ES2310685T3 - Sistema de generador con un generador acoplado directamente a la red y procedimiento para controlar averias de la red. - Google Patents
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Abstract
Sistema de generador con generador trifásico de doble excitación, que comprende un generador trifásico de doble excitación (4) con devanado primario (4.1) acoplado a la red y por lo menos un devanado secundario (4.2), un convertidor de frecuencias (7) en el circuito secundario, una unidad de regulación (10) y un conmutador electrónico (3) en el circuito primario, conectado a una red trifásica (1), caracterizado porque el conmutador electrónico (3) está provisto de una unidad para la desconexión rápida (11), la cual está prevista para la interrupción del flujo de corriente por el mismo, antes de que en caso de avería la reacción de los dispositivos de protección conduzca a la separación del generador (4) de la red (1) o a la desconexión del convertidor de frecuencias (7), y porque a los devanados primario (4.1) o secundario (4.2) del generador está conectada una unidad para la desmagnetización rápida (12), la cual en funcionamiento normal está desactivada y la cual tras la activación, después de la interrupción del flujo de corriente, está prevista en el circuito primario a través del conmutador electrónico para el control del comportamiento de magnetización del generador.
Description
Sistema de generador con un generador acoplado
directamente a la red y procedimiento para controlar averías de la
red.
La invención se refiere a sistemas de
generadores con generadores acoplados directamente a la red, en los
cuales un devanado (estator), sin tener en cuenta dispositivos de
arranque, de conmutación y de protección, está conectado
directamente con la red suministradora y es por lo menos accesible
desde fuera otro (devanado de rotor). Esto se cumple, por ejemplo,
para sistemas con máquinas asíncronas de doble excitación (DASM) o
máquinas en cascada. Las instalaciones de este tipo se utilizan con
frecuencia en instalaciones de energía renovables, tales como
centrales eólicas o hidroeléctricas.
El estado de la técnica se explica a partir de
las Figs. 1 - 4, en las que:
la Fig. 1a muestra un sistema de generador con
revoluciones por minuto constantes;
la Fig. 1b muestra un sistema de generador con
revoluciones por minuto variables con generador DASM;
la Fig. 2 muestra unas corrientes y tensiones en
el sistema de generador DASM;
la Fig. 3 muestra una estructura de regulación
sistema de generador de revoluciones por minuto variables con
generador DASM;
la Fig. 4 muestra un esquema de conexiones
equivalente del DASM.
En un sistema de generador sin convertidor de
frecuencias (Fig. 1a) conocido, el generador 4 está conectado, a
través de un interruptor de protección de red 2, con la red 3 o el
transformador de red, pudiendo encontrarse, para la limitación de
las corrientes de arranque, en el circuito además un dispositivo de
arranque 3 (regulador de tiristor) que se puede puentear con la
correspondiente unidad de control 10. Al generador puede estar
conectado en paralelo un dispositivo de excitación E. Dado que la
zona de revoluciones por minuto aprovechable en estas instalaciones
está limitada a la zona de deslizamiento admisible del generador,
estos sistemas se designan también como sistemas de revoluciones
por minuto constantes.
Un sistema de generador con DASM asimismo
conocido (Fig. 1b) comprende un generador de anillos colectores 4 y
un convertidor de frecuencias 7, estando el devanado del estator 4.1
del generador conectado, a través de dispositivos de conmutación 2,
3, con la red de corriente trifásica 1 y estando conectado el
devanado del rotor 4.2 del generador, a través de anillos
colectores 4.3, el convertidor de frecuencias 7, una bobina
ahogadora 9 y un conmutador 8, asimismo a la red de corriente
trifásica. Dependiendo de las revoluciones por minuto del generador
se desacopla, en la zona supersincrónica de revoluciones por minuto,
la energía de deslizamiento del rotor 4.2 del generador 4 con el
convertidor de frecuencias 7 y se realimenta en la red a través de
conmutador de red 2, en la zona subsincrónica de revoluciones por
minuto, es tomada de la red y alimentada, a través del convertidor
de frecuencias 7, en el rotor. La ventaja principal frente a un
sistema sin convertidor de frecuencias consiste en que se puede
aprovechar una zona de revoluciones por minuto del generador mucho
mayor para la transformación de energía, por ello se habla de
sistemas de revoluciones por minuto variables. Este tipo de
instalaciones han sido descritas, p. ej. por V. Quaschning (V.
Quaschning: Regenerative Energiesysteme, Carl Hansen Verlag Munich
Viena 1998, págs. 217-226).
Los sistemas de revoluciones por minuto
variables se pueden realizar asimismo con generador asíncrono con
inducido en cortocircuito o con generador síncrono y convertidor de
frecuencias en circuito de estator. El sistema DASM tiene, frente a
un sistema de este tipo, la ventaja de que únicamente una pequeña
porción de la energía total es transmitida por el convertidor de
frecuencias 7, ya que la porción de la potencia convertida por el
convertidor de frecuencias es proporcional al deslizamiento S, es
decir vale únicamente una fracción de la potencia total del
sistema. Otra ventaja es el mayor rendimiento del sistema, dado que
la porción preponderante de la energía es cargada directamente por
el estator a la red. La potencia activa del convertidor de
frecuencias que se necesita para una regulación del 90% de la
potencia de una instalación eólica es de aprox. el 30 - 40% de la
potencia total.
Las máquinas asíncronas de doble excitación se
construyen con anillos colectores 4.3 y con rotores 4.2 y estatores
4.1 arrollados. El convertidor de frecuencias 7, formado por un
convertidor de frecuencias (MFU) 7.2 por el lado del motor y un
convertidor de frecuencias (NFU) 7.1 por el lado de la red, se forma
con componentes (IGBTs, GTOs, etc.) desconectables, estando el MFU
y el NFU acoplados entre sí a través del condensador de circuito
intermedio 7.3. El dispositivo de carga previa 6 se ocupa de que el
condensador 7.3 grande sea cargado lentamente, antes de la conexión
del convertidor de frecuencias 7 a la red 1, a través del conmutador
de red 8. Con ello se atenúan corrientes de conexión de red grandes
indeseadas. La totalidad del sistema de generador/convertidor de
frecuencias puede ser desconectada de la red a través de un
conmutador de red 2. Adicionalmente, se conectan y desconectan de
la red el circuito de estator a través del conmutador de motor 3 y
el convertidor de frecuencias a través del conmutador
de red 8.
de red 8.
La Fig. 2 muestra las corrientes y tensiones en
un sistema de generador DASM de un tipo conocido. El MFU 7.2
alimenta a los devanados de rotor 4.2 con las tensiones de rotor
Uru, Urv, Urw a través de anillos colectores 4.3. Fluyen al mismo
tiempo las corrientes de rotor Iru, Irv, Irw, las cuales presentan
una componente de magnetización y una componente activa
proporcional al deslizamiento. El NFU 7.1 intercambia la energía de
deslizamiento con la red 1, gracias a que el NFU 7.1 cargar las
corrientes liu, liv, liw a la red, cuando el deslizamiento S < 0
(zona supersincrónica de revoluciones por minuto). En la zona
subsincrónica de revoluciones por minuto (S > 0) la energía
fluye desde la red 1 al NFU 7.1. Las corrientes de red lu, lv, lw
resultan de la suma de las corrientes de estator lsu, lsv, lsw con
las corrientes liu, liv, liw.
La máquina asíncrona de doble excitación actúa
en reposo como un transformador AC, conectado a la red 1 con las
tensiones Uu, Uv, Uw, siendo las tensiones de rotor Uru, Urv, Urw
inducidas intensificadas en el factor de transferencia del
generador. La transferencia del generador se elige mayor que uno, de
manera que las tensiones de rotor Uru, Urv, Urw sean, durante el
reposo del rotor, mayores que las tensiones de red Uu, Uv, Uw. Dado
que el MFU 7.2 no está concebido para estas tensiones, el generador
se conecta a la red cuando el deslizamiento S se hace
suficientemente pequeño. La zona de revoluciones por minuto
permitida de los accionamientos DASM para instalaciones eólicas es
de aprox. -0,3 < S < 0,3, es decir, que la zona de trabajo de
las revoluciones por minuto del DASM para instalaciones eólicas
está en 0,7 veces a 1,3 veces las revoluciones por minuto nominales.
La conexión y desconexión del motor de la red, al abandonar la zona
de revoluciones por minuto permitidas, tiene lugar a través del
conectador de motor 3, el cual está dispuesto después del
interruptor de protección de red 2 (ver la Fig. 1b). El interruptor
de protección de red 2 procura una separación relevante para la
seguridad del accionamiento de la red. En caso de avería - por
ejemplo en caso de una avería de la red de una fase - pueden
aparecer también en la zona de revoluciones por minuto permitida
sobretensiones en el MFU 7.2. Estas son cortocircuitadas por un
puente de cortocircuito 5 en el circuito de rotor, de manera que el
MFU 7.2 es protegido contra destrucción. Al activar el puente de
cortocircuito 5 fluyen grandes corrientes de estator y de rotor, el
interruptor de protección de red 2 y el conectador de motor 3 se
abren, el accionamiento es desconectado con ello galvánicamente de
la red 1.
La Fig. 3 muestra una estructura de regulación
conocida para un sistema de generador de revoluciones por minuto
variables con generador DASM. Desde el punto de vista del
procesamiento de señales, el sistema de generador tiene la tarea de
cargar una potencia activa y potencia reactiva definida en la red,
teniendo lugar la generación de la potencia activa mediante la
aplicación de un momento de giro correspondiente en el generador.
Esto es posible de forma definida únicamente en sistemas los cuales
están provistos de un convertidor de frecuencias (sistemas de
revoluciones por minuto variables).
Usualmente se orienta la regulación para ello,
en el lado del NFU, hacia el ángulo de fase de la red, el cual es
suministrado mediante un circuito de regulación de fase (PLL). De
esta manera la corriente activa y la corriente reactiva se pueden
aplicar desacopladas en el lado de la red.
Dado que el flujo de estator está
predeterminado, a causa del acoplamiento de red directo, por la
tensión de red, los procedimientos de regulación funcionan en el
lado del generador usualmente orientados según el flujo de estator
(orientados según el campo). Todas las magnitudes trifásicas se
refieren en este caso a un sistema de coordenadas complejas
rectangular, cuyo eje real o imaginario coincide con el indicador
espacial del acoplamiento de flujo de estator. Obtienen con ello en
cada caso una componente real y una compleja. Con respecto a la
corriente de rotor, una de estas componentes Ird actúa formando
momento, la otra Irq formando flujo. Mediante la orientación de
flujo es posible por ello una aplicación desacoplada y con ello
exacta y altamente dinámica del momento de giro y del de
magnetización de la corriente de rotor.
La orientación directa según el flujo de estator
y la orientación según la tensión de red [1], [2] forman parte del
estado de la técnica, bastándole a la segunda con algoritmos
sencillos, dado que no es necesario ningún cálculo explícito del
flujo de estator, existe un desacoplamiento exacto de la componente
que forma momento o flujo de la corriente de rotor pero únicamente
en el funcionamiento estacionario.
[1] W. Hofmann, A. Stoev, A.
Dittrich, A. Thieme: Design and control of a wind
power station with doubly-fed induction generator.
EPE 1997 Conference Trondheim, pp.
2.723-2.728.
[2] A. Dittrich, N.P. Quang, A.
Thieme: Doubly-fed induction machine as
generator: Control algorithms with decoupling of torque and power
factor. Electrical Engineering Vol. 80, nº 5, Octubre
1997, págs. 325-336.
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El ángulo de fase del flujo de estator necesario
para la orientación se puede calcular, mediante modelos de flujo, a
partir de la tensión y la corriente de estator o a partir de la
corriente de estator y de rotor. La disposición en la Fig. 3
funciona con orientación según el flujo de estator. Los reguladores
para momento de giro 601 y de factor de potencia 602 calculan los
valores teóricos para la corriente 603 que forma momento y la
corriente 604 que forma flujo. Estos son procesados en un regulador
de corriente 605 en cascada, el cual desacopla al mismo tiempo
ambas componentes de corriente entre sí y calcula las tensiones
teóricas correspondientes para el modulador de duración de impulsos
606. Éste, a su vez, calcula el patrón de control para los
conmutadores del MFU 607. El procedimiento para la regulación de
corriente y la modulación se conocen desde hace tiempo por la
bibliografía.
Para la orientación del campo es necesario
además determinar la posición del rotor (ángulo de giro) lo que
tiene lugar, usualmente, con la ayuda de un codificador rotatorio
608 electromecánico.
Todas las funciones de regulación y control
están realizadas en la unidad de regulación como está representada,
por ejemplo, en la Fig. 1b como unidad de regulación 10.
En las publicaciones de las solicitudes de
patente WO 99/07996 (Zond Energy Systems: Variable Speed Wind
Turbine Generator) y US nº 5.083.039 (Zond Energy Systems: Variable
Speed Wind Turbine) se describe la disposición general de un
sistema de generador con generador polifásico (generador con
inducido en cortocircuito), con MFU, NFU, circuito intermedio,
generador, conectador de motor y conmutador de red. La patente
contiene además un procedimiento para la aplicación de momento
activo, momento reactivo y momento de giro en la zona de
revoluciones por minuto normal para corrientes y tensiones
sinusoidales, basado en procedimientos de regulación orientados
según el campo para motores con inducido en cortocircuito.
Adicionalmente están contenidos procedimientos para la aplicación de
corriente y modulación.
Otras patentes relacionadas con el tema son:
- El documento EP 0884833 (Zond Energy Systems: Variable speed wind turbine (1998)): la patente contiene el sistema de regulación para un generador polifásico (inducido en cortocircuito) alimentado por estator, con sensores, orientación del campo, regulación de momento, cálculo del flujo de rotor, aplicación de corriente y modulación.
- El documento WO 01/91279 (Vestas Energy Systems: Variable speed wind turbine having a matrix converter): aquí el convertidor de frecuencias de circuito intermedio de tensión utilizado en el sistema de generador DASM descrito más arriba se ha sustituido por con convertidor de matriz, el cual tiene la ventaja de una construcción sin condensadores. Además, se prescinde de la utilización de un codificador rotatorio para la detección de la posición del rotor, gracias a que el ángulo del rotor se calcula a partir de corrientes de rotor y estator medidas y se mantiene un flujo de potencia reactiva constante entre el estator y el NFU.
- La patente US nº 6.137.187 (Zond Energy Systems: Variable speed wind turbine generator (2000)): se describe una disposición con generador DASM, regulación de momento orientada según el campo, generación de potencia reactiva y regulación de Pitch. El regulador de momento dispone de un filtro para la amortiguación de oscilaciones del sistema mecánico, las cuales son detectadas a partir de las revoluciones por minuto medidas. El momento de giro es aplicado a través de un vector de corriente de rotor calculado con la ayuda del vector de flujo identificado.
Las instalaciones de energía renovable se
utilizan cada vez más en zonas con redes débiles, es decir redes
con potencias de conexión inferiores a 200 kVA. Al mismo tiempo,
aumentan las exigencias a la disponibilidad de instalaciones, es
decir, averías de la red tales como caídas de tensión de hasta
aproximadamente el 90% de la tensión nominal en el intervalo de un
milisegundo, cortocircuitos de una y varias fases deben ser
tolerados por lo menos brevemente y ser controlados en "Ride
Through". Una desconexión errónea de la instalación en el
transcurso de una avería de este tipo no es admisible, por el
contrario hay que suministrar corriente a la red de forma a ser
posible continua.
En instalaciones con acoplamiento directo a la
red del generador se producen, en caso de variación repentina de la
tensión de tensión de red, notables sobretensiones en el circuito de
estator y de rotor, las cuales conducen a que reaccionen los
dispositivos de protección de red y a que en los sistemas DASM se
superen los valores admisibles para el MFU y tengan además como
consecuencia una tensión inadmisiblemente alta en el circuito
intermedio. Los aumentos de corriente inmediatamente después de la
variación de la tensión son limitados únicamente mediante la
diferencia de tensión y las inductancias de dispersión existentes en
el circuito con lo cual, ya después de pocos milisegundos, se
alcanzan amplitudes de corriente las cuales están muy por encima de
los umbrales de sobrecorriente del MFU y de los interruptores de
protección de red por el lado de red. Dado que los generadores del
orden de magnitud utilizados presentan constantes de tiempo del
campo principal en la banda de los segundos, los procesos de
compensación activados se extinguen sólo lentamente, por lo cual no
puede hablarse de un "Ride Through". Con el fin de absorber las
sobrecorrientes y la energía almacenada adicionalmente en el
circuito intermedio, habría que sobredimensionar el convertidor de
frecuencias a un múltiplo de la potencia nominal, lo que no es
económicamente insostenible. Además, el interruptor de protección de
red no puede proteger ya de manera eficaz la instalación, dado que
tendría que tolerar asimismo las sobrecorrientes que aparecen.
En principio, es imaginable y técnicamente
posible, ampliar en un sistema DASM el puente de cortocircuito de
tal manera que pueda absorber la energía almacenada en el circuito
de rotor y pueda proteger con ello el MFU. En este caso,
funcionaría como chopper y reduciría la energía adicional. Sin
desconexión de la red aparecen entonces de todos modos todavía
sobrecorrientes en el lado del estator y no es posible, hasta la
extinción de los procesos de compensación, cargar de manera
definida energía del generador a la red, dado que el MFU debería
ser desactivado durante el funcionamiento de chopper. Las
sobrecorrientes de estator dispararían el interruptor de protección
de red en caso de ajuste según el funcionamiento del mismo y
desconectarían la instalación de la red, antes de que el flujo de
corriente en el estator se pueda interrumpir por otra vía, p. ej.
mediante un conmutador mecánico (contactor). Un regulador de
impulsos (chopper) a través del circuito intermedio de corriente
continua puede absorber asimismo la energía almacenada en el
circuito intermedio, si bien no puede dominar las sobrecorrientes
que aparecen.
Las estructuras de regulación correspondientes
al estado de la técnica no están concebidas ni son adecuadas para
compensar variaciones de tensión de red rápidas y con ello
variaciones de flujo de estator y estabilizar el sistema de forma
suficientemente rápida. En caso de variaciones de tensión, que no
provocan todavía sobrecorrientes, se disparan transitorios
perceptibles y que se extinguen sólo lentamente, lo que es indeseado
con respecto a la solicitación de los componentes y de la carga de
red.
La Fig. 4 representa el esquema de conexiones
equivalente monofásico conocido para una máquina asíncrona de doble
excitación. El estator con la tensión de entrada u_{s} está
conectado con la red que hay que cargar, el rotor con la tensión de
entrada u_{r} lo está con el convertidor de frecuencias del lado
del motor. A través de la inductancia principal L_{m} se forma,
impulsado por la corriente de magnetización i_{m}, el
acoplamiento de flujo principal de la máquina y se inducen las
tensiones correspondientes en el devanado del estator y del rotor.
La corriente de estator atraviesa la resistencia de estator R_{s}
y la inductancia de dispersión L_{s\sigma} del lado del estator,
la corriente de rotor la resistencia de rotor R y la inductancia de
dispersión L_{r\sigma} del lado del rotor. En el estado de
funcionamiento normal son iguales la corriente de red aplicada por
el lado del estator y la tensión inducida por el lado del estator
por el acoplamiento de flujo principal. Dado que la tensión de red
actúa como magnitud rígida impulsora sobre el sistema, se habla
también de que el flujo principal de la máquina es impreso por la
tensión de red.
A causa de averías en la red de corriente
trifásica (p. ej. cortocircuitos) pueden producirse caídas
repentinas de la tensión de red. Los productores y distribuidores
de energía parten de caídas de tensión repentinas de hasta un 15%
de la tensión nominal. El flujo principal de la máquina no puede
variar repentinamente, dado que está ligado a la inductancia
principal relativamente grande de la máquina, siendo válido lo mismo
por consiguiente para la tensión inducida. Se produce por lo tanto,
tras variaciones rápidas de la tensión de red, una diferencia de
tensión entre la tensión de red y la tensión inducida, que conduce a
corrientes de compensación correspondientemente grandes. Estas
corrientes de compensación alcanzan, dependiendo de la diferencia
de tensión y de la inductancia de dispersión del generador, ya
después de pocos (< 5) milisegundos valores inaceptablemente
elevados. El flujo principal se adaptará finalmente, tras un proceso
de paso prolongado, al nuevo nivel de la tensión de red. En
instalaciones, las cuales corresponden al estado de la técnica, es
inevitable de todos modos una desconexión de la instalación a causa
de la reacción de los dispositivos de protección de niveles de
variación de tensión determinados, lo que se demuestra desventajoso.
La invención se ocupa de estas problemáticas.
La invención se plantea el problema de asegurar,
con un coste económicamente sostenible, que un sistema de generador
según la Fig. 1b, en caso de variaciones de la tensión de red
repentinas de hasta aproximadamente un 90% de la tensión nominal,
pueda cargar energía a la red de forma continua o con una
interrupción insignificante. Los transitorios que aparecen son
minimizados y se hace posible continuar el funcionamiento de carga
en el menor tiempo posible tras la variación de la tensión,
independientemente de la dirección y velocidad de la variación de la
tensión.
Otro problema consiste en describir un
procedimiento para el funcionamiento de un sistema de generador
ampliado correspondientemente.
De acuerdo con la invención estos problemas se
resuelven con un sistema de generador según el texto de la
reivindicación 1 y con un procedimiento según el texto de la
reivindicación 16. La invención se explica a continuación con mayor
detalle a partir de las figuras, en las que:
la Fig. 5a muestra un sistema de generador de
revoluciones por minuto variables con generador DASM y desexcitación
rápida;
la Fig. 5b muestra un sistema de generador de
revoluciones por minuto variables con generador DASM, desexcitación
rápida y flujo de corriente continuo en caso de averías de red;
la Fig. 5c muestra un ejemplo de forma de
realización de un conmutador;
la Fig. 6a muestra un ejemplo de forma de
realización de una unidad para la desconexión rápida;
la Fig. 6b muestra un ejemplo de forma de
realización de una unidad para la desmagnetización rápida;
la Fig. 6c muestra un ejemplo de forma de
realización de las unidades para la desconexión rápida y para la
desmagnetización rápida en una unidad;
la Fig. 6d muestra un ejemplo de forma de
realización de las unidades para la desconexión rápida o para la
desmagnetización rápida en disposición trifásica;
la Fig. 6e muestra un ejemplo de forma de
realización de las unidades para la desconexión rápida o para la
desmagnetización rápida en disposición trifásica simplificada;
La Fig. 7 muestra un ejemplo de forma de
realización de una estructura de regulación para un sistema de
generador de revoluciones por minuto variables con generador DASM y
regulación de flujo de estator.
Si un sistema de generador debe hacerse
continuar funcionando durante la duración de la caída de tensión de
red, es necesario adaptar el flujo principal del generador lo más
rápidamente posible al nivel actual de la tensión de red. Esto se
consigue únicamente cuando para esta intervención el generador se
desconectado, en primer lugar, de la magnitud impulsora, es decir
de la tensión de red. Debe interrumpirse el flujo de corriente
hacia la red, antes de disparar los dispositivos de protección
correspondientes y desconectar la instalación. Los dispositivos de
conmutación (contactor, desconectador para corte en carga)
convencionales empleados en los sistemas de este tipo son demasiado
lentos, en ordenes de magnitud, como para dominar procesos de este
tipo. Un conmutador electrónico formado con tiristores tiene un
tiempo de retardo de como máximo 10 ms (para una frecuencia de red
de 50 Hz) y es con ello excesivamente lento. Una interrupción de la
corriente suficientemente rápida (dentro de unos 10 \mus) se
puede garantizar por consiguiente únicamente cuando se utiliza un
conmutador electrónico y éste está equipado con una unidad de
desconexión rápida. Se pueden utilizar también conmutadores con
componentes semiconductores desconectables (Gate
Turn-Off Thyristor (GTO) o Gate Controlled Thyristor
(GCT), si bien son cuestionables en cuanto a los costes para esta
aplicación.
Según la invención, los problemas se resuelven
mediante los siguientes dispositivos y procedimientos y se
describen de forma resumida de la manera siguiente (Fig. 5a):
- \bullet
- disposición de un conmutador electrónico 3 entre las conexiones de primario o de estator del generador 4 y conmutador de protección de red 2 junto con una unidad para la desconexión rápida 11 de este conmutador;
- \bullet
- disposición de la unidad para la desmagnetización rápida 12 del generador paralela con respecto a las conexiones de estator o rotor;
- \bullet
- desconexión del conmutador electrónico 3 tras la detección de una variación de la tensión de red con una amplitud correspondiente;
- \bullet
- conexión simultánea de la unidad para la desmagnetización rápida 12;
- \bullet
- control definido de la tensión de rotor a través del MFU para la minimización del tiempo de desexcitación/excitación y para la sincronización rápida de valor y ángulo de fase de la tensión de red;
- \bullet
- nueva conexión del conmutador electrónico 3 y continuación del funcionamiento de carga.
La Fig. 5a muestra un sistema de generador de
revoluciones por minuto variables con generador DASM y desexcitación
rápida. Un generador DASM 4 con un convertidor de frecuencias 7
está conectado, a través de un conmutador de protección de red 2, a
una red 1. Entre los devanados de estator 4.1 del DASM 4 y el
conmutador de protección de red 2 está situado un conmutador
electrónico 3. Los devanados de rotor 4.2 del DASM 4 están
conectados con el convertidor de frecuencias 7.2 del lado del
motor. El convertidor de frecuencias 7 está realizado como
convertidor de frecuencias de circuito intermedio de tensión y
consta de dos convertidores CA/CC, un convertidor de frecuencias
(NFU) 7.1 por el lado de la red y un convertidor de frecuencias
(MFU) 7.2 por el lado del motor, los cuales están acoplados a
través de un condensador de circuito intermedio 7.3. El convertidor
de frecuencias 7.1 del lado de la red está conectado, a través de
una bobina ahogadora de red 9, con las conexiones de estator de los
devanados de estator 4.1. Una unidad de regulación 10 está conectada
con los dos convertidores de frecuencias 7.1, 7.2 y con el
conmutador electrónico 3 y se hace cargo de todas las tareas de
regulación y control. De manera ventajosa, el convertidor de
frecuencias 7 está concebido como convertidor de frecuencias de
circuito intermedio de tensión bidireccional.
De acuerdo con la invención, la tarea principal
del conmutador electrónico 3 consiste según esto en la liberación e
interrupción del flujo de energía entre los devanados de estator 4.1
del generador 4 y la red 1. Puede estar dispuesto además en un
lugar discrecional entre el conmutador de protección de red 2 y el
devanado de estator 4.1, es decir, p. ej., directamente después del
conmutador de protección de red 2 o entre las tomas del NFU 7.1 y
los bornes del devanado de estator 4.1 (Fig. 5b).
El conmutador electrónico 3 está formado por
unos conmutadores semiconductores controlables. Estos pueden ser,
por ejemplo, tiristores conmutados de red conectados de forma
antiparalela, tiristores conmutados de red con tiristores (GTO,
GCT) conmutados de manera forzada conectados de forma antiparalela o
él puede estar formado por completo por tiristores de conmutación
forzada (desconectables).
Como se ha explicado, el conmutador electrónico
3 debe contener una unidad para la desconexión rápida 11 y está
conectado con la unidad de regulación 10, a través de la cual es
controlada ésta. Para GTO/GCT se da esta forma de control de Gate.
Si el conmutador se realiza con tiristores, por motivos de costes,
hay que disponer una unidad de desconexión 11 externa paralelamente
con respecto a las conexiones de estator. El generador presenta,
además, una unidad para la desmagnetización rápida 12 la cual está
situada, asimismo, paralela con respecto a las conexiones de
estator y es controlada a través de la unidad de regulación 10.
La Fig. 5b muestra un sistema de generador de
revoluciones por minuto variables con generador DASM, desexcitación
rápida y flujo de corriente continuo en caso de averías de red.
La disposición corresponde esencialmente a la de
la Fig. 5a con los mismos signos de referencia. Existe
adicionalmente un conmutador de red 8, el cual conecta la bobina
ahogadora de red 9, con derivación del conmutador electrónico 3,
con el conmutador de protección de 2. En la disposición según la
Fig. 5a está interrumpido el flujo de corriente hacia la red
durante la activación de la unidad de desmagnetización rápida 12,
dado que la corriente de NFU fluye a través de ésta. Con el
conmutador de red 8 se puede conectar el NFU a la red,
independientemente del conmutador electrónico 3. Gracias a ello se
puede hacer funcionar el NFU 7.1 independientemente del estado de
conmutación del conmutador electrónico 3 y se puede mantener un
flujo continuo de corriente entre la red y el NFU, también durante
la duración de la avería de red.
La Fig. 5c muestra un ejemplo de realización de
un conmutador electrónico 3 trifásico con tiristores 3.1, 3.2
conmutados de red conectados de forma antiparalela. El conmutador
electrónico 3 está dispuesto entre el conmutador de protección de
red 2 y los devanados de estator 4.1. La realización con tiristores
constituye - frente a conmutadores semiconductores desconectables
como GTO o GCT - una concepción especialmente ventajosa de un
conmutador de este tipo y se toma por ello como base para los
ejemplos de realización siguientes para los grupos constructivos
adicionales según la invención.
La Fig. 6a muestra un ejemplo de forma de
realización de una unidad para la desconexión rápida para un
conmutador electrónico 3 con la forma de la Fig. 5c;
Ésta puede comprender por ejemplo de un
rectificador en puente 13.1 con tiristor desconectable (GTO/GCT)
13.2 y un elemento (resistencia) 13.3 que limita la corriente. Dado
que el generador carga potencia activa en la red, en funcionamiento
normal la tensión de generador es mayor que la tensión de red y hace
posible con ello un flujo corriente activa del generador 4 a la red
1. En caso de avería se enciende el GTO/GCT 13.2 de la unidad de
desconexión y la tensión de bornes del generador pasa a estar debajo
de la tensión de red actual. Con ello, se accionan los conmutadores
3.1 o 3.2, que conducen en cada caso corriente en la dirección de la
tensión, en la dirección de cierre y el flujo de corriente se
detiene. Si el ángulo de fase entre la corriente y la tensión queda
por debajo de 30º durante el funcionamiento normal, está garantizado
que en cualquier instante, en por lo menos dos fases, coinciden la
dirección de la corriente y de la tensión y se apagan las ramas
correspondientes del conmutador electrónico, con lo cual finaliza
también el flujo a través de la tercera rama. Antes del encendido
de la unidad de desconexión rápida se inhiben las señales de control
del conmutador electrónico. La resistencia 13.3 limita la corriente
de cortocircuito a valores permitidos. Tras la desconexión del
conmutador electrónico se anula de nuevo el cortocircuito mediante
la desconexión del GTO 13.2.
Las sobretensiones que aparecen a causa de la
interrupción de la corriente en las inductancias de dispersión
existentes en el circuito deben dominarse mediante medidas adecuadas
de técnica de circuitos (modo de conexión Snubber).
Tras la desconexión de la red hay que formar,
como se ha descrito, la energía de magnetización del generador y
adaptar el flujo principal, lo más rápidamente posible, al nuevo
nivel de tensión. Esto puede tener lugar de forma pasiva o activa.
La constante de tiempo del campo principal de la máquina, cuyo orden
de magnitud está en el ámbito de los segundos, es definida (comp.
la Fig. 4) en el caso normal esencialmente mediante la inductancia
principal L_{m} y las resistencias R_{s} o R_{r} del lado del
estator o del rotor. Un camino imaginable para la aceleración de la
reducción del flujo es, por consiguiente, la reducción de esta
constante de tiempo mediante medidas de técnica de circuitos
(desmagnetización pasiva) externas correspondientes. Para ello hay
se desconectar en primer lugar el generador eléctricamente de su
alimentación. Por el lado del estator esto ha tenido lugar ya
mediante la desconexión del conmutador electrónico. Por el lado del
secundario o del rotor, el generador está desconectado
eléctricamente del MFU, tan pronto como son cerrados los
conmutadores (IGBT) del MFU y la tensión de rotor rectificada está
por debajo del nivel de la tensión de circuito intermedio, con lo
cual cierran los diodos de marcha libre del MFU. Ahora se puede,
mediante conexión de resistencias externas por el lado del estator
y/o del rotor, manipular la constante de tiempo de campo principal
de hecho de forma discrecional. La conversión de técnica de
circuitos tiene lugar, según la invención, con la unidad para la
desmagnetización rápida o para la desexcitación rápida.
La Fig. 6b muestra un ejemplo de forma de
realización de una unidad para desmagnetización rápida. La unidad
para desmagnetización rápida/magnetización rápida 12 está formada,
de manera similar a la unidad de desconexión rápida, por un
rectificador en puente 14.1 con un tiristor 14.2 desconectable
definiendo, tras la conexión del tiristor 14.2, la resistencia 14.3
junto con la inductancia principal y de dispersión de la máquina su
constante de tiempo del campo principal y limitando, al mismo
tiempo, la corriente en el circuito de estator y de rotor.
La corriente a través de la unidad de
desmagetización rápida aparece, en caso de disposición sobre el lado
del estator, en correspondencia con la relación de transferencia
del generador, transmitida transformatoriamente sobre el lado del
rotor. La resistencia se diseña por ello de tal manera que no se
pueda superar la corriente MFU máxima permitida.
La Fig. 6c muestra un ejemplo de forma de
realización de las unidades para la desconexión rápida y para la
desmagnetización rápida en una unidad.
Ambas unidades - unidad de desconexión y unidad
de desmagnetización rápida - se forman preferentemente en un grupo
constructivo con puente de diodos común.
Para la siguiente explicación se cita el
siguiente ejemplo de realización detallado para un sistema de
generador según la Fig. 5a con una potencia nominal de 2.5 MW
(corriente nominal de estator 2200 A, tensión nominal de estator 660
V):
Las unidades de desconexión rápida y de
desmagnetización se realizan según la Fig. 6c. Al mismo tiempo se
utilizan para el rectificador en puente 14.1 diodos con una
corriente nominal de 1500 A y una tensión nominal de 2400 V. El
conmutador de la unidad de desconexión rápida 13.2 consta de dos GCT
conectados en paralelo con una corriente nominal de 4000 A cada
uno. La resistencia 13.3 correspondiente tiene un valor de 40
m\Omega. El conmutador de la unidad de desmagnetización rápida
14.2 consta de un GCT con una corriente nominal de 3000 A. La
resistencia 14.3 correspondiente tiene un valor de 350 m\Omega,
con lo que resulta en el caso concreto una constante de tiempo de
campo principal de 10 ms.
La Fig. 6d y la Fig. 6e muestran otros ejemplos
de forma de realización para unidades de desconexión rápida o de
desmagnetización rápida; aquí se utilizan conmutadores 15.1
bidireccionales trifásicos con resistencias 15.2 o una combinación
desarmada de ambos 16.1, 16.2.
Una desmagnetización activa se puede llevar a
cabo directamente a través del MFU. Para ello éste debe almacenar,
durante la fase de desmagnetización, una tensión dirigida en contra
del flujo principal en los devanados de rotor. Dado que el
generador está desconectado de la red por el lado del estator, la
reducción del flujo se controla en este caso exclusivamente a
través del circuito de rotor y la tensión impresa (\Delta\Psi =
U\cdot\Deltat). Las constantes de tiempo propias del generador
carecen prácticamente de importancia. Con este método se pueden
alcanzar, en caso de impresión de la tensión máxima disponible
opuesta al flujo, tiempos de desmagnetización al 10% del valor
nominal con un orden de magnitud de 10 ms. La desmagnetización
activa puede tener lugar sin desmagnetización pasiva o en
combinación con ésta. En caso de una combinación la unidad de
desmagnetización debe estar dispuesta de todos modos sobre el lado
del estator, dado que en este caso el MFU no puede ser
desconectado.
Una variación repentina de la tensión de red
puede ser registrada, por una vía directa, mediante el registro de
la propia tensión de red o, indirectamente, a través de la detección
de sobrecorrientes en el circuito de estator o, en el caso del
sistema DASM, en el NFU o el MFU o mediante detección de una
sobretensión en el circuito intermedio 7.3. Dado que las
sobrecorrientes y las sobretensiones pueden tener también otras
causas, la secuencia para dominar las averías de red supone también
una protección del sistema para otras averías. Una desconexión a
través del registro indirecto tiene la ventaja de que la desconexión
de la red tiene lugar, de hecho, únicamente cuando la avería no
puede ser compensada mediante contramedidas de la unidad de
regulación 10. El reconocimiento de las averías mencionadas dispara
automáticamente la desconexión del conmutador electrónico 3 a
través de la unidad de desconexión rápida 11. Una desconexión
simultánea del NFU o del MFU (inhibición de impulsos) o el
encendido de un puente de cortocircuito 5 son necesarios cuando las
sobrecorrientes no pueden ser limitadas mediante desconexión del
conmutador electrónico 3 (es decir, tienen causas internas al
sistema). Con ello se aumenta notablemente, mediante las
disposiciones según la invención, la disponibilidad del sistema y
su capacidad para actuar de forma activa contra averías
externas.
A continuación, se proporciona una descripción
detallada del procedimiento según la invención para el
funcionamiento del sistema de generador en caso de averías de la
red.
De acuerdo con indicaciones de los productores y
distribuidores de energía (E.ON Netz GmbH: Ergänzende
Netzanschlussregeln für Windenenergieanlagen, versión del
01.12.2001) cabe contar con variaciones repentinas de la tensión,
sobre todo en el caso de una caída de tensión, mientras que el
aumento de nuevo de la tensión de red tiene lugar en márgenes de
segundos. Las caídas constituyen por consiguiente el caso más
crítico y de debe dominarse con prioridad.
Por este motivo, la presente invención analiza
prioritariamente con los conceptos de unidad de desexcitación
rápida o unidad de desmagnetización rápida para el grupo
constructivo adicional 12 correspondiente, a pesar de que éste,
como se desprende de la descripción que viene a continuación, se
utiliza también para el caso contrario, la magnetización tras la
vuelta correspondientemente rápida de la tensión.
Tras una caída de la tensión de red se
desconecta en primer lugar el generador de la red, por el lado del
estator, mediante el conmutador electrónico. La desconexión debe
tener lugar en el intervalo de un tiempo durante el cual las
sobrecorrientes que aparecen no han alcanzado todavía el umbral de
disparo de los dispositivos de protección. Por este motivo es
necesario interrumpir el flujo de corriente hacia la red a más
tardar después de 100 \mus, mejor en menos de 50 \mus. La
interrupción tiene lugar con la ayuda de la unidad de desconexión
rápida 11. Ésta está activa hasta que el conmutador electrónico 3 ha
desconectado. Después de o simultáneamente con la unidad de
desconexión rápida se conecta la unidad de desmagnetización rápida
12 y se determinan, tras la desconexión del dispositivo de
desconexión rápida, las relaciones eléctricas en el circuito de
estator y la corriente que fluye por los devanados de estator y de
rotor. Mientras ésta esté conectada, hay que generar el flujo de
estator del generador hasta el nivel predeterminado por el valor de
la tensión de red, es decir, la tensión de estator inducida debe
ser, aproximadamente, igual en cuanto a su valor y su fase que la
tensión de red, para que al volver a conectar el conmutador
electrónico 3 no fluyan corrientes de compensación o lo hagan unas
sosteniblemente pequeñas. Una igualdad de fases aproximada se puede
alcanzar de manera definida únicamente con desmagnetización activa
con la ayuda del MFU. La realización tiene lugar con la ayuda del
dispositivo de regulación 10, gracias a que una corriente
generadora de flujo es impresa de tal manera en los devanados de
rotor que se crea la igualdad de amplitudes y de fases exigida entre
la tensión de estator inducida y la tensión de red actual.
La unidad de regulación 10 contiene
preferentemente un regulador de valor de flujo y uno de fases, los
cuales imprimen una porción real e imaginaria de la corriente de
rotor de tal manera en el devanado de rotor, que la tensión de
estator inducida por el flujo principal es de nuevo igual, en cuanto
al valor y la fase, a la tensión de red y que la magnetización y la
sincronización se cierra en un tiempo lo más breve posible.
Tras la finalización de la magnetización o
desmangetización la unidad de desmagnetización rápida es
desconectada y el conmutador electrónico 3 es conectado de nuevo.
Las corrientes transitorias restantes a causa de errores de
amplitud y fase prácticamente inevitables entre la tensión de red y
la tensión de estator inducida en el momento de la conexión son
reguladas hasta el máximo por la unidad de regulación 10 a través
del MFU y del NFU. Se puede continuar con el funcionamiento
regulado normal del sistema de generador.
Con el fin de dominar los transitorios restantes
con suficiente velocidad (regulación hasta el máximo en menos del
10% de la constante de tiempo de campo principal en funcionamiento
de señales débiles) y para regresar en el tiempo lo más breve
posible a una carga ordenada de la red, no basta con la estructura
de regulación (Fig. 3) casi estacionaria. Por ello se completada,
según la invención, con una regulación de flujo de estator como se
explica a continuación.
La Fig. 7 muestra un ejemplo de realización de
una estructura de regulación para un sistema de generador de
revoluciones por minuto variables con generador DASM y regulación de
flujo de estator.
Según la invención la estructura de regulación
descrita en la Fig. 3 es completada con un regulador para el flujo
de estator 613. Éste contiene como valor teórico el valor del
acoplamiento de flujo de estator 612: \Psi_{s,ref} =
U(red)/(2\cdot\pi\cdotf(red)), que resulta a
partir del valor estacionario de la tensión de red y de la
frecuencia de red. Tanto el regulador de flujo de estator como
también del regulador de factor de potencia 602 funcionan, en la
realización mostrada, sobre el componente formador de flujo de la
corriente de rotor i_{rq}*604 como magnitud de ajuste. Un
desacoplamiento dinámico entre ambos algoritmos se consigue
preferentemente mediante el ajuste correspondiente de la dinámica
del regulador de factor de potencia. Adicionalmente se puede
conectar el valor teórico del flujo de estator, convertido a la
corriente de magnetización 615 del lado del rotor, como Bypass
sobre el valor teórico de rotor que forma flujo, con lo cual el
regulador de flujo se hace cargo únicamente de la compensación
dinámica de variaciones de flujo. Esta porción de compensación
puede ser desconectada 614 además, dependiendo de criterios
correspondientemente eficaces, como en la desviación de regulación
de flujo que ha dado buenos resultados, en el funcionamiento
estacionario.
El propio regulador de flujo puede ser diseñado
según diferentes supuestos conocidos por la teoría correspondiente,
como diseño PI, PID o de espacio de estado. Puede ser implementado
asimismo en un sistema de regulación (p. ej. orientado hacia la
tensión de red) divergente de la orientación de flujo de estator,
debiendo ser diseñado en este caso vectorial para componentes
reales e imaginarias del flujo y generando una porción de magnitud
de ajuste tanto para la componente real como para la imaginaria de
la corriente de rotor.
A continuación, se indica un ejemplo de forma de
realización para la estructura de regulación total según la Fig. 7.
En este sistema, orientado al flujo de estator, el regulador de
flujo puede estar diseñado como regulador escalar. Para un
regulador con comportamiento PI resulta el planteamiento para el
cálculo de valor actual de la magnitud de ajuste i_{rq}*604, que
se calcula en la parte dinámica del regulador 613, del modo
siguiente:
i_{rq}\text{*}(k) =
A\text{*}[V_{R}\text{*}(\Psi_{s}\text{*}(k) - \Psi_{s}(k)) -
B\text{*}(\Psi_{s}\text{*}(k-1) -
\Psi_{s}(k-1)) + i_{rq}\text{*}(k-1)
-
C\text{*}u_{nq}(k)]
Aquí designan:
- k
- el paso de tiempo actual
- i_{rq}*
- el valor teórico de la componente de corriente de rotor 604 que forma flujo
- \Psi_{s}*
- el valor téorico del acoplamiento de flujo de estator (de 612)
- \Psi_{s}
- el valor real del acoplamiento de flujo de estator (de 610)
- u_{nq}
- la componente de tensión de red en el eje q (eje imaginario)
A =
T_{s}/T
- V_{R}
- amplificación de regulador
B = 1 -
(1/A)
C = T/L_{m}
(comp. la Fig.
4)
T_{s} = (L_{m} + L_{s\sigma})/R_{s}
\hskip0.5cmconstante de tiempo del campo principal (comp. con la Fig. 4)
T
\hskip0.5cmtiempo de exploración de la regulación de flujo.
La amplificación de regulador V_{R} determina
la respuesta en régimen transitorio de la magnitud de regulación y
se determina de acuerdo con reglas de ajuste conocidas por la
bibliografía (p. ej. valor óptimo). Un concepción de este tipo da
como resultado una respuesta en régimen transitorio amortiguada,
regulándose hasta el máximo transitorios existentes de errores de
valor y fase de la tensión de estator en el momento de conexión,
dentro de un espacio de tiempo inferior al 10% de la constante de
tiempo de campo principal, si no aparece limitación alguna de
magnitudes de estado del generador (corrientes de rotor o estator)
durante el proceso de regulación. Este planteamiento de regulación
utiliza, para el cálculo de la magnitud de ajuste actual, el valor
teórico y real de la magnitud de regulación (acoplamiento de flujo
de estator \Psi_{s}), el valor pretérito de la magnitud de
ajuste y una componente de la tensión de estator (tensión de red).
Otros planteamientos, en especial cuando el regulador debe
diseñarse en un sistema que no está referido al flujo de estator,
pueden tomar otras magnitudes de estado, p. ej. para el
desacoplamiento de las componentes reales e imaginarias del
regulador, para el cálculo de la magnitud de ajuste actual. Las
magnitudes de estado de este tipo pueden ser, por ejemplo,
corrientes de rotor, corrientes de estator, tensiones de rotor o
tensiones de estator.
Según la invención, la regulación de flujo está
referida preferentemente al acoplamiento de flujo de estator como
magnitud de regulación. Dado que el flujo de estator, de rotor y
principal de la máquina se diferencia únicamente por sus porciones
de dispersión, es imaginable de todos modos y equivalente en el
sentido de la invención, trasladar el procedimiento de regulación,
con ligeras adaptaciones, también al flujo de rotor o principal y
utilizarlos como magnitudes de regulación. La referencia al
acoplamiento de flujo de estator no constituye en esta medida
limitación alguna.
Las explicaciones anteriores se refieren en su
mayor parte a ejemplos de utilización determinados y variantes de
realización de la invención, lo que no representa limitación alguna
en el sentido del contenido de la invención. Un experto en la
materia puede comprender que las soluciones propuestas se pueden
trasladar a otras disposiciones técnicas de aparatos. En especial,
la utilización no está limitada a máquinas asíncronas de doble
excitación o máquinas de anillos colectores, sino que se extiende a
todas las máquinas polifásicas, las cuales están acopladas con un
devanado directamente a la red y presentan, por lo menos, otro
devanado accesible hacia fuera, como por ejemplo máquinas en
cascada, máquinas sin escobillas de doble excitación o máquinas de
reluctancia de doble excitación.
Además, los conceptos utilizados en el texto,
devanado primario, devanado secundario, devanado de estator,
devanado de rotor, etc., son intercambiables y pueden, en
correspondencia con la máquina utilizada, ser utilizados con otras
designaciones correspondientes a su significado.
Claims (20)
1. Sistema de generador con generador trifásico
de doble excitación, que comprende un generador trifásico de doble
excitación (4) con devanado primario (4.1) acoplado a la red y por
lo menos un devanado secundario (4.2), un convertidor de
frecuencias (7) en el circuito secundario, una unidad de regulación
(10) y un conmutador electrónico (3) en el circuito primario,
conectado a una red trifásica (1), caracterizado porque el
conmutador electrónico (3) está provisto de una unidad para la
desconexión rápida (11), la cual está prevista para la interrupción
del flujo de corriente por el mismo, antes de que en caso de avería
la reacción de los dispositivos de protección conduzca a la
separación del generador (4) de la red (1) o a la desconexión del
convertidor de frecuencias (7), y porque a los devanados primario
(4.1) o secundario (4.2) del generador está conectada una unidad
para la desmagnetización rápida (12), la cual en funcionamiento
normal está desactivada y la cual tras la activación, después de la
interrupción del flujo de corriente, está prevista en el circuito
primario a través del conmutador electrónico para el control del
comportamiento de magnetización del generador.
2. Sistema de generador según la reivindicación
1, caracterizado porque la interrupción del flujo de
corriente está prevista en menos de 100 microsegundos,
preferentemente en menos de 50 microsegundos.
3. Sistema de generador según la reivindicación
1 ó 2, caracterizado porque el convertidor de frecuencias
(7) es un convertidor de frecuencias de circuito intermedio de
tensión.
4. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 3, caracterizado porque el convertidor
de frecuencias (7) es un convertidor de frecuencias de circuito
intermedio de tensión bidireccional, formado por un convertidor de
frecuencias (7.1) del lado de la red y un convertidor de frecuencias
(7.2) del lado del motor, los cuales están acoplados a través de un
circuito intermedio (7.3).
5. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 4, caracterizado porque la unidad de
desconexión rápida (11) comprende unos componentes para el descenso
de la tensión de bornes primarios del generador bajo la tensión de
red actual y unos componentes para su conexión y desconexión.
6. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 5, caracterizado porque el conmutador
electrónico (3) está formado por unos conmutadores semiconductores
conmutados de red conectados de forma antiparalela, respectivamente
tiristores, y la unidad de desconexión rápida (11) correspondiente
comprende un puente de diodos (13.1) de seis impulsos, un
conmutador semiconductor y una combinación de componentes pasivos y
pasivos y activos para la limitación de la corriente y para el
borrado del conmutador semiconductor.
7. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 5, caracterizado porque el conmutador
electrónico (3) está formado por unos conmutadores semiconductores
conmutados de red conectados de forma antiparalela, respectivamente
tiristores, y la unidad de desconexión rápida (11) correspondiente
comprende un puente de diodos (13.1) de seis impulsos, un elemento
que limita la corriente (13.3) y un conmutador semiconductor de
conmutación forzada, que se puede desconectar, respectivamente
tiristor (GTO, GCT) (13.2).
8. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 7, caracterizado porque el conmutador
electrónico (3) está formado por unos tiristores conmutados de red
y unos tiristores (GTO, GCT) que se pueden desconectar, de
conmutación forzada y conectados de forma antirapalela.
9. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 8, caracterizado porque la unidad para
la desmagnetización rápida (12) comprende unos elementos (14.3)
para la limitación de la corriente, la reducción de la energía de
magnetización del generador y el ajuste de la constante de tiempo de
campo principal del generador y componentes para su conexión y
desconexión.
10. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 9, caracterizado porque la unidad para
la desmagnetización rápida (12) comprende un puente de diodos
(14.1) de seis impulsos, un tiristor (GTO, GCT) (14.2) que se puede
desconectar y un elemento (14.3) que limita la corriente,
respectivamente una resistencia óhmica, estando concebido de tal
manera el elemento que limita la corriente que la corriente no
supera su valor máximo permitido en los devanados secundarios del
generador.
11. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 7 y 9 - 10, caracterizado porque las
unidades para la desconexión rápida (11) del conmutador electrónico
(3) y para la desmagnetización rápida (12) están formadas en un
conjunto que comprende un puente de diodos (14.1) común.
12. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 11, caracterizado porque la unidad para
la desmagnetización rápida (12) está realizada dentro del
convertidor de frecuencias (7).
13. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 12, caracterizado porque la detección de
variaciones repentinas de la tensión de red para la activación de
la unidad de desconexión rápida (12) tiene lugar mediante la
medición y la evaluación directa de la tensión de red o mediante
registro indirecto, mediante detección, de sobrecorrientes en el
convertidor de frecuencias (7.1) del lado de la red, en el
convertidor de frecuencias (7.2) del lado del motor o
sobretensiones en el circuito intermedio (7.3).
14. Sistema de generador según una de las
reivindicaciones 1 - 13, caracterizado porque la unidad de
regulación (10) del convertidor de frecuencias (7.2) del lado del
motor contiene en cada caso un regulador para el valor y la
posición de fase del flujo principal del generador, los cuales se
ajustan, durante la activación de la unidad de desmagnetización
(12), de tal manera el flujo principal que la tensión de estator
inducida es igual a la tensión de red en cuanto al valor y la
fase.
15. Sistema de generador con generador trifásico
de doble excitación según una de las reivindicaciones 1 - 14, que
comprende un generador trifásico de doble excitación (4) con un
devanado primario o devanado de estator (4.1) acoplado a la red y
por lo menos un devanado secundario o devanado de rotor (4.2), un
convertidor de frecuencias (7) en el circuito secundario y una
unidad de regulación (10), conectada a una red trifásica (1),
caracterizado porque la unidad de regulación (10) para el
convertidor de frecuencias (7) contiene un regulador (613) escalar
o vectorial para la impresión dinámica del flujo de estator del
generador, cuyas magnitudes de ajuste son conectadas asimismo a los
valores teóricos para las componentes de la corriente de rotor (603,
604).
16. Procedimiento para el funcionamiento de un
sistema de generador según una de las reivindicaciones 1 - 14,
caracterizado porque, tras la detección de una variación
repentina de la tensión de red, el flujo de corriente en el
circuito de estator es interrumpido mediante la activación de la
unidad de desconexión rápida (11) y la inhibición de las señales de
control del conmutador electrónico (3), después se activa la unidad
de desmagnetización rápida (12) y, con la ayuda de ésta, se ajusta
de tal manera el flujo principal en el generador que la tensión de
estator inducida es, aproximadamente, igual a la tensión de red en
cuanto al valor y la fase, y después se vuelve a permitir el flujo
de corriente entre la red y el estator mediante la desactivación de
la desmagnetización rápida (12) y la activación del conmutador
electrónico (3).
17. Procedimiento según la reivindicación 16,
caracterizado porque durante la desconexión del circuito
primario de la red (1) el convertidor de frecuencias (7.1) del lado
de la red continúa cargando corriente en la red (1) y, por
consiguiente, durante la duración de la avería de red se mantiene un
flujo de corriente continuo entre el sistema de generador y la
red.
18. Procedimiento según la reivindicación 16 ó
17, caracterizado porque, durante la caída de la tensión de
red, la desmagnetización del generador es controlada de tal manera
por la unidad de regulación (10) del convertidor de frecuencias
(7.2) del lado del motor que ésta conecta a los devanados
secundarios la tensión máxima disponible dirigida en contra del
flujo principal, consiguiendo de este modo el tiempo de
desmagnetización más breve posible.
19. Procedimiento para la regulación del flujo
de estator para un sistema de generador según la reivindicación 15,
caracterizado porque el valor de referencia (612) para el
flujo de estator se calcula como tensión de red y frecuencia de
red, se calcula una magnitud de ajuste vectorial a partir del valor
de referencia, el valor real del flujo vectorial calculado a partir
de magnitudes de generador eléctricas, valores pretéritos de la
magnitud de ajuste y otras magnitudes de estado eléctricas del
generador, se suma la magnitud de ajuste a los valores teóricos
vectoriales de la corriente de rotor (603, 604), llevándose a cabo
de tal manera la ponderación de las magnitudes de entrada de
regulador mencionadas, que, en la medida en que durante la operación
de regulación no aparezca ninguna limitación de las magnitudes de
estado del generador, tras un tiempo de por lo menos el 10%,
preferentemente menos del 5%, de la constante de tiempo del campo
principal del generador, se ha alcanzado el valor teórico de
acoplamiento de flujo principal y se han extinguido todos los
transitorios originados por la variación de la tensión de red.
20. Procedimiento según la reivindicación 19,
caracterizado porque las restantes magnitudes de estado
eléctricas son corrientes de rotor (i_{rd}, i_{rq}), tensiones
de rotor (U_{rd}, U_{rq}), corrientes de estator (i_{sd},
i_{sq}) y tensiones de estator.
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