischen Phasenschiebeeinrichtungen enthält allgemein den Abwärtstransformator, eine serielle Spule, einen Kondensator für die Vorverstellung der Phase und eine Hochspannungsthyristorvorrichtung mit hoher Kapazität. Die Blindleistung wird durch Ausführen einer schnellen Steuerung unter Verwendung des Leistungshalbleiters gemäß der Last ununterbrochen geändert. Dies ermöglicht, die Blindleistungskompensation mit hoher Ansprechgeschwindigkeit auszuführen. Da die Einstelleinrichtung für die Blindleistungssteuerung enthalten ist, kann diese Einstellvorrichtung zum Korrigieren der Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI verwendet werden.
Der STATCOM als eine der statischen Phasenschiebeeinrichtungen enthält allgemein den Abwärtstransformator, einen Wechselrichter, der einen IGBT oder dergleichen verwendet, und den Kondensator. Die Blindleistung wird durch Ausführen einer schnellen Steuerung des Wechselrichters in Übereinstimmung mit der Last ununterbrochen geändert. Dies ermöglicht, die Blindleistungskompensation mit hoher Ansprechgeschwindigkeit auszuführen. Da der Wechselrichter die Einstelleinrichtung für Blindleistungssteuerung enthält, kann diese Einstelleinrichtung verwendet werden, um die Steuerverstärkung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI zu korrigieren.
16 stellt einen beispielhaften Fall der Anwendung der vorliegenden Erfindung auf den SVC dar. Anhand der Zeichnung ist mit einer Übertragungsleitung 1 über einen Leistungsschalter 102 eine statische Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 verbunden. Die statische Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 ist aus einer Reihenschaltung oder aus einer Parallelschaltung gebildet, die aus dem Transformator Tr, dessen Primärseite mit der Übertragungsleitung verbunden ist, und aus einer Spule L, einem Kondensator C und dem Thyristor 8, die alle mit einem Bus 101 auf einer Sekundärseite des Transformators verbunden sind, besteht.
Eine SVC-Steuervorrichtung 110 ermöglicht, dass ein Spannungstransformator PT10 zum Messen der Spannung der Übertragungsleitung 1 und ein Stromtransformator CT10 zum Messen des über die statische Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 fließenden Stroms die Spannung und den Strom laden, so dass die Spannung der Übertragungsleitung 1 über die statische Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 gesteuert wird.
Die SVC-Steuervorrichtung 110 enthält einen Spannungssensor 80, eine Referenzspannungsschaltung 103, einen Stromsensor 87, einen Multiplizierer 86, den Subtrahierer 21, einen Blindleistungs-Steuerabschnitt 83 und einen Steuerpuls-Ausgabeabschnitt 84. Falls der Subtrahierer 21 detektiert, dass die von dem Spannungssensor 80 ausgegebene Systemspannung unter die durch die Referenzspannungsschaltung 103 gegebene Sollspannung fällt, steuert die SVC-Steuervorrichtung 110 die statische Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 durch Zuführen der Phasenvorverstellungs-Blindleistung über den Blindleistungs-Steuerabschnitt 83. Falls detektiert wird, dass die Systemspannung erhöht ist, wird die statische Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 zum Zuführen der Phasenverzögerungs-Blindleistung gesteuert.
Die SVC-Steuervorrichtung 110 bestimmt in Ansprechen auf eine Änderung der in der statischen Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 erzeugten Blindleistung eine Anstiegskennlinie mit dem in einer vorgegebenen Rate geänderten Spannungssignal. Der Multiplizierer 86 führt die Funktion durch Multiplizieren des durch den Stromsensor 87 ausgegebenen Stromsignals mit der vorgegebenen Verstärkung aus. In der wie in 16 dargestellten Ausführungsform wird diese Verstärkung von der Kompensationsschaltung 20 als eine variable Verstärkung eingestellt. Der Subtrahierer 21 gibt eine durch Subtrahieren eines Produkts des von dem Multiplizierer 86 ausgegebenen Stromwerts und der Verstärkung von der Kompensationsschaltung 20 von der geänderten Spannung erhaltene Differenz als eine Ausgabe von einem Abschnitt 41 zur Erzeugung einer geänderten Spannung aus.
Die SVC-Steuervorrichtung 110 erhält den Blindleistungsausgangswert der statischen Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 durch die Arithmetikoperation und gibt den erhaltenen Wert in der Weise aus, dass die Ausgabe des Subtrahierers 21 zu null wird. Der Blindleistungs-Steuerabschnitt 83 steuert die Busspannung durch die Arithmetikoperation des Blindleistungsausgangswerts. Der Steuerpuls-Ausgabeabschnitt 84 erzeugt ein Steuerpulssignal in der Weise, dass der arithmetisch bearbeitete Blindleistungswert erzeugt wird, und das Signal wird an den Thyristor 8 der statischen Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 ausgegeben. Die statische Leistungskompensationsvorrichtung 100 erzeugt die Blindleistung in Übereinstimmung mit dem Steuerpulssignal.
Die vorliegende Erfindung kann durch Ändern der Steuerverstärkung der SVC-Steuervorrichtung 110 in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex VRI über die Kompensationsschaltung 20 auf die statische Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 angewendet werden.
Derselben Grundidee folgend kann die vorliegende Erfindung ebenfalls auf den STATCOM angewendet werden. Obwohl ausführliche dargestellte Erläuterungen weggelassen sind, enthält der mit der Übertragungsleitung verbundene STATCOM den Abwärtstransformator, den Wechselrichter, der den IGBT (Leistungshalbleiter) verwendet, und den Kondensator. Die STATCOM-Steuervorrichtung ist zum Steuern des IGBT (Leistungshalbleiters) vorgesehen. Die STATCOM-Steuervorrichtung enthält einen Steuerabschnitt, um die Blindleistung dafür zu steuern, die Steuerverstärkung in dem Steuerabschnitt in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex, der die Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu ändern.
Die zwölfte Ausführungsform in Bezug auf den SVC und den STATCOM können wie folgt zusammengefasst werden. In dem Netzstabilisierungssystem steuert die Blindleistungssteuervorrichtung 110 (die SVC-Steuervorrichtung oder die STATCOM-Steuervorrichtung) die Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung 100 (SVC oder STATCOM), die den Kondensator (Kondensator, Akkumulator oder Batterie) und den Leistungshalbleiter (Thyristor oder IGBT) enthält, die in der mit dem Kraftwerk verbundenen Umspannstation angeordnet ist. Das Netzstabilisierungssystem enthält die Kompensationsschaltung 20, um die Steuerverstärkung der Blindleistungssteuervorrichtung 110 in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex, der die Menge erneuerbarer Energie in dem Netz widerspiegelt, zu korrigieren.
Bezugszeichenliste

1: Netz
2A: Windkraftwerk
2B: Solarkraftwerk
2C1 bis 2Cn: konventionelles Kraftwerk
3: Steuerzentrale
4: Kraftwerkssteuereinheit
5: Magnetfeldregler
6: Magnetfeldspule
7: Wechselstromgenerator
8: Thyristor
10: Last des Gesamtnetzes
11, 12 bis 1n: Übertragungsleitung
14: Blindleistungseinstellabschnitt
20: Kompensationsschaltung
20AP, 20BP: Kompensationsschaltung für Proportionalverstärkung Ka
20AI, 20BI: Kompensationsschaltung für Integrationszeitkonstante Ti
21: Subtrahierer
22: Einstelleinrichtung (AVR-Arithmetikoperationsabschnitt)
24: Addierer
30: VRI-Arithmetikoperationsabschnitt
31: Spannungsdetektions-Referenzspannungs-Einstellabschnitt
32: Blindleistungsverteilungseinrichtung
33: Phasenkompensations-Schaltungsabschnitt
34: Ausgabebegrenzer
42: Wirkleistungsdetektor
43: Leistungsfaktor-Arithmetikoperationseinheit
44: Arithmetikoperationseinheit
50: zentraler Steuerfunktionsabschnitt
51: Drehzahldetektor
52: Leistungsdetektor
53: Proportionalarithmetikoperationsabschnitt
54: Integralarithmetikoperationsabschnitt
56: Einstelleinrichtung
61, 111: Frequenzdetektor
62: Servomechanismus
66: Einstelleinrichtung
69: Kesselsteuervorrichtung
72: Schaltung zur Begrenzung hoher Lastschwankungsrate
73: Schaltung zur Begrenzung niedriger Lastschwankungsrate
74, 75: Einstelleinrichtung
80: Spannungssensor
83: Blindleistungs-Steuerabschnitt
84: Steuerpuls-Ausgabeabschnitt
86: Multiplizierer
87: Stromsensor
90R, 90H: Zielspannungseinstelleinheit
100: statische Wirkleistungskompensationsvorrichtung
101: Bus auf einer Sekundärseite des Transformators
102: Leistungsschalter
103: Referenzspannungsschaltung
110: SVC-Steuervorrichtung
112: Leistungsberechnungseinheit
113: Arithmetikoperationseinheit
AVR: automatischer Spannungsregler
AQR: automatischer Wirkleistungsregler
APFR: automatischer Leistungsfaktorregler
B: Kessel
C: Kondensator
CT1, CT2, CT10: Stromtransformator
CV: Dampfsteuerventil
D1, D2 bis Dn: Ausgangsbefehlswert
f: Netzfrequenz
f0: konstante Frequenz
τ: Zeitkonstante
G: Generator
If: Magnetfeldgleichstrom
Ig: Klemmenstrom des Generators
L: Spule
Pm: Hauptdampfdruck
Pm0: Solldruck
ΔPm: Hauptdampfdruckabweichung
PSVR: Netzspannungsregler
PSS: Netzstabilisator
PT1, PT2, PT10: Spannungstransformator
Q: Blindleistung
T: Turbine
Tr: Transformator
Vg: Generatorklemmenspannung
Vg0: Sollspannung
Vh: Busspannung
Vh0: Referenzspannung
ω: Drehzahl der Turbine
ωs: Referenzdrehzahl der Turbine

ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

JP 2016208654 [0004, 0009]
JP 2008182789 [0005, 0009]

Claims

Netzstabilisierungssystem, das umfasst: eine Synchronmaschine (G), die feldgeregelt werden soll und in einem mit einem Netz (1) verbundenen Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) angeordnet ist; und einen Magnetfeldregler (5) zum Steuern der Synchronmaschine (G), dadurch gekennzeichnet, dass das Netzstabilisierungssystem eine Kompensationsschaltung (20) umfasst, um eine Steuerkonstante des Magnetfeldreglers (5) in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz (1) widerspiegelt, zu korrigieren.
Netzstabilisierungssystem, das umfasst: eine Synchronmaschine (G), die durch eine Kraftmaschine (T, B) angetrieben wird, wobei die Synchronmaschine (G) in einem mit einem Netz (1) verbundenen Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) angeordnet ist; und eine Kraftmaschinensteuervorrichtung zum Steuern der Kraftmaschine (T, B), dadurch gekennzeichnet, dass das Netzstabilisierungssystem eine Kompensationsschaltung (20) umfasst, um eine Steuerkonstante der Kraftmaschinensteuervorrichtung in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz (1) widerspiegelt, zu korrigieren.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 1, wobei die Synchronmaschine ein Synchronmotor ist.
Netzstabilisierungssystem, das umfasst: eine Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung (100), die einen Kondensator (C) und einen Leistungshalbleiter (8) enthält, wobei die Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung (100) in einem mit einem Netz (1) verbundenen Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) angeordnet ist; und eine Blindleistungssteuervorrichtung (110) zum Steuern der Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung (100), dadurch gekennzeichnet, dass das Netzstabilisierungssystem eine Kompensationsschaltung (20) umfasst, um eine Steuerkonstante der Blindleistungssteuervorrichtung (110) in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz (1) widerspiegelt, zu korrigieren.
Netzstabilisierungssystem nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei der Netzstabilitätshaltungsindex ein Zusammensetzungsverhältnis erneuerbarer Energie des Netzes ist.
Netzstabilisierungssystem nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei der Netzstabilitätshaltungsindex ein Spannungsschwankungsgrad ist, der einen Schwankungsgrad einer Netzspannung in Bezug auf einen Referenzwert der Netzspannung angibt.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 2, wobei der Netzstabilitätshaltungsindex ein Frequenzschwankungsgrad ist, der einen Schwankungsgrad einer Netzfrequenz in Bezug auf einen Referenzwert der Netzfrequenz angibt.
Netzstabilisierungssystem nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei das Elektrizitätswerk über Kommunikation mit einer zentralen Vorrichtung verbunden ist, und wobei das Elektrizitätswerk den durch die zentrale Vorrichtung erhaltenen Netzstabilitätshaltungsindex empfängt und die Steuerkonstante ändert.
Netzstabilisierungssystem nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei das Elektrizitätswerk eine Arithmetikoperation ausführt, um den Netzstabilitätshaltungsindex aus durch Kommunikation abgeleiteten Informationen zu erhalten, und die Steuerkonstante ändert.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 1 oder 3, wobei der Magnetfeldregler einen automatischen Spannungsregler AVR enthält, um den über eine Magnetfeldspule der Synchronmaschine fließenden Strom in Übereinstimmung mit einer Klemmenspannungsabweichung der Synchronmaschine zu bearbeiten; und wobei die Kompensationsschaltung die Steuerkonstante des automatischen Spannungsreglers AVR in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex ändert.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 1, wobei der Magnetfeldregler einen Netzspannungsregler PSVR enthält, um eine Klemmenspannungsabweichung eines automatischen Spannungsreglers AVR in Übereinstimmung mit einer Verbindungsfunkspannungsabweichung der Synchronmaschine einzustellen, wobei der automatische Spannungsregler AVR den über eine Magnetfeldspule der Synchronmaschine fließenden Strom in Übereinstimmung mit einer Klemmenspannungsabweichung der Synchronmaschine bearbeitet; und wobei die Kompensationsschaltung die Steuerkonstante des Magnetfeldreglers von dem Netzspannungsregler PSVR zu dem automatischen Spannungsregler AVR in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex ändert.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 1, wobei der Magnetfeldregler einen automatischen Blindleistungsregler AQR enthält, um eine Klemmenspannungsabweichung eines automatischen Spannungsreglers AVR in Übereinstimmung mit einer Blindleistungsabweichung der Synchronmaschine einzustellen, wobei der automatische Spannungsregler AVR den über eine Magnetfeldspule der Synchronmaschine fließenden Strom in Übereinstimmung mit einer Klemmenspannungsabweichung der Synchronmaschine bearbeitet; und wobei die Kompensationsschaltung die Steuerkonstante des Magnetfeldreglers von dem automatischen Blindleistungsregler AQR zu dem automatischen Spannungsregler AVR in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex ändert.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 1, wobei der Magnetfeldregler einen automatischen Leistungsfaktorregler APFR enthält, um eine Klemmenspannungsabweichung eines automatischen Spannungsreglers AVR dafür einzustellen, einen Leistungsfaktor der Synchronmaschine konstant zu machen, wobei der automatische Spannungsregler AVR den über eine Magnetfeldspule der Synchronmaschine fließenden Strom in Übereinstimmung mit einer Klemmenspannungsabweichung der Synchronmaschine bearbeitet; und wobei die Kompensationsschaltung die Steuerkonstante des Magnetfeldreglers von dem automatischen Leistungsfaktorregler APFR zu dem automatischen Spannungsregler AVR in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex ändert.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 1, wobei der Magnetfeldregler einen Netzstabilisator PSS enthält, um eine Klemmenspannungsabweichung eines automatischen Spannungsreglers AVR in Übereinstimmung mit einem von der Leistung und der Systemfrequenz der Synchronmaschine erhaltenen Leistungsstabilisierungssignal einzustellen, wobei der automatische Spannungsregler AVR den über eine Magnetfeldspule der Synchronmaschine fließenden Strom in Übereinstimmung mit einer Klemmenspannungsabweichung der Synchronmaschine bearbeitet; und wobei die Kompensationsschaltung die Steuerkonstante des Magnetfeldreglers von dem Netzstabilisator PSS zu dem automatischen Spannungsregler AVR in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex ändert.
Netzstabilisierungssystem nach einem der Ansprüche 1 bis 14, wobei die Kompensationsschaltung eine Steuerverstärkung der Steuerkonstante verringert, wenn der Netzstabilitätshaltungsindex groß ist.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 2, wobei die Kraftmaschinensteuervorrichtung ein Signal als einen Ausgangsbefehlswert erhält, wobei das Signal durch eine Einstelleinrichtung durch Proportional-Integration einer Frequenzabweichung des Netzes erzeugt wird; und wobei eine Steuerkonstante der Einstelleinrichtung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex korrigiert wird.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 2, wobei die Kraftmaschinensteuervorrichtung eine Einstelleinrichtung zum Betreiben einer Kraftmaschineneingabe enthält; und wobei eine Steuerkonstante der Einstelleinrichtung in Übereinstimmung mit dem Netzstabilitätshaltungsindex korrigiert wird.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 17, wobei die Einstelleinrichtung die Kraftmaschineneingabe durch Ausführen einer Proportional-Integral-Arithmetikoperation einer Differenz zwischen einem an ein Kraftwerk gegebenen Ausgangsbefehlswert und einer Last der Synchronmaschine bearbeitet.
Netzstabilisierungssystem nach Anspruch 17, wobei die Einstelleinrichtung die Kraftmaschineneingabe durch Ausführen einer Proportionalarithmetikoperation einer Differenz zwischen einer Drehzahl der Kraftmaschine und einer Referenzdrehzahl bearbeitet.
Netzstabilisierungssystem nach einem der Ansprüche 1 bis 19, wobei die Steuerkonstante eine Steuerverstärkung, eine Integralverstärkung oder eine Integrationszeitkonstante ist.
Netzstabilisierungsverfahren für ein Netz (1), mit dem ein Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) verbunden ist, wobei das Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) eine Synchronmaschine (G) enthält, die feldgeregelt werden soll, wobei die Synchronmaschine (G) durch einen Magnetfeldregler (5) gesteuert wird, dadurch gekennzeichnet, dass das Netzstabilisierungsverfahren das Korrigieren einer Steuerkonstante des Magnetfeldreglers (5) in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz (1) widerspiegelt, umfasst.
Netzstabilisierungsverfahren für ein Netz (1), mit dem ein Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) verbunden ist, wobei das Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) eine Synchronmaschine (G) enthält, die durch eine Kraftmaschine (T, B) angetrieben wird, wobei die Kraftmaschine (T, B) durch eine Kraftmaschinensteuervorrichtung gesteuert wird, dadurch gekennzeichnet, dass das Netzstabilisierungsverfahren das Korrigieren einer Steuerkonstante der Kraftmaschinensteuervorrichtung in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz (1) widerspiegelt, umfasst.
Netzstabilisierungsverfahren nach Anspruch 21, wobei die Synchronmaschine ein Synchronmotor ist.
Netzstabilisierungsverfahren für ein Netz (1), mit dem ein Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) verbunden ist, wobei das Elektrizitätswerk (2A, 2B, 2C) eine Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung (100) enthält, die einen Kondensator (C) und einen Leistungshalbleiter (8) enthält, wobei die Blindleistungs-Kompensationsvorrichtung (100) durch eine Blindleistungssteuervorrichtung (110) gesteuert wird, dadurch gekennzeichnet, dass das Netzstabilisierungsverfahren das Korrigieren einer Steuerkonstante der Blindleistungssteuervorrichtung (110) in Übereinstimmung mit einem Netzstabilitätshaltungsindex, der ein Index ist, der eine Menge erneuerbarer Energie in dem Netz (1) widerspiegelt, umfasst.
Netzstabilisierungsverfahren nach einem der Ansprüche 21 bis 24, wobei der Netzstabilitätshaltungsindex ein Zusammensetzungsverhältnis erneuerbarer Energie des Netzes ist.
Netzstabilisierungsverfahren nach einem der Ansprüche 21 bis 24, wobei der Netzstabilitätshaltungsindex ein Spannungsschwankungsgrad ist, der einen Schwankungsgrad einer Netzspannung in Bezug auf einen Referenzwert der Netzspannung angibt.
Netzstabilisierungsverfahren nach Anspruch 22, wobei der Netzstabilitätshaltungsindex ein Frequenzschwankungsgrad ist, der einen Schwankungsgrad einer Netzfrequenz in Bezug auf einen Referenzwert der Netzfrequenz angibt.
Netzstabilisierungsverfahren nach einem der Ansprüche 21 bis 27, wobei eine Steuerverstärkung der Steuerkonstante verringert wird, wenn der Netzstabilitätshaltungsindex ein großer Wert ist.