FR3141573A1 - Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système électrique (pss) adaptatif - Google Patents
Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système électrique (pss) adaptatif Download PDFInfo
- Publication number
- FR3141573A1 FR3141573A1 FR2211106A FR2211106A FR3141573A1 FR 3141573 A1 FR3141573 A1 FR 3141573A1 FR 2211106 A FR2211106 A FR 2211106A FR 2211106 A FR2211106 A FR 2211106A FR 3141573 A1 FR3141573 A1 FR 3141573A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- generator
- estimator
- electrical
- value
- derived
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 title claims abstract description 51
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 41
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 48
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 21
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 7
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 11
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 10
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 7
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 4
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
- H02J3/381—Dispersed generators
-
- 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
- H02P9/102—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 for limiting effects of transients
-
- 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
- H02P9/105—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 for increasing the stability
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
- H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
- H02J2300/10—The dispersed energy generation being of fossil origin, e.g. diesel generators
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
- H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
- H02J2300/28—The renewable source being wind energy
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
Un système de production d’énergie électrique comporte un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif. Le PSS adaptif comporte un premier estimateur (60) configuré pour recevoir une pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie une valeur de bus infini (IB) dérivée. Le PSS adaptif comporte en outre un deuxième estimateur (68) disposé en aval du premier estimateur et configuré pour recevoir la valeur IB dérivée en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser le paramètre de générateur électrique dérivé pour fournir la stabilisation d’un générateur électrique (14). Figure pour l’abrégé : Fig 2
Description
CONTEXTE
L’objet divulgué ici porte sur des stabilisateurs de système électrique, et plus spécifiquement, sur un stabilisateur de système électrique adaptif.
Certains systèmes de production d’énergie électrique peuvent comporter des générateurs et des générateurs décentralisés qui peuvent être alimentés par des systèmes de turbine, tels que, mais sans s’y limiter, des systèmes de turbine à gaz. Les systèmes de turbine à gaz peuvent, par exemple, fournir une énergie motrice appropriée pour faire tourner les générateurs et ainsi produire de l’énergie électrique. Les systèmes de turbine et les systèmes de générateur peuvent comporter un ou plusieurs dispositifs de commande appropriés pour fournir une variété de fonctions de commande, telles que la commande de la vitesse de turbine, de la charge, de la tension de générateur, du flux de puissance réactive, et de la stabilité globale du système de production d’énergie électrique. Pendant les opérations, le système de production d’énergie électrique peut être électriquement couplé à un réseau électrique, tel qu’un réseau électrique urbain ou municipal. Toutefois, dans certaines conditions opérationnelles du réseau électrique, des conditions transitoires peuvent avoir lieu. Il serait bénéfique d’améliorer la gestion des conditions transitoires par l’intermédiaire d’un stabilisateur de système électrique (PSS).
BRÈVE DESCRIPTION
Dans un premier mode de réalisation, un système de production d’énergie électrique comporte un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif. Le PSS adaptif comporte un premier estimateur configuré pour recevoir une pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie une valeur de bus infini (IB) dérivée. Le PSS adaptif comporte en outre un deuxième estimateur disposé en aval du premier estimateur et configuré pour recevoir la valeur IB dérivée en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser le paramètre de générateur électrique dérivé pour fournir la stabilisation d’un générateur électrique.
Dans un deuxième mode de réalisation, un procédé comporte l’obtention, par l’intermédiaire d’un réseau de capteurs, d’une pluralité de mesures de capteur, et la dérivation, par l’intermédiaire d’un premier estimateur, d’une valeur de bus infini (IB) ; dans lequel le premier estimateur est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée pour délivrer en sortie la valeur IB. Le procédé comporte en outre la dérivation, par l’intermédiaire d’un deuxième estimateur disposé en aval du premier estimateur, d’un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la valeur IB et la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrées pour délivrer en sortie le paramètre de générateur électrique dérivé. Le procédé comporte également la stabilisation d’un générateur électrique par l’intermédiaire d’un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif sur la base du paramètre de générateur électrique dérivé.
Dans un troisième mode de réalisation, un support lisible par ordinateur non transitoire ayant un code exécutable par ordinateur stocké sur celui-ci, le code comporte des instructions pour obtenir, par l’intermédiaire d’un réseau de capteurs, une pluralité de mesures de capteur, et pour dériver, par l’intermédiaire d’un premier estimateur, une valeur de bus infini (IB) ; dans lequel le premier estimateur est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée pour délivrer en sortie la valeur IB. Le code comporte également des instructions pour dériver, par l’intermédiaire d’un deuxième estimateur disposé en aval du premier estimateur, un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la valeur IB en tant qu’entrée pour délivrer en sortie le paramètre de générateur électrique dérivé. Le code comporte en outre des instructions pour stabiliser un générateur électrique par l’intermédiaire d’un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif sur la base du paramètre de générateur électrique dérivé.
Ces caractéristiques, aspects et avantages et d’autres caractéristiques, aspects et avantages de la présente invention seront mieux compris à la lecture de la description détaillée suivante en référence aux dessins joints sur lesquels des caractères similaires représentent des parties similaires sur tous les dessins, dans lequel :
Lors de la présentation d’éléments de divers modes de réalisation de l’invention, les articles « un », « une », « le », « la », et « ledit » sont destinés à indiquer qu’il existe un ou plusieurs des éléments. Les termes « comprenant », « comportant » et « ayant » sont destinés à être inclusifs et indiquent qu’il peut exister des éléments additionnels autres que les éléments énumérés.
Les présents modes de réalisation portent sur des systèmes et des procédés de stabilisation de système électrique d’un générateur qui peut être connecté à un générateur de force motrice, tel que, mais sans s’y limiter, un système de turbine à gaz, un système de turbine à vapeur, un système de turbine hydraulique, un système de turbine éolienne, un système de turbine nucléaire, ou toute combinaison de ceux-ci. En particulier, un système de stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif est fourni pour déterminer de manière continue et adaptative l’application de valeurs de réglages de PSS pour amortir une ou plusieurs d’une variété de plages de fréquence d’oscillation (par exemple, plage de fréquence d’interconnexion, plage de fréquence locale, plage de fréquence intracentrale, et ainsi de suite) sur la base de modèles en cascade (par exemple, modèles en cascade). Par exemple, la production d’électricité par des sources d’énergie renouvelables (par exemple, éoliennes, solaires, et autres) peut provoquer des changements de fréquence sur le réseau (par exemple, conditions transitoires). Ainsi, lorsque des sources de conditions transitoires provoquent des changements transitoires particuliers (par exemple, au-dessus ou en dessous d’une valeur seuil), une inertie moins synchrone peut être présente et un taux accru de changement de conditions de fréquence peut résulter en une réaction du système de production d’énergie électrique. De même, le réseau électrique peut devenir plus dynamique en utilisant certaines technologies d’énergie renouvelable (par exemple, centrales solaires, centrales éoliennes, centrales hydroélectriques) qui peuvent modifier la production d’énergie électrique pendant les opérations en raison de la couverture nuageuse, des conditions de vent, de la pluie, et ainsi de suite.
Les techniques décrites ici comportent l’utilisation d’un ensemble d’estimateurs en cascade, où un premier estimateur dans l’ensemble en cascade peut maintenant dériver une valeur de bus infini, telle qu’une valeur de tension pour le bus infini, ainsi qu’une réactance externe. En effet, plutôt que de traiter le bus infini en tant que constante, le premier estimateur peut maintenant tenir compte des variations dans le bus infini, par exemple, provoquées par les systèmes de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables. Les valeurs de bus infini dérivées peuvent alors être utilisées en tant qu’entrée dans un deuxième estimateur en aval du premier estimateur. Le deuxième estimateur commutable peut modéliser des détails de la machinerie (par exemple, générateur) ainsi qu’utiliser certain(e)s variables ou paramètres internes du premier estimateur. Le deuxième estimateur peut comporter une logique de commutation pour commuter entre divers modèles, tel que décrit plus en détail ci-dessous. Les sorties du deuxième estimateur peuvent alors être utilisées par le PSS adaptif pour améliorer la production d’énergie électrique, par exemple, en ajustant certains signaux envoyés à un régulateur de tension automatique (AVR) utile dans l’amortissement ou l’élimination des oscillations du système par l’intermédiaire de l’AVR. En conséquence, les techniques décrites ici peuvent permettre d’obtenir une stabilité renforcée et des puissances de sortie améliorées même avec des sources d’énergie renouvelables connectées au réseau électrique.
Tel qu’utilisé ici, la « stabilité du système électrique » peut faire référence au moins à l’aptitude d’un système électrique et de composants associés (par exemple, réseau, générateurs, turbines, et ainsi de suite) à passer de, par exemple, un point d’opération en régime stationnaire (par exemple, point d’opération nominal) à, par exemple, un ou plusieurs autres points d’opération (par exemple, points d’opération transitoires et/ou dynamiques) suite à une perturbation, une interférence, ou un autre impact indésirable sur le système électrique. De plus, tel qu’utilisé ici, « amortir » « amortissement » et/ou « oscillation amortie » peuvent faire référence à un acte ou un résultat d’une diminution de l’amplitude d’une oscillation au cours du temps. De même, « nouveau paramètre opérationnel », « nouvel état » ou « nouvelle condition opérationnelle » peuvent faire référence au point d’opération et/ou aux conditions opérationnelles par lesquels le système électrique et les composants associés (par exemple, réseau, générateurs, turbines, et ainsi de suite) peuvent de manière périodique et/ou de manière apériodique passer pendant l’opération suite, par exemple, à la perturbation, à l’interférence, ou à un autre impact indésirable sur le système électrique.
Avec ceci à l’esprit, il peut être utile de décrire un mode de réalisation d’un système de production d’énergie électrique, tel qu’un système de production d’énergie électrique 10 donné à titre d’exemple illustré sur la . Le système de production d’énergie électrique 10 peut comporter divers sous-systèmes tels qu’une turbine 12, un générateur 14 et un excitateur 16. La turbine 12 (par exemple, turbine à gaz, turbine à vapeur, turbine hydraulique, et autres) peut être couplée au générateur 14 par l’intermédiaire d’un arbre 13 et commandée par l’intermédiaire d’un dispositif de commande de turbine 15. Le générateur 14 peut à son tour être couplé en communication à l’excitateur 16 de générateur. L’excitateur 16 peut fournir un courant continu (CC) aux enroulements de champ 22 du générateur 14. En particulier, l’excitateur 16 peut fournir un courant de champ CC (par exemple, le courant utilisé par les enroulements de champ 22 du générateur 14 et/ou une autre machine synchrone pour établir un champ magnétique pour l’opération) pour exciter le champ magnétique du générateur 14. Par exemple, l’excitateur 16 peut être un excitateur statique (par exemple, électronique de puissance) ou rotatif (par exemple, à balais et/ou sans balais). Dans d’autres modes de réalisation, l’excitateur 16 peut être contourné, et une puissance de sortie peut alimenter directement les enroulements de champ 22 du générateur 14. Tel que représenté également, les bornes de sortie du générateur 14 peuvent être couplées à un réseau électrique 26 d’une installation à grande échelle par l’intermédiaire de lignes en courant alternatif (CA) 28. En variante, les bornes de sortie du générateur 14 peuvent être couplées à une petite centrale de production d’énergie électrique industrielle.
Le système de production d’énergie électrique 10 peut également comporter un système d’excitation 24, qui peut fournir divers paramètres de commande à chacun du générateur 14 et/ou de l’excitateur 16 par exemple, sur la base de paramètres mesurés et/ou d’indications de paramètres mesurés reçus au niveau d’une ou plusieurs entrées vers le système d’excitation 24. Dans certains modes de réalisation, le système d’excitation 24 peut fonctionner comme une commande d’excitation pour le générateur 14 et l’excitateur 16. Le système d’excitation 24 peut comporter un ou plusieurs dispositifs de commande 32 et un ou plusieurs convertisseurs de puissance 34. Tel que généralement illustré, le(s) dispositif(s) de commande 32 peu(ven)t comporter un ou plusieurs processeurs 36 et une mémoire 38, qui peuvent être utilisés collectivement pour prendre en charge un système d’exploitation, des applications et systèmes logiciels, et ainsi de suite, utiles dans la mise en œuvre des techniques décrites ici.
Le convertisseur de puissance 34 peut comporter un sous-système de dispositifs de commutation électronique à alimentation intégrée tels que des redresseurs commandés au silicium (SCR), des thyristors, des transistors bipolaires à porte isolée (IGBT), et ainsi de suite, qui reçoivent une alimentation en courant alternatif (CA), une alimentation en CC, ou une combinaison de celles-ci à partir d’une source telle que, par exemple, le réseau électrique 26. Le système d’excitation 24 peut recevoir cette puissance par l’intermédiaire d’un bus 29, et peut fournir une puissance, une commande et une surveillance aux enroulements de champ 30 de l’excitateur 16 sur la base de celle-ci. Ainsi, le système d’excitation 24 et l’excitateur 16 peuvent opérer collectivement pour activer le générateur 14 conformément à une sortie souhaitée (par exemple, tension du réseau, facteur de puissance, fréquence de charge, couple, vitesse, accélération, et ainsi de suite). À titre d’exemple, dans un mode de réalisation, le système d’excitation 24 peut être un système de dispositif de commande d’excitation, tel que le système de régulateur de commande d’excitation EX2100e™, disponible auprès de General Electric Co. de Schenectady, New York.
Dans certains modes de réalisation, le réseau électrique 26, et par extension, la turbine 12 et le générateur 14 peuvent être sujets à certaines interférences en raison de, par exemple, une perte transitoire de production d’énergie électrique par le générateur 14, une commutation de ligne électrique 28, des changements de charge sur le réseau électrique 26, des défauts électriques sur le réseau électrique 26, et ainsi de suite. De telles interférences peuvent amener les fréquences opérationnelles (par exemple, approximativement 50 Hz pour la plupart des pays d’Europe et d’Asie et approximativement 60 Hz pour les pays d’Amérique du Nord) de la turbine 12 et/ou du générateur 14 à subir des oscillations indésirables qui peuvent conduire à une instabilité transitoire et/ou dynamique du système 10. Une telle instabilité transitoire et/ou dynamique peut amener le générateur 14, ainsi que la turbine 12 et l’excitateur 16, à passer d’un point d’opération en régime stationnaire à un point d’opération transitoire et/ou dynamique. Spécifiquement, des écarts de fréquence sur le réseau électrique 26 peuvent provoquer des fluctuations de l’angle de rotor du générateur 14 (par exemple, oscillations de l’angle de puissance) dans tout le système électrique 10. En outre, puisque les systèmes de stabilisateur de système électrique conventionnels (CPSS) (par exemple, systèmes utilisés pour amortir les oscillations de l’angle de rotor du générateur 14) peuvent être généralement configurés en fonction de paramètres fixes linéaires, les systèmes CPSS, contrairement aux techniques de PSS adaptif décrites ici, peuvent ne pas amortir les oscillations de l’angle de rotor du générateur 14 de manière efficace sur la plage opérationnelle dynamique entière du générateur 14, tel que souhaité.
Comme cela sera abordé de manière plus détaillée ci-dessous, dans certains modes de réalisation, le dispositif de commande 32 du système d’excitation 24 peut comporter un système de stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif (montré sur la ) qui peut être mis en œuvre dans le cadre du système d’excitation 24 pour réguler de manière dynamique et adaptative (par exemple, amortir de manière dynamique et adaptative) des oscillations de fréquence, par exemple, du rotor du générateur 14, et ainsi renforcer l’aptitude du système 10 à passer sans heurt au point d’opération transitoire et/ou dynamique ou à retourner sensiblement au point d’opération en régime stationnaire, ou à survivre au passage à un nouveau point d’opération en régime stationnaire (par exemple, dérivé par le système de PSS adaptif) et à maintenir une opération stable au nouveau point d’opération en régime stationnaire. Le système de PSS adaptif peut être couplé à un régulateur de tension automatique (AVR) et utiliser l’AVR, par exemple, pour amortir certaines oscillations, et décrit plus en détail ci-dessous.
La est un schéma fonctionnel d’un mode de réalisation du système d’excitation 24. Plus spécifiquement, le système d’excitation 24 est montré comme comportant un système de stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif 50 et un régulateur de tension automatique (AVR) 52. Tel que mentionné précédemment, la turbine 12 commandée par le dispositif de commande de turbine 15 peut produire une puissance mécanique (Pmec) et utilisée pour faire tourner de manière rotative un rotor inclus dans le générateur 14. Tel que généralement illustré, le(s) dispositif(s) de commande 15 peu(ven)t comporter un ou plusieurs processeurs 17 et une mémoire 19, qui peuvent être utilisés collectivement pour prendre en charge un système d’exploitation, des applications et systèmes logiciels, et ainsi de suite, utiles dans la mise en œuvre des techniques décrites ici. La rotation du rotor dans un champ magnétique peut produire de l’énergie électrique, qui peut alors être transmise à travers un transformateur (XT) 54 et des lignes (XL) 56. Un bus infini 58 est également montré.
Le bus infini 58 est traditionnellement décrit comme étant un bus dont la fréquence et la tension restent constantes indépendamment d’une quantité de charge sur le bus infini. Par exemple, un très grand nombre de générateurs 14 (par exemple, machines synchrones) peuvent être connectés à un bus de sorte que le bus est dit avoir une puissance active et réactive infinie. Ainsi, les dispositifs électriques connectés au bus infini n’affecteront typiquement pas les autres dispositifs électriques lorsqu’ils seront allumés ou éteints. Toutefois, à mesure que de plus en plus de sources d’énergie renouvelables (par exemple, panneaux solaires, turbines éoliennes, turbines hydrauliques, et autres) sont ajoutées au bus infini, des sources d’énergie importantes (par exemple, 1 kW et plus) peuvent perturber les autres dispositifs, par exemple, le générateur 14, venant maintenant en ligne et hors ligne. En conséquence, les techniques décrites ici modélisent le bus infini, par exemple, par l’intermédiaire d’estimateurs, pour qu’il se comporte comme s’il pouvait réellement exister des fluctuations de tension et/ou de fréquence.
Dans le mode de réalisation représenté, un premier estimateur 60 peut maintenant comporter un système de calcul de bus infini 62 et un estimateur à état unique 64. L’estimateur 64 peut comporter, mais sans s’y limiter, un estimateur de type filtre de Kalman. Les entrées dans le premier estimateur 60 peuvent comporter des mesures prises à partir d’un réseau de capteurs 66. Le réseau de capteurs 66 peut détecter des propriétés du générateur 14 telles que la tension, l’intensité de courant, la puissance active, la puissance réactive, le glissement, la fréquence, l’angle de phase, le bruit, et ainsi de suite. Les mesures provenant du réseau de capteurs 66 peuvent être fournies à l’estimateur 60 et à un deuxième estimateur en cascade 68, en tant qu’entrées.
Le premier estimateur 60 peut utiliser l’Estimateur à état unique 64 pour fournir en tant que sortie (par exemple, estimation d’état) une réactance externe . Le système de calcul de bus infini 62 peut alors fournir une valeur de bus infini dérivée, telle qu’une tension et/ou une fréquence de bus infini. Dans le mode de réalisation représenté, l’Estimateur à état unique 64 peut utiliser certains paramètres de modèle tels qu’une covariance de bruit de procédé (qEK) représentative d’une incertitude dans les calculs du procédé, une covariance de bruit de capteur (rEK) représentative du bruit dans des capteurs (par exemple, le réseau de capteurs 66).
L’estimateur à état unique 64 peut utiliser en tant qu’entrée un courant de stator de générateurlst, une tension de stator de générateurUst, et un angle de phase , à savoir, l’angle entre la tension de stator et le courant de stator, dans une relation où est la réactance externe à fournir en tant que sortie etIBest la tension de bus infini pour dériver . Les mesures pourlst,Ustet peuvent être fournies par le réseau de capteurs 66 etIBpeut être calculée numériquement par le système 62. Tout type d’estimateur à état unique peut être utilisé, y compris, mais sans s’y limiter, le filtre de Kalman-Bucy traditionnel, par exemple, un estimateur quadratique linéaire ou un autre type d’estimateur approprié pour utiliser la relation pour résoudre sur la base de valeurs, y compris de valeurs historiques, pour les termes restants.
Le deuxième estimateur 68 peut utiliser en tant qu’entrées une puissance mécanique (Pmec) qui peut être fournie par le dispositif de commande de turbine 15, une tension de champ de générateur (Efd) qui peut être fournie par le système d’excitation 24, et la tension IB qui peut être dérivée par l’intermédiaire du système de calcul de bus infini 62. Le deuxième estimateur 68 peut utiliser certains paramètres de modèle tels qu’une covariance de bruit de procédé (QEK) représentative sur une incertitude dans les calculs du procédé, une covariance de bruit de capteur (REK) représentative du bruit dans les capteurs (par exemple, le réseau de capteurs 66).
Le deuxième estimateur 68 peut estimer certains états internes du générateur 14 (par exemple, machine synchrone), tels que , un angle entre un champ électromagnétique de générateur (EMF) et un vecteur de tension de référence ; , vitesse du générateur 14 (par exemple, tr/min) ; E’, tension interne du générateur 14 ; et , flux dans le générateur 14. Le deuxième estimateur 68 peut en outre estimer la réactance externe , et certains paramètres du modèle de machine lui-même, tel que décrit plus en détail ci-dessous. En effet, le deuxième estimateur 68 peut modéliser ou bien comporter des paramètres de modèle en plus des paramètres de machine. Le deuxième estimateur 68 peut comporter une logique de commutation 70 qui peut être utilisée, par exemple, pour commuter entre certains modèles d’estimateur tel que décrit plus en détail ci-dessous.
Un Modèle étendu 72 est également montré, qui peut fournir en tant que sortie certains états de générateur 14, une dérivation de la réactance externe , et certains paramètres de générateur 14. Le Modèle étendu 72 peut également délivrer en sortie des estimations de mesure pour la puissance (puissance active et réactive), des composantes de courant, et/ou des composantes de tension. Le Modèle étendu 72 peut être un filtre de Kalman multi-état qui incorpore un modèle du générateur 14 connecté au bus infini 58 comme suit :
Équation 1 :
Équation 2 : Z
Avec , est le bruit du procédé (modèle) etvest le bruit de mesure. X[k], représente l’état du système à l’étape temporelle k en tant que combinaison linéaire de l’état à l’étape temporelle précédente X[k-1], tandis que Z[k] représente les mesures du système à l’étape temporelle k. Tandis qu’un filtre de Kalman étendu est décrit par l’intermédiaire de l’Équation 1 et 2, il est entendu que d’autres estimateurs peuvent être créés qui utilisent pour modéliser les futurs états k, par exemple, k+1.
Dans le mode de réalisation représenté, le Modèle étendu est couplé de manière ajustable à un système de gain 74. En cours d’utilisation, le système de gain 75 peut comparer (par exemple, par l’intermédiaire du comparateur 76) des mesures entrantes provenant du réseau de capteurs 66 aux mesures prédites par le Modèle étendu 72 et ajuster un gain pour réduire au maximum ou éliminer les différences. Le gain peut être une constante (par exemple, nombre positif ou négatif), une équation, ou une combinaison de celles-ci. Le premier estimateur 60 et/ou le deuxième estimateur 68 peut être inclus dans le système d’excitation 24, ou peut être couplé en communication et/ou de manière opérationnelle au système d’excitation 24. Le premier estimateur 60 et/ou le deuxième estimateur 68 peuvent être fournis en tant que logiciel, matériel, ou une combinaison de ceux-ci. Lorsqu’ils sont mis en œuvre en tant que logiciel, le premier estimateur 60 et/ou le deuxième estimateur 68 peuvent être exécutables par l’intermédiaire du (des) processeur(s) 36 et stockés dans la mémoire 38.
Les sorties du deuxième estimateur 68, telles que certains états internes du générateur 14 (par exemple, machine synchrone), tels que , un angle entre EMF et le vecteur de tension de référence ; , vitesse du générateur 14 (par exemple, tr/min) ; E’, tension interne du générateur 14 ; et , flux dans le générateur 14 ; réactance externe ; puissance en watts pour le générateur 14 ; courant du générateur 14 ; et/ou tension du générateur 14, peuvent alors être utilisées par le PSS adaptif 50, par exemple, pour stabiliser le générateur 14. Par exemple, le PSS adaptif 50 peut utiliser l’AVR 52 pour injecter des tensions, un courant, et ainsi de suite, sur la base des sorties du deuxième estimateur 68. De cette manière, un système de production d’énergie électrique 10 plus efficace et adaptatif peut être fourni.
La Fig 3 est un schéma fonctionnel d’un mode de réalisation du deuxième estimateur 68 qui comporte la logique de commutation 70 commutable par l’intermédiaire d’un déclencheur de logique de commutation 100. Puisque la figure comporte certains éléments de la Fig 2, les mêmes éléments utilisent les mêmes nombres. Dans le mode de réalisation illustré, le deuxième estimateur 68 peut comporter de multiples modèles commutables, tels que les modèles 112, 114 et 116. Lorsque les opérations du système de production d’énergie électrique 10 commencent, le premier modèle 112 peut être utilisé. Le premier modèle 112 peut incorporer un modèle du générateur 14, tel que mentionné ci-dessus. Par exemple, le premier modèle 112 peut comporter les Équations 1 et 2 décrites ci-dessus, avec , est le bruit du procédé (modèle) etvest le bruit de mesure. Le deuxième modèle 114 peut comporter la totalité du premier modèle 112 et ajouter une variable d’état supplémentaire SV1. SV1 peut être, par exemple, la réactance externe du réseau électrique . De même, le troisième modèle 116 peut comporter la totalité du deuxième modèle 114, y compris la variable d’état SV1, et ajouter une autre variable d’état SV2. SV2 peut être, par exemple, un paramètre du modèle étendu du deuxième estimateur 68 devenant une variable, comme par exemple une réactance synchrone.
En effet, un ou plusieurs des modèles commutables peuvent comporter toute variable du Modèle étendu 72. L’utilisation de variables internes du Modèle étendu 72 dans un ou plusieurs des modèles commutables de l’estimateur 68 peut résulter en ajustements du Modèle étendu 72 dans l’estimateur 68, améliorant les capacités prédictives des sorties de l’estimateur 68. Il est entendu que plus de trois modèles commutables peuvent être utilisés. En effet, 4, 5, 6, 7, 8 modèles commutables ou plus peuvent être utilisés pour améliorer l’estimation. Les variables d’état (SV) qui peuvent être utilisées par les modèles comportent la réactance externe du réseau électrique , toutes variables du premier estimateur 60, tout paramètre du Modèle étendu 72, et ainsi de suite.
Le déclencheur de logique de commutation 100 peut commuter d’un modèle au modèle suivant (par exemple, du premier modèle 112 au deuxième modèle 114, puis du deuxième modèle 114 au troisième modèle 116, et ainsi de suite) en utilisant le temps, en appliquant un seuil d’erreur, ou une combinaison de ceux-ci. Lorsque l’on utilise le temps, la commutation d’un modèle au suivant peut avoir lieu à un intervalle régulier, tel qu’entre 0,1 to 30 secondes, entre 0,5 à 5 heures, et ainsi de suite. Lorsque l’on utilise un seuil d’erreur, une erreur peut être calculée, par exemple, par l’intermédiaire du comparateur 76, ou en utilisant une autre comparaison. Par exemple, le déclencheur de logique de commutation 100 peut comparer la réactance externe calculée par le premier estimateur 60 à la réactance externe calculée par le deuxième estimateur 68, et si la comparaison est inférieure à une quantité souhaitée, alors la commutation vers le modèle suivant peut avoir lieu. En appliquant une logique de commutation pour sélectionner un modèle plus complexe, les techniques décrites ici peuvent permettre des dérivations plus exactes par le deuxième estimateur 68.
La est un organigramme d’un mode de réalisation d’un procédé 200 approprié pour ajuster les paramètres du PSS adaptif 50 par l’intermédiaire d’estimateurs en cascade 60 et 68. Le procédé 200 peut être stocké en tant qu’instructions informatiques dans la mémoire 38 et être exécuté par le(s) processeur(s) 36. Dans le mode de réalisation représenté, le procédé 200 peut obtenir (bloc 202) des mesures par l’intermédiaire du réseau de capteurs 66. Par exemple, le réseau de capteurs 66 peut comporter un ou plusieurs capteurs, tels que des capteurs de tension, des capteurs de courant électrique, des capteurs d’inductance, des capteurs de capacité, des capteurs de flux magnétique, et autres, disposés dans le générateur 14, dans le transformateur 54, sur la ligne 56, et/ou dans le système de turbine 12.
Le procédé 200 peut alors dériver (bloc 204) certaines sorties par l’intermédiaire du premier estimateur 60. Tel que mentionné précédemment, le premier estimateur 60 peut comporter l’Estimateur à état unique 64 pour fournir une réactance externe en tant que sortie (par exemple, estimation d’état). Le premier estimateur 60 peut également comporter le système de calcul de bus infini 62, qui peut prendre des mesures regroupées au niveau du bloc 202 pour dériver la tension et/ou la fréquence pour le bus infini 58. Le procédé 200 peut alors utiliser une logique de commutation (bloc 206) incluse dans la deuxième estimation 68 pour déterminer un modèle à utiliser. Le modèle à utiliser peut être un modèle multi-état tel qu’un modèle de Filtre de Kalman étendu.
Pendant le démarrage du système de production d’énergie électrique 10, le premier modèle devant être utilisé peut être le premier modèle 112. Le premier modèle 112 peut être un filtrage de Kalman étendu modélisant le générateur 14 par l’intermédiaire des Équations 1 et 2 ci-dessus. Le procédé 200 peut alors dériver (bloc 208) des sorties pour le deuxième estimateur 68. Les sorties pour le deuxième estimateur 68 peuvent comporter certains états internes du générateur 14 (par exemple, machine synchrone), tels que , un angle entre EMF et le vecteur de tension de référence ; , vitesse du générateur 14 (par exemple, tr/min) ; E’, tension interne du générateur 14 ; et , flux dans le générateur 14 ; réactance externe ; puissance en watts pour le générateur 14 ; courant du générateur 14 ; et/ou tension du générateur 14. Le procédé 200 peut alors appliquer (bloc 210) les sorties des premier et/ou deuxième estimateurs 60, 68 pour la stabilisation. Le PSS adaptif 50, par exemple, peut utiliser l’AVR 52 pour injecter des tensions, un courant, et ainsi de suite, sur la base des sorties des premier et/ou deuxième estimateurs 60, 68. De cette manière, un système de production d’énergie électrique 10 plus efficace et adaptatif peut être fourni.
Les effets techniques des modes de réalisation divulgués comportent un système de production d’énergie électrique ayant un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif. Le PSS adaptif peut utiliser un ensemble d’estimateurs en cascade, où des sorties d’un premier estimateur sont alors utilisées en tant qu’entrées dans un deuxième estimateur. Dans certains modes de réalisation, le premier estimateur peut comporter un filtre de Kalman à état unique et un système de calcul de bus infini. L’estimateur à état unique peut être utilisé pour dériver une réactance externe et des valeurs pour un bus infini. La réactance externe , les valeurs pour le bus infini, et les variables du premier estimateur peuvent être utilisées par le deuxième estimateur. Le deuxième estimateur peut comporter une logique de commutation qui commute entre divers modèles. Chaque modèle subséquent peut comporter le modèle précédent plus une variable d’état supplémentaire. La logique de commutation peut être basée sur le temps ou basée sur le seuil d’erreur. En utilisant un système de modèles en cascade avec des modèles commutables, les techniques décrites ici peuvent permettre d’obtenir un PSS plus exact et adaptif qui renforce la stabilité pour le système de production d’énergie électrique.
L’objet décrit en détail ci-dessus peut être défini par une ou plusieurs clauses, telles qu’exposées ci-dessous.
Un système de production d’énergie électrique comporte un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif. Le PSS adaptif comporte un premier estimateur configuré pour recevoir une pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie une valeur de bus infini (IB) dérivée. Le PSS adaptif comporte en outre un deuxième estimateur disposé en aval du premier estimateur et configuré pour recevoir la valeur IB dérivée en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser le paramètre de générateur électrique dérivé pour fournir la stabilisation d’un générateur électrique.
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel le premier estimateur comprend un estimateur à état unique configuré pour dériver une première réactance externe et la valeur IB dérivée, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la première réactance externe et la valeur IB dérivée en tant qu’entrées et pour dériver un ensemble de sorties comportant au moins l’un d’états de générateur ou une deuxième réactance externe , et dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser l’ensemble de sorties pour fournir la stabilisation du générateur électrique.
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel la pluralité de mesures de capteur comprend une pluralité de mesures de générateur électrique et dans lequel l’estimateur à état unique est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de générateur électrique pour dériver la première réactance externe
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel la pluralité de mesures de générateur électrique comprend un courant de stator de générateurlst, une tension de stator de générateurUst, un angle de phase entre la tension de stator et le courant de stator, ou une combinaison de ceux-ci.
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel l’estimateur à état unique comprend un filtre de Kalman à état unique configuré pour utiliser une relation pour résoudre la première réactance externe , et dans lequel l’IB dans la relation comprend une valeur de tension.
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel le deuxième estimateur comprend un modèle qui modélise les états internes du générateur électrique, les états internes comprenant un angle entre un champ électromagnétique de générateur (EMF) et un vecteur de tension de référence ; une vitesse de générateur électrique ; une tension interne de générateur électrique E’, un flux dans le générateur électrique, ou une combinaison de ceux-ci.
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser le paramètre de générateur électrique dérivé pour fournir la stabilisation du générateur électrique.
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel le PSS adaptif est inclus dans un système d’excitation, et dans lequel le système d’excitation est configuré pour créer un champ électrique par l’intermédiaire d’un excitateur pour opérer le générateur électrique à une tension de sortie, un facteur de puissance, une fréquence souhaités, ou une combinaison de ceux-ci.
Le système selon une quelconque clause précédente, dans lequel le générateur électrique est couplé mécaniquement à une turbine configurée pour fournir une puissance de rotation au générateur électrique.
Un procédé comporte l’obtention, par l’intermédiaire d’un réseau de capteurs, d’une pluralité de mesures de capteur, et la dérivation, par l’intermédiaire d’un premier estimateur, d’une valeur de bus infini (IB) ; dans lequel le premier estimateur est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée pour délivrer en sortie la valeur IB. Le procédé comporte en outre la dérivation, par l’intermédiaire d’un deuxième estimateur disposé en aval du premier estimateur, un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la valeur IB et la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrées pour délivrer en sortie le paramètre de générateur électrique dérivé. Le procédé comporte également la stabilisation d’un générateur électrique par l’intermédiaire d’un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif sur la base du paramètre de générateur électrique dérivé.
Le procédé selon une quelconque clause précédente, dans lequel le premier estimateur comprend un estimateur à état unique configuré pour dériver une première réactance externe , et la valeur IB dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la première réactance externe . et la valeur IB en tant qu’entrées et pour dériver un ensemble de sorties comportant au moins l’un d’états de générateur ou une deuxième réactance externe , et dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser l’ensemble de sorties pour fournir la stabilisation du générateur électrique.
Le procédé selon une quelconque clause précédente, dans lequel la pluralité de mesures de capteur comprend une pluralité de mesures de générateur électrique et dans lequel l’estimateur à état unique est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de générateur électrique pour dériver la première réactance externe
Le procédé selon une quelconque clause précédente, dans lequel la pluralité de mesures de générateur électrique comprend un courant de stator de générateurlst, une tension de stator de générateurUst, un angle de phase entre la tension de stator et le courant de stator, ou une combinaison de ceux-ci.
Le procédé selon une quelconque clause précédente, dans lequel l’estimateur à état unique comprend un filtre de Kalman à état unique configuré pour utiliser une relation pour résoudre la première réactance externe , et dans lequel l’IB dans la relation comprend une valeur de tension.
Le procédé selon une quelconque clause précédente, dans lequel le deuxième estimateur comprend un modèle qui modélise les états internes du générateur électrique, les états internes comprenant un angle entre un champ électromagnétique de générateur (EMF) et un vecteur de tension de référence ; une vitesse de générateur électrique ; une tension interne de générateur électrique E’, un flux dans le générateur électrique, ou une combinaison de ceux-ci.
Un support lisible par ordinateur non transitoire ayant un code exécutable par ordinateur stocké sur celui-ci, le code comporte des instructions pour obtenir, par l’intermédiaire d’un réseau de capteurs, une pluralité de mesures de capteur, et pour dériver, par l’intermédiaire d’un premier estimateur, une valeur de bus infini (IB) ; dans lequel le premier estimateur est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée pour délivrer en sortie la valeur IB. Le code comporte également des instructions pour dériver, par l’intermédiaire d’un deuxième estimateur disposé en aval du premier estimateur, un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la valeur IB en tant qu’entrée pour délivrer en sortie le paramètre de générateur électrique dérivé. Le code comporte en outre des instructions pour stabiliser un générateur électrique par l’intermédiaire d’un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif sur la base du paramètre de générateur électrique dérivé.
Le support lisible par ordinateur non transitoire selon une quelconque clause précédente, dans lequel le premier estimateur comprend un estimateur à état unique configuré pour dériver une première réactance externe et la valeur IB, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la première réactance externe . et la valeur IB en tant qu’entrées et pour dériver un ensemble de sorties comportant au moins l’un d’états de générateur ou une deuxième réactance externe , et dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser l’ensemble de sorties pour fournir la stabilisation du générateur électrique.
Le support lisible par ordinateur non transitoire selon une quelconque clause précédente, dans lequel la pluralité de mesures de capteur comprend un courant de stator de générateurlst, une tension de stator de générateurUst, un angle de phase entre la tension de stator et le courant de stator, ou une combinaison de ceux-ci.
Le support lisible par ordinateur non transitoire selon une quelconque clause précédente, dans lequel l’estimateur à état unique comprend un filtre de Kalman à état unique configuré pour utiliser une relation pour résoudre la première réactance externe , et dans lequel l’IB dans la relation comprend une valeur de tension.
Le support lisible par ordinateur non transitoire selon une quelconque clause précédente, dans lequel le deuxième estimateur comprend un modèle qui modélise les états internes du générateur électrique, les états internes comprenant un angle entre un champ électromagnétique de générateur (EMF) et un vecteur de tension de référence ; une vitesse de générateur électrique ; une tension interne de générateur électrique E’, un flux dans le générateur électrique, ou une combinaison de ceux-ci.
Claims (20)
- Système de production d’énergie électrique (10), comprenant :
un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif, comprenant :
un premier estimateur (60) configuré pour recevoir une pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie une valeur de bus infini (IB) dérivée ; et
un deuxième estimateur (68) disposé en aval du premier estimateur et configuré pour recevoir la valeur IB dérivée en tant qu’entrée et pour délivrer en sortie un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser le paramètre de générateur électrique dérivé pour fournir la stabilisation d’un générateur électrique (14). - Système de production d’énergie électrique selon la revendication 1, dans lequel le premier estimateur (60) comprend un estimateur à étage unique (64) configuré pour dériver une première réactance externe
- Système de production d’énergie électrique selon la revendication 2, dans lequel la pluralité de mesures de capteur comprend une pluralité de mesures de générateur électrique et dans lequel l’estimateur à état unique (64) est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de générateur électrique pour dériver la première réactance externe
- Système de production d’énergie électrique selon la revendication 3, dans lequel la pluralité de mesures de générateur électrique comprend un courant de stator de générateurlst, une tension de stator de générateurUst, un angle de phase
- Système de production d’énergie électrique selon la revendication 4, dans lequel l’estimateur à état unique (64) comprend un filtre de Kalman à état unique configuré pour utiliser une relation
pour résoudre la première réactance externe - Système de production d’énergie électrique selon la revendication 5, dans lequel le deuxième estimateur (68) comprend un modèle qui modélise les états internes du générateur électrique (14), les états internes comprenant un angle
- Système de production d’énergie électrique selon la revendication 1, dans lequel le PSS adaptif est configuré pour utiliser le paramètre de générateur électrique dérivé pour fournir la stabilisation du générateur électrique (14).
- Système de production d’énergie électrique selon la revendication 7, dans lequel le PSS adaptif est inclus dans un système d’excitation (24), et dans lequel le système d’excitation est configuré pour créer un champ électrique par l’intermédiaire d’un excitateur (16) pour opérer le générateur électrique à une tension de sortie, un facteur de puissance, une fréquence souhaités, ou une combinaison de ceux-ci.
- Système de production d’énergie électrique selon la revendication 8, dans lequel le générateur électrique (14) est couplé mécaniquement à une turbine (12) configurée pour fournir une puissance de rotation au générateur électrique (14).
- Procédé, comprenant :
l’obtention, par l’intermédiaire d’un réseau de capteurs (66), d’une pluralité de mesures de capteur ;
la dérivation, par l’intermédiaire d’un premier estimateur (60), d’une valeur de bus infini (IB) ; dans lequel le premier estimateur (60) est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée pour délivrer en sortie la valeur IB ;
la dérivation, par l’intermédiaire d’un deuxième estimateur (68) disposé en aval du premier estimateur (60), d’un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la valeur IB et la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrées pour délivrer en sortie le paramètre de générateur électrique dérivé ; et
la stabilisation d’un générateur électrique (14) par l’intermédiaire d’un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif sur la base du paramètre de générateur électrique dérivé. - Procédé selon la revendication 10, dans lequel le premier estimateur (60) comprend un estimateur à état unique (64) configuré pour dériver une première réactance externe
- Procédé selon la revendication 11, dans lequel la pluralité de mesures de capteur comprend une pluralité de mesures de générateur électrique et dans lequel l’estimateur à état unique (64) est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de générateur électrique pour dériver la première réactance externe
- Procédé selon la revendication 12, dans lequel la pluralité de mesures de générateur électrique comprend un courant de stator de générateurlst, une tension de stator de générateurUst, un angle de phase
- Procédé selon la revendication 13, dans lequel l’estimateur à état unique (64) comprend un filtre de Kalman à état unique configuré pour utiliser une relation
pour résoudre la première réactance externe - Procédé selon la revendication 14, dans lequel le deuxième estimateur (68) comprend un modèle qui modélise les états internes du générateur électrique (14), les états internes comprenant un angle
- Support lisible par ordinateur non transitoire ayant un code exécutable par ordinateur stocké sur celui-ci, le code comprenant des instructions pour :
obtenir, par l’intermédiaire d’un réseau de capteurs (66), une pluralité de mesures de capteur ;
dériver, par l’intermédiaire d’un premier estimateur (60), une valeur de bus infini (IB) ; dans lequel le premier estimateur est configuré pour utiliser la pluralité de mesures de capteur en tant qu’entrée pour délivrer en sortie la valeur IB ;
dériver, par l’intermédiaire d’un deuxième estimateur (68) disposé en aval du premier estimateur, un paramètre de générateur électrique dérivé, dans lequel le deuxième estimateur est configuré pour utiliser la valeur IB en tant qu’entrée pour délivrer en sortie le paramètre de générateur électrique dérivé ; et
stabiliser un générateur électrique (14) par l’intermédiaire d’un stabilisateur de système électrique (PSS) adaptatif sur la base du paramètre de générateur électrique dérivé. - Support lisible par ordinateur non transitoire selon la revendication 16, dans lequel le premier estimateur (60) comprend un estimateur à état unique (64) configuré pour dériver une première réactance externe
- Support lisible par ordinateur non transitoire selon la revendication 17, dans lequel la pluralité de mesures de capteur comprend un courant de stator de générateurlst, une tension de stator de générateurUst, un angle de phase
- Support lisible par ordinateur non transitoire selon la revendication 18, dans lequel l’estimateur à état unique (64) comprend un filtre de Kalman à état unique configuré pour utiliser une relation
pour résoudre la première réactance externe - Support lisible par ordinateur non transitoire selon la revendication 19, dans lequel le deuxième estimateur (68) comprend un modèle qui modélise les états internes du générateur électrique, les états internes comprenant un angle
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR2211106A FR3141573A1 (fr) | 2022-10-26 | 2022-10-26 | Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système électrique (pss) adaptatif |
| US18/077,174 US20240146221A1 (en) | 2022-10-26 | 2022-12-07 | Systems and methods for an adaptive power system stabilizer (pss) |
| PCT/US2023/077421 WO2024091847A1 (fr) | 2022-10-26 | 2023-10-20 | Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système d'alimentation (pss) adaptatif |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR2211106A FR3141573A1 (fr) | 2022-10-26 | 2022-10-26 | Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système électrique (pss) adaptatif |
| FR2211106 | 2022-10-26 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3141573A1 true FR3141573A1 (fr) | 2024-05-03 |
Family
ID=85019053
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR2211106A Pending FR3141573A1 (fr) | 2022-10-26 | 2022-10-26 | Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système électrique (pss) adaptatif |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20240146221A1 (fr) |
| FR (1) | FR3141573A1 (fr) |
| WO (1) | WO2024091847A1 (fr) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5698968A (en) * | 1994-11-15 | 1997-12-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Power system stabilizer for generator |
| CH694113A5 (fr) * | 1998-07-31 | 2004-07-15 | Mitsubishi Electric Corp | Stabilisateur de réseau de distribution d'énergie et procédé de stabilisation de réseau de distruibution d'énergie. |
| JP2014171325A (ja) * | 2013-03-04 | 2014-09-18 | Toshiba Corp | 同期機の励磁制御装置及び励磁制御方法 |
| US10103666B1 (en) * | 2015-11-30 | 2018-10-16 | University Of South Florida | Synchronous generator modeling and frequency control using unscented Kalman filter |
| US20200379424A1 (en) * | 2019-05-29 | 2020-12-03 | General Electric Company | Systems and methods for enhanced power system model validation |
| US11139764B2 (en) * | 2017-01-11 | 2021-10-05 | General Electric Company | Generator stabilization |
| EP4012172A1 (fr) * | 2020-12-10 | 2022-06-15 | Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation & Technology S.L. | Commande de générateur d'amortissement d'oscillation |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6625520B1 (en) * | 2000-05-31 | 2003-09-23 | Luonan Chen | System and method for operating electric power systems utilizing optimal power flow |
| KR100752077B1 (ko) * | 2005-09-30 | 2007-08-27 | 고려대학교 산학협력단 | 온라인 전력 계통 안정화 방법, 및 상기 방법을 실행시키기위한 컴퓨터 판독 가능한 프로그램을 기록한 매체 |
| WO2014179883A1 (fr) * | 2013-05-06 | 2014-11-13 | University Of Saskatchewan | Procédés et appareil de détection d'instabilité transitoire et de conditions déphasées par écart d'état |
| JP7010690B2 (ja) * | 2017-12-27 | 2022-01-26 | 株式会社日立インダストリアルプロダクツ | 発電システム |
| WO2021014579A1 (fr) * | 2019-07-23 | 2021-01-28 | 東芝三菱電機産業システム株式会社 | Dispositif de conversion de puissance et système de source d'alimentation distribuée |
-
2022
- 2022-10-26 FR FR2211106A patent/FR3141573A1/fr active Pending
- 2022-12-07 US US18/077,174 patent/US20240146221A1/en active Pending
-
2023
- 2023-10-20 WO PCT/US2023/077421 patent/WO2024091847A1/fr unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5698968A (en) * | 1994-11-15 | 1997-12-16 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Power system stabilizer for generator |
| CH694113A5 (fr) * | 1998-07-31 | 2004-07-15 | Mitsubishi Electric Corp | Stabilisateur de réseau de distribution d'énergie et procédé de stabilisation de réseau de distruibution d'énergie. |
| JP2014171325A (ja) * | 2013-03-04 | 2014-09-18 | Toshiba Corp | 同期機の励磁制御装置及び励磁制御方法 |
| US10103666B1 (en) * | 2015-11-30 | 2018-10-16 | University Of South Florida | Synchronous generator modeling and frequency control using unscented Kalman filter |
| US11139764B2 (en) * | 2017-01-11 | 2021-10-05 | General Electric Company | Generator stabilization |
| US20200379424A1 (en) * | 2019-05-29 | 2020-12-03 | General Electric Company | Systems and methods for enhanced power system model validation |
| EP4012172A1 (fr) * | 2020-12-10 | 2022-06-15 | Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation & Technology S.L. | Commande de générateur d'amortissement d'oscillation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2024091847A1 (fr) | 2024-05-02 |
| US20240146221A1 (en) | 2024-05-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7148650B1 (en) | Maximum power point motor control | |
| DJERIRI et al. | A comparative study between field oriented control strategy and direct power control strategy for DFIG | |
| US11012016B2 (en) | Energy packet control of generator prime mover | |
| Zhang et al. | Encoderless model predictive control of back-to-back converter direct-drive permanent-magnet synchronous generator wind turbine systems | |
| US11146193B2 (en) | Genset engine paralleling controls, devices, systems, and methods | |
| US20130123989A1 (en) | Integrated Control Architecture And Method For A Bi-Directional AC-To-AC Converter | |
| US10498271B2 (en) | System and method for an integrated control system for a diesel generating set | |
| FR2509101A1 (fr) | Entrainement electrique a moteur asynchrone | |
| Gayen | Stator flux producing current-based promoted rotor angle estimator of doubly-fed induction generator for encoderless operations | |
| Errami et al. | Design of variable structure control for wind energy system-based permanent magnet synchronous generator and operating under different grid conditions | |
| FR3141573A1 (fr) | Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système électrique (pss) adaptatif | |
| FR3141572A1 (fr) | Systèmes et procédés pour un stabilisateur de système électrique (pss) adaptatif | |
| Jain et al. | Comparative Analysis of DSOGI-PLL& Adaptive Frequency Loop-PLL for Voltage and Frequency Control of PMSG-BESS based Hybrid Standalone WECS | |
| Abdelrahem et al. | Efficient finite-position-set MRAS observer for encoder-less control of DFIGs | |
| Barambones et al. | Sliding mode control for power output maximization in a wave energy systems | |
| CN108270246A (zh) | 风电变流器网侧有功功率控制方法及*** | |
| Rouabhi et al. | Hybrid backstepping control of a doubly fed wind energy induction generator | |
| EP2579442A1 (fr) | Système de conversion d'un courant continu en un courant alternatif comportant un organe de correction de la tension délivrée comprenant un organe de mesure d'une composante basse fréquence de ladite tension, et procédé de commande d'un tel système | |
| US4851757A (en) | Method and system for reducing at least one frequency component of a periodic pulsation | |
| Niassati et al. | A new maximum power point tracking technique for wind power conversion systems | |
| Bollinger et al. | Accelerating power versus electrical power as input signals to power system stabilizers | |
| Hocine et al. | A hybrid sensorless control of PMSG wind-power generator with frequency signal injection method and extended Kalman filter | |
| Ducar et al. | Modified MPPT control for small wind turbines to provide dynamic frequency support in islanded microgrids | |
| EP3672059A1 (fr) | Adaptation de la décélération d'un moteur en fonction d'une tension redressée moyenne | |
| Pourjafari et al. | A new approach in sensor-less vector control of stand-alone doubly fed induction generator |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 2 |
|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20240503 |