WO2013020482A2 - 发电机励磁系统主、辅环协调控制方法 - Google Patents

发电机励磁系统主、辅环协调控制方法 Download PDF

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WO2013020482A2
WO2013020482A2 PCT/CN2012/079629 CN2012079629W WO2013020482A2 WO 2013020482 A2 WO2013020482 A2 WO 2013020482A2 CN 2012079629 W CN2012079629 W CN 2012079629W WO 2013020482 A2 WO2013020482 A2 WO 2013020482A2
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excitation
generator
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low
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Inventor
许其品
邵宜祥
徐蓉
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国电南瑞科技股份有限公司
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/10—Control effected upon generator excitation circuit to reduce harmful effects of overloads or transients, e.g. sudden application of load, sudden removal of load, sudden change of load

Definitions

  • the invention relates to a coordinated control method between a primary ring and a secondary ring, a secondary ring and a secondary ring of a main control function of a generator excitation system, and belongs to the technical field of power system excitation control.
  • the grid dispatching has put forward higher and higher requirements for the excitation system, and gradually reinforced the grid.
  • the requirements of the system are included in the scope of power grid management.
  • the generator excitation system is no longer just the excitation of the power plant, but also the excitation of the power system, which plays a vital role in improving the stability of the power system.
  • the stability of the power system can be divided into small disturbance stability problems and large disturbance stability problems.
  • Small disturbance refers to the fluctuation of the electrical quantity of the grid caused by the slow change of the grid load.
  • the stability point of the dynamic system there is no change.
  • the large disturbance refers to the fluctuation of the electrical quantity of the grid caused by the rapid change of the grid load.
  • the stability point has changed significantly, that is, Jump from the old stable point to the new stable point.
  • the excitation system is the core control component of the generator set. It is a real-time control system. Its performance directly affects the safety production of the power plant and the safety and stability of the power grid. Therefore, the excitation system not only needs to ensure the safe and stable operation of the power plant, but also must provide strong support for the stability of the power grid, not only the control performance requirements of the small disturbance of the power grid, but also the large disturbances such as short circuits. The requirements of the rapidity and stability of the control, for this reason, the excitation system not only needs to have the rapid adjustment of the large disturbance caused by the grid fault, but also has the stability of the regulation caused by the small load disturbance caused by the grid load variation.
  • the technical problem to be solved by the present invention is that the existing excitation system of the genset usually only focuses on maintaining the stability of the terminal voltage of the genset, and lacks the necessary coordinated control strategy in the case of large disturbance or failure, resulting in the genset being unable to Quickly returning to the new stable point and disconnecting from the grid will not only provide support for the stability of the grid, but may cause the fault of the grid to expand or the stability problem to become more prominent.
  • the present invention provides a generator excitation system main, Auxiliary ring coordinated control method
  • the main ring controller is used for the excitation system to maintain the generator terminal voltage
  • the auxiliary ring controller includes a low excitation limiter, a PSS controller, an overexcitation limiter, an excitation regulator, and a V/F controller
  • the characteristic is: in the coordinated control process of the low excitation limiter and the main ring controller, when the power grid is smallly disturbed, the primary ring controller amplification factor is increased by 0-50%, and the low excitation limiter proportional amplification factor is reduced by 0- 25%; When the power grid is disturbed, the low-excitation limiter amplification factor is increased to 2-10 times, and the low-excitation limiter adjustment time is reduced by 2-4s. It not only solves the rapidity of the excitation control during large disturbances, but also ensures the stability at steady state.
  • the foregoing method for coordinating control of the main and auxiliary loops of the generator excitation system is characterized in that: in the low excitation limiter, the transfer function of the low excitation limit model is used when the grid is smallly disturbed.
  • Proportional magnification K q in K qc X The range of values is 5 - 15, large disturbances in the grid q 1 + T qc2 xs qc
  • K q When, K q .
  • the value ranges from 20 to 100, where T is the lead time constant, T is the time delay constant, and s is the differential operator.
  • the PSS controller passes the lead control of the lead or lag through the additional control input, and then enlarges according to the set gain multiple. Thereafter, superimposed on the excitation adjustment controller to generate additional torque to provide positive damping to suppress low frequency oscillations;
  • the low-excitation limiter When the low-excitation limiter is operated, in order to prevent the generator transformer group from demagnetizing protection action caused by the deep phase of the generator, the low-excitation limiter rapidly increases the excitation voltage of the generator, thereby increasing the reactive power output by the generator.
  • Speed reduction of the low-excitation limit link to the original 1/10-1/5 thus ensuring that the generator set operating point is controlled beyond the demagnetization protection impedance circle of the generator transformer group, and does not cause long-term oscillation;
  • the overexcitation current limiter calculates the rotor heat accumulation according to the generator rotor heat capacity.
  • the overexcitation current limiter operates. , quickly limit the rotor current of the generator to the allowable current value of the normal operation of the unit, so that the generator rotor is insulated and safe;
  • the excitation regulator When the stator current of the generator exceeds the allowable value, the excitation regulator performs capacity accumulation calculation. When the accumulated heat value reaches the allowable heat value, the magnetization or demagnetization control is automatically performed according to the generator operating condition to make the generator stator The temperature is within the allowable range to avoid affecting the stator insulation life of the generator;
  • the invention provides a coordinated control method for main and auxiliary loops of a generator excitation system, abandoning the traditional fixed parameter control method, and adopting a variable parameter method to ensure that each auxiliary link of the excitation system has very good dynamic adjustment characteristics and can Close coordination, effectively solve the contradiction between the rapid regulation of excitation and the stability of excitation control under the condition of power system steady disturbance under the large disturbance of power system, and meet the stability requirement under various working conditions of power system.
  • the invention adopts the coordinated control strategy of the main and auxiliary rings to ensure that the excitation system can maintain the adjustment precision of the generator terminal voltage when the power grid is small disturbance, and can realize rapid adjustment when the power grid is disturbed, thereby improving the transient stability of the power grid. Sexuality, achieving the unification of the rapidity and stability of the excitation system's regulation performance.
  • Figure 1 is a block diagram of the coordinated control of the excitation system
  • Figure 2 shows the low excitation limit model
  • Figure 3 shows the reactive and power angle changes under large disturbances when using fixed parameter control.
  • Figure 4 shows the reactive and power angle changes under large disturbances when using adaptive variable parameter control.
  • Auxiliary ring coordination control includes PSS, underexcitation limit, overexcitation limit, rotor current limit, stator current limit, V/F limit, maximum field current limit, minimum field current limit, and so on.
  • the excitation system can ensure the high accuracy of the generator terminal voltage in the case of small disturbance of the power grid, it can well meet the safety production of the power plant and the stable operation of the power grid. Need, but when the power grid is disturbed, the generator set loses stability and the grid is unsuccessful due to the lack of the necessary coordinated control strategy of the main and auxiliary loops, which threatens the safety and stability of the grid.
  • the invention proposes:
  • the excitation system can maintain the adjustment accuracy of the generator terminal voltage when the grid is smallly disturbed, and can realize rapid adjustment when the grid is disturbed, thereby improving the transient stability of the grid.
  • the unity of the rapidity and stability of the excitation system adjustment performance is achieved.
  • the main and auxiliary ring coordinated control method of the generator excitation system of the invention mainly adjusts the rapidity and small disturbance time of the large disturbance of the power grid by selecting an appropriate auxiliary loop control model and a variable parameter control hand.
  • the stability of the adjustment Firstly, the auxiliary loop control model is guaranteed to have excellent regulation performance and has very good robustness.
  • the auxiliary loop control parameters can be automatically adjusted according to the change of working conditions to meet the rapid adjustment of large disturbances.
  • Q CTrf is the low excitation limit reference value
  • Q ts is the generator reactive power
  • T l is the leading link time constant 2 is the lag link time constant
  • s is the differential operator
  • the method for coordinating control of the main and auxiliary loops of the excitation system of the generator is characterized in that: the coordinated control strategy solves the main contradiction conversion problem, and the following control steps are adopted for different auxiliary control functions:
  • the amplification factor of the low-excitation limit link is quickly reduced to 1/10-1/5, thereby ensuring that the genset operating point is controlled beyond the demagnetization protection impedance circle of the generator transformer group, and Does not cause long-term oscillations;
  • the overexcitation current limiter correctly calculates the rotor heat accumulation according to the generator rotor heat capacity.
  • the overexcitation limiter operates quickly. Limit the rotor current of the generator to the allowable current value of the normal operation of the unit to ensure the safety of the rotor insulation of the generator;
  • the excitation regulator When the stator current of the generator exceeds the allowable value, the excitation regulator performs capacity accumulation calculation. When the accumulated heat reaches the allowable heat, it can automatically perform magnetization or demagnetization control according to the generator operating conditions to ensure the generator stator temperature. Within the permissible range, does not adversely affect the stator insulation life of the generator;
  • V/F ratio exceeds the set value, in order to ensure the normal control adjustment of other links, V/F does not act immediately, but according to the size of the V/F ratio, 0-0. Is delay;
  • the core of the invention is a coordinated control method between the primary ring and the secondary ring, the secondary ring and the secondary ring, which solves the problem of the rapidity of the excitation control during large disturbances while ensuring the stability during small disturbances.
  • the excitation system of the generator set should not only maintain the voltage stability of the terminal through the main loop control, but also quickly start various auxiliary control links such as stability, limitation and protection under large disturbance or fault conditions, and cooperate with the main loop.
  • auxiliary control links such as stability, limitation and protection under large disturbance or fault conditions
  • This patent has carried out in-depth research on each auxiliary link of the excitation system to establish a reasonable coordinated control strategy between the main ring and the auxiliary ring.
  • the variable parameter method is adopted to ensure that all auxiliary links of the excitation system have very good dynamic adjustment characteristics. It can also cooperate closely to effectively solve the contradiction between the rapid regulation of excitation and the stability of excitation control under the condition of high power system disturbance, and meet the stability requirements of various power systems.

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  • Power Engineering (AREA)
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Abstract

本发明公开了一种发电机励磁系统主、辅环协调控制方法，主环是指励磁系统的维持发电机组机端电压的控制环节，辅环控制器包括低励限制器、PSS控制器、过励限制器、励磁调节器和V/F控制器，其特征在于：低励限制器与主环控制器的协调控制过程中，在电网小扰动时，增大主环控制器放大倍数0-50%，使机端电压波动范围在0.2%以内，减小低励限制器放大倍数0-25%，增强调节的稳定性；在电网大扰动时，增大辅环控制器放大倍数至原来的2-10倍，实现调节的快速性，将低励限制器的调节时间减少2-4s。本发明既解决了大扰动时励磁控制的快速性，又保证了稳态时的稳定性。

Description

说 明 书
发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法 技术领域
本发明涉及发电机励磁系统的主要控制功能主环与辅环、辅环与 辅环间的协调控制方法， 属于电力系统励磁控制技术领域。
背景技术
随着电力系统规模的不断扩大， 电网稳定问题越来越突出， 电网 运行的安全性越来越引起人们的注意， 电网调度对于励磁系统提出了 越来越高的要求， 并逐步将电网对励磁系统的要求纳入到电网管理的 范畴， 发电机励磁系统已经不再仅仅是发电厂的励磁， 更是电力系统 的励磁， 它对提高电力系统的稳定性具有至关重要的作用。
电力系统的稳定可以分为小扰动稳定性问题和大扰动稳定性问 题。 小扰动是指电网负荷的缓慢变化引起的电网电气量的波动， 作为 动态系统的稳定点没有变化 大扰动是指电网负荷的快速变化引起的 电网电气量的波动， 稳定点已发生明显变化， 即从旧的稳定点跃迀至 新的稳定点。
励磁系统是发电机组的核心控制部件， 是实时控制系统， 它的性 能优劣直接影响到电厂的安全生产和电网的安全稳定。所以励磁系统 不但需要确保电厂的安全稳定运行， 还必须为对电网的稳定提供有力 的支撑， 不仅仅要考虑电网小扰动情况时控制性能的要求， 更需要考 虑电网发生诸如短路等大扰动情况时控制的快速性与稳定性的要求， 为此励磁系统不仅需要具有电网故障引起的大扰动时调节的快速性， 同时要具有电网负荷变动引起小扰动时调节的稳定性。而当电网发生 大扰动时， 不仅仅是励磁系统的主环在起作用， 还常常伴随着各种辅 助控制环节的作用。 在励磁控制系统中， 除了具有维持发电机机端电压、 实现不同发 电机组间的无功功率的合理分配以及提供发电机组的暂态和静态稳 定性等功能外， 还应当对发电机起到一定的保护作用。 这就要求励磁 系统具有除正常控制中发挥作用的主环之外， 还必须包含许多限制保 护以及为提高电网动态稳定抑制各种可能振荡的各种辅助控制环节， 如 PSS、 欠励限制、 过励限制、 定子电流限制、 V/F限制、 最大励磁 电流限制、 最小励磁电流限制、 调差等。 这些限制对主环的控制性能 有着或多或少的影响， 从而影响到电网稳定。 由于目前国际标准 IEEE std 421， 特别是国标 GB/T 7409. 2中励磁系统控制模型中辅助环节 与主控制环节间既有采用叠加方式的也有采用高低门方式的， 当采用 高低门形式的限制器时， 只需分别考虑主、 辅环模型和参数的选择， 而当采用叠加方式的励磁系统模型时， 则不但要分别考虑主、 辅环的 模型和参数的选择， 还必须考虑其间的协调控制。 由于采用高低门方 式的励磁系统在限制动作与退出的切换过程中经常存在较大的扰动， 所以目前励磁系统更多地采用叠加方式的模型。
发明内容
本发明要解决技术问题是 现有的发电机组励磁系统通常只注重 于维持发电机组的机端电压稳定， 在大扰动或故障情况下缺乏必要的 协调控制策略， 导致发电机组在这种情况下不能迅速回到新的稳定点 而与电网解列， 不但不能为电网的稳定提供支撑， 反而可能造成电网 的故障扩大或者稳定性问题更加突出。 为了解决以上技术问题， 本发明提供了一种发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法， 主环控制器用于励磁系统维持发电机组机端电压， 辅环控制器包括低励限制器、 PSS控制器、 过励限制器、 励磁调节器 和 V/F控制器， 其特征在于： 低励限制器与主环控制器的协调控制过 程中， 在电网小扰动时， 将主环控制器放大倍数增大 0-50%, 将低励 限制器比例放大倍数减小 0-25%; 在电网大扰动时， 将低励限制器比 例放大倍数增大至原来的 2-10倍， 将低励限制器的调节时间减少 2-4s。 既解决了大扰动时励磁控制的快速性， 又保证了稳态时的稳定 性。
前述的发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法， 其特征在于： 在 低励限制器中， 在电网小扰动时， 低励限制模型的传递函数
Kqc X 中比例放大倍数 Kq。的取值范围是 5- 15， 在电网大扰动 q 1 + Tqc2 x s qc
时， Kq。的取值范围是 20-100， 其中 T 为超前环节时间常数， T 为 滞后环节时间常数， s为微分算子。
前述的发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法， 其特征在于:还 包括以下步骤：
1)当电网发生 0. 2-2Hz的低频振荡时， 为防止振荡幅值增大进而 引起线路过载， PSS控制器通过附加控制输入经超前或滞后的相位校 正， 再按设定的增益倍数放大后， 叠加到励磁调节控制器， 产生附加 转矩提供正阻尼以抑制低频振荡；
2)当低励限制器动作时， 为防止发电机深度进相引起发电机变压 器组失磁保护动作， 低励限制器快速升高发电机励磁电压， 从而增大 发电机输出的无功功率， 在发电机运行工作点离开失磁保护区时， 迅 速减小低励限制环节的放大倍数到原来的 1/10-1/5， 从而保证将发 电机组运行点控制到发电机变压器组失磁保护阻抗圆之外， 并且不引 起长期的振荡；
3)当发电机转子电流超过额定电流的 1. 1倍时， 过励电流限制器 根据发电机转子热容量计算转子热量累积， 当发电机转子发热量超过 设定值时， 过励电流限制器动作， 快速限制发电机的转子电流到机组 正常运行的允许电流值以内， 使发电机转子绝缘安全；
4)当发电机的定子电流超过允许值时， 励磁调节器进行容量累积 计算， 当热量累计值达到允许的热量值时根据发电机运行工况自动进 行增磁或减磁控制， 使发电机定子温度在允许的范围内， 避免对发电 机定子绝缘寿命造成影响；
5)当发电机 V/F比值超过设定值时， 为保证其他环节的正常控制 调节， V/F控制器不立即动作， 而根据 V/F比值的大小做 0-0. Is的 延时；
6)当发电机转子电流超过允许的强励倍数时， 进行励磁调节装置 的通道切换 当发电机转子电流超过发电机转子的顶值电流时启动保 护跳机。 本发明提供了一种发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法， 摒弃 传统的固定参数控制方法， 采用变参数的手段， 既保证励磁系统各个 辅助环节都具有非常好的动态调节特性， 又能够密切配合， 有效解决 了电力系统大扰动情况下励磁调节快速性与电力系统稳态情况下励 磁控制稳定性之间的矛盾， 满足电力系统各种工况下对稳定的需求。 本发明通过主辅环的协调控制策略， 保证励磁系统既能够在电网小扰 动时， 维持发电机机端电压的调节精度， 又能够在电网大扰动时实现 快速调节， 从而提高电网的暂态稳定性， 实现励磁系统调节性能的快 速性与稳定性的统一。
附图说明
图 1为励磁系统协调控制框图；
图 2为低励限制模型；
图 3为采用固定参数控制时大扰动下的无功和功角变化； 图 4为采用自适应变参数控制时大扰动下的无功和功角变化。 具体实施方式
辅环协调控制包括 PSS、 欠励限制、 过励限制、 转子电流限制、 定子电流限制、 V/F限制、 最大励磁电流限制、 最小励磁电流限制、 调差等。
传统的控制方法中， 没有考虑主辅环之间的协调， 虽然在电网小 扰动情况下励磁系统可以保证发电机组机端电压具有较高的精度 能 够很好地满足电厂安全生产和电网稳定运行的需要， 但当电网发生大 扰动时， 往往由于缺乏必须的主辅环协调控制策略导致发电机组失去 稳定与电网解列， 进而威胁电网的安全稳定。 本发明提出：
通过主辅环的协调控制策略， 保证励磁系统既能够在电网小扰动 时， 维持发电机机端电压的调节精度， 又能够在电网大扰动时实现快 速调节， 从而提高电网的暂态稳定性， 实现励磁系统调节性能的快速 性与稳定性的统一。 低励限制器与主环控制器的协调控制过程中， 在 电网小扰动时， 增大主环控制器放大倍数 0-50%, 使机端电压波动范 围在 0. 2%以内，减小低励限制器放大倍数 0-25%增强调节的稳定性； 在电网大扰动时， 增大辅环控制器放大倍数至原来的 2- 10倍， 实现 调节的快速性， 将低励限制器的调节时间减少 2-4s。
本发明的发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法， 主辅环协调控 制策略主要通过选择合适的辅环控制模型结合变参数的控制手 ¾ 协 调电网大扰动时调节的快速性和小扰动时调节的稳定性。 即首先保证 辅环控制模型具有优良的调节性能并具有非常好的鲁棒 其次保证 辅环控制参数能够根据工况的变化进行自动调整， 满足大扰动时调节 的快速性。 如图 2所示， 低励控制器中， QCTrf为低励限制参考值， Qts 为发电机无功功率， 为低励限制输出上限， 一般为 0. 05， IW低 励限制输出值， 在电网小扰动时， 低励限制模型的传递函数
K X ^l^中比例放大倍数 Kq。的范围是 5- 15， 电网大扰动时 Kq。的 q 1 + Tqc2 x s
范围是 20- 100， 其中 T l为超前环节时间常数 2为滞后环节时间常数， s为微分算子。
本发明的发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法， 其特征在于： 协调控制策略解决的是主要矛盾的转化问题， 针对不同的辅助控 制功能， 采用以下的控制步骤：
1 ) 当电网发生 0. 2-2HZ的低频振荡时， 为防止振荡幅值增大进 而引起线路过载， PSS通过附加控制输入经超前或滞后的相位校正， 再按一定的增益倍数放大后， 叠加到励磁调节环节， 产生附加转矩提 供正阻尼以抑制低频振荡； 2)当低励限制动作时， 为防止发电机深度进相引起发电机变压器 组失磁保护动作， 低励快速升高发电机励磁电压， 从而增大发电机输 出的无功功率， 在发电机运行工作点离开失磁保护区时， 迅速减小低 励限制环节的放大倍数到 1/10-1/5， 从而保证将发电机组运行点控 制到发电机变压器组失磁保护阻抗圆之外， 并不引起长期的振荡；
3)当发电机转子电流超过 1. 1倍额定电流时， 过励电流限制器根 据发电机转子热容量正确计算转子热量累积 当发电机转子发热量超 过设定值时， 过励限制器动作， 快速限制发电机的转子电流到机组正 常运行的允许电流值以内， 以确保发电机转子绝缘的安全；
4)当发电机的定子电流超过允许值时， 励磁调节器进行容量累积 计算， 当热量累计达到允许的热量时能够根据发电机运行工况自动进 行增磁或减磁控制， 确保发电机定子温度在允许的范围内， 不对发电 机定子绝缘寿命造成不利的影响；
5) 当发电机 V/F比值超过设定值时， 为保证其他环节的正常控 制调节， V/F不立即动作， 而根据 V/F比值的大小做 0-0. Is的延时；
6) 当发电机转子电流超过允许的强励倍数时， 进行励磁调节装 置的通道切换； 当发电机转子电流超过发电机转子的顶值电流时启动 保护跳机； 发电机的调差能保证并列运行的发电机组之间能够进行合理的 分配， 并根据机组容量的大小， 以确定不同容量的机组对电网无功的 支撑能力， 它是一种无功负荷的稳态分配器， 在暂态过程中不应该影 响其他控制环节的作用。 在低励限制功能中， 大扰动下分别采用传统的固定参数控制和自 适应变参数控制的方法， 图 3、 图 4为两者试验调节效果对比图。 从 图中可以看出， 与固定参数控制相比， 自适应变参数控制的调节速度 明显加快， 调节时间 （无功恢复到限制值） 由4. 53缩短到 1. 53。 发 电机的功角摆动幅度减小 4度左右， 发电机的功角稳定裕量显著增 加。 本发明的核心是主环与辅环、 辅环与辅环间的协调控制方法， 解 决了大扰动时励磁控制快速性的同时又能保证小扰动时的稳定性的 难题。 正常运行时发电机组励磁系统应该不但能够通过主环控制维持机 端电压稳定； 还能够在大扰动或故障情况下， 迅速启动各种稳定、 限 制、保护等辅助控制环节， 与主环共同作用，为电网的稳定提供支撑。 本专利对励磁系统各个辅助环节进行深入的研 建立了合理的 主环与辅环间的协调控制策略， 采用变参数的手段， 既保证了励磁系 统各个辅助环节都具有非常好的动态调节特性， 又能够密切配合， 有 效解决了电力系统大扰动情况下励磁调节快速性与电力系统稳态情 况下励磁控制稳定性之间的矛盾， 满足了电力系统各种工况下对稳定 的需求。
上述具体实施方式不以任何形式限制本发明的技术方案 凡是采 用等同替换或等效变换的方式所获得的技术方案均落在本发明的保 护范围。

Claims

权 利 要 求 书
1. 一种发电机励磁系统主、 辅环协调控制方法， 主环控制器用 于励磁系统维持发电机组机端电 辅环控制器包括低励限制 PSS 控制器、 过励限制器、 励磁调节器和 V/F控制器， 其特征在于： 低励 限制器与主环控制器的协调控制过程中， 在电网小扰动时， 将主环控 制器放大倍数增大 0-50%， 将低励限制器比例放大倍数减小 0-25%; 在电网大扰动时， 将低励限制器比例放大倍数增大至原来的 2-10 倍， 将低励限制器的调节时间减少 2-4s。
2. 根据权利要求 1所述的发电机励磁系统主、 辅环协调控制方 法， 其特征在于:在低励限制器中， 在电网小扰动时， 低励限制模型 的传递函数 的取值范围是 5-15， 在
Figure imgf000011_0001
电网大扰动时， Kq。的取值范围是 20-100， 其中 τ9ε1为超前环节时间常 数， 2为滞后环节时间常数， s为微分算子。
3. 根据权利要求 1所述的发电机励磁系统主、 辅环协调控制方 法， 其特征在于， 还包括以下歩骤：
1)当电网发生 0. 2-2HZ的低频振荡时， 为防止振荡幅值增大进而 引起线路过载， PSS控制器先附加控制输入经超前或滞后的相位校 正， 再按设定的增益倍数放大， 叠加到励磁调节控制器， 产生附加转 矩提供正阻尼以抑制低频振荡；
2)当低励限制器动作时， 为防止发电机深度进相引起发电机变压 器组失磁保护动作， 低励限制器升高发电机励磁电压， 从而增大发电 机输出的无功功率， 在发电机运行工作点离开失磁保护区时， 减小低 励限制器的放大倍数到原来的 1/10-1/5， 从而将发电机组运行点控 制到发电机变压器组失磁保护阻抗圆之外， 并且不引起长期的振荡；
3)当发电机转子电流超过额定电流的 1. 1倍时， 过励电流限制器 根据发电机转子热容量计算转子热量累积， 当发电机转子发热量超过 设定值时， 过励电流限制器动作， 限制发电机的转子电流到机组正常 运行的允许电流值以内， 使发电机转子绝缘安全；
4)当发电机的定子电流超过允许值时， 励磁调节器进行容量累积 计算， 当热量累计值达到允许的热量值时进行增磁或减磁控制， 使发 电机定子温度在允许的范围内；
5)当发电机 V/F比值超过设定值时， 为保证其他环节的正常控制 调节， V/F控制器不立即动作， 而根据 V/F比值的大小做 0-0. Is的 延时；
6)当发电机转子电流超过允许的强励倍数时， 进行励磁调节装置 的通道切换； 当发电机转子电流超过发电机转子的顶值电流时启动保 护跳机。
PCT/CN2012/079629 2011-08-05 2012-08-03 发电机励磁系统主、辅环协调控制方法 WO2013020482A2 (zh)

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