DE19912260A1 - Stabilisatorvorrichtung und Stabilisierungsverfahren für ein Stromnetz - Google Patents

Stabilisatorvorrichtung und Stabilisierungsverfahren für ein Stromnetz

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Abstract

Stromnetzstabilisatorvorrichtung und Stromnetzstabilierungsverfahren zum Schätzen von Systemkonstruktionsparametern auf der Basis von Verstärkungen und Phasen von Befestigungskomponenten und zum Schätzen einer optimalen Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung auf der Basis der geschätzten Konstruktionsparameter.

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft eine Stabilisatorvorrichtung und ein Stabilisierungsverfahren für ein Stromnetz, die in der Lage sind, den Betrieb eines Stromnetzes zu stabilisieren.
Eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung, die in einem Generatorerregungssystem zum Verbessern der Stabilität des Stromnetzes verwendet wird, wird oftmals als ein PSS bezeichnet. Grundsätzlich gibt es ein PSS des P-Typs und ein PSS des ω-Typs. Das PSS des P-Typs hat als Eingabe einen Abweichungswert ΔP (als ein Eingangssignal, das eine Differenz von einem Referenzwert angibt) von der elektrischen Wirkleistung eines Generators. Das PSS des ω-Typs hat als Eingabe einen Abweichungswert Δω (als ein Eingangssignal, das eine Differenz von einem Referenzwert angibt) der Drehgeschwindigkeit eines Generators.
Beide PSS erzeugen ein Steuersignal, das dem Eingangssignal entspricht, und geben das erzeugte Steuersignal an einen automatischen Spannungsregler (AVR) für einen Generator aus, um die Schwingung einer elektrischen Wirkleistung, eines Anschlußspannungspotentials und anderer Werte des Generators in dem Stromnetz zu unterdrücken.
Da die herkömmliche Stromnetzstabilisatorvorrichtung, die vorstehend beschriebene Konfiguration hat, ist es möglich, die Schwingungen von Generatoren, die mit dem Stromnetz verbunden sind, effizient zu unterdrücken, wenn keine Veränderung der Betriebsbedingungen des Stromnetzes auftritt. Wenn jedoch die Betriebsbedingungen des Stromnetzes geändert werden und eine Schwingung auftritt, bei der die Frequenzmoden den Nennbereich verlassen, ist es schwierig, die in dem Stromnetz verursachte Schwingung zu unterdrücken.
Demgemäß ist es Aufgabe der vorliegenden Erfindung, unter Berücksichtigung der Nachteile der herkömmlichen Technik eine Stabilisatorvorrichtung und ein Stabilisierungsverfahren für ein Stromnetz zu schaffen, die in der Lage sind, die Schwingung von verschiedenen Steuerwerten von Generatoren, welche mit einem Stromnetz verbunden sind, rasch und effizient zu unterdrücken, auch wenn die Betriebsbedingungen des Stromnetzes geändert werden.
Die Lösung der Aufgabe ergibt sich aus Patentanspruch 1 und 11. Unteransprüche beziehen sich auf bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung. Dabei sind auch andere Kombinationen von Merkmalen als in den Unteransprüchen beansprucht möglich.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung enthält eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung eine Erfassungseinrichtung zum Erfassen von Statuswerten eines Generators, eine Extrahiereinrichtung zum Extrahieren von Basisfrequenzkomponenten aus den Statuswerten, die von der Erfassungseinrichtung erfaßt wurden, und zum Erhalten von Verstärkungs- und Phasenwerten der Basisfrequenzkomponenten,
eine Parameterschätzungseinrichtung zum Schätzen von Systemkonstruktionsparametern auf der Basis der Verstärkungs- und Phasenwerte der Basisfrequenzkomponenten, eine Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung zum Schätzen einer optimalen Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung, basierend auf den Systemkonstruktionsparametern, die von der Parameterschätzungseinrichtung geschätzt wurden, und eine Erzeugungseinrichtung zum Herstellen einer Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung basierend auf der Frequenzcharakteristik, die von der Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung geschätzt wurde, und zum Erzeugen eines Steuersignals, das an einen automatischen Spannungsregler abzugeben ist.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung extrahiert die Extrahiereinrichtung die Basisfrequenzkomponenten von den Statuswerten, die von der Erfassungseinrichtung erfaßt werden, nur dann, wenn ein Abweichungswert einer Leistungsabgabe und ein Abweichungswert einer Drehgeschwindigkeit des Generators größer sind als Sollwerte, die vorab eingestellt wurden.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung erfaßt die Extrahiereinrichtung eine Vibrationsfrequenz jedes Statuswertes, der von der Erfassungseinrichtung erfaßt wurde, und gibt die Basisfrequenzkomponenten, die aus jedem Statuswert extrahiert wurden, nur dann ab, wenn die Vibrationsfrequenzen einander annähernd gleich sind.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung schätzt die Parameterschätzungseinrichtung die Systemkonstruktionsparameter nur dann, wenn eine nachfolgende Vibrationsfrequenz von einer vorangehenden verschieden ist.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung beurteilt die Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung die Systemkonstruktionsparameter, die von der Parameterschätzungseinrichtung geschätzt wurden, basierend auf vorbestimmten Werten und schätzt die Frequenzcharakteristik basierend auf einem Ergebnis der Beurteilung.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren Ausführungsform der vorliegenden Erfindung stellt die Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung Sollwerte sowohl für ein Dämpfungsdrehmoment als auch ein Synchrondrehmoment des Generators in einer Normalfrequenzebene ein, in welcher der Generator in der Lage ist, verschiedene Schwingungen rasch zu unterdrücken, und schätzt die Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung unter Verwendung der Sollwerte.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung stellt die Erzeugungseinrichtung eine Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung in einem Z-Bereich unter Verwendung der geschätzten Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung her.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung stellt die Erzeugungseinrichtung eine Zeitfunktion für die Stromnetzstabilisatorvorrichtung her, indem die geschätzte Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung annähernd in eine Impulsreaktion in einem Zeitbereich umgewandelt wird.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung gibt die Erfassungseinrichtung Testsignale an Knoten nahe an dem Generator ab, wenn die Erfassungseinrichtung die Statuswerte erfaßt.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung schätzt die Parameterschätzungseinrichtung die Systemkonstruktionsparameter basierend auf einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm, in welchem ein Stromnetzstabilisatoreffekt des Generators extrahiert wird, und einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm, in welchem ein Effekt eines automatischen Spannungsreglers des Generators extrahiert wird.
Gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung enthält ein durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführendes Stromnetzstabilisierungsverfahren die Schritte des Erfassens von Statuswerten eines Generators, des Extrahierens von Basisfrequenzkomponenten aus den Statuswerten und des Erhaltens von Verstärkungs- und Phasenwerten der Baszsfrequenzkomponenten, des Schätzens von Systemkonstruktionsparametern basierend auf den Verstärkungs- und Phasenwerten der Basisfrequenzkomponenten, des Schätzens einer optimalen Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung basierend auf den Systemkonstruktionsparametern, und des Erzeugens einer Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung basierend auf der Frequenzcharakteristik, sowie des Erzeugens eines Steuersignals, das an einen automatischen Spannungsregler abzugeben ist.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der Erfindung werden die Basisfrequenzkomponenten von den Statuswerten nur dann extrahiert, wenn ein Abweichungswert einer Leistungsabgabe und ein Abweichungswert einer Drehgeschwindigkeit des Generators größer als Sollwerte sind, die vorab eingestellt wurden.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird eine Vibrationsfrequenz jedes Statuswertes für jeden der Statuswerte erfaßt und die von jedem Statuswert extrahierten Basisfrequenzkomponenten werden nur dann ausgegeben, wenn die Vibrationsfrequenzen einander annähernd gleich sind.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden. Erfindung werden die Systemkonstruktionsparameter nur dann geschätzt, wenn eine nachfolgende Vibrationsfrequenz von einer vorangehenden verschieden ist.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung werden die Systemkonstruktionsparameter mit vorbestimmten Werten verglichen und die Freguenzcharakteristik wird auf der Basis eines Vergleichsergebnisses geschätzt.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung werden sowohl für ein Dämpfungsdrehmoment als auch für ein Synchrondrehmoment des Generators in einer Normalfrequenzebene, in welcher der Generator in der Lage ist, verschiedene Schwingungen zu unterdrücken, Sollwerte eingestellt, und die Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung wird unter Verwendung der Sollwerte des Dämpfungsdrehmoments und des Synchrondrehmoments geschätzt.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird eine Übertragungsfunktion in einem Z-Bereich für die Stromnetzstabilisatorvorrichtung unter Verwendung der geschätzten Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung hergestellt.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung wird eine Zeitfunktion für die Stromnetzstabilisatorvorrichtung hergestellt, indem die geschätzte Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung annähernd in eine Impulsreaktion in einem Zeitbereich umgewandelt wird.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung werden Testsignale an Knoten nahe an dem Generator einqegeben, wenn die Statuswerte erfaßt werden.
Bei dem durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung auszuführenden Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß einer weiteren bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung werden die Systemkonstruktionsparameter basierend auf einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm, in welchem ein Stromnetzstabilisatorvorrichtungseffekt des Generators extrahiert wird, und einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm, in welchem ein Effekt eines automatischen Spannungsreglers des Generators extrahiert wird, geschätzt.
Diese und weitere Merkmale, Aspekte und Vorteile der vorliegenden Erfindung werden aus der folgenden detaillierten Beschreibung der vorliegenden Erfindung in Verbindung mit den beiliegenden Zeichnungen besser verständlich.
Fig. 1 ist ein Diagramm, das eine Konfiguration einer Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt;
Fig. 2 ist ein Flußdiagramm, das einen Betriebsablauf eines Stromnetzstabilisierungsverfahrens gemäß der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt;
Fig. 3 ist ein Steuerblockdiagramm, das einen PSS-Effekt eines Erregungssystems eines Generators zeigt;
Fig. 4 ist ein Steuerblockdiagramm, das einen AVR-Effekt des Erregungssystems des Generators zeigt; und
Fig. 5 ist ein Diagramm, das eine Konfiguration einer Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der zweiten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
Weitere Merkmale dieser Erfindung werden aus der folgenden Beschreibung von bevorzugten Ausführungsformen deutlich, die zur Erläuterung dienen und die Erfindung nicht einschränken sollen.
Erste Ausführungsform
Fig. 1 ist ein Diagramm, das eine Konfiguration der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt. In Fig. 1 bezeichnet Bezugszeichen 1 einen Generator, der mit einem Stromnetz verbunden ist. Bezugszeichen 2 bezeichnet einen Statuswerterfassungsabschnitt zum Erfassen von Statuswerten des Generators 1, wie etwa einen Abweichungswert ΔP einer Wirkleistung des Generators 1, einen Abweichungswert ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe des Generators 1, einen Abweichungswert ΔV der Spannung an dem Knoten nahe dem Generator 1, einen Abweichungswert AI eines Stromes in einer nahe dem Generator 1 angeordneten Leitung und einen Abweichungswert Δω einer Drehgeschwindigkeit des Generators 1. Bezugszeichen 3 bezeichnet eine Testsignalerzeugungsschaltung zum Erzeugen und Ausgeben von Testsignalen an einen Knoten nahe an dem Generator 1, wenn das Signal mit dem Wert "1" einer extern zugeführten Testanweisung GO empfangen wird. Bezugszeichen 4 bezeichnet eine Meßschaltung zum Messen der Statuswerte des Generators 1, wenn eine Meßanweisung GS, die extern zugeführt wird, den Wert "1" annimmt. Bezugszeichen 5 bezeichnet eine Filterschaltung zum Eliminieren von Rauschkomponenten, die in den Statuswerten des Generators 1 überlagert sind, die bereits durch die Meßschaltung 4 gemessen wurden.
Bezugszeichen 6 bezeichnet eine Ausgabesteuerschaltung zum Ausgeben von Statuswerten des Generators 1 an einen Parameterschätzungsabschnitt 7, die während eines Arbeitstaktes gemessen wurden, gezählt von dem Zeitpunkt, an dem der Abweichungswert ΔP der elektrischen Leistungsabgabe größer als ein Sollwert Pc wird und der Abweichungswert Δω der Drehgeschwindigkeit größer als der Sollwert ωgc wird.
Bezugszeichen 7 bezeichnet den Parameterschätzungsabschnitt, der aus einer Frequenzkomponentenzerlegungsschaltung 8 und einer Systemkonstruktionsparameterschätzungsschaltung besteht. Bezugszeichen 8 bezeichnet die Frequenzkomponentenzerlegungsschaltung zum Extrahieren einer Basisfrequenzkomponente jedes der Statuswerte ΔP, Δωg, Δδ und ΔVPSS des Generators 1, die von der Statuswerterfassungsschaltung 2 ausgegeben werden.
Bezugszeichen 9 bezeichnet die Systemkonstruktionsparameterschätzungsschaltung zum Schätzen von Systemkonstruktionsparametern auf der Basis der Verstärkung und der Phase jeder Basisfrequenzkomponente, die von der Frequenzkomponentenzerlegungsschaltung 8 erhalten wurde. Bezugszeichen 10 bezeichnet einen Frequenzcharakteristikschätzungsabschnitt zum Schätzen einer optimalen Frequenzcharakteristik des PSS basierend auf den Systemkonstruktionsparametern, die von dem Parameterschätzungsabschnitt 7 geschätzt wurden.
Bezugszeichen 11 bezeichnet eine Steuersignalerzeugungsschaltung zum Aktualisieren einer Übertragungsfunktion des PSS oder der Parameter des PSS basierend auf der Frequenzcharakteristik, die von dem Frequenzcharakteristikschätzungsabschnitt 10 geschätzt wurde, und zum Erzeugen eines Steuersignals VPSS, das an einen AVR 12 auszugeben ist. Bezugszeichen 12 bezeichnet den automatischen Spannungsregler (AVR) zum Steuern der Spannung, die von dem Generator erzeugt und ausgegeben wurde, und zwar basierend auf dem Steuersignal ΔVPSS, das von dem Steuersignalerzeugungsabschnitt 11 erzeugt wurde.
Fig. 2 ist ein Flußdiagramm, das einen Betriebsablauf des Stromnetzstabilisierungsverfahrens gemäß der ersten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt.
Nachfolgend wird der Betriebsablauf der Stromnetzstabilisatorvorrichtung und des Stromnetzstabilisierungsverfahrens gemäß der ersten Ausführungsform beschrieben.
Zunächst werden um einen gegenwärtigen Betriebszustand des Stromnetzes einschließlich der Systemkonstruktion des Stromnetzes festzustellen, Testsignale an Knoten nahe an dem Generator 1 ohne Beeinflussung des gegenwärtigen Betriebes des Stromnetzes abgegeben. Das heißt, daß bei Empfang des Testanweisungssignals GO mit dem Wert "1", das von einer externen Einrichtung abgegeben wird (in den Zeichnungen weggelassen), die Testsignalerzeugungsschaltung 3 Testsignale mit n Arten unterschiedlicher Frequenzen (n ist eine positive ganze Zahl) innerhalb eines Arbeitstaktes erzeugt und sie in den Knoten des Generators 1 ausgibt (Schritt ST1). In diesem Fall ist es auch akzeptabel, den Statuswert des Generators 1 zu jeder Zeit unter Verwendung des Meßanweisungswertes GS mit dem feststehenden Wert "1" zu messen.
Wenn die Testsignalerzeugungsschaltung 3 das Testsignal an den Knoten nahe an dem Generator 1 ausgibt (oder wenn die externe Einrichtung den Meßanweisungswert GS mit dem Wert "1" abgibt), erfaßt die Meßschaltung 3 die Statuswerte des Generators 1, wie etwa einen Abweichungswert ΔP einer Wirkleistung des Generators 1, einen Abweichungswert ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe des Generators 1, einen Abweichungswert ΔV der Spannung an dem Knoten nahe an dem Generator 1, einen Abweichungswert ΔI eines Stromes in einer nahe an dem Generator 1 angeordneten Leitung und einen Abweichungswert Δω einer Drehgeschwindigkeit des Generators 1 (Schritt ST2).
Wenn die Meßschaltung 4 die Statuswerte des Generators 1 erfaßt, eliminiert die Filterschaltung 5 Rauschkomponenten, die in den Statuswerten des Generators 1 überlagert sind. Da jedoch die Möglichkeit der Veränderung der Betriebsbedingungen des Stromnetzes kleiner ist, wenn die elektrische Leistungsabgabe Pe des Generators 1 nicht in einem breiten Bereich geändert wird, auch wenn die Spannung und andere Werte der Spannung an dem Knoten nahe an dem Generator 1 verändert werden, beurteilt die Ausgabesteuerschaltung 6, ob jeder der Abweichungswerte ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe und der Abweichungswerte Δωg der Drehgeschwindigkeit jeweils im akzeptablen Grenzbereich liegt oder nicht. Das heißt, die Ausgabesteuerschaltung 6 beurteilt, ob der Abweichungswert Δωg der Drehgeschwindigkeit größer ist als der Sollwert Δωc oder nicht (Schritt ST3). Die Ausgabesteuerschaltung 6 gibt an den Parameterschätzungsabschnitt 7 m Paare von Statuswerten (m ist eine positive ganze Zahl) des Generators 1 aus, die während eines Arbeitstaktes Td gemessen wurden, gezählt von dem Zeitpunkt, wenn diese Bedingung nur erfüllt wird, das heißt wenn der Abweichungswert Δωg der Drehgeschwindigkeit größer ist als der Sollwert Δωc.
Wenn sie die Statuswerte des Generators 1 an den Parameterschätzungsabschnitt 7 ausgibt, gibt die Ausgabesteuerschaltung 6 auch den Ausgabeanweisungswert GP mit dem Wert "1" an den Parameterschätzungsabschnitt 7 aus.
Ferner führt beim Empfang des Ausgabeanweisungswertes GP mit dem Wert "1" die Frequenzkomponentenzerlegungsschaltung 8 in dem Parameterschätzungsabschnitt 7 eine schnelle Fouriertransformations-Zerlegungsoperation (FFT) an jedem Statuswert des Generators 1 durch, um die Verstärkung und die Phase der Basisfrequenzkomponente und die Frequenz ωf des Vibrationsmodus zu erhalten. Genauer ausgedrückt wird wie nachfolgend dargestellt die FFT-Zerlegungsoperation an dem Abweichungswert ΔPe der Leistungsabgabe, dem Abweichungswert Δωg der Drehgeschwindigkeit und dem Abweichungswert Δδ eines relativen Differenzwinkels ausgeführt, um die Verstärkung und die Phase der Basisfrequenzkomponente zu berechnen (Schritt ST4). In diesem Fall wird der Abweichungswert Δδ des relativen Differenzwinkels erhalten, indem eine Vekttorberechnungsoperation zwischen dem Abweichungswert ΔV der Spannung, dem Abweichungswert ΔI des Stromes und dem Abweichungswert AP der elektrischen Wirkleistung durchgeführt wird.
ΔPe = KPO + KPI . sin(ωf1 . t + θp) +... (1)
Δωg = Kωg0 + Kωg1 . sin(ωf1 . t + θωg) +... (2)
Δδ = Kδ0 + Kδ1 . sin(ωf1 . t + θδ) +... (3)
worin KP1, θp eine Verstärkung und eine Phase von ΔPe sind, wenn die Basisfrequenzkomponente ωf1 ist, Kωg1, θωg eine Verstärkung und eine Phase von Δωg sind, wenn die Bas:Lsfrequenzkomponente ωf1 ist, und Kδ1, θδ eine Verstärkung und eine Phase von Δδ sind, wenn die Basisfrequenzkomponente ωf1 ist.
Da festgestellt werden kann, daß die Meßgenauigkeit niedrig ist, wenn die Frequenzkomponente ωf1 jedes Vibrationsmodus nicht gleich ist, gibt die Frequenzkomponentenzerlegungsschaltung 8 den Berechnungsanweisungswert GF mit "1" nur dann aus, wenn die Frequenz ωf jedes Vibrationsmodus annähernd gleich den anderen ist, beispielsweise wenn die Differenz jeder Frequenz innerhalb von einem Prozent liegt (Schritt ST5).
Da die gleichen geschätzten Resultate erzielt werden können, wenn die Frequenz des Vibrationsmodus, die gegenwärtig erfaßt wurde, gleich der Frequenz des Vibrationsmodus ist, die vorher erfaßt wurde, gibt die Freciuenzkomponentenzerlegungsschaltung 8 an den Systemkonstruktionsparameterschätzungsabschnitt 9 einen Abweichungswert ΔP der elektrischen Wirkleistung des Generators 1, einen Abweichungswert ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe des Generators 1, einen Abweichungswert Aωg der Drehgeschwindigkeit und eine Phase und eine Verstärkung eines Abweichungswertes Δδ des relativen Differenzwinkels sowie eine Frequenz ωf nur dann aus, wenn die Frequenz ωf des Vibrationsmodus von der vorhergehenden verschieden ist (Schritt ST9).
Fig. 3 ist ein Steuerblockdiagramm, das ein Konzept des PSS- Effekts des Erregungssystems des Generators 1 zeigt. Fig. 3 zeigt die Übertragungsfunktion Gel(jω), die aus dem Abweichungswert Δωg der Drehgeschwindigkeit und dem Abweichungswert ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe erhalten wird.
Fig. 4 ist ein Steuerblockdiagramm, das das Konzept des AVR- Effekts des Erregungssystems des Generators 1 zeigt. Fig. 4 zeigt die Übertragungsfunktion Ge2(jω), die aus dem Abweichungswert Δδ des relativen Differenzwinkels und dem Abweichungswert ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe erhalten wird. Da jeder Block die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 enthält, werden zur Schätzung der Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 simultane Gleichungen gelöst, indem die Verstärkung und die Phase der Basisfrequenzkomponenten der Abweichungswerte ΔP, Δωg und Δδ der Statuswerte von k gemessenen Paaren (k ist eine positive ganze Zahl) und die Frequenz ωf des Vibrationsmodus in die Übertragungsfunktionen Ge1 und Ge2 eingesetzt werden. Die Details der Schätzungsoperation für die Systemkonstruktionsparameter werden nachfolgend erläutert.
Ge1 (jω)
= ΔPe (jω)/Δωg (jω)
= k2.GAVR(jω).GF(jω).GPSS(jω)
/ [1 + k6.GAVR(jω).GF(jω)]... (4)
Ge2 (jω)
= ΔPe (jω)/Δδ (jω)
= -k2{k4 + k5.GAVR(jω}.GF(jω)
/ [1 + k6.GAVR(jω).GF(jω)]... (5)
worin
ΔPe(jω) = KP1.ejθP
Δωg (jω) = Kωg1.ejθωg
Δδ(jω) = Kδ1.ejθδ
GF(jω) = k3/[1 + k3.Td0'.(jω)]
GAVR(jω): Übertragungsfunktion von AVR
GPSS(jω): Frequenzcharakteristik von PSS.
Zunächst wird die Frequenz ωf des Vibrationsmodus in die Frequenz ω(i) eingegeben, wobei i = m+1, m+2 und m+3. Anschließend werden sowohl die Übertragungsfunktion GAVR (jω (i)) des AVR als auch die Frequenzcharakteristik GPSS (jω(i)) des PSS berechnet und die Resultate der Berechnung werden in Gleichung (4) bzw. (5) eingesetzt. Wenn ferner die Frequenz ω(i) ist, werden die Verstärkungen KP1(i) und Kωg1(i) und die Phasen θp(i), θωg1(i) in die Gleichung (4) eingesetzt, so daß dann zusätzlich simultane Gleichungen gebildet werden können, und die Systemkonstruktionsparameter k2, k3 und k6 werden durch Lösen der simultanen Gleichungen berechnet. Zweitens werden die erhaltenen Parameter k2, k3 und k6 und die Verstärkungen kp1(i), kδ1(i) und die Phasen θp(i), θδ(i) in die Gleichung (5) eingesetzt, worauf die Parameter k4 und k5 durch Lösen einer linearen simultanen Gleichung, die aus Gleichung (5) erhalten wird, berechnet werden.
Wenn die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 unter Verwendung des vorstehend beschriebenen Verfahrens erhalten werden, gibt die Systemkonstruktionsparameterschätzungschaltung 9 die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 und den Konstruktionsanweisungswert GR mit "1" an den Frequenzcharakteristikschätzungsabschnitt 10 aus. In diesen Prozessen werden, um einen Meßfehler und einen fehlerhaften Betrieb zu eliminieren, die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 nicht verwendet und die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 geben den Konstruktionsanweisungswert GR mit "0" an den Frequenzcharakteristikschätzungsabschnitt 10 aus, wenn einer oder mehrere der Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 über oberen Grenzwerten oder unteren Grenzwerten liegen (Schritt ST8).
Wenn er die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 und den Konstruktionsanweisungswert GR mit "1" empfängt, beginnt der Frequenzcharakteristikschätzungsabschnitt 10 den Schätzungsvorgang für die optimale Frequenzcharakteristik des PSS unter Verwendung der empfangenen Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 (Schritt ST9).
Konkret wird die optimale Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) auf die folgende Weise geschätzt.
Zunächst werden die Sollwerte sowohl eines Dämpfungsdrehmoments als auch eines Synchrondrehmoments des Generators 1 in einem normalen Frequenzband von 0,1 Hz bis 20 Hz eingestellt, um die optimale Frequenzcharakteristik des PSS zu erhalten. Um nämlich den Stabilisierungseffekt für das Stromnetz zu steigern, ist es erforderlich, gleichzeitig das Dämpfungsdrehmoment auf einen optimalen höheren Wert einzustellen und das Synchrondrehmoment des Erregungssystems auf einen geringeren Wert so niedrig wie möglich einzustellen. Sowohl das Dämpfungsdrehmoment Td als auch das Synchrondrehmoment Tk des Generatorsteuersystems zur Bestimmung der Dämpfungskraft des Generators 1 können wie folgt ausgedrückt werden:
Td = Td_SYS + Td_AVR + Td_PSS ... (6)
Tk = Tk_SYS + Tk_AVR + Tk_PSS ... (7)
worin
Td_SYS ein Dämpfungsdrehmoment (ein konstanter Wert) als der Eigenwert des Stromnetzes ist;
Td_AVR ein Dämpfungsdrehmoment in dem AVR-Effekt ist, das unter Verwendung der Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 und der Übertragungsfunktion des AVR 12, wie in Fig. 4 gezeigt, berechnet werden kann;
Td_PSS ein Dämpfungsdrehmoment in dem PSS-Effekt ist;
Tk_SYS ein Synchrondrehmoment (ein konstanter Wert) als ein Eigenwert des Stromnetzes ist;
Tk_AVR ein Synchrondrehmoment in dem AVR-Effekt ist, das unter Verwendung des in Fig. 4 gezeigten Steuerblockes berechnet werden kann, wobei es jedoch nicht erforderlich ist, in diesem Fall dieses Synchrondrehmoment TkAVR zu berechnen;
Tk_PSS ein Synchrondrehmoment in dem PSS-Effekt ist;
und es erwartet wird, daß Tk gleich dem Wert Tk_SYS ist, um die Synchronisation des Generators 1 aufrechtzuerhalten.
Der Sollwert von Td kann ordnungsgemäß durch Analysieren des Stromnetzes erhalten werden. Zur Vereinfachung wird Td unter Verwendung einer Funktion oder einer Anordnung hier ausgedrückt. Ein Beispiel wird nachfolgend dargestellt.
Td = 2.M.ω.ξ/ (1-ξ2)1/2
worin M ein Trägheitskonstantenwert des Generators 1 ist und ein Dämpfungsfaktor der Vibration des Stromnetzes ist.
Wie nachfolgend dargestellt kann, da das Dämpfungsdrehmoment Td_PSS und das Synchrondrehmoment Tk_PSS in dem PSS-Effekt die Frequenzcharakteristik GPSS (jω) und die Werte Td, Tk, Td_SYS, Td_AVR, Tk_SYS und Tk_AVR bekannte Werte sind, die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS durch die folgenden Gleichungen (8) und (9) erhalten werden:
In dem Fall, daß das Eingangssignal des PSS der Abweichungswert Δωg der Drehgeschwindigkeit des Generators ist,
Td_PSS
= Re [GPSS(jω).Ge3(jω)]
= KPSS (ω).Ke3(ω).cos (θPSS(ω) + θe3(ω))... (8)
Tk_PSS
= -(ω/ω0) . Im[GPSS(jω).Ge3(jω)]
= -(ω/ω0).KPSS (ω).Ke3(ω).sin (θPSS(ω) + θe3(ω))... (9)
worin ω eine Frequenz ist, ω0 eine Basisfrequenz (konstanter Wert) des Stromnetzes ist, Ge3(jω) eine Übertragungsfunktion des Steuerblockes ist, der durch die punktierte Linie in Fig. 3 bezeichnet ist, Ke3(jω) eine Verstärkungscharakteristik der Übertragungsfunktion Ge3(jω) ist, θe3(jω) eine Phasencharakteristik der Übertragungsfunktion Ge3(jω) ist, KPSS(ω) eine Verstärkungscharakteristik GPSS(jω) des PSS ist und θPSS(ω) eine Frequenzcharakteristik GPSS(jω) ist.
Da das Synchrondrehmoment TK_PSS in dem PSS-Effekt in dem ersten Schritt auf Null gesetzt wird (das heißt, obgleich es real der Fall ist, daß das Synchrondrehmoment TK_PSS in dem PSS-Effekt gleich dem Synchrondrehmoment TK_AVR in dem AVR- Effekt ist und die Vorzeichen der beiden einander entgegengesetzt sind, um den Generator 1 synchron zu halten), ist genauer ausgedrückt im allgemeinen das Synchrondrehmoment TK_AVR in dem AVR-Effekt deutlich kleiner als das Synchrondrehmoment TK_SYS als der Eigenwert des Stromnetzes, so daß es daher möglich ist, das Synchrondrehmoment TK_PSS in dem PSS-Effekt auf Null zu setzen. Demgemäß kann die Gleichung (9) in die folgende Gleichung (10) geändert werden:
sin (θPSS(ω) + θe3 (ω)) = 0
θPSS(ω) = -θe3(ω)... (10)
Wenn ferner Gleichung (10) in Gleichung (8) eingesetzt wird, kann das Dämpfungsdrehmoment TD_PSS wie nachstehend ausgedrückt werden:
TD_PSS = KPSS(ω).Ke3(ω)... (11)
Wenn Gleichung (11) in Gleichung (6) eingesetzt wird, kann die Verstärkungscharakteristik KPSS der Frequenzcharakteristik GPSS(jω) wie folgt ausgedrückt werden:
KPSS(ω) = (Td(ω)-Td_SYS-Td_AVR(ω))/Ke3 (ω)... (12)
Da es dadurch möglich ist, sowohl die Verstärkungscharakteristik KPSS(ω) als auch die Phasencharakteristik θPSS(ω) der Frequenzcharakteristik GPSS(jω) zu erhalten, kann die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS erhalten werden. Da die Übertragungsfunktion Ge3(jω) durch die Systemkonstruktionsparameter k2, k3 und k6 (siehe Fig. 3) erhalten wird und da die Übertragungsfunktion Ge2(jω) auch durch die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 erhalten wird, kann in Betracht gezogen werden, daß die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) durch die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 erhalten wird. Wenn somit die optimale Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS erhalten wird, bildet der Steuersignalerzeugungsabschnitt 11 die Übertragungsfunktion des PSS unter Verwendung der optimalen Frequenzcharakteristik GPSS (jω) des PSS, wie nachfolgend beschrieben.
Zunächst berechnet der Steuersignalerzeugungsabschnitt 11 eine angenäherte Einheitsimpulsreaktion O(t) des PSS unter Verwendung der Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS:
wenn t = kT,
In dem Signalerzeugungsabschnitt 11 wird die Übertragungsfunktion des PSS unter Verwendung einer Impulsfunktion Gp(z) in dem Z-Bereich wie folgt ausgedrückt:
Gp(z) = O(z)/ u/(z) = O(z)
= ke (k0 + k1z-1 + k2z-2 + k3z-3 +... +knz-n)... (15)
worin O(z) eine Z-Funktion von O(t) ist und u(z) eine Z- Umwandlung des Einheitsimpulses u(t) des PSS ist und u(z) = 1 ist.
In einem tatsächlichen Fall des Steuersystems für das Stromnetz ist es schwierig, das Steuersystem mit einem größeren N zu bilden, so daß ein Fehlerinterpolationskoeffizient eingeführt wird. Dieser Fehlerinterpolationskoeffizient Ke wird entsprechend N und den Anforderungen an die Charakteristiken ausgewählt.
ki = O(iT) (i = 0, 1, 2, ..., n)
Der Steuersignalerzeugungsabschnitt 11 aktualisiert die Übertragungsfunktion des PSS durch die Impulsfunktion Gp(z). Der Steuersignalerzeugungsabschnitt 11 setzt den Abweichungswert Δωg der Drehgeschwindigkeit des Generators 1 in die Impulsfunktion Gp(z) ein, um das Steuersignal ΔVPSS zu erzeugen, und gibt das Steuersignal ΔVPSS an den AVR 12 aus (Schritt ST10). Dadurch kann die Schwingung des Generators 1 unterdrückt werden.
Wie vorstehend beschrieben werden bei der Stromnetzstabilisatorvorrichtung und dem Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß der ersten Ausführungsform die Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 unter Verwendung der Verstärkung und der Phase der Basisfrequenzkomponente in jedem Statuswert des Generators geschätzt und die optimale Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS wird weiter auf der Basis der Systemkonstruktionsparameter k2 bis k6 geschätzt, um die Übertragungsfunktion des PSS zu bilden. Dadurch ist es möglich, die Übertragungsfunktion des PSS zu erhalten, die mit der Betriebsbedingung in dem gegenwärtigen Stromnetz übereinstimmt. Als Folge ist es möglich, Schwingungen des Generators 1 rasch zu unterdrücken, die durch Veränderung der gegenwärtigen Betriebsbedingungen verursacht werden.
Zweite Ausführungsform
Fig. 5 ist ein Diagramm, das eine Konfiguration der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der zweiten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zeigt. In Fig. 5 bezeichnet Bezugszeichen 70 einen Parameterschätzungsabschnitt und Bezugszeichen 80 bezeichnet einen Frequenzkomponentenzerlegungsabschnitt, der den Parameterschätzungsabschnitt 70 bildet. Weitere Bestandteile der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der zweiten Ausführungsform entsprechen den Bestandteilen der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der in Fig. 1 gezeigten ersten Ausführungsform. Daher werden die gleichen Bezugszeichen für gleiche Bestandteile verwendet und auf deren Erläuterung wird der Kürze halber verzichtet.
In der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der ersten Ausführungsform, die in Fig. 1 gezeigt ist, setzt die Systemkonstruktionsparameterschätzungsschaltung 9 die Übertragungsfunktion Ge1(jω) von dem Abweichungswert Δωg der Drehgeschwindigkeit, der in das PSS einzugeben ist, und dem Abweichungswert ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe in die Verstärkung und die Phase der Basisfrequenzkomponente ein, um die Systemkonstruktionskomponenten k2, k3 und k6 zu schätzen. Wenn das PSS durch eine Zeitfunktion ausgedrückt ist, ist es schwierig, daß die Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der ersten Ausführungsform die Systemkonstruktionsparameter k2, k3 und k6 schätzt, auch wenn Verstärkung und andere Werte der Basisfrequenzkomponenten in die Übertragungsfunktion Gel(jω) eingesetzt werden.
Bei der Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der in Fig. 5 gezeigten Ausführungsform hat die Frequenzkomponentenzerlegungsschaltung 80 das Steuersignal ΔVPSS für das AVR 12 als Eingabe, das von dem Steaersignalerzeugungsabschnitt 11 ausgegeben wurde, und der Systemkonstruktionsparameterschätzungsabschnitt 9 schätzt die Systemkonstruktionsparameter k2, k3 und k6 unter Verwendung der Übertragungsfunktion Ge3(jω) des Steuersignals ΔVPSS an dem Abweichungswert ΔPe der Leistungsabgabe.
Ge3(jω)
= ΔPe(jω) / ΔVPSS(jω)
= k2.GAVR(jω).GF(jω)
/ [1 + k6.GAVR(jω).GF(Jω)]... (16)
Das heißt, daß dann, wenn die Frequenz ωf(i) ist und i = m+1, m+2 und m+3, die Übertragungsfunktion GAVR(jω(i)) des AVR berechnet wird und das Resultat der Berechnung in Gleichung (16) eingesetzt wird. Zusätzlich werden simultane Gleichungen gebildet, indem die Verstärkung KP1(i) und die Phase θp(i) des Abweichungswertes ΔPe der elektrischen Leistungsabgabe und die Verstärkung KVp(i) und die Phase θps(i) des Steuersignals ΔVPSS, wenn die Frequenz ωf(i) ist, in Gleichung (16) eingesetzt werden, und anschließend werden die simultanen Gleichungen gelöst, um die Systemkonstruktionsparameter k2, k3 und k6 zu erhalten. In diesem Fall werden die Verstärkung KVp(i) und die Phase θps(i) des Steuersignals ΔVPSS und die Frequenz ωf(i) des Vibrationsmodus durch Durchführung der FRT- Zerlegungsoperation an dem Steuersignal ΔVPSS durch die Frequenzkomponentenzerlegungsschaltung 80 berechnet.
Entsprechend ist es mit der Stromnetzstabilisatorvorrichtung und dem Verfahren gemäß der zweiten Ausführungsform möglich, die optimale Übertragungsfunktion des PSS zu erhalten, die an die gegenwärtigen Betriebsbedingungen für das Stromnetz angewandt werden kann. Als Resultat ist es möglich, daß die Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der zweiten Ausführungsform Schwingungen des Generators 1 rasch unterdrückt, auch wenn die Betriebsbedingungen des Stromnetzes geändert werden.
Dritte Ausführungsform
Bei der Stromnetzstabilisatorvorrichtung und dem Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß der in Fig. 1 bis Fig. 4 gezeigten ersten Ausführungsform verwendet der Steuersignalerzeugungsabschnitt 11 die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS, die unter Verwendung der Impulsfunktion Gp(z) in dem Z-Bereich ausgedrückt wird. Die vorliegende Erfindung ist jedoch nicht darauf eingeschränkt, sondern ist es beispielsweise möglich, die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS in die Zeitfunktion Op(mT) wie folgt umzuwandeln:
worin u(kT) ein Eingangssignal des PSS ist, O(kT) eine Einheitsimpulsreaktion eines virtuellen PSS ist und kf ein Fehlerkompensationskoeffizient ist.
Entsprechend können die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren gemäß der dritten Ausführungsform die Übertragungsfunktion des PSS erhalten, die an die gegenwärtigen Betriebsbedingungen des Stromnetzes angewandt ist. Als Resultat ist es möglich, daß die Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der dritten Ausführungsform die Schwingungen des Generators 1 rasch unterdrückt, auch wenn die Betriebsbedingungen des Stromnetzes geändert werden.
Vierte Ausführungsform
Bei der Stromnetzstabilisatorvorrichtung und dem Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß der ersten Ausführungsform, die in Fig. 1 bis Fig. 4 gezeigt sind, wird die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS unter Verwendung des Abweichungswertes Δωg der Drehgeschwindigkeit des Generators 1 als das Eingangssignal neu gestaltet. Die vorliegende Erfindung ist jedoch nicht darauf eingeschränkt, sondern es ist beispielsweise auch möglich, die Frequenzcharakteristik GfPSS(jω) des PSS unter Verwendung des Abweichungswertes Δf der Spannungsfrequenz des Generators 1 als Eingangssignal neu zu gestalten. Das heißt, da ω = 2πf, kann die Frequenzcharakteristik GfPSS(jω) des PSS wie nachfolgend angegeben ausgedrückt werden:
GfPSS(jω) = 2π.GPSS(jω)
Daher können die Verstärkungscharakteristik KfPSS(ω) und die Phasencharakteristik θfPSS(ω) des PSS unter Verwendung der beiden Gleichungen (10) und (12) wie folgt ausgedrückt werden:
KfPSS(ω) = 2π.(Td(ω)-Td_SYS(ω)-Td_AVR(ω)) / Ke3(ω),
θfPSS(ω) = θPSS(ω)
= -θe3(ω)
Entsprechend können der Stromnetzstabilisator und das Verfahren gemäß der vierten Ausführungsform die Übertragungsfunktion des PSS erhalten, die an die gegenwärtigen Betriebsbedingungen des Stromnetzes angepaßt ist. Als Resultat ist es möglich, daß der Stromnetzstabilisator gemäß der vierten Ausführungsform die Schwingung des Generators 1 rasch unterdrückt, auch wenn die Betriebsbedingungen des Stromnetzes geändert werden.
Fünfte Ausführungsform
Bei der Stromnetzstabilisatorvorrichtung und dem Stromnetzstabilisierungsverfahren gemäß der ersten Ausführungsform, die in Fig. 1 bis Fig. 4 gezeigt sind, wird die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS unter Verwendung des Abweichungswertes Δωg der Drehgeschwindigkeit des Generators 1 als Eingangssignal neu gestaltet. Die vorliegende Erfindung ist jedoch nicht darauf eingeschränkt, sondern es ist auch möglich, die Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS unter Verwendung des Abweichungswertes ΔP der Wirkleistung des Generators 1 neu zu gestalten. Das heißt, daß eine Beziehung zwischen der Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS unter Verwendung des Abweichungswertes Δωg der Drehgeschwindigkeit und der Frequenzcharakteristik GPSS(jω) des PSS unter Verwendung des Abweichungswertes ΔP der Wirkleistung als Eingangssignal vorliegt. Die Beziehung ist nachfolgend ausgedrückt:
GPSS(jω) = GPSS(jω).Gm(jω)
Gm(jω) ○ 1/M.(jω)
Entsprechend werden die Verstärkungscharakteristik KpPSS(ω) und die Phasencharakteristik θpPSS(ω) des PSS unter Verwendung der Gleichungen (10) und (12) wie folgt erhalten:
KpPSS(ω) = |Gm(jω)| .KPSS(ω)
= |Gm(ω)| .Td_PSS(ω) / Ke2(ω)
=(1/Mω) (Td(ω)-Td_SYS-Td_AVR (ω))
/Ke3(ω)
θpPSS(ω) = θPSS(ω)-π/2
= -θe3(ω)-π/2
Demgemäß können die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren gemäß der fünften Ausführungsform die Übertragungsfunktion des PSS erhalten, die an die gegenwärtigen Betriebsbedingungen des Stromnetzes angepaßt ist. Als Resultat ist es möglich, daß die Stromnetzstabilisatorvorrichtung gemäß der fünften Ausführungsform die Schwingung des Generators 1 rasch unterdrückt, auch wenn die Betriebsbedingungen des Stromnetzes geändert werden.
Wie vorstehend im Detail beschrieben haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) und das Verfahren eine Konfiguration, bei welcher die Erfassungseinrichtung Statuswerte eines Generators erfaßt, die Extrahiereinrichtung Basisfrequenzkomponenten der Statuswerte, die von der Erfassungseinrichtung erfaßt wurden, extrahiert und zum Erhalten von Verstärkungen und Phasen der Basisfrequenzkomponenten eine Parameterschätzungseinrichtung Systemkonstruktionsparameter auf der Basis der Verstärkungen und Phasen der Basisfrequenzkomponenten schätzt, eine Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung eine optimale Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung auf der Basis der Systemkonstruktionsparameter, die von der Parameterschätzungseinrichtung geschätzt wurden, schätzt, und eine Erzeugungseinrichtung eine Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung auf der Basis der von der Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung geschätzten Frequenzcharakteristik erzeugt, um ein Steuersignal zu erzeugen, das an einen automatischen Spannungsregler (AVR) abzugeben ist. Demgemäß kann die Frequenzcharakteristik des PSS, die an die gegenwärtige Betriebsbedingung des Stromnetzes angewandt wird, erhalten werden. Als Resultat hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, eine Schwingung des Generators zu unterdrücken, auch wenn die Betriebsbedingung des Stromnetzes geändert wird.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromrietzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Extrahiereinrichtung die Basisfrequenzkomponenten aus den von der Erfassungseinrichtung erfaßten Statuswerten nur dann extrahiert, wenn ein Abweichungswert einer Leistungsabgabe und ein Abweichungswert einer Drehgeschwindigkeit des Gene rators größer als Sollwerte sind, die vorab eingestellt wurden. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, die Frequenzcharakteristik des PSS nur dann neu zu gestalten, wenn eine hohe Möglichkeit einer Veränderung der Betriebsbedingung des Stromnetzes besteht.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Extrahiereinrichtung eine Vibrationsfrequenz jedes von der Erfassungseinrichtung erfaßten Statuswertes erfaßt und die Basisfrequenzkomponenten, die aus jedem Statuswert extrahiert wurden, nur dann ausgibt, wenn jede Vibrationsfrequenz annähernd gleich den anderen ist. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, die Neugestaltung der Frequenzcharakteristik zu stoppen, wenn die Erfassungsgenauigkeit der Erfassungseinrichtung gering ist.
Darüber hinaus haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Parameterschätzungseinrichtung die Systemkonstruktionsparameter nur dann schätzt, wenn eine nachfolgende Vibrationsfrequenz von einer vorangehenden verschieden ist. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, den Schätzungsvorgang für die Systemkonstruktionsparameter zu stoppen, wenn der gegenwärtige Schätzungsvorgang dasselbe Resultat wie das vorher berechnete ergeben wird.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung die Systemkonstruktionsparameter, die von der Parameterschätzungseinrichtung geschätzt wurden, auf der Basis von vorbestimmten Werten beurteilt und die Frequenzcharakteristik auf der Basis eines Beurteilungsergebnisses schätzt. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, die Verursachung von Meßfehlern und eines fehlerhaften Betriebes im voraus zu verhindern.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung Sollwerte sowohl für ein Dämpfungsdrehmoment als auch ein Synchrondrehmoment des Generators in einer Normalfrequenzebene einstellt, in der der Generator normal arbeitet, und die Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung unter Verwendung der Sollwerte schätzt. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, das Dämpfungsdrehmoment eines Generatorsteuersystems auf einem optimalen Wert zu halten. Als Resultat ist es möglich, eine Vibration, die in einer breiten Frequenzebene verursacht wird, zu unterdrücken.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Erzeugungseinrichtung eine Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung in einem Z-Bereich unter Verwendung der geschätzten Frequenzcharakteristik des Stromnetzstabilisators erzeugt. Die vorliegende Erfindung hat somit den Effekt, daß es erreicht wird, die Belastung einer zentralen Verarbeitungseinheit zu eliminieren.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Erzeugungseinrichtung eine Zeitfunktion für die Stromnetzstabilisatorvorrichtung erzeugt, indem die geschätzte Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung in eine Impulsreaktion in einem Zeitbereich annähernd umgewandelt wird. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es erreicht wird, die Belastung einer zentralen Verarbeitungseinheit zu vermindern.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Erfassungseinrichtung Testsignale an Knoten nahe an dem Generator zuführt, wenn die Erfassungseinrichtung die Statuswerte erfaßt. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, die Statuswerte des Generators auch dann zu erfassen, wenn die Statuswerte des Generators während eines On-line-Zustandes nicht verändert werden.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Statuswerte des Generators während eines On-line-Zustandes erfaßt werden können. Daher tritt der Effekt auf, daß es möglich ist, jede Veränderung der Betriebsbedingungen, die beispielsweise durch Lastwechsel verursacht werden, zu überwachen.
Ferner haben gemäß vorliegender Erfindung die Stromnetzstabilisatorvorrichtung und das Verfahren die Konfiguration, bei der die Parameterschätzungseinrichtung die Systemkonstruktionsparameter basierend auf einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm schätzt, in welchem ein Stromnetzstabilisatorvorrichtungseffekt des Generators extrahiert wird, und einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm, in dem ein Effekt eines automatischen Spannungsreglers des Generators extrahiert wird. Daher hat die vorliegende Erfindung den Effekt, daß es möglich ist, die Systemkonstruktionsparameter zu schätzen.

Claims (20)

1. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS), enthaltend:
eine Erfassungseinrichtung (2) zum Erfassen von Statuswerten eines Generators (1);
eine Extrahiereinrichtung (8, 80) zum Extrahieren von Basisfrequenzkomponenten aus den Statuswerten, die von der Erfassungseinrichtung (2) erfaßt wurden, und zum Erhalten von Verstärkungen und Phasen der Basisfrequenzkomponenten;
eine Parameterschätzungseinrichtung (9) zum Schätzen von Systemkonstruktionsparametern auf der Basis der Verstärkungen und Phasen der Basisfrequenzkomponenten;
eine Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung (10) zum Schätzen einer optimalen Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) auf der Basis der Systemkonstruktionsparameter, die von der Parameterschätzungseinrichtung (9) geschätzt wurden; und
eine Erzeugungseinrichtung (11) zum Erzeugen einer Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) basierend auf der Frequenzcharakteristik, die von der Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung (10) geschätzt wurde, und zum Erzeugen eines Steuersignals, das an einen automatischen Spannungsregler (AVR) abzugeben ist.
2. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Extrahiereinrichtung (8) die Baszsfrequenzkomponenten von den Statuswerten, die von der Erfassungseinrichtung (2) erfaßt wurden, nur dann extrahiert, wenn ein Abweichungswert einer elektrischen Leistungsabgabe und ein Abweichungswert einer Drehgeschwindigkeit des Generators (1) größer als Sollwerte sind, die vorab eingestellt wurden.
3. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Extrahiereinrichtung (8) eine Vibrationsfrequenz jedes Statuswertes, der von der Erfassungseinrichtung (2) erfaßt wurde, erfaßt und die Basisfrequenzkomponenten, die von jedem Statuswert extrahiert wurden, nur dann ausgibt, wenn die Vibrationsfrequenzen einander annähernd gleich sind.
4. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Parameterschätzungseinrichtung (9) die Systemkonstruktionsparameter nur dann schätzt, wenn eine nachfolgende Vibrationsfrequenz von einer vorhergehenden verschieden ist.
5. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung (10) die Systemkonstruktionsparameter, die von der Parameterschätzungseinrichtung (9) auf der Basis von vorbestimmten Werten geschätzt wurden, beurteilt, und die Frequenzcharakteristik auf der Basis eines Beurteilungsergebnisses schätzt.
6. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß die Frequenzcharakteristikschätzungseinrichtung (10) Sollwerte sowohl für ein Dämpfungsdrehmoment als auch für ein Synchrondrehmoment des Generators (1) in einer Normalfrequenzebene einstellt, in der der Generator (1) in der Lage ist, verschiedene Schwingungen rasch zu unterdrücken, und die Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) unter Verwendung der Sollwerte schätzt.
7. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Erzeugungseinrichtung (11) eine Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) in einem Z-Bereich unter Verwendung der geschätzten Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) erzeugt.
8. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Erzeugungseinrichtung (11) eine Zeitfunktion für die Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) herstellt, indem die geschätzte Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) in eine Impulsreaktion in einem Zeitbereich annähernd umgewandelt wird.
9. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Erfassungseinrichtung (2) Testsignale an Knoten nahe an dem Generator (1) zuführt, wenn die Erfassungseinrichtung (2) die Statuswerte erfaßt.
10. Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Parameterschätzungseinrichtung (9) die Systemkonstruktionsparameter auf der Basis einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm schätzt, in welchem ein Effekt der Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) des Generators (1) extrahiert ist, und einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm, in dem ein Effekt eines automatischen Spannungsreglers (AVR) des Generators (1) extrahiert ist.
11. Stromnetzstabilisierungsverfahren, das durch eine Stromnetzstabilisatorvorrichtung (PSS) auszuführen ist, enthaltend die Schritte:
Erfassen von Statuswerten eines Generators;
Extrahieren von Basisfrequenzkomponenten aus den Statuswerten und Erhalten von Verstärkungen und Phasen der Basisfrequenzkomponenten;
Schätzen von Systemkonstruktionsparametern auf der Basis der Verstärkungen und Phasen der Basisfrequenzkomponenten;
Schätzen einer optimalen Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung auf der Basis der Systemkonstruktionsparameter; und
Herstellen einer Übertragungsfunktion der Stromnetzstabilisatorvorrichtung basierend auf der Frequenzcharakteristik und Erzeugen eines Steuersignals, das an einen automatischen Spannungsregler abzugeben ist.
12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß die Basisfrequenzkomponenten aus den Statuswerten nur dann extrahiert werden, wenn ein Abweichungswert einer elektrischen Leistungsabgabe und ein Abweichungswert einer Drehgeschwindigkeit des Generators größer sind als Sollwerte, die vorab eingestellt wurden.
13. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß eine Vibrationsfrequenz jedes Statuswertes für jeden der Statuswerte erfaßt wird und die Basisfrequenzkomponenten, die aus jedem Statuswert extrahiert werden, nur dann ausgegeben werden, wenn die Vibrationsfrequenzen einander annähernd gleich sind.
14. Verfahren nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, daß die Systemkonstruktionsparameter nur dann geschätzt werden, wenn eine nachfolgende Vibrationsfrequenz von einer vorhergehenden verschieden ist.
15. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß die Systemkonstruktionsparameter mit vorbestimmten Werten verglichen werden und die Frequenz­ charakteristik auf der Basis eines Vergleichsresultates geschätzt wird.
16. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß Sollwerte sowohl für ein Dämpfungsdrehmoment als auch ein Synchrondrehmoment des Generators (1) in einer Normalfrequenzebene eingestellt werden, in welcher verschiedene Schwingungen rasch unterdrückt werden können, und die Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung unter Verwendung der Sollwerte des Dämpfungsdrehmoments und des Synchrondrehmoments geschätzt wird.
17. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß eine Übertragungsfunktion in einem Z-Bereich für die Stromnetzstabilisatorvorrichtung unter Verwendung der geschätzten Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung erzeugt wird.
18. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß eine Zeitfunktion für die Stromnetzstabilisatorvorrichtung erzeugt wird, indem die geschätzte Frequenzcharakteristik der Stromnetzstabilisatorvorrichtung annähernd in eine Impulsreaktion in einem Zeitbereich umgewandelt wird.
19. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß Testsignale an Knoten nahe an dem Generator (1) eingegeben werden, wenn die Statuswerte erfaßt werden.
20. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß die Systemkonstruktionsparameter auf der Basis einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm geschätzt werden, in welchem ein Effekt einer Stromnetzstabilisatorvorrichtung auf den Generator extrahiert ist, und einer Übertragungsfunktion in einem Äquivalenzsteuerblockdiagramm, in dem ein Effekt eines automatischen Spannungsreglers auf den Generator extrahiert ist.
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