JP2010068574A - Vibration suppressing controller for power generator - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、発電機の軸ねじれ共振振動を抑制する発電機の振動抑制制御装置に関するものである。 The present invention relates to a generator vibration suppression control apparatus that suppresses axial torsional resonance vibration of a generator.
図10はタービン発電機と電力貯蔵用交直変換器を組み合わせた分散電源装置の概略構成図で、図10において、GTはガスタービン、SGは同期発電機、PCSは電力貯蔵用交直変換器、BTは蓄電池、LDは負荷である。また、IGは発電機出力電流で、この出力電流IGは、電力貯蔵用交直変換器PCSへの入力電流IPCSと、負荷LDへの負荷電流ILとして供給される。電力貯蔵用交直変換器PCSは、入力電流IPCSを制御して蓄電池BTを充電し、発電機SG故障時には、蓄電池BTの電力を、電力貯蔵用交直変換器PCSを介して負荷LDに供給する機能を有している。 FIG. 10 is a schematic configuration diagram of a distributed power supply device combining a turbine generator and an AC / DC converter for power storage. In FIG. 10, GT is a gas turbine, SG is a synchronous generator, PCS is an AC / DC converter for power storage, BT Is a storage battery, and LD is a load. Further, I G is a generator output current, and this output current I G is supplied as an input current I PCS to the power storage AC / DC converter PCS and a load current I L to the load LD. The power storage AC / DC converter PCS charges the storage battery BT by controlling the input current I PCS , and supplies the power of the storage battery BT to the load LD via the power storage AC / DC converter PCS when the generator SG fails. It has a function.
上述した分散電源装置で使用されるタービン発電機は、普通、ガスタービンと同期発電機との間に減速機などを介して接続されている。このような分散電源装置から負荷に電力を供給しているとき、負荷が急変した場合、発電機とガスタービンの慣性と軸の剛性から共振系となり、電力貯蔵用交直変換器PCSの制御の影響で、条件によっては発散することがある。 The turbine generator used in the above-described distributed power supply apparatus is normally connected between the gas turbine and the synchronous generator via a speed reducer or the like. When power is supplied to the load from such a distributed power supply device, if the load changes suddenly, a resonance system is formed from the inertia of the generator and the gas turbine and the rigidity of the shaft, and the influence of the control of the AC / DC converter PCS for power storage is affected. Depending on conditions, it may diverge.
上記発散が生じると発電機軸系と交直変換器間で低周波軸ねじり振動が発生するために、この軸ねじり振動を抑制する手段としては、系統の電気量から軸ねじれ振動成分を検出し、振動の抑制を行うものがある(特許文献1,2参照。)。
When the divergence occurs, low-frequency axial torsional vibration is generated between the generator shaft system and the AC / DC converter. As a means for suppressing this axial torsional vibration, the axial torsional vibration component is detected from the electrical quantity of the system, and vibration is generated. There are some which perform the suppression (see
また、他の手段としては、TCSC(Thyristor Controlled Series Capacitor)のサイリスタ制御直列リアクトルを制御することによって低周波軸ねじれ振動を抑制する方式もある(特許文献3参照。)。
上記の背景技術において、TCSCを系統に直列に挿入する特許文献3の方式は、分散電源・非常用電源システムなど小規模なシステムでは、構成が複雑になり、設備費が高騰するため、あまり望ましくなく、また、特許文献1,2の方式では、発電機の機械系を考慮していないため、共振抑制が行えない場合がある、という問題がある。
In the above background art, the method of
本発明の目的は、上記の事情に鑑みてなされたもので、構成を簡素化するとともに、軸ねじれ共振系に減衰特性を与え、確実な共振抑制制御ができる発電機の振動抑制制御装置を提供することにある。 The object of the present invention has been made in view of the above circumstances, and provides a vibration suppression control device for a generator that simplifies the configuration, gives damping characteristics to a shaft torsional resonance system, and enables reliable resonance suppression control. There is to do.
本発明は、上記の課題を達成するため、請求項1に係る発明は、タービンで駆動される発電機と電力貯蔵用交直変換器とから構成されて負荷に電力を供給する分散電源装置を構成し、前記電力貯蔵用交直変換器を制御する電力貯蔵用交直変換制御器によって前記発電機の電流、電力またはトルクを制御して、発電機の軸ねじり共振系に減衰特性を与える発電機の振動抑制制御装置において、
発電機電圧VGと電流IGの検出値および発電機の特性方程式から、磁極の位相θGと界磁の大きさΦ0dを推定するオブザーバを備え、
前記電力貯蔵用交直変換制御器は、前記オブザーバによる推定値を基に発電機の軸ねじれ共振系に減衰特性を与えることを特徴とするものである。
In order to achieve the above object, the invention according to
An observer is provided to estimate the phase θ G of the magnetic pole and the field magnitude Φ 0d from the detected values of the generator voltage V G and current I G and the characteristic equation of the generator,
The AC / DC converter for power storage is characterized by giving damping characteristics to the torsional resonance system of the generator based on the estimated value by the observer.
請求項2に係る発明は、前記電力貯蔵用交直変換制御器は、
発電機回転角速度を基に共振抑制制御電流を求める共振抑制制御部と、
この制御部の出力を電流に変換するトルク−電流変換係数部と、
電力貯蔵用交直変換電力指令を基にした電流指令を求める電流指令演算部と、
電力貯蔵用交直変換出力電流が与えられ、磁極位相を用いて固定座標を同期回転座標に変換してdq軸電流を得る第1座標変換部と、
前記電流指令演算部から出力された電流指令と前記トルク−電流変換係数部から得られた電流との偏差出力を得る電力貯蔵用交直変換電流指令出力部と、
前記電力貯蔵用交直変換電流指令出力部から出力された電流と前記第1座標変換部から出力されたdq軸電流との偏差出力が供給される電流制御器と、
前記電流制御器から出力された電流を磁極位相を用いて同期回転座標を固定座標に変換する第2座標変換部と、
前記第2座標変換部に得られた出力から電力貯蔵用交直変換電流を得る電力貯蔵用交直変換器とを備え、
前記オブザーバは、同一次元オブザーバまたは最小次元オブザーバで構成し、界磁の大きさΦ0dの推定値で前記トルク−電流変換係数部のゲインを補正することを特徴とするものである。
The invention according to
A resonance suppression control unit for obtaining a resonance suppression control current based on the generator rotation angular velocity;
A torque-current conversion coefficient unit for converting the output of the control unit into current;
A current command calculation unit for obtaining a current command based on the AC / DC conversion power command for power storage;
A first coordinate conversion unit which is provided with an AC / DC conversion output current for power storage and converts a fixed coordinate to a synchronous rotation coordinate using a magnetic pole phase to obtain a dq axis current;
An AC / DC conversion current command output unit for power storage that obtains a deviation output between the current command output from the current command calculation unit and the current obtained from the torque-current conversion coefficient unit;
A current controller to which a deviation output between the current output from the AC / DC conversion current command output unit for power storage and the dq axis current output from the first coordinate conversion unit is supplied;
A second coordinate converter that converts the synchronous rotation coordinates into fixed coordinates using the magnetic pole phase for the current output from the current controller;
An electric power storage AC / DC converter that obtains an AC / DC conversion current for electric power storage from the output obtained in the second coordinate conversion unit,
The observer is configured by a one-dimensional observer or a minimum-dimensional observer, and the gain of the torque-current conversion coefficient unit is corrected by an estimated value of the field magnitude Φ 0d .
請求項3に係る発明は、前記オブザーバは、前記磁極の位相θGを推定して前記第1および第2座標変換部に磁極位相として与え、この磁極位相θGの推定値を微分して前記共振抑制制御部に発電機回転角速度ωGとして与えることを特徴とするものである。
In the invention according to
請求項4に係る発明は、前記オブザーバは、発電機の界磁電流IEfから界磁束Φ0dの微分値を求めてオブザーバ演算に用いることを特徴とするものである。 The invention according to claim 4 is characterized in that the observer obtains a differential value of the field flux Φ 0d from the field current I Ef of the generator and uses it for the observer calculation.
以上のとおり、本発明によれば、構成を簡素化するとともに、軸ねじれ共振系に減衰特性を与え、確実な共振抑制制御ができる利点がある。 As described above, according to the present invention, there is an advantage that the configuration can be simplified, the damping characteristic can be given to the shaft torsional resonance system, and reliable resonance suppression control can be performed.
特に、発電機速度を検出することなく、発電機の軸ねじれ共振系に制御的に減衰特性とすることができる。また、発電機の界磁磁束の大きさをと磁極位置が推定できるため、トルク制御が正確になる。 In particular, damping characteristics can be controlled in the axial torsional resonance system of the generator without detecting the generator speed. Further, since the magnetic pole position can be estimated based on the magnitude of the field magnetic flux of the generator, the torque control becomes accurate.
(基本構成)
本発明の実施形態を説明する前に、本発明の基本構成を説明する。図11は、本発明で対象とする発電機の振動抑制制御システムのブロック図であり、GCTはタービン速度制御部、GCGは発電機励磁制御部(AVR)、GCPCSは電力貯蔵用交直変換(PCS)制御部である。
(Basic configuration)
Before describing the embodiment of the present invention, the basic configuration of the present invention will be described. FIG. 11 is a block diagram of a generator vibration suppression control system targeted by the present invention, where G CT is a turbine speed control unit, G CG is a generator excitation control unit (AVR), and G CPCS is a power storage AC / DC. A conversion (PCS) control unit.
タービン速度制御部GCTは、目標角速度ωnと発電機回転角速度ωGからタービン機械特性部GTに発電機・タービントルク出力TGTが与えられる。タービン機械特性部GTは、発電機機械特性部GGMと軸トルクTXで結ばれる。 Turbine speed control unit G CT the generator turbine torque output T GT is given from the target angular speed omega n and the generator rotational angular velocity omega G in turbomachinery characteristic unit G T. Turbine mechanical properties section G T is connected by the generator mechanical properties section G GM and the axial torque T X.
発電機機械特性部GGMから出力される発電機回転角速度ωGは、発電機特性部GGに与えられ、発電機特性部GGからは発電機トルクTGが発電機機械特性部GGMに与えられる。 The generator rotational angular velocity omega G output from the generator mechanical properties section G GM is given to the generator characteristic portion G G, generator torque T G from the generator characteristic portion G G is the generator mechanical properties section G GM Given to.
発電機特性部GGには、発電機励磁制御部GCGから励磁電流IEXが与えられ、発電機出力電圧VGが出力される。この発電機出力電圧VGは、発電機励磁制御部GCG、PCS制御部GCPCS及び負荷特性部GLに与えられる。 The generator characteristic portion G G, the exciting current I EX is applied from the generator excitation control unit G CG, the generator output voltage V G is output. This generator output voltage V G is given to the generator excitation control unit G CG , the PCS control unit G CPCS and the load characteristic unit G L.
GPCSはPCS特性部で、このPCS特性部GPCSには発電機出力電圧VGがPCS電圧VPCSとして与えられるとともに、PCS制御部GCPCSからPCS電流IPCSRが与えられる。 G PCS is a PCS characteristic section. The PCS characteristic section G PCS is supplied with the generator output voltage V G as the PCS voltage V PCS and the PCS control section G CPCS is supplied with the PCS current I PCSR .
PCS特性部GPCSからは、電流IPCSが出力され、負荷特性部GLからの負荷電流ILとの和が取られて、電流IGが発電機特性部GGに与えられる。 From PCS characteristic unit G PCS, current I PCS is outputted, is taken the sum of the load current I L from the load characteristic portion G L is the current I G is supplied to the generator characteristic portion G G.
上記のように構成されたシステムにおいて、PCSの電流または電力を制御することにより、発電機の軸ねじり共振を減衰させることができる。このことを、以下詳述する。 In the system configured as described above, the torsional resonance of the generator can be attenuated by controlling the current or power of the PCS. This will be described in detail below.
まず、発電機・機械系モデルを図12に示す2慣性系とすると、ブロック線図は図13に示すようになる。図12、図13において、JTはタービン慣性モーメント、KTは軸ねじれ剛性、TXは軸トルク、TGは発電機トルク、JGは発電機慣性モーメント、ωTタービン回転角速度(=dθT/dt)、ωGは発電機回転角速度(=dθG/dt)である。 First, assuming that the generator / mechanical system model is a two-inertia system shown in FIG. 12, the block diagram is as shown in FIG. 12 and 13, J T is the turbine inertia moment, K T is the shaft torsional rigidity, T X is the shaft torque, T G is the generator torque, J G is the generator inertia moment, and ω T turbine rotational angular velocity (= dθ T / dt), ω G is the generator rotational angular velocity (= dθ G / dt).
そして、図13において、発電機トルクTGから発電機回転角速度ωGまでの伝達関数GGMは、機械系の損失を無視すると、次の(1)式となる。 In FIG. 13, the transfer function G GM from the generator torque T G to the generator rotational angular velocity ω G is expressed by the following equation (1) when the loss of the mechanical system is ignored.
上記(1)式には、減衰項がないため、負荷急変時などのように急激なトルクが発電機に加わると、発電機には軸ねじり振動が生じて減衰しない。このため、この振動を減衰させるために、発電機回転角速度ωGを図14に示すように、KA(s2+β・s)のブロックを介して発電機トルクTGにフィードバックする。 Since the equation (1) has no damping term, when a sudden torque is applied to the generator, such as when the load suddenly changes, shaft torsional vibration is generated in the generator and is not attenuated. Therefore, in order to attenuate this vibration, the generator rotational angular velocity ω G is fed back to the generator torque T G via a block of K A (s 2 + β · s) as shown in FIG.
図14に示すような構成にすると、伝達関数は、次式(2)式となり、減衰項を付加できる。なお、(2)式において、ζの値を設定することで、減衰は調整できる。 With the configuration as shown in FIG. 14, the transfer function is expressed by the following equation (2), and an attenuation term can be added. In equation (2), the attenuation can be adjusted by setting the value of ζ.
図15は、PCS制御部GCPCSに発電機角速度ωGをフィードバックさせて軸ねじり振動を減衰させるブロック構成図であり、PCS制御部(GCPCS)100には発電機角速度ωG、発電機出力電圧VG、PCS電力指令PPCS REFが入力される。 FIG. 15 is a block configuration diagram in which the generator angular velocity ω G is fed back to the PCS control unit G CPCS to attenuate shaft torsional vibration. The PCS control unit (G CPCS ) 100 includes the generator angular velocity ω G and the generator output. The voltage V G and the PCS power command P PCS REF are input.
PCS制御部GCPCSは、詳細を図16に示すように構成され、発電機出力電圧VGを検出し、PLLにより電圧の位相角を求め、これを用いて座標変換(固定座標から同期回転座標、同期回転座標から固定座標)を行う。軸ねじり振動を減衰させるために、発電機回転数と発電機出力電圧、PCS電流を検出し、PCS制御部GCPCS(詳細は後述する)に入力される。 The PCS control unit G CPCS is configured in detail as shown in FIG. 16, detects the generator output voltage V G , obtains the phase angle of the voltage by a PLL, and uses this to perform coordinate conversion (from fixed coordinates to synchronous rotating coordinates , Fixed coordinates from synchronous rotation coordinates). In order to attenuate the shaft torsional vibration, the generator rotational speed, the generator output voltage, and the PCS current are detected and input to the PCS controller G CPCS (details will be described later).
図15において、PCS制御部(GCPCS)100からは三相電流IPCS abcが出力され、この電流と負荷電流が加算器101で加算されて、電流−トルク変換部200に入力される。電流−トルク変換部200では、「k・ΦGd」(但し、k:発電機極対数、ΦGd:界磁磁束)が演算され、その出力には発電機トルクTGが得られる。この発電機トルクTGは、発電機機械特性部(GGM)300に入力され、出力に発電機回転角速度ωGが得られ、この発電機回転角速度ωGはPCS制御部(GCPCS)100にフィードバックされ、軸ねじり振動が減衰される。
In FIG. 15, a three-phase current I PCS abc is output from the PCS control unit (G CPCS ) 100, and this current and the load current are added by the
PCS制御部(GCPCS)100の詳細なブロック構成図になる図16において、共振抑制制御部11は発電機回転角速度ωGが入力されると、図14で示したKA(s2+β・s)の処理を行うが、ここでは、実用性を考慮して次の(3)式の低域通過フィルタの特性を加えて処理する。
16 to become a detailed block diagram of a PCS control unit (
発電機角速度が共振抑制制御部11で処理されると共振抑制トルク指令となって出力され、この出力がトルク−電流変換係数部12に入力されて出力にdq軸電流IR dq指令が得られ、第1偏差部13のマイナス端に与えられる。
When the generator angular velocity is processed by the resonance
第1偏差部13のプラス端には、電流指令演算部14からの電流指令が与えられる。この電流指令は、電流指令演算部14に入力されるPCS電力指令PPCS REFを演算することにより得られる。
A current command from the current
15は発電機出力電圧VGが入力されるPLL回路部で、このPLL回路部15により電圧の位相角θV *が求められ、この位相角θV *は固定座標・同期回転座標変換部16と同期回転座標・固定座標変換部17に与えられる。
固定座標・同期回転座標変換部16は三相電流IPCS abcを位相角θV *を用いて、dq軸電流IPCS dqに変換して第2偏差部18のマイナス端に与える。この第2偏差部18のプラス端には第1偏差部13からの偏差出力であるPCS電流指令が与えられ、その偏差出力が電流制御器19に入力された後、同期回転座標・固定座標変換部17に入力され、位相角θV *を用いて三相電流IPCS abcに変換されて、PCS部20から出力される。
The fixed coordinate / synchronous rotating coordinate
上記までの構成による振動抑制は、発電機回転角速度、または発電機電圧の周波数を検出してフィードバックすることにより、軸ねじれ共振系に減衰項を与え、これにより振動抑制を得る。ここで、発電機回転角速度、または発電機電圧の周波数の検出には、たとえば発電機端子電圧をPLLにより検出して発電機回転角を算出しているため、電流が流れている状態では、実際の回転角との間に差異があり、また、PLLの検出遅れが存在する。このため、共振抑制に支障がでる可能性がある。また、電流−トルク変換の係数Φωは発電機の励磁電流によって変動し、正確なトルク制御が難しい場合がある。 In the vibration suppression by the above configuration, a damping term is given to the axial torsional resonance system by detecting and feeding back the generator rotational angular velocity or the frequency of the generator voltage, thereby obtaining the vibration suppression. Here, since the generator rotation angular velocity or the frequency of the generator voltage is detected, for example, the generator terminal voltage is detected by a PLL and the generator rotation angle is calculated. There is a difference between the rotation angle and the detection delay of the PLL. For this reason, there is a possibility that resonance suppression may be hindered. Also, the current-torque conversion coefficient Φω varies depending on the exciting current of the generator, and accurate torque control may be difficult.
そこで、本発明では、図1に示す様に、発電機電圧、発電機電流、界磁束(界磁電流)を検出し、オブザーバにより発電機ロータ角、角速度を推定し、この推定により振動抑制制御を行う。 Therefore, in the present invention, as shown in FIG. 1, the generator voltage, generator current, and field flux (field current) are detected, and the generator rotor angle and angular velocity are estimated by an observer, and vibration suppression control is performed by this estimation. I do.
図1の構成を説明する。図15におけるPCS制御部(GCPCS)100は電力貯蔵用交直変換器本体(GPCS)100AとPCS制御器100Bに分離して示し、オブザーバ400によって系統電圧VGや発電機電流IGから位相角θGや界磁束Φ0dなどを推定し、PCS制御器100Bにより振動抑制制御した電流IPCSを得る。電圧一定制御部500は、系統電圧VGが一定になるよう界磁電流IEfを求め、この界磁電流IEfに対応する界磁束Φ0dを係数値501で変換し、電流−トルク変換器200の界磁束を制御することで発電機電圧を一定に制御する。回転速度一定制御部600は、発電機角速度ωGの検出値と系統周波数設定値と比較し、タービン速度制御により発電機速度を一定に制御する。発電特性演算部700は、発電機の角速度ωGと界磁束Φ0dから発電機特性によって系統電圧(発電機電圧)VGを出力する。
The configuration of FIG. 1 will be described. PCS control unit in FIG. 15 (
以下、オブザーバ400による発電機ロータ角、角速度の推定を詳細に説明する。
Hereinafter, the estimation of the generator rotor angle and angular velocity by the
通常、発電機回転角速度はタービンによりほぼ一定に保たれているので回転角速度は一定とし、また、突極性は小さいと仮定した。発電機は同期発電機として、α―β座標系(図2参照)で発電機の特性方程式は式(4)、(5)となる。 Usually, since the generator rotational angular velocity is kept almost constant by the turbine, the rotational angular velocity is assumed to be constant, and the saliency is assumed to be small. The generator is a synchronous generator, and the characteristic equation of the generator is expressed by equations (4) and (5) in the α-β coordinate system (see FIG. 2).
界磁電流による界磁束は式(6)となり、式(7)の関係から、Ld=Lqとして式(4)、(5)を書き改めると、式(8)となる。 The field magnetic flux due to the field current is expressed by equation (6). From the relationship of equation (7), when equations (4) and (5) are rewritten with Ld = Lq, equation (8) is obtained.
上記の式(8)の導出は、図3に手順を示す。 The derivation of the above equation (8) shows the procedure in FIG.
図1におけるオブザーバとして、同一次元オブザーバおよび最小次元オブザーバの構成を以下に説明する。 As the observer in FIG. 1, the configurations of the same-dimensional observer and the minimum-dimensional observer will be described below.
(a)同一次元オブザーバ
一般的な方法で同一次元オブザーバを以下のように構成する。
(A) Same Dimension Observer The same dimensional observer is configured as follows by a general method.
式(9)をブロック図で構成すると図4になり、式(8)、(9)より、推定誤差eに対する方程式は When equation (9) is configured as a block diagram, it becomes FIG. 4. From equations (8) and (9), the equation for estimation error e is
のように(10)式となり、χによる誤差が生じるが、界磁束の大きさの変化は回転に比較して緩やかであり、また,定常的には0になるので、誤差に対する方程式としては式(11)となり、式(11)が安定になるようにオブザーバゲインを設計することで磁極の位置が誤差なく推定できる。 (10) and an error due to χ occurs, but the change in the magnitude of the field magnetic flux is more gradual than that of rotation, and is constantly 0, so that the equation for the error is The position of the magnetic pole can be estimated without error by designing the observer gain so that Equation (11) becomes stable.
(b)最小次元オブザーバ
式(8)でΦ0αβを推定する最小次元オブザーバを構成する。
(B) Minimum dimensional observer A minimum dimensional observer for estimating Φ 0αβ is configured by equation (8).
として、 As
より、誤差に対する方程式は、 Therefore, the equation for error is
となるので、 So,
の特性方程式の根が安定領域に入るようにオブザーバゲインを設計すれば、オブザーバの誤差をなくすことができる。 If the observer gain is designed so that the root of the characteristic equation (1) falls within the stable region, the error of the observer can be eliminated.
として、式(12)、式(13)より以下の式が得られる。 As a result, the following formula is obtained from formula (12) and formula (13).
この式(17)をブロック図で構成すると図5となる。 This equation (17) is configured as a block diagram as shown in FIG.
式(15)のオブザーバゲインの設計を説明する。式(15)のオブザーバゲインKPを、 The design of the observer gain of Expression (15) will be described. The observer gain K P in equation (15) is
とすると、 Then,
となり、特性方程式は式(20)となり、S平面に於いて、βが実軸成分を、αが虚軸成分を決める。 Thus, the characteristic equation is Equation (20). In the S plane, β determines the real axis component and α determines the imaginary axis component.
式(20)より、S平面に於いて、βが実軸上の位置を、αが虚軸上の位置を決める。 From equation (20), β determines the position on the real axis and α determines the position on the imaginary axis in the S plane.
(実施形態1)
図6にPCS制御器を示すように、発電機電圧VG、電流IGの検出信号から、3相−2相変換部21でαβ座標系の電圧Vαβ、Iαβに変換し、これら電圧Vαβ、Iαβからオブザーバ22により,発電機回転角θGと界磁束Φ0dを推定し,θGを微分演算部23で微分することで回転角速度ωGを求め、共振抑制演算を行う。オブザーバ22として式(9)によって表現される同一次元オブザーバを用いる。
(Embodiment 1)
As shown in FIG. 6, the generator voltage V G and current I G detection signals are converted into αβ coordinate system voltages V αβ and I αβ by the three-phase to two-
また、トルク−電流変換係数(KP)部12のトルク・電流変換係数KPを推定したΦ0dで補正する。なお、座標変換部16,17ではθGを用いて固定座標から同期回転座標、同期回転座標から固定座標への変換を行う。共振抑制の考え方は図15と同じ制御理論になる。
Further, the torque / current conversion coefficient K P of the torque-current conversion coefficient (K P )
本実施形態によれば、電圧一定制御による界磁の大きさの変化は緩やかであり、その微分を0としてオブザーバを構成しているため、誤差が生じる可能性があるが、界磁磁束(界磁電流)の微分を検出する必要がない。また、演算が比較的簡単になる。 According to the present embodiment, the change in the magnitude of the field due to the constant voltage control is gradual, and since the observer is configured with its derivative set to 0, an error may occur. There is no need to detect the derivative of the magnetic current. In addition, the calculation is relatively easy.
(実施形態2)
図7にPCS制御部を示し、図6と同様に、発電機電圧、電流を検出し。オブザーバにより、発電機回転角θGと界磁Φ0dを推定し、θGを微分することで回転角速度を求め、共振抑制演算を行う。また、トルク・電流変換係数を推定したΦ0dで補正する。また、発事機回転角θGを用いて座標変換(固定座標から同期回転座標、同期回転座標から固定座標)を行う。オブザーバ22として式(9)によって表現される同一次元オブザーバを用いる。
(Embodiment 2)
FIG. 7 shows the PCS control unit, and as in FIG. 6, the generator voltage and current are detected. The generator rotational angle θ G and field Φ 0d are estimated by an observer, and the rotational angular velocity is obtained by differentiating θ G to perform resonance suppression calculation. Further, the torque / current conversion coefficient is corrected by the estimated Φ 0d . Also, coordinate transformation (fixed coordinates to synchronous rotating coordinates, synchronous rotating coordinates to fixed coordinates) is performed using the event machine rotation angle θ G. The same-dimensional observer expressed by the equation (9) is used as the
異なる部分は、式(9)のオブザーバでは界磁束Φ0dの微分を0としたが、この実施形態では式(21)を用い、界磁電流IEfから微分演算部24を通して界磁束Φ0dの微分値を演算してオブザーバ演算に用いる。これにより、より正確な回転角、界磁の推定を行うことができる。
The difference is that the observer of the equation (9) sets the derivative of the field flux Φ 0d to 0, but in this embodiment, the equation (21) is used to change the field flux Φ 0d from the field current I Ef through the
共振抑制の考え方は図15と同じ制御理論になる。 The concept of resonance suppression is the same control theory as in FIG.
本実施形態によれば、界磁の大きさの変化を検出してオブザーバに使用することで、実施形態1に比較して、正確で応答性の良い推定が行える。 According to the present embodiment, by detecting a change in the size of the field and using it as an observer, it is possible to perform estimation that is more accurate and responsive than the first embodiment.
(実施形態3)
図8にPCS制御部を示す。図6と同様に、発電機電圧、電流を検出し,オブザーバにより、発電機回転角θGと界磁束Φ0dを推定し、θGを微分することで回転角速度ωGを求め、共振抑制演算を行う。また、トルク・電流変換係数を推定したΦ0dで補正する。また、θGを用いて座標変換(固定座標から同期回転座標、同期回転座標から固定座標)を行う。オブザーバ25として式(17)によって表現される最小次元オブザーバを用いる。共振抑制の考え方は図15と同じ制御理論になる。
(Embodiment 3)
FIG. 8 shows the PCS control unit. As in FIG. 6, the generator voltage and current are detected, the generator rotation angle θ G and the field flux Φ 0d are estimated by an observer, and the rotation angular velocity ω G is obtained by differentiating θ G to calculate resonance suppression. I do. Further, the torque / current conversion coefficient is corrected by the estimated Φ 0d . Further, coordinate transformation (fixed coordinates to synchronous rotating coordinates, synchronous rotating coordinates to fixed coordinates) is performed using θ G. As the
本実施形態によれば、最小次元オブザーバの構成にすることで、実施形態1.2に比較して、オブザーバの次数が少なくでき、演算が簡単になる。 According to the present embodiment, the configuration of the minimum dimension observer makes it possible to reduce the order of the observer as compared with the embodiment 1.2 and simplify the calculation.
(実施形態4)
図9にPCS制御部を示す。図7と同様に、発電機電圧、電流を検出し、オブザーバにより、発電機回転角θGと界磁束Φ0dを推定し、θGを微分することで回転角速度を求め、共振抑制演算を行う。また、トルク・電流変換係数を推定したΦ0dで補正する。また、θGを用いて座標変換(固定座標から同期回転座標、同期回転座標から固定座標)を行う。オブザーバ25として式(17)によって表現される最小次元オブザーバを用いる。共振抑制の考え方は図15と同じ制御理論になる。
(Embodiment 4)
FIG. 9 shows the PCS control unit. As in FIG. 7, the generator voltage and current are detected, the generator rotation angle θ G and the field flux Φ 0d are estimated by an observer, the rotation angular velocity is obtained by differentiating θ G , and the resonance suppression calculation is performed. . Further, the torque / current conversion coefficient is corrected by the estimated Φ 0d . Further, coordinate transformation (fixed coordinates to synchronous rotating coordinates, synchronous rotating coordinates to fixed coordinates) is performed using θ G. As the
本実施形態によれば、最小次元オブザーバの構成にすることで、実施形態1.2に比較して、オブザーバの次数が少なくでき、演算が簡単になる。 According to the present embodiment, the configuration of the minimum dimension observer makes it possible to reduce the order of the observer as compared with the embodiment 1.2 and simplify the calculation.
また、式(9)のオブザーバでは界磁束Φ0dの微分を0としたが、この実施形態では界磁電流の値から界磁束Φ0dの微分を演算してオブザーバ演算に用いる。これにより、より正確な回転角、界磁束の推定を行うことができる。 Further, in the observer of the equation (9), the derivative of the field flux Φ 0d is set to 0, but in this embodiment, the derivative of the field flux Φ 0d is calculated from the value of the field current and used for the observer calculation. Thereby, more accurate rotation angle and field flux can be estimated.
100A…電力貯蔵用交直変換器本体
100B…PCS制御器
200…電流−トルク変換器
300…発電機機械特性部
400…オブザーバ
500…電圧一定制御部
600…回転速度一定制御部
700…発電特性演算部
11…共振抑制制御部
12…トルク−電流変換係数部
14…電流指令演算部
15…PLL回路部
16…固定座標・同期回転座標変換部
17…同期回転座標・固定座標変換部
19…電流制御器
20…PCS部
21…3相−2相変換部
22…オブザーバ
23、24…微分演算部
DESCRIPTION OF
Claims (4)
発電機電圧VGと電流IGの検出値および発電機の特性方程式から、磁極の位相θGと界磁の大きさΦ0dを推定するオブザーバを備え、
前記電力貯蔵用交直変換制御器は、前記オブザーバによる推定値を基に発電機の軸ねじれ共振系に減衰特性を与えることを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。 The power storage AC / DC converter is configured by a generator driven by a turbine and an AC / DC converter for power storage and configured to supply power to a load, and controls the AC / DC converter for power storage. In the generator vibration suppression control device for controlling the current, power or torque of the generator to give damping characteristics to the shaft torsional resonance system of the generator,
An observer is provided to estimate the phase θ G of the magnetic pole and the field magnitude Φ 0d from the detected values of the generator voltage V G and current I G and the characteristic equation of the generator,
A generator vibration suppression control apparatus, wherein the AC / DC conversion controller for power storage gives a damping characteristic to a torsional resonance system of a generator based on an estimated value by the observer.
発電機回転角速度を基に共振抑制制御電流を求める共振抑制制御部と、
この制御部の出力を電流に変換するトルク−電流変換係数部と、
電力貯蔵用交直変換電力指令を基にした電流指令を求める電流指令演算部と、
電力貯蔵用交直変換出力電流が与えられ、磁極位相を用いて固定座標を同期回転座標に変換してdq軸電流を得る第1座標変換部と、
前記電流指令演算部から出力された電流指令と前記トルク−電流変換係数部から得られた電流との偏差出力を得る電力貯蔵用交直変換電流指令出力部と、
前記電力貯蔵用交直変換電流指令出力部から出力された電流と前記第1座標変換部から出力されたdq軸電流との偏差出力が供給される電流制御器と、
前記電流制御器から出力された電流を磁極位相を用いて同期回転座標を固定座標に変換する第2座標変換部と、
前記第2座標変換部に得られた出力から電力貯蔵用交直変換電流を得る電力貯蔵用交直変換器とを備え、
前記オブザーバは、同一次元オブザーバまたは最小次元オブザーバで構成し、界磁の大きさΦ0dの推定値で前記トルク−電流変換係数部のゲインを補正することを特徴とする請求項1に記載の発電機の振動抑制制御装置。 The AC / DC conversion controller for power storage is:
A resonance suppression control unit for obtaining a resonance suppression control current based on the generator rotation angular velocity;
A torque-current conversion coefficient unit for converting the output of the control unit into current;
A current command calculation unit for obtaining a current command based on the AC / DC conversion power command for power storage;
A first coordinate conversion unit which is provided with an AC / DC conversion output current for power storage and converts a fixed coordinate to a synchronous rotation coordinate using a magnetic pole phase to obtain a dq axis current;
An AC / DC conversion current command output unit for power storage that obtains a deviation output between the current command output from the current command calculation unit and the current obtained from the torque-current conversion coefficient unit;
A current controller to which a deviation output between the current output from the AC / DC conversion current command output unit for power storage and the dq axis current output from the first coordinate conversion unit is supplied;
A second coordinate converter that converts the synchronous rotation coordinates into fixed coordinates using the magnetic pole phase for the current output from the current controller;
An electric power storage AC / DC converter that obtains an AC / DC conversion current for electric power storage from the output obtained in the second coordinate conversion unit,
2. The power generation according to claim 1, wherein the observer is configured by a one-dimensional observer or a minimum-dimensional observer, and the gain of the torque-current conversion coefficient unit is corrected by an estimated value of a field magnitude Φ 0d. Machine vibration suppression control device.
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