국내에 적용되어 있는 동기발전기 계자상실 보호계전기는 적용시기 및 제작사에 따라 임피던스형과 어드미턴스형으로 구분할 수 있다. 임피던스 계전기는 동기발전기 동기리액턴스를 기초로 정정하며, 어드미턴스 계전기는 동기리액턴스 및 과도안정한계를 고려하여 정정을 한다. 계자상실 보호를 위해 임피던스 계전기와 어드미턴스 계전기를 선택하거나, 교체하는데 있어 각각의 특징을 파악할 수 있는 관련 자료가 미비함을 느끼고 이에 대한 연구를 진행하고자 논문의 주제로 선정하였다. 동기리액턴스에만 기초한 계자상실 설정은 과도상태 시 오동작 발생의 우려가 있고 설정의 적정성을 파악하는데 한계점을 갖는다. 국내 ...
국내에 적용되어 있는 동기발전기 계자상실 보호계전기는 적용시기 및 제작사에 따라 임피던스형과 어드미턴스형으로 구분할 수 있다. 임피던스 계전기는 동기발전기 동기리액턴스를 기초로 정정하며, 어드미턴스 계전기는 동기리액턴스 및 과도안정한계를 고려하여 정정을 한다. 계자상실 보호를 위해 임피던스 계전기와 어드미턴스 계전기를 선택하거나, 교체하는데 있어 각각의 특징을 파악할 수 있는 관련 자료가 미비함을 느끼고 이에 대한 연구를 진행하고자 논문의 주제로 선정하였다. 동기리액턴스에만 기초한 계자상실 설정은 과도상태 시 오동작 발생의 우려가 있고 설정의 적정성을 파악하는데 한계점을 갖는다. 국내 석탄화력 발전소는 직접된 대규모 발전 단지가 많으며, 이 단지 내에 발전기 중 계자상실이 발생할 경우 발전단지내의 전압안정도 및 발전기 그룹간 상호작용에 대한 연구도 부족한 실정이다. 임피던스 및 어드미턴 계자상실 보호요소를 비교하기 위해 먼저 동기발전기, AVR, Governor 등의 요소별 기능 및 이의 구현을 위한 Simulation을 진행하였다. 기본적인 software은 PSCAD/EMTDC를 사용하여 동기발전기와 계통을 모델링 하고, 도출된 결과를 Matlab을 이용하여 plot하였다. 계자상실 설정 시 우선적으로 고려해야할 요소인 안정한계 설정에 있어서 기존에 소개된 MVR 기준의 Steady State Stability Limit(SSSL)을 벗어나 AVR 운전시의 과도안정한계를 기준점으로 제시하였다. 이를 위해 Damping 권선이 없는 비돌극형 동기발전기 모델을 단순화하여 ST4B Digital AVR의 상태공간방정식을 이용, Eigenvalue를 평가하여 안정한계곡선을 도출하였다. 보다 진전되고 실제적인 안정한계를 파악하고자 PSCAD상에서 Simulation를 수행하여 순간적인 계자전압 상실 후 복귀를 가정하여 과도안정한계를 최종적으로 도출, 이를 계자상실 설정의 기초값으로 판단하였다. 과도상태에서의 시뮬레이션을 통한 계자상실 보호요소의 적정성을 판정, 최적의 설정값을 적용하였다. 발전기 부하 운전조건별 계자상실의 동작범위를 검증하였고, 계통외란이 발생할 경우 적용된 계자상실 설정값의 오동작 가능성을 살펴보았다. 또한 AVR의 UEL 설정을 각 개체 발전기만의 설정에서 벗어나 발전단지 발전기간 UEL 설정값의 적정성을 검증할 필요성을 도출하였다.
국내에 적용되어 있는 동기발전기 계자상실 보호계전기는 적용시기 및 제작사에 따라 임피던스형과 어드미턴스형으로 구분할 수 있다. 임피던스 계전기는 동기발전기 동기리액턴스를 기초로 정정하며, 어드미턴스 계전기는 동기리액턴스 및 과도안정한계를 고려하여 정정을 한다. 계자상실 보호를 위해 임피던스 계전기와 어드미턴스 계전기를 선택하거나, 교체하는데 있어 각각의 특징을 파악할 수 있는 관련 자료가 미비함을 느끼고 이에 대한 연구를 진행하고자 논문의 주제로 선정하였다. 동기리액턴스에만 기초한 계자상실 설정은 과도상태 시 오동작 발생의 우려가 있고 설정의 적정성을 파악하는데 한계점을 갖는다. 국내 석탄화력 발전소는 직접된 대규모 발전 단지가 많으며, 이 단지 내에 발전기 중 계자상실이 발생할 경우 발전단지내의 전압안정도 및 발전기 그룹간 상호작용에 대한 연구도 부족한 실정이다. 임피던스 및 어드미턴 계자상실 보호요소를 비교하기 위해 먼저 동기발전기, AVR, Governor 등의 요소별 기능 및 이의 구현을 위한 Simulation을 진행하였다. 기본적인 software은 PSCAD/EMTDC를 사용하여 동기발전기와 계통을 모델링 하고, 도출된 결과를 Matlab을 이용하여 plot하였다. 계자상실 설정 시 우선적으로 고려해야할 요소인 안정한계 설정에 있어서 기존에 소개된 MVR 기준의 Steady State Stability Limit(SSSL)을 벗어나 AVR 운전시의 과도안정한계를 기준점으로 제시하였다. 이를 위해 Damping 권선이 없는 비돌극형 동기발전기 모델을 단순화하여 ST4B Digital AVR의 상태공간방정식을 이용, Eigenvalue를 평가하여 안정한계곡선을 도출하였다. 보다 진전되고 실제적인 안정한계를 파악하고자 PSCAD상에서 Simulation를 수행하여 순간적인 계자전압 상실 후 복귀를 가정하여 과도안정한계를 최종적으로 도출, 이를 계자상실 설정의 기초값으로 판단하였다. 과도상태에서의 시뮬레이션을 통한 계자상실 보호요소의 적정성을 판정, 최적의 설정값을 적용하였다. 발전기 부하 운전조건별 계자상실의 동작범위를 검증하였고, 계통외란이 발생할 경우 적용된 계자상실 설정값의 오동작 가능성을 살펴보았다. 또한 AVR의 UEL 설정을 각 개체 발전기만의 설정에서 벗어나 발전단지 발전기간 UEL 설정값의 적정성을 검증할 필요성을 도출하였다.
The Synchronous Generator Loss of Excitation Protection relay applied in S. Korea can be divided into Impedance type relay and Admittance type relay element depending on the when installed and what manufacturer. The Impedance type relays are setted based on the synchronous reactance, and the Admitta...
The Synchronous Generator Loss of Excitation Protection relay applied in S. Korea can be divided into Impedance type relay and Admittance type relay element depending on the when installed and what manufacturer. The Impedance type relays are setted based on the synchronous reactance, and the Admittance type relays are setted in consideration of the synchronous reactance and the transient stability limit. In order to protect Loss of Excitation, have felt that the data related to selecting and retrofitting the Impedance type relays and the Admittance type relays are insufficient. Loss of Excitation setting based only on the synchronous reactance may cause a malfunction in the transient state of power system and has a limitation in understanding the appropriateness of the setting. The coal-fired thermal power plant has many direct large-scale power generation complexes, and there is insufficient research on the voltage stability in the power generation complex and the intergenerational group interactions in the case of the malfunction of excitor in the Generator complex. In order to compare Impedance and Admittance type Loss of Excitation protection, first performed the function for each element such as synchronous generator, AVR, governor and simulation for its implementation. The basic software is to model synchronous generators and power systems using PSCAD/EMTDC and plot the results using Matlab. In the setting of the stability limit, which is a factor to be considered first in setting up the Loss of Excitation, the transient stability limit in the AVR operation is set as a reference point rather than previously described Steady State Stability Limit (SSSL) of the MVR operation. For this purpose, simplified the model of non-salientpole synchronous generators with no damping windings and evaluated the Eigenvalue using state space equation of ST4B Digital AVR to derive the stability limit curve. Simulation on PSCAD was carried out in order to grasp the actual stability limit and to estimate the transient stability limit after recover to normal operation Voltage from instantaneous loss of Excitation. The optimum setting value was derived by judging the adequacy of Loss of Excitation protection factor through simulation in the transient state. The operating range was determined by the Generator load operating point and it was judged whether setting value derived when the power system disturbance and power swing occurred was malfunctioning. Also, when setting the UEL of the AVR, it is necessary to verify the appropriateness of the set value of the power generation complexes development period by deviating from the UEL setting of each individual generator.
The Synchronous Generator Loss of Excitation Protection relay applied in S. Korea can be divided into Impedance type relay and Admittance type relay element depending on the when installed and what manufacturer. The Impedance type relays are setted based on the synchronous reactance, and the Admittance type relays are setted in consideration of the synchronous reactance and the transient stability limit. In order to protect Loss of Excitation, have felt that the data related to selecting and retrofitting the Impedance type relays and the Admittance type relays are insufficient. Loss of Excitation setting based only on the synchronous reactance may cause a malfunction in the transient state of power system and has a limitation in understanding the appropriateness of the setting. The coal-fired thermal power plant has many direct large-scale power generation complexes, and there is insufficient research on the voltage stability in the power generation complex and the intergenerational group interactions in the case of the malfunction of excitor in the Generator complex. In order to compare Impedance and Admittance type Loss of Excitation protection, first performed the function for each element such as synchronous generator, AVR, governor and simulation for its implementation. The basic software is to model synchronous generators and power systems using PSCAD/EMTDC and plot the results using Matlab. In the setting of the stability limit, which is a factor to be considered first in setting up the Loss of Excitation, the transient stability limit in the AVR operation is set as a reference point rather than previously described Steady State Stability Limit (SSSL) of the MVR operation. For this purpose, simplified the model of non-salientpole synchronous generators with no damping windings and evaluated the Eigenvalue using state space equation of ST4B Digital AVR to derive the stability limit curve. Simulation on PSCAD was carried out in order to grasp the actual stability limit and to estimate the transient stability limit after recover to normal operation Voltage from instantaneous loss of Excitation. The optimum setting value was derived by judging the adequacy of Loss of Excitation protection factor through simulation in the transient state. The operating range was determined by the Generator load operating point and it was judged whether setting value derived when the power system disturbance and power swing occurred was malfunctioning. Also, when setting the UEL of the AVR, it is necessary to verify the appropriateness of the set value of the power generation complexes development period by deviating from the UEL setting of each individual generator.
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