DE202020005667U1

DE202020005667U1 - Ein Generator, ein System zur Messung eines Stabilitätsgrades einer Übertragungsleitung und ein Stromnetz-Steuerungssystem

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Publication number: DE202020005667U1
Application number: DE202020005667.7U
Authority: DE
Original assignee: Huaneng Clean Energy Research Institute
Current assignee: Huaneng Clean Energy Research Institute
Priority date: 2019-12-31
Filing date: 2020-10-15
Publication date: 2022-01-05
Anticipated expiration: 2030-10-16
Also published as: CN110954775A; WO2021135507A1; EP4086641A4; US20220043041A1; CN110954775B; EP4086641A1

Abstract

Ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Kraftwerks-Stromnetzes umfasst Generatoren, eine elektrische Erfassungsvorrichtung, eine Überwachungsvorrichtung, eine Generatorlast-Einstellvorrichtung, ein Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz,
wobei das Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz zur Kommunikation zwischen dem Steuerungssystem und einem weiträumigen Stromnetz verwendet wird;
dadurch gekennzeichnet,
dass die elektrische Erfassungsvorrichtung zum Erfassen elektrischer Größen dient;
dass die Überwachungsvorrichtung zum Berechnen in Abhängigkeit von der elektrischen Größen dient:
wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators an zwei Kreuzungspunkten links und rechts schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist;
wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators in einem Punkt links schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist;
wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators in einem Punkt rechts schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist;
der prozentuale Anteil des Verhältnisses der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators;
der prozentuale Anteil des Verhältnisses der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators;
der prozentuale Anteil des Verhältnisses der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators; sowie
wobei die Generatorlast-Einstellvorrichtung zum Einstellen der Generatorlast des Kraftwerks-Stromnetzes in Abhängigkeit von Berechnungsergebnisse der Überwachungsvorrichtung dient.

Description

Technisches Gebiet
Das vorliegende Gebrauchsmuster bezieht sich auf ein System zum Messen und Regeln eines Stabilitätsgrades eines Kraftwerks, eines Umspannwerks und eines weiträumigen Stromnetzes. Konkret geht es dabei um ein genaues Berechnungs- und Regelsystem für die Stabilität von Kraftwerken, Umspannwerken und weiträumigen Stromnetzen sowie um ein optimiertes Regelsystem für den stabilen Betrieb von Kraftwerken, Umspannwerken und weiträumige Stromnetze, und um Frühwarnung vor Risiken in Kraftwerken, Umspannwerken und weiträumigen Stromnetzen mit geringer Stabilität und Störungsgefahr usw. zu bieten.
Stand der Technik
Mit der rasanten Entwicklung der internationalen und nationalen Wirtschaft hat die Elektrizitätsindustrie ein entsprechend schnelles Wachstum erreicht, und Struktur und Betrieb des Stromnetzes wurden kontinuierlich optimiert und angepasst, wobei die neue Stromnetzstruktur jedoch auch folgende Probleme mit sich bringt:

1. Der Anteil der Stromerzeugungskapazität mit neuer Energie im Stromnetz nimmt weiter zu, und auch die Wahrscheinlichkeit von unter- und übersynchronen Schwingungen in den Kraftwerke und den Umspannwerke mit neuer Energie und in angeschlossenen Stromnetze nimmt zu;
2. Die stetige Zunahme der Anzahl von Ultrahochspannungs-steuerbaren Serienkompensations- und Ultrahochspannungs-Gleichstromübertragungsleitungen hat zu zunehmenden Risiken von subsynchronen Schwingungen (SSO) und subsynchronen Resonanzen (SSR) in den angeschlossenen Kraftwerken geführt, und auch das Problem der Torsionsschwingungen des Generatorwellensystems tritt immer häufiger auf;
3. Obwohl Sekundär- oder Primärgeräte wie ein Leistungssystemstabilitätsregelgerät (PSS), ein automatisches Erregungsregelgerät (AVR), ein untersynchrones Schwingungsunterdrückungsgerät usw. vor Ort installiert sind, treten dennoch instabile Situationen auf:
1. (1) Wenn sich die Netzspannung plötzlich ändert, kann der neue Energiegeneratorsatz aufgrund der begrenzten Leistung und des SVG-Spannungsverfolgungsmodus leicht subsynchrone oder supersynchrone Schwingungen verursachen, was zu großen Off-Grid-Unfällen von Energiegeneratorsatz führt;
2. (2) Wenn sich die Netzspannung plötzlich ändert, ist die Einstellung der automatischen Einstellungsvorrichtung des großen Generatorsatzes begrenzt und es ist leicht, eine niederfrequente Schwingung zu verursachen;
3. (3) Die Schwingung eines Generators oder einer Übertragungsleitung in den Kraftwerke und Umspannwerke kann nicht rechtzeitig erkannt und behandelt werden, was zu einer Ausweitung des Störfalls führen, die Stabilität des Stromnetzes beeinträchtigen oder die Qualität der Stromerzeugung beeinträchtigen kann.

Weitbereichsmesssystem (WAWS), Überwachungsgerät für subsynchrone Schwingungen, Wellensystem-Drehschwingungsüberwachungs- und Schutzgerät oder der ähnlichen anderen Systeme oder Geräte werden vor Ort verwendet, um die niederfrequenten, unter- oder übersynchronen Schwingungen des Stromnetzes zu überwachen oder Schutzauslösung durchzuführen. Obwohl diese Systeme oder Geräte die Zustände von Netzschwingungen überwachen und analysieren, die schwingenden Generatoren oder Übertragungsleitungen auslösen, die Ausbreitung von Schwingungsunfällen verhindern können, es besteht jedoch die Gefahr von wiederkehrenden Schwingungen nach der Wiederinbetriebnahme des Systems, und es Vorbereitungen noch nicht trifft, die Stabilität des Stromnetzes zu stärken und das Auftreten von Schwingungsquellen zu verhindern.
Verglichen mit ähnlichen Produkten in den bestehenden Weitbereichsmesssystemen (WAWS) schlägt das vorliegende Gebrauchsmuster ein Stabilitätsmessverfahren für Generatoren, Übertragungsleitungen, Kraftwerksnetzen, Umspannwerksnetzen und weiträumige Stromnetzen und ein optimiertes Steuerungssystem für Stabilität vor, und weist folgende technische Vorteile auf:

1. Schwingungen verhindern:
- Durch eine optimierte Steuerung zur Verbesserung der Netzstabilität von Kraftwerken und Umspannwerken kann ausreichend Anpassungsraum für automatische Stabilisierungseinrichtungen in Kraftwerken oder Umspannwerken reserviert werden, und es sichergestellt werden, bei einer plötzlichen Änderung der Netzspannung oder -frequenz die Schwingung mittels automatischer Stabilisierungseinrichtungen in Kraftwerken und Umspannwerken wirksam zu dämpfen, um das Auftreten von Störquellen durch Generatorüberschwingen im Störfall zu verhindern.
2. Eine technische maßnahme für Hoch- und Niederspannungs-Durchfahrt vor Ort ist bereitgestellt:
- Mittels technischer Maßnahmen zur Verbesserung der Stabilität des weiträumigen Stromnetzes durch optimierte Regelung können die dynamische Blindleistungsreserve in den Kraftwerke und Umspannwerke verbessert, die Amplitude von Spannungsschwankungen in den Kraftwerke und Umspannwerke während des Spannungssprungs reduziert, und die gegenseitige Unterstützung der dynamischen Blindleistungsreserve zwischen den Kraftwerke und den Umspannwerke verbessert werden, wobei nach einem Spannungssprung die Spannungsstabilität weitestgehend wiederhergestellt wird, und die Wahrscheinlichkeiten von Hoch- und Niederspannungsauslösungen der Hilfseinrichtungen in den Kraftwerke und Umspannwerke und von Hoch- und Niederspannungs-Off-Grid der Wind- und Solaranlagen reduziert werden.

Zusammenfassung
Durch das vorliegende Gebrauchsmuster sind ein Generator, ein System zur Messung eines Stabilitätsgrades einer Übertragungsleitung und ein Stromnetz-Steuerungssystem geschafft.
Die konkreten Lösungen sind wie folgt:

Ein Verfahren zur Messung eines Stabilitätsgrades eines Synchrongenerators umfasst die folgenden Schritte nacheinander:
- S11: Erfassen elektrischer Größen und Vorgeben der Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators;
- S12: Berechnen der dynamischen Blindleistungsreserve, der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators;
- S13: Berechnen des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators;
- S14: Berechnen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Synchrongenerators.

Die Arte und Weisen zum Berechnen des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve im Schritt S13 sind jeweils wie folgt:

Die Methode zur Berechnung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:
- Die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich an zwei Kreuzungspunkten links und rechts. Die Länge des Streckenabschnitts zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten ist der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die Methode zur Berechnung des Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich in einem Punkt links. Die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators ist der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die Methode zur Berechnung des Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich in einem Punkt rechts. Die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators ist der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die Arte und Weisen zum Berechnen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Synchrongenerators im Schritt S14 sind jeweils wie folgt:

Die Methode zur Berechnung der kapazitiven Stabilität des Synchrongenerators ist wie folgend:
- Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die Methode zur Berechnung der induktiven Stabilität des Synchrongenerators ist wie folgend:

Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die Methode zur Berechnung der Stabilität des Synchrongenerators ist wie folgend:

Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Ferner umfassen die im Schritt S11 erfassten elektrischen Größen den Statorstrom, Statorspannungssignale des Synchrongenerators, den Erregerstrom, Erregerspannungssignale des Synchrongenerators und Busspannungssignale des Kraftwerks.
Ein Verfahren zur Messung eines Stabilitätsgrades einer Übertragungsleitung umfasst die folgenden Schritte nacheinander:

S31: Erfassen elektrischer Größen und Vorgeben der Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung;
S32: Berechnen der dynamischen Blindleistungsreserve, der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung;
S33: Berechnen des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung;
S34: Berechnen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades der Übertragungsleitung.

Die Arte und Weisen zum Berechnen des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve im Schritt S33 sind jeweils wie folgt:

Die Methode zur Berechnung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:
- Die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich an zwei Kreuzungspunkten links und rechts. Die Länge des Streckenabschnitts zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten ist der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die Methode zur Berechnung des Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich in einem Punkt links. Die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung ist der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die Methode zur Berechnung des Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich in einem Punkt rechts. Die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung ist der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die Arte und Weisen zum Berechnen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades der Übertragungsleitung im Schritt S34 sind jeweils wie folgt:

Die Methode zur Berechnung der kapazitiven Stabilität der Übertragungsleitung ist wie folgend:
- Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die Methode zur Berechnung der induktiven Stabilität der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die Methode zur Berechnung der Stabilität der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Ferner umfassen die im Schritt S31 erfassten elektrischen Größen den Strom, Spannungssignale der Übertragungsleitung und Busspannungssignale des Umspannwerks.
Ein Verfahren zur Messung eines Stabilitätsgrades eines Kraftwerks-Stromnetzes umfasst die folgenden Schritte nacheinander:

S51: Brechnen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades aller Synchrongeneratoren im Kraftwerk sowie des dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwertes und des induktiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwertes und des kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwertes aller Synchrongeneratoren im Kraftwerk unter Verwendung der in einer der obigen Lösungen beschriebenen Methode;
S52: Bestimmen des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks;
S53: Bestimmen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Kraftwerks;
S54: Melden des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks sowie des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Kraftwerks an das Modul zur Messung und Steuerung der Stabilität des weiträumigen Stromnetzes.

Im Schritt S52 ist der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks die Summe aus Zielwerte der dynamischen Blindleistungsreserven aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk, ist der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks die Summe aus Zielwerte der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserven aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk, und ist der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks die Summe aus Zielwerte der induktiven dynamischen Blindleistungsreserven aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk.
Im Schritt S53 ist der kapazitive Stabilitätsgrad des Kraftwerks der Mindestwert von kapazitiven Stabilitätsgrade aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk, ist der induktive Stabilitätsgrad des Kraftwerks der Mindestwert von induktiven Stabilitätsgrade aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk, und ist der Stabilitätsgrad des Kraftwerks die Summe aus dem kapazitiven Stabilitätsgrad des Kraftwerks und dem induktiven Stabilitätsgrad des Kraftwerks.
Ferner umfassen die im Schritt S51 erfassten elektrischen Größen die Statorströme, Statorspannungssignale aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk, den Erregerstrom, Erregerspannungssignale des Synchrongenerators und Busspannungssignale des Kraftwerks.
Ein Verfahren zur Messung eines Stabilitätsgrades eines Umspannwerks-Stromnetzes umfasst die folgenden Schritte nacheinander:

S71: Brechnen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades aller Übertragungsleitungen im Umspannwerk sowie des dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwertes und des induktiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwertes und des kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwertes aller Übertragungsleitungen im Umspannwerk unter Verwendung der in einer der obigen Lösungen beschriebenen Methode;
S72: Bestimmen des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Umspannwerks;
S73: Bestimmen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Umspannwerks;
S74: Melden des Zielwerts der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwerts der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve und des Zielwerts der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Umspannwerks sowie des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Umspannwerks an das Modul zur Messung und Steuerung der Stabilität des weiträumigen Stromnetzes.

Im Schritt S72 ist der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Umspannwerks die Summe aus Zielwerte der dynamischen Blindleistungsreserven aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk, ist der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Umspannwerks die Summe aus Zielwerte der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserven aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk, und ist der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Umspannwerks die Summe aus Zielwerte der induktiven dynamischen Blindleistungsreserven aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk.
Im Schritt S73 ist der kapazitive Stabilitätsgrad des Umspannwerks der Mindestwert von kapazitiven Stabilitätsgrade aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk, ist der induktive Stabilitätsgrad des Umspannwerks der Mindestwert von induktiven Stabilitätsgrade aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk, und ist der Stabilitätsgrad des Umspannwerks die Summe aus dem kapazitiven Stabilitätsgrad des Umspannwerks und dem induktiven Stabilitätsgrad des Umspannwerks.
Ferner umfassen die im Schritt S71 erfassten elektrischen Größen die Ströme, Spannungssignale aller Übertragungsleitungen im Umspannwerk und Busspannungssignale des Umspannwerks.
Weiterhin, basierend auf den Erhalten des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Kraftwerks, die in einer der obigen Lösungen bestimmt werden, und auf den Erhalten des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des Umspannwerks, die in einer der obigen Lösungen bestimmt werden, werden der kapazitive Stabilitätsgrad, der induktive Stabilitätsgrad und der Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes erhalten.
Die Arte und Weisen zum Bestimmen des kapazitiven Stabilitätsgrades, des induktiven Stabilitätsgrades und des Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes sind wie folgt:

Der kapazitive Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes ist der Mindestwert von den kapazitiven Stabilitätsgrade des Kraftwerks und des Umspannwerks im weiträumigen Stromnetz.

Der induktive Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes ist der Mindestwert von den induktiven Stabilitätsgrade des Kraftwerks und des Umspannwerks im weiträumigen Stromnetz.
Der Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes ist die Summe aus dem kapazitiven Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes und dem induktiven Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes.
Ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Kraftwerks-Stromnetzes umfasst eine elektrische Erfassungsvorrichtung, eine Überwachungsvorrichtung, eine Generatorlast-Einstellvorrichtung, ein Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz, wobei das Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz zur Kommunikation zwischen dem System zur Messung und Steuerung eines Stabilitätsgrades einer Stromnetzes des Kraftwerks und dem Berechnungsmodul im System zur Messung und Steuerung eines Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes verwendet wird;
wobei die Generatorlast-Einstellvorrichtung zum Einstellen der Generatorlast dient;
wobei bei der elektrischen Erfassungsvorrichtung und der Überwachungsvorrichtung ein dynamischer Blindleistungsreserve-Zielwert und ein kapazitiver dynamischer Blindleistungsreserve-Zielwert und ein induktiver dynamischer Blindleistungsreserve-Zielwert des Kraftwerks sowie ein kapazitiver Stabilitätsgrad, ein induktiver Stabilitätsgrad und ein Stabilitätsgrad des Kraftwerks unter Verwendung der in einer der obigen Lösungen beschriebenen Methode bestimmt sind.
Wenn die Überwachungsvorrichtung außerdem feststellt, dass der Stabilitätsgrad des gemessenen und geregelten Stromnetzes geringer als der vorgegebene Mindestwert des Stabilitätsgrades ist, sind zwei Paare von Synchrongeneratoren im Kraftwerk zur Anpassung gemäß den Betriebsbedingungen der Synchrongeneratoren ausgewählt. Das konkrete Auswahlverfahren ist wie folgt:

S111: Berechnung der Wirkleistungsabweichungsrate und der Blindleistungsabweichungsrate aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk nach folgender Methode:
- Die Wirkleistungsabweichungsrate: Dabei wird der Wirkleistungszielwert des Generators abzüglich des Wirkleistungswerts des Generators, durch die Nennleistung des Generators dividiert;
- Die Blindleistungsabweichungsrate: Dabei wird der Blindleistungszielwert des Generators abzüglich des Blindleistungswerts des Generators, durch die Nennleistung des Generators dividiert;
S112: Ein Paar Generatoren mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate G_WirkMIN und der größten Wirkleistungsabweichungsrate G_WirkMAX und ein Paar Generatoren mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate G_BlindMIN und der größten Blindleistungsabweichungsrate G_BlindMAX zur Anpassung sind ausgewählt.

Weiterin ist die Anpassung des einen Paars Generatoren mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und der größten Wirkleistungsabweichungsrate und des anderen Paars Generatoren mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate und der größten Blindleistungsabweichungsrate in folgender Weise erfolgt:

Die Wirkleistung des Synchrongenerators G_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung des Synchrongenerators G_BlindMIN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate werden jeweils verringert;

Die Wirkleistung des Synchrongenerators G_WirkMAX mit der größten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung des Synchrongenerators G_BlindMAX mit der größten Blindleistungsabweichungsrate werden jeweils erhöht.
Darüber hinaus werden bei der Anpassung des Stabilitätsgrades die gesamte Wirkleistung und gesamte Blindleistung des Kraftwerks jeweils mit einem Gesamtleistungszielwert verglichen, wobei die Anpassung der Gesamtleistungsbilanz im gesamten Kraftwerk durchgeführt wird, wenn die folgenden Bedingungen erfüllt sind:

Wenn die gesamte Blindleistung oder gesamte Wirkleistung des Kraftwerks größer als der Zielwert der jeweiligen Gesamtwirkleistung ist, wird die induktive Blindleistung des Generators G_BlindMIN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate oder die Wirkleistung des Generators G_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate reduziert;

Wenn die gesamte Blindleistung oder gesamte Wirkleistung des Kraftwerks kleiner als der Zielwert der jeweiligen Gesamtleistung ist, wird die induktive Blindleistung des Generators G_BlindMiN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate oder die Wirkleistung des Generators G_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate erhöht.
Wenn die Abweichung zwischen der gesamten Blindleistung oder gesamten Wirkleistung des Kraftwerks und dem Zielwert der jeweiligen Gesamtleistung in den vorgegebenen Bereich eintritt, wird die Anpassung der Leistungsbilanz im gesamten Kraftwerk gestoppt.
Ferner werden bei der Anpassung die Gesamtwirkleistung und Gesamtblindleistung des Kraftwerks dem Zielwert der Gesamtleistung nachgeführt.
Ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Umspannwerks-Stromnetzes umfasst eine elektrische Erfassungsvorrichtung, eine Überwachungsvorrichtung, eine Einstellvorrichtung für Last einer Übertragungsleitung und ein Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz,
wobei das Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz zur Kommunikation zwischen dem System zur Messung und Steuerung eines Stabilitätsgrades einer Stromnetzes des Umspannwerks und dem Modul zur Messung und Steuerung eines Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes verwendet wird;
wobei die Einstellvorrichtung für Last der Übertragungsleitung zum Einstellen der Last der Übertragungsleitung dient;
wobei bei der elektrischen Erfassungsvorrichtung und der Überwachungsvorrichtung ein dynamischer Blindleistungsreserve-Zielwert und ein kapazitiver dynamischer Blindleistungsreserve-Zielwert und ein induktiver dynamischer Blindleistungsreserve-Zielwert der Übertragungsleitung sowie ein kapazitiver Stabilitätsgrad, ein induktiver Stabilitätsgrad und ein Stabilitätsgrad der Übertragungsleitung unter Verwendung der in einer der obigen Lösungen beschriebenen Methode bestimmt sind.
Außerdem die Überwachungsvorrichtung sind ein Paar Übertragungsleitungen mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und der größten Wirkleistungsabweichungsrate und ein anderes Paar Übertragungsleitungen mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate und der größten Blindleistungsabweichungsrate auf der Stromversorgungsseite zur Anpassung gemäß den Betriebsbedingungen der Übertragungsleitung ausgewählt. Das konkrete Auswahlverfahren ist wie folgt:

S161: Berechnung der Wirkleistungsabweichungsrate und der Blindleistungsabweichungsrate aller Übertragungsleitungen im Umspannwerk nach folgender Methode:
- Die Wirkleistungsabweichungsrate: Dabei wird der Wirkleistungszielwert der Übertragungsleitung abzüglich des Wirkleistungswerts der Übertragungsleitung, durch die Nennleistung der Übertragungsleitung dividiert;
- Die Blindleistungsabweichungsrate: Dabei wird der Blindleistungszielwert der Übertragungsleitung abzüglich des Blindleistungswerts der Übertragungsleitung, durch die Nennleistung der Übertragungsleitung dividiert;
S162: Ein Paar Übertragungsleitungen mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate L_WirkMiN und der größten Wirkleistungsabweichungsrate L_WirkMAx und ein Paar Übertragungsleitungen mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate L_BlindMIN und der größten Blindleistungsabweichungsrate L_BlindMAX auf der Stromversorgungsseite zur Anpassung sind ausgewählt.

Weiterin ist die Anpassung der Übertragungsleitungen mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und der größten Wirkleistungsabweichungsrate und der Übertragungsleitungen mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate und der größten Blindleistungsabweichungsrate auf der Stromversorgungsseite in folgender Weise erfolgt:

Die Wirkleistung der Übertragungsleitung L_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung der Übertragungsleitung L_BlindMIN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate werden jeweils verringert;

Die Wirkleistung der Übertragungsleitung L_WirkMAX mit der größten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung der Übertragungsleitung L_BlindMAX mit der größten Blindleistungsabweichungsrate werden jeweils erhöht.
Darüber hinaus werden bei der Anpassung des Stabilitätsgrades die gesamte Wirkleistung und gesamte Blindleistung des Umspannwerks jeweils mit einem Zielwert verglichen, wobei die Anpassung der Gesamtleistungsbilanz im Umspannwerk durchgeführt wird, wenn die folgenden Bedingungen erfüllt sind:
Wenn die gesamte Blindleistung oder gesamte Wirkleistung des Umspannwerks größer als der Zielwert der jeweiligen Gesamtwirkleistung ist, wird die induktive Blindleistung der Übertragungsleitung L_BlindMIN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate oder die Wirkleistung der Übertragungsleitung L_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate auf der Stromversorgungsseite reduziert;
Wenn die gesamte Blindleistung oder gesamte Wirkleistung des Umspannwerks kleiner als der Zielwert der jeweiligen Gesamtleistung ist, wird die induktive Blindleistung der Übertragungsleitung L_BlindMIN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate oder die Wirkleistung der Übertragungsleitung L_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate auf der Stromversorgungsseite erhöht.
Wenn die Abweichung zwischen der gesamten Blindleistung oder gesamten Wirkleistung des Umspannwerks und dem Zielwert der jeweiligen Gesamtleistung in den vorgegebenen Bereich eintritt, wird die Anpassung der Leistungsbilanz im Umspannwerk gestoppt.
Ferner werden bei der Anpassung die Gesamtwirkleistung und Gesamtblindleistung des Umspannwerks dem Zielwert der Gesamtleistung nachgeführt.
Ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes umfasst ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades von Kraftwerken und/oder Umspannwerken, das in einer der obigen Lösungen beschrieben ist, und umfasst auch eine Berechnungsvorrichtung eines Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes und ein Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz,
wobei das Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz zur Kommunikation mit dem System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Stromnetzes von Kraftwerken und/oder Umspannwerken dient;
wobei die Berechnungsvorrichtung eines Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes unter Verwendung einer Methode zur Messung eines Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes, die in obigen Lösungen beschrieben ist, den Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes berechnet, und nach dem Bestimmen der Anpassungsbefehle des weiträumigen Stromnetzes, den Zielwert der Gesamtleistung des Stromnetzes von Kraftwerken oder Umspannwerken, die Anpassungsbefehle über das Hochgeschwindigkeits-Kommunikationsnetz an das System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Stromnetzes von Kraftwerken und/oder Umspannwerken gesendet.
Ferner ist zum Bestimmen der Anpassungsbefehle des Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes die Berechnungsvorrichtung eines Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes in folgender Weise arbeitet:

S211: Der Mindestwert des Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes ist vorgegeben;

Wenn der Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes unter dem Mindestwert des Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes liegt, wird der Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes angepasst:

An das Kraftwerk oder Umspannwerk mit der niedrigsten Stabilität im weiträumigen Stromnetz wird ein Regelbefehl zur Erhöhung der Netzstabilität ausgegeben. Wenn der Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes größer oder gleich dem eingestellten Mindestwert ist, stoppt die Anpassung.

Ein oberstes Ziel einer optimalen Anpassung ist ferner es, die Anteile der dynamischen Blindleistungsreserven von Kraftwerken und Umspannwerken im gemessenen und geregelten weiträumigen Stromnetz gleich zu machen.
Figurenliste

1 ist ein Blockschaltbild des Stromversorgungssystems;
2 ist ein PQ-Kurvendiagramm eines Synchrongenerators;
3 ist ein PQ- Kurvendiagramm der Übertragungsleitung.

Detaillierte Beschreibung
1 ist ein Blockdiagramm des Stromversorgungssystems. In das Stromversorgungssystem ist ein weiträumiges Stromnetz bestehend aus mehreren Windpark-Umspannwerks-Stromnetzen 3 und mehreren Kraftwerks-Stromnetzen 4 verbunden. In den Windpark-Umspannwerken und den Kraftwerken sind Stromnetzstabilitätsmess- und Steuersystemschränke installiert, die über ein Hochgeschwindigkeits-Kommunikationsnetzwerk mit einem Modul zur Messung und Steuerung der Stabilität des weiträumigen Stromnetzes verbunden sind. Im Stromversorgungssystem wird ein Stabilitätsgrad verwendet, der durch das in dem vorliegenden Gebrauchsmuster vorgeschlagene Verfahren zur Messung der Generator-, Übertragungsleitung, Umspannwerks- und Kraftwerksstabilität gemessen wird, um Stabilitätsgrad eines Stromnetzes unter Verwendung des in dem vorliegenden Gebrauchsmuster vorgeschlagenen Steuersystems für Umspannwerksnetze, Kraftwerksnetze und weiträumige Stromnetze zu steuern. Dies überwindet die Probleme im bestehenden System, dass Stabilität von Kraftwerken und Umspannwerken zu gering ist und dass nicht erkannte Störungsrisiken vorhanden sein. Dies kann frühzeitig vor Risiken einer abnormalen Stabilität der weiträumigen Stromnetze warnen.
Die in dem vorliegenden Gebrauchsmuster enthaltenen technischen Lösungen werden unten im Detail unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen beschrieben.
Wie in 2 gezeigt, ist „abcdea“ eine Alarm-PQ-Kurve eines Synchrongenerators. Dabei ist die ab-Kurve eine untere Erregungsgrenzkurve des Synchrongenerators, die bc-Kurve ist eine Wirkleistungsgrenzkurve des Synchrongenerators, die cd-Kurve ist eine Grenzkurve, die verwendet wird, um den maximalen Strom des Synchrongeneratorstators und den maximalen magnetischen Fluss des Generatorstators zu begrenzen, um die Übererregung zu begrenzen. Die de-Kurve ist eine Grenzkurve, die verwendet wird, um die maximale Betriebsspannung und den maximalen Betriebsstrom des Synchrongenerator-Erregers oder des Reserve-Erregers zu begrenzen, um die maximale Erregerspannung und den maximalen Strom des Generatorrotors zu begrenzen, um den maximalen Erregerfluss des Generator zu begrenzen, und umfassend die Übererregung zu begrenzen. Die ea-Kurve ist die Null-Wirkleistungskurve des Synchrongenerators und ist horizontal angeordnet.
Ein Punkt Eo(Q, P) ist wie in 2 gezeigt, wobei Q, P jeweils die Blindleistung und Wirkleistung des Synchrongenerators sind, und E₀ der Betriebs-PQ-Punkt des Synchrongenerators ist.
Die spezifische Methode zur Berechnung der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie E₀ durch den Betriebs-PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich an zwei Kreuzungspunkten E₀₁, E₀₂ links und rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E₀₁E₀₂ zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten Eoi und E₀₂ ist die dynamische Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die spezifische Methode zur Berechnung der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie E₀ durch den Betriebs-PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich in einem Punkt E₀₁ links. Die Länge des Streckenabschnitts E₀₁E₀ zwischen dem Schnittpunkt E₀₁ und dem Betriebs-PQ-Punkt E₀ des Synchrongenerators ist die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die spezifische Methode zur Berechnung der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie E₀ durch den Betriebs-PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich in einem Punkt E₀₂ rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E₀E₀₂ zwischen dem Schnittpunkt E₀₂ und dem Betriebs-PQ-Punkt E₀ des Synchrongenerators ist die induktive dynamische Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Entsprechend der Gesamtwirkleistung und Gesamtblindleistung des Kraftwerks, den Nennparametern jedes Generators im Kraftwerk, der Generatoralarm-PQ-Kurve, wird der koordinierte PQ-Punkt jedes Generators nach dem Prinzip der einheitlichen Reserve berechnet; wenn alle Generatoren laufen an ihren jeweiligen koordinierten PQ-Punkte werden sowohl die induktive dynamische Blindleistungsreserve als auch die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve des gesamten Kraftwerks maximiert.
Ein Punkt E_m(Q_m, P_m) ist wie in 2 gezeigt, wobei Q_m, P_m jeweils der Blindleistungszielwert des Synchrongenerators bzw. der Wirkleistungszielwert des Synchrongenerators sind, und E_m der koordinierte PQ-Punkt des Synchrongenerators ist.
Gemäß den obigen Prinzipien können der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators, der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators und der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators bestimmt werden.
Die spezifische Methode zur Berechnung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie E_m durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich an zwei Kreuzungspunkten E_m1, E_m2 links und rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E_m1E_m2 zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten E_m1 und E_m2 ist der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die spezifische Methode zur Berechnung des Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie E_m durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich in einem Punkt E_m1 links. Die Länge des Streckenabschnitts E_m1E_m zwischen dem Schnittpunkt E_m1 und dem koordinierten PQ-Punkt E_m des Synchrongenerators ist der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Die spezifische Methode zur Berechnung des Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist wie folgend:

Die horizontale Linie E_m durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators schneiden sich in einem Punkt E_m2 rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E_mE_m2 zwischen dem Schnittpunkt E_m2 und dem koordinierten PQ-Punkt E_m des Synchrongenerators ist der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators.

Da der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators, der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators und der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators unterschiedliche Definitionen und Methoden zur Berechnung haben, ist nur die obige Methode zur Berechnung in der Ausführungsform verwendet. Andere Berechnungsverfahren können auch verwendet werden, um die Stabilität von Generatoren, Übertragungsleitungen, Umspannwerken und Kraftwerken in dem vorliegenden Gebrauchsmuster zu messen.
Auf der Grundlage der obigen Berechnungen können die kapazitive Stabilität, die induktive Stabilität und die Stabilität des Synchrongenerators berechnet und hochgeladen werden.
Die spezifische Methode zur Berechnung der kapazitiven Stabilität η_R des Synchrongenerators ist wie folgend:

Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve E₀₁E₀ des Synchrongenerators zum Zielwert E_m1E_m2 der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators: $η_{R} = \frac{E_{01} E_{0}}{E_{m 1} E_{m 2}} * 100 % .$
Die spezifische Methode zur Berechnung der induktiven Stabilität η_G des Synchrongenerators ist wie folgend:
Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve E₀E₀₂ des Synchrongenerators zum Zielwert E_m1E_m2 der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators: $η_{G} = \frac{E_{0} E_{02}}{E_{m 1} E_{m 2}} * 100 % .$
Die spezifische Methode zur Berechnung der Stabilität η des Synchrongenerators ist wie folgend:
Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der dynamischen Blindleistungsreserve E₀₁E₀₂ des Synchrongenerators zum Zielwert E_m1E_m2 der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators: $η = \frac{E_{01} E_{02}}{E_{m 1} E_{m 2}} * 100 % .$

Wie in 3 gezeigt, ist „ABCDEA“ die PQ-Kurve des Übertragungsleitungsalarms. Der von der ABCDEA-Kurve eingeschlossene Bereich ist der maximal zulässige PQ-Bereich der automatischen Stabilisierungsregler wie der automatische Erregungsregler AVR des Kraftwerksgenerators, der automatische Stabilisator PSS des Stromversorgungssystems, die Vorrichtung zur Unterdrückung der subsynchronen Störung der Erregung und die primäre Frequenzmodulationsvorrichtung des Generators des an die Übertragungsleitung angeschlossenen Kraftwerks bei umfassender Betrachtung der Übertragungskapazität der Übertragungsleitung, der zulässigen Leistung des an die Übertragungsleitung angeschlossenen Kraftwerks usw., wobei der Bereich als Übertragungsleitungsalarm-PQ-Kurve bezeichnet wird, wobei die AE-Kurve die Null-Wirkleistungskurve der Übertragungsleitung ist und horizontal angeordnet ist.
Ein Punkt E₁(Q_x, P_x) ist wie in 3 gezeigt, wobei Q_x, P_x jeweils die Blindleistung und Wirkleistung der Übertragungsleitung sind, und E₁ der Betriebs-PQ-Punkt der Übertragungsleitung ist.
Durch die 3 können die dynamische Blindleistungsreserve, die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve und der induktive dynamische Blindleistungsreservewert der Übertragungsleitung berechnet werden.
Die spezifische Methode zur Berechnung der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie E₁ durch den Betriebs-PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich an zwei Kreuzungspunkten E₁₁, E₁₂ links und rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E₁₁E₁₂ zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten E₁₁ und E₁₂ ist die dynamische Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die spezifische Methode zur Berechnung der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie E₁ durch den Betriebs-PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich in einem Punkt E₁₁ links. Die Länge des Streckenabschnitts E₁₁E₁ zwischen dem Schnittpunkt E₁₁ und dem Betriebs-PQ-Punkt E₁ der Übertragungsleitung ist die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die spezifische Methode zur Berechnung der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie E₁ durch den Betriebs-PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich in einem Punkt E₁₂ rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E₁E₁₂ zwischen dem Schnittpunkt E₁₂ und dem Betriebs-PQ-Punkt E₁ der Übertragungsleitung ist die induktive dynamische Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Entsprechend der Gesamtwirkleistung und Gesamtblindleistung der Übertragungsleitung auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk, der Alarm-PQ-Kurve, wird der koordinierte PQ-Punkt jeder Übertragungsleitung auf der Stromversorgungsseite nach dem Prinzip der einheitlichen Reserve berechnet; wenn alle Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk laufen an ihren jeweiligen koordinierten PQ-Punkte werden sowohl die induktive dynamische Blindleistungsreserve als auch die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve des gesamten Umspannwerks maximiert.
Ein Punkt E_xm(Q_xm, P_xm) ist wie in 3 gezeigt, wobei Q_xm, P_xm jeweils der Blindleistungszielwert der Übertragungsleitung bzw. der Wirkleistungszielwert der Übertragungsleitung sind, und E_xm der koordinierte PQ-Punkt der Übertragungsleitung ist.
Gemäß den obigen Prinzipien können der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung, der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve und der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve berechnet werden.
Die spezifische Methode zur Berechnung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie E_xm durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich an zwei Kreuzungspunkten E_xm1, E_xm2 links und rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E_xm1E_xm2 zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten E_xm1 und E_xm2 ist der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die spezifische Methode zur Berechnung des Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie E_xm durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich in einem Punkt E_xm1 links. Die Länge des Streckenabschnitts E_xm1E_xm zwischen dem Schnittpunkt E_xm1 und dem koordinierten PQ-Punkt E_xm der Übertragungsleitung ist der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Die spezifische Methode zur Berechnung des Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Die horizontale Linie E_xm durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitung und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitung schneiden sich in einem Punkt E_xm2 rechts. Die Länge des Streckenabschnitts E_xmE_xm2 zwischen dem Schnittpunkt E_xm2 und dem koordinierten PQ-Punkt E_xm der Übertragungsleitung ist der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung.

Basierend auf den obigen Berechnungsergebnissen können die kapazitive Stabilität, die induktive Stabilität und die Stabilität der Übertragungsleitung berechnet, und die Berechnungsergebnisse in das Modul zur Messung und Steuerung der Stabilität des weiträumigen Stromnetzes hochgeladen werden.
Die spezifische Methode zur Berechnung der kapazitiven Stabilität η_xR der Übertragungsleitung ist wie folgend:

Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve E₁₁E₁ der Übertragungsleitung zum Zielwert E_xm1E_xm2 der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung: $η_{x R} = \frac{E_{11} E_{1}}{E_{x m 1} E_{x m 2}} * 100 % .$
Die spezifische Methode zur Berechnung der induktiven Stabilität η_xG der Übertragungsleitung ist wie folgend:
Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve E₁E₁₂ der Übertragungsleitung zum Zielwert E_xm1E_xm2 der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung: $η_{x G} = \frac{E_{1} E_{12}}{E_{x m 1} E_{x m 2}} * 100 % .$
Die spezifische Methode zur Berechnung der Stabilität η_x der Übertragungsleitung ist wie folgend:
Der prozentuale Anteil des Verhältnisses der dynamischen Blindleistungsreserve E₁₁E₁₂ der Übertragungsleitung zum Zielwert E_xm1E_xm2 der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitung: $η_{x} = \frac{E_{11} E_{12}}{E_{x m 1} E_{x m 2}} * 100 % .$

Auf der Grundlage der oben genannten Stabilitätsgrade des Synchronisationsgenerators und der Übertragungsleitung und der zugehörigen Daten können die Stabilitätsgrade des Kraftwerksnetzes und des Umspannwerknetzes berechnet werden, und die erhaltenen Stabilitätsgrade in das Modul zur Messung und Steuerung der Stabilität des weiträumigen Stromnetzes hochgeladen werden.
Die spezifische Methode zur Berechnung des kapazitiven Stabilitätsgrades η_R.min des Kraftwerksnetzes ist wie folgend:

Die kapazitiven Stabilitätsgrade η_R aller Synchrongeneratoren im Kraftwerk werden verglichen, von denen der kleinste kapazitive Stabilitätsgrad ist der kapazitive Stabilitätsgrad η_R.min des Kraftwerksnetzes.

Die spezifische Methode zur Berechnung des induktiven Stabilitätsgrades η_G.min des Kraftwerksnetzes ist wie folgend:

Die induktiven Stabilitätsgrade η_G aller Synchrongeneratoren im Kraftwerk werden verglichen, von denen der kleinste induktive Stabilitätsgrad ist der induktive Stabilitätsgrad η_G.min des Kraftwerksnetzes.

Die spezifische Methode zur Berechnung des Stabilitätsgrades η_min des Kraftwerksnetzes ist wie folgend:

Die Summe aus dem kapazitiven Stabilitätsgrad η_R.min und dem induktiven Stabilitätsgrad η_G.min des Kraftwerksnetzes ist der Stabilitätsgrad des Kraftwerksnetzes: η_min=η_R.min +η_G.min.

Die spezifische Methode zur Berechnung des kapazitiven Stabilitätsgrades η_xR.min des Umspannwerks ist wie folgend:

Die kapazitiven Stabilitätsgrade η_xR aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk werden verglichen, von denen der kleinste kapazitive Stabilitätsgrad ist der kapazitive Stabilitätsgrad η_xR.min des Umspannwerks.

Die spezifische Methode zur Berechnung des induktiven Stabilitätsgrades η_xG.min des Umspannwerks ist wie folgend:

Die induktiven Stabilitätsgrade η_xG aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk werden verglichen, von denen der kleinste induktive Stabilitätsgrad ist der induktive Stabilitätsgrad η_xG.min des Umspannwerks.

Die spezifische Methode zur Berechnung des Stabilitätsgrades η_xmin des Umspannwerks ist wie folgend:

Die Summe aus dem kapazitiven Stabilitätsgrad und dem induktiven Stabilitätsgrad des Umspannwerks ist der Stabilitätsgrad des Umspannwerks: η_xmin=η_xR.min +η_xG.min.

Zusätzlich zum Erhalten der Stabilitätsgrade des Kraftwerks und des Umspannwerks können durch das obige Verfahren des vorliegenden Gebrauchsmusters auch der kapazitive dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert, der induktive dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert und die dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert des Kraftwerksnetzes und des Umspannwerknetzes erhalten werden. Dabei ist für das Kraftwerksnetz der kapazitive dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert die Summe ΣEm1,Em der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwerte der Synchrongeneratoren des gesamten Kraftwerks; der induktive dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert ist die Summe ∑E_m,E_m2 der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwerte der Synchrongeneratoren des gesamten Kraftwerks; der dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert ist die Summe ∑E_m1,E_m2 der dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwerte der Synchrongeneratoren des gesamten Kraftwerks. Für das Umspannwerksnetz ist der kapazitive dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert die Summe ΣE_xm1,E_xm der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwerte der Synchrongeneratoren aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk; der induktive dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert ist die Summe ΣE_xm,E_xm2 der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwerte der Synchrongeneratoren aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk; der dynamische Blindleistungsreserve-Zielwert ist die Summe ΣE_xm1,E_xm2 der dynamischen Blindleistungsreserve-Zielwerte der Synchrongeneratoren aller Übertragungsleitungen auf der Stromversorgungsseite im Umspannwerk.
Im weiträumigen Stromnetz ist die Methode zur Bestimmung des kapazitiven Stabilitätsgrades η_wR des weiträumigen Stromnetzes wie folgend:

Im weiträumigen Stromnetz ist der kapazitive Stabilitätsgrad η_R.min des Kraftwerksnetzes mit dem kapazitiven Stabilitätsgrad η_xR.min des Umspannwerknetzes verglichen, von denen der kleinste kapazitive Stabilitätsgrad der kapazitive Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes ist,

Die Methode zur Bestimmung des induktiven Stabilitätsgrades η_wG des weiträumigen Stromnetzes ist wie folgend:

Im weiträumigen Stromnetz ist der induktive Stabilitätsgrad η_G.min des Kraftwerksnetzes mit dem induktiven Stabilitätsgrad η_xG.min des Umspannwerknetzes verglichen, von denen der kleinste induktive Stabilitätsgrad der induktive Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes ist,

Die Methode zur Bestimmung des Stabilitätsgrades η_w des weiträumigen Stromnetzes ist wie folgend:

Die Summe aus dem kapazitiven Stabilitätsgrad η_wR und dem induktiven Stabilitätsgrad η_wG im weiträumigen Stromnetz, nämlich: η_w = η_wR + η_wG.

Nach der Bestimmung der Stabilitäten von Generatoren, Übertragungsleitungen, Kraftwerksstromnetzen, Umspannwerksstromnetzen und weiträumigen Stromnetzen stellt das vorliegende Gebrauchsmuster auch ein Stabilitätskontrollsystem für Kraftwerksstromnetze, Umspannwerksstromnetze und ein Stabilitätskontrollsystem für weiträumige Stromnetze bereit.
Im Netzstabilitätskontrollsystem für Kraftwerke und Umspannwerke ist der Mindestwert η_smin der Netzstabilität für Kraftwerke und Umspannwerke vorgegeben. Wenn die Stabilität des gemessenen und geregelten Stromnetzes unter dem Mindestwert η_smin liegt, sind eine Risikowarnung und eine Stabilitätsanpassung des gemessenen und geregelten Stromnetzes erforderlich. Umgekehrt, wenn die Stabilität des gemessenen und geregelten Stromnetzes größer oder gleich dem Mindestwert η_smin ist, muss die Stabilität des gemessenen und geregelten Stromnetzes nicht angepasst werden.
Für das Kraftwerksnetz wird zunächst die Wirkleistungsabweichungsrate ΔP jedes Synchrongenerators im Kraftwerk berechnet. Wie in 2 dargestellt, wird der Wirkleistungszielwert P_m des Synchrongenerators abzüglich des Wirkleistungswerts P des Synchrongenerators, durch die Nennleistung S_N des Synchrongenerators dividiert, nämlich: $Δ P = \frac{P_{m} - P}{S_{N}} * 100 % .$
Die Blindleistungsabweichungsrate ΔQ jedes Synchrongenerators im Kraftwerk wird berechnet. Wie in 2 dargestellt, wird der Blindleistungszielwert Q_m des Synchrongenerators abzüglich des Blindleistungswerts Q des Synchrongenerators, durch die Nennleistung des Synchrongenerators dividiert, nämlich: $Δ Q = \frac{Q_{m} - Q}{S_{N}} * 100 % .$
Nach Erhalt ΔP und ΔQ, ist es erforderlich, die Wirkleistung und die induktive Blindleistung von Synchrongeneratoren oder Übertragungsleitungen unter der Bedingung anzupassen, dass die Gesamtwirkleistung und die Gesamtblindleistung des Kraftwerks dem Zielwert der Gesamtleistung nachgeführt werden. Die spezifische Anpassungsmethode ist wie folgend:

Aus den Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk wird das Paar Synchrongeneratoren mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und der größten Wirkleistungsabweichungsrate zur Anpassung ausgewählt: Dabei wird die Wirkleistung des Synchrongenerators mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate verringert und gleichzeitig die Wirkleistung des Synchrongenerators mit der größten Wirkleistungsabweichungsrate erhöht.

Aus den Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk wird das Paar Synchrongeneratoren mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate und der größten Blindleistungsabweichungsrate zur Anpassung ausgewählt: Dabei wird die induktive Blindleistung des Synchrongenerators mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate verringert und gleichzeitig die induktive Blindleistung des Synchrongenerators mit der größten Blindleistungsabweichungsrate erhöht.
Die Gesamtwirkleistung des Kraftwerks wird mit dem Zielwert der Gesamtwirkleistung verglichen. Wenn |∑P-∑P_C|>Δ∑P (∑P, ∑P_C, Δ∑P sind jeweils die Gesamtwirkleistung des Kraftwerks, der Zielwert und der Vorgabewert der Gesamtwirkleistung des Kraftwerks, Δ∑P ist eine positive Zahl, z.B. 20 MW) den vorgegebenen Bereich überschreitet, wird die Anpassung der Wirkleistung im gesamten Kraftwerk durchgeführt:

Wenn die Gesamtwirkleistung des Kraftwerks größer als der Zielwert der Gesamtwirkleistung des Kraftwerks ist, wird die Wirkleistung des Synchrongenerators mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate ΔP reduziert;
Wenn die Gesamtwirkleistung des Kraftwerks kleiner als der Zielwert der Gesamtwirkleistung des Kraftwerks ist, wird die Wirkleistung des Synchrongenerators mit der größten Wirkleistungsabweichungsrate ΔP erhöht;
Wenn die Abweichung zwischen der Gesamtwirkleistung des Kraftwerks und dem Zielwert der Gesamtwirkleistung in den vorgegebenen Bereich eintritt, d.h. |∑P-∑P_C|≤Δ∑P, wird die Anpassung der Wirkleistung im gesamten Kraftwerk gestoppt.

Bei der Anpassung des Stabilitätsgrades wird die Gesamtblindleistung des Kraftwerks mit dem Zielwert der Gesamtblindleistung verglichen. Wenn |∑Q-∑Q_C|>Δ∑Q (∑Q, ∑Q_C, Δ∑Q sind jeweils die Gesamtblindleistung des Kraftwerks, der Zielwert und der Vorgabewert der Gesamtblindleistung des Kraftwerks, Δ∑Q ist eine positive Zahl, z.B. 20 MVAR) den vorgegebenen Bereich überschreitet, wird die Anpassung der Blindleistung im gesamten Kraftwerk durchgeführt:

Wenn die Gesamtblindleistung des Kraftwerks größer als der Zielwert der Gesamtblindleistung des Kraftwerks ist, wird die induktive Blindleistung des Synchrongenerators mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate ΔQ reduziert;
Wenn die Gesamtblindleistung des Kraftwerks kleiner als der Zielwert der Gesamtblindleistung des Kraftwerks ist, wird die induktive Blindleistung des Synchrongenerators mit der größten Blindleistungsabweichungsrate ΔQ erhöht;
Wenn die Abweichung zwischen der Gesamtblindleistung des Kraftwerks und dem Zielwert der Gesamtblindleistung in den vorgegebenen Bereich eintritt, d.h. |∑Q-∑Q_C|≤Δ∑Q, wird die Anpassung der Blindleistung im gesamten Kraftwerk gestoppt.

Durch Optimierung der Anpassungsergebnisse laufen alle Synchrongeneratoren PQ in der Nähe ihrer jeweiligen koordinierten PQ-Punkte, und werden die induktive dynamische Blindleistungsreserve und die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve im gesamten Kraftwerk maximiert.
Für das Umspannwerksnetz kann eine Verarbeitung analog zum Kraftwerksnetz durchgeführt werden. Der Unterschied besteht darin, dass die grundlegende Verarbeitungseinheit des Umspannwerknetzes die Übertragungsleitung ist.
Stabilitätskontrollsystem im weiträumigen Stromnetz. Im weiträumigen Stromnetz kann die Stabilität des weiträumigen Stromnetzes auf die oben genannte Weise bestimmt und die Stabilitätskontrolle durchgeführt werden. Die Hauptschritte sind wie folgt:

Entsprechend der Gesamtwirkleistung und Gesamtblindleistung des weiträumigen Stromnetzes, den Nennparametern der Kraftwerks- und Umspannwerksausrüstung im weiträumigen Stromnetz, der Alarm-PQ-Kurve wird nach dem Prinzip der einheitlichen Reserve der Gesamtblindleistungszielwert bzw. Gesamtwirkleistungszielwert jedes Kraftwerks und Umspannwerks berechnet, und wird der Gesamtleistungszielwert (∑Q_C,∑P_C) an Kraftwerke und Umspannwerke ausgegeben; wenn alle Kraftwerke und Umspannwerke jeweils an jeweiligen Gesamtleistungszielwert-PQ-Punkte betreiben, werden die induktive dynamische Blindleistungsreserve und die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve des weiträumigen Stromnetzes jeweils maximiert, wobei das Stabilitätsgrad am höchsten ist.

Das Verhältnis α_m dynamischer Blindleistungsreserve jedes Kraftwerks im weiträumigen Stromnetz ist berechnet: das Verhältnis des Zielwerts ∑E_mE_m2 der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks zu dem Zielwert ∑E_m1E_m der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks $α_{m} = \frac{\sum E_{m} E_{m 2}}{\sum E_{m 1} E_{m}} * 100 %;$
Das Verhältnis α_xm dynamischer Blindleistungsreserve jedes Umspannwerks im weiträumigen Stromnetz ist berechnet: das Verhältnis des Zielwerts ∑E_xmE_xm2 der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Umspannwerks zu dem Zielwert ∑E_xm1E_xm der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Umspannwerks $α_{x m} = \frac{\sum E_{x m} E_{x m 2}}{\sum E_{x m 1} E_{x m}} * 100 %;$
Der Mindestwert des Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes β_min ist vorgegeben;
Wenn der Stabilitätsgrad η_w des weiträumigen Stromnetzes unter dem Mindestwert β_min des Stabilitätsgrades des weiträumigen Stromnetzes liegt, wird der Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes angepasst:

An das Kraftwerk oder Umspannwerk mit der niedrigsten Stabilität im weiträumigen Stromnetz wird ein Regelbefehl zur Erhöhung der Netzstabilität ausgegeben. Wenn der Stabilitätsgrad des weiträumigen Stromnetzes größer oder gleich dem eingestellten Mindestwert ist, stoppt die Anpassung. Ein oberstes Ziel einer optimalen Anpassung ist es, die Anteile der dynamischen Blindleistungsreserven von Kraftwerken und Umspannwerken im gemessenen und geregelten weiträumigen Stromnetz gleich zu machen, und die induktive dynamische Blindleistungsreserve und die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve des weiträumigen Stromnetzes jeweils zu maximieren; die PQs aller Synchrongeneratoren im Kraftwerk laufen jeweils in der Nähe ihrer jeweiligen koordinierten PQ-Punkte, und die induktive dynamische Blindleistungsreserve und die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve im gesamten Kraftwerk sind jeweils maximiert, die PQs aller Übertragungsleitungen im Umspannwerk laufen jeweils in der Nähe ihrer jeweiligen koordinierten PQ-Punkte, und die induktive dynamische Blindleistungsreserve und die kapazitive dynamische Blindleistungsreserve im Umspannwerk sind jeweils maximiert.

Das gebrauchsmustergemäße Verfahren zum Messen der Stabilität von Generatoren, Übertragungsleitungen, Umspannwerken und Kraftwerken sowie das gebrauchsmustergemäße Steuerungssystem für Umspannwerk-Stromnetze, Kraftwerks-Stromnetze und weiträumige Stromnetze sind oben bereits ausführlich erläutert worden. In diesem Kontext werden spezifische Beispiele angewendet, um die Prinzipien und Ausführungsformen des vorliegenden Gebrauchsmusters zu veranschaulichen. Die Beschreibung der obigen Ausführungsformen wird nur verwendet, um das Verfahren und die Hauptidee des vorliegenden Gebrauchsmusters zu verstehen; Gleichzeitig können für den Durchschnittsfachmann gemäß der Idee des vorliegenden Gebrauchsmusters die spezifischen Ausführungsformen und die Anwendungsbereiche geändert werden. Die Inhalte dieser Beschreibung sollten nicht als Einschränkung der technischen Lösungen des vorliegenden Gebrauchsmusters angesehen werden.
Bezugszeichenliste

1: Hub-Umspannwerk;
2: Stromnetzstabilitätsmess- und Kontrollsystem für Kraftwerke und Umspannwerke;
3: Windpark-Umspannwerk;
4: Kraftwerk;
5: Übertragungsleitung auf der Stromversorgungsseite des Umspannwerks;
6: Windgenerator;
7: Synchrongenerator;
8: Stromübertragungsleitungen für Kraftwerke und Umspannwerke;
9: Modul zur Messung und Steuerung der Stabilität des weiträumigen Stromnetzes.

Claims

Ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Kraftwerks-Stromnetzes umfasst Generatoren, eine elektrische Erfassungsvorrichtung, eine Überwachungsvorrichtung, eine Generatorlast-Einstellvorrichtung, ein Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz, wobei das Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz zur Kommunikation zwischen dem Steuerungssystem und einem weiträumigen Stromnetz verwendet wird; dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Erfassungsvorrichtung zum Erfassen elektrischer Größen dient; dass die Überwachungsvorrichtung zum Berechnen in Abhängigkeit von der elektrischen Größen dient: wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators an zwei Kreuzungspunkten links und rechts schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist; wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators in einem Punkt links schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist; wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators und die Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators in einem Punkt rechts schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt des Synchrongenerators der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators ist; der prozentuale Anteil des Verhältnisses der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators; der prozentuale Anteil des Verhältnisses der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators; der prozentuale Anteil des Verhältnisses der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Synchrongenerators; sowie wobei die Generatorlast-Einstellvorrichtung zum Einstellen der Generatorlast des Kraftwerks-Stromnetzes in Abhängigkeit von Berechnungsergebnisse der Überwachungsvorrichtung dient.
Das System zur Steuerung des Stabilitätsgrades des Kraftwerks-Stromnetzes nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass die von der elektrischen Erfassungsvorrichtung erfassten elektrischen Größen den Statorstrom, Statorspannungssignale aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk, den Erregerstrom, Erregerspannungssignale des Synchrongenerators und Busspannungssignale des Kraftwerks umfassen.
Das System zur Steuerung des Stabilitätsgrades des Kraftwerks-Stromnetzes nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Wirkleistungsabweichungsrate und der Blindleistungsabweichungsrate aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk berechnet sind, wenn die Überwachungsvorrichtung feststellt, dass der Stabilitätsgrad des gemessenen und geregelten Stromnetzes geringer als der vorgegebene Mindestwert des Stabilitätsgrades ist: wobei die Wirkleistungsabweichungsrate dadurch erhalten ist, dass der Wirkleistungszielwert des Generators abzüglich des Wirkleistungswerts des Generators, durch die Nennleistung des Generators dividiert wird; wobei die Blindleistungsabweichungsrate dadurch erhalten ist, dass der Blindleistungszielwert des Generators abzüglich des Blindleistungswerts des Generators, durch die Nennleistung des Generators dividiert wird; wobei ein Paar Generatoren mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate G_wirkMIN und der größten Wirkleistungsabweichungsrate G_wirkMAX und ein Paar Generatoren mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate G_BlindMIN und der größten Blindleistungsabweichungsrate G_BlindMAX zur Anpassung ausgewählt sind.
Das System zur Steuerung des Stabilitätsgrades des Kraftwerks-Stromnetzes nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Überwachungsvorrichtung dazu dient: die Wirkleistung des Synchrongenerators G_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung des Synchrongenerators G_BlindMIN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate jeweils zu verringern; die Wirkleistung des Synchrongenerators G_wirkMAX mit der größten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung des Synchrongenerators G_BlindMAX mit der größten Blindleistungsabweichungsrate jeweils zu erhöhen.
Ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Umspannwerks-Stromnetzes umfasst eine elektrische Erfassungsvorrichtung, eine Überwachungsvorrichtung, eine Übertragungsleitungslast-Einstellvorrichtung, ein Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz, wobei das Hochgeschwindigkeitskommunikationsnetz zur Kommunikation zwischen dem Steuerungssystem des Stabilitätsgrades des Umspannwerks-Stromnetzes und einem weiträumigen Stromnetz verwendet wird; dadurch gekennzeichnet, dass die elektrische Erfassungsvorrichtung zum Erfassen elektrischer Größen dient; dass die Überwachungsvorrichtung zum Berechnen dient: wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitungen und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitungen an zwei Kreuzungspunkten links und rechts schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen diesen beiden Kreuzungspunkten der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen ist; wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitungen und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitungen in einem Punkt links schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitungen der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen ist; wobei sich die horizontale Linie durch den koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitungen und die Alarm-PQ-Kurve der Übertragungsleitungen in einem Punkt rechts schneiden, wobei die Länge des Streckenabschnitts zwischen dem Schnittpunkt und dem koordinierten PQ-Punkt der Übertragungsleitungen der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen ist; der prozentuale Anteil des Verhältnisses der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen; der prozentuale Anteil des Verhältnisses der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen; der prozentuale Anteil des Verhältnisses der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen zum Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Übertragungsleitungen; sowie wobei die Übertragungsleitungslast-Einstellvorrichtung zum Einstellen der Übertragungsleitungslast in Abhängigkeit von Berechnungsergebnisse der Überwachungsvorrichtung dient.
Das System zur Steuerung des Stabilitätsgrades des Umspannwerks-Stromnetzes nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die von der elektrischen Erfassungsvorrichtung erfassten elektrischen Größen den Statorstrom, Statorspannungssignale aller Synchrongeneratoren im gesamten Kraftwerk, den Erregerstrom, Erregerspannungssignale des Synchrongenerators und Busspannungssignale des Umspannwerks umfassen.
Das System zur Steuerung des Stabilitätsgrades des Umspannwerks-Stromnetzes nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Wirkleistungsabweichungsrate und der Blindleistungsabweichungsrate aller Übertragungsleitungen im Umspannwerk berechnet sind, wenn die Überwachungsvorrichtung feststellt, dass der Stabilitätsgrad des gemessenen und geregelten Stromnetzes geringer als der vorgegebene Mindestwert des Stabilitätsgrades ist: wobei die Wirkleistungsabweichungsrate dadurch erhalten ist, dass der Wirkleistungszielwert der Übertragungsleitung abzüglich des Wirkleistungswerts der Übertragungsleitung, durch die Nennleistung der Übertragungsleitung dividiert wird; wobei die Blindleistungsabweichungsrate dadurch erhalten ist, dass der Blindleistungszielwert der Übertragungsleitung abzüglich des Blindleistungswerts der Übertragungsleitung, durch die Nennleistung der Übertragungsleitung dividiert wird; wobei ein Paar Übertragungsleitungen mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate L_WirkMiN und der größten Wirkleistungsabweichungsrate L_wirkMAX und ein Paar Übertragungsleitungen mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate L_BlindMIN und der größten Blindleistungsabweichungsrate L_BlindMAX auf der Stromversorgungsseite zur Anpassung ausgewählt sind.
Das System zur Steuerung des Stabilitätsgrades des Umspannwerks-Stromnetzes nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Überwachungsvorrichtung dazu dient: die Wirkleistung der Übertragungsleitungen L_WirkMiN mit der kleinsten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung der Übertragungsleitungen L_BlindMIN mit der kleinsten Blindleistungsabweichungsrate jeweils zu verringern; die Wirkleistung der Übertragungsleitungen L_WirkMAX mit der größten Wirkleistungsabweichungsrate und die induktive Blindleistung der Übertragungsleitungen L_BlindMAX mit der größten Blindleistungsabweichungsrate jeweils zu erhöhen.
Ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines weiträumigen Stromnetzes umfasst ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Kraftwerks-Stromnetzes nach Anspruch 1 und/oder ein System zur Steuerung eines Stabilitätsgrades eines Umspannwerks-Stromnetzes nach Anspruch 5.