ES2908952T3

ES2908952T3 - Sistema y método para controlar sistemas de generación de potencia eólica

Info

Publication number: ES2908952T3
Application number: ES13791883T
Authority: ES
Inventors: Rajni Kant Burra; Victor Robert Abate; David Cole Magnuson; Keith Longtin
Original assignee: General Electric Co
Current assignee: General Electric Co
Priority date: 2013-10-31
Filing date: 2013-10-31
Publication date: 2022-05-04
Anticipated expiration: 2033-10-31
Also published as: US20160285252A1; US9972993B2; DK3063851T3; EP3063851B1; EP3063851A1; WO2015065425A1

Abstract

Un sistema eléctrico (102) para controlar una turbina eólica (100) que comprende: un primer elemento resistivo (124) y un elemento de almacenamiento (126) acoplados a un enlace de CC (118) de la turbina eólica (100); un controlador (120) para conmutar entre el primer elemento resistivo (124) y el elemento de almacenamiento (126) en respuesta a una condición de fallo del lado de red para minimizar las cargas mecánicas inducidas por la condición de fallo del lado de red; y segundos elementos resistivos (128), en los que los segundos elementos resistivos (128) están acoplados en serie a los devanados de un estator (129) de la turbina eólica (100) mediante un segundo conmutador (132); caracterizado porque: el segundo conmutador (132) acopla los segundos elementos resistivos (128) a los devanados del estator (129) para minimizar el par electromagnético inducido en el estator (129); y en el que el primer elemento resistivo (124), el elemento de almacenamiento (126) y el controlador (120) están acoplados al enlace de CC (118) entre un convertidor del lado de rotor (114) y un convertidor del lado de línea (116).

Description

DESCRIPCIÓN

Sistema y método para controlar sistemas de generación de potencia eólica

[0001] Las realizaciones de la invención se refieren en general a un sistema de generación de potencia eólica y, más particularmente, a un sistema y un método para controlar un sistema de generación de potencia eólica.

[0002] Las turbinas eólicas se utilizan para generar potencia aprovechando la energía eólica presente en el entorno. Durante su funcionamiento, las turbinas eólicas experimentan diversas cargas no deseadas que se mitigan con diferentes enfoques. Las cargas experimentadas por las turbinas eólicas pueden incluir cargas inducidas por el viento y cargas inducidas por una condición de fallo en una red conectada a las turbinas eólicas. Las cargas inducidas por el viento pueden minimizarse ajustando los componentes de la turbina eólica, como las unidades de control del pitch de las palas y los motores de orientación (“yaw"). Las cargas inducidas por la condición de fallo en la red pueden mitigarse mediante parámetros de diseño como el tamaño y el material de fabricación, así como parámetros de funcionamiento como los ángulos de pitch de las palas de la turbina eólica.

[0003] Durante una condición de fallo en la red, un par electromagnético en la turbina eólica puede aumentar repentinamente y puede ir seguido de un evento de exceso de velocidad de un rotor de la turbina eólica debido a la pérdida de potencia en una salida. En tales circunstancias, el evento de exceso de velocidad y el aumento repentino del par electromagnético inducen cargas mecánicas en la turbina eólica. La turbina eólica incluye una unidad de control de pitch que está configurada para controlar un ángulo de pitch de las palas de la turbina eólica. La unidad de control de pitch cambia el ángulo de pitch de las palas de la turbina eólica para reducir las cargas mecánicas. Sin embargo, si la tasa de cambio del ángulo de pitch es mayor que una tasa predefinida de cambio del ángulo de pitch, los componentes de la turbina eólica pueden experimentar fuertes oscilaciones. La torre de una turbina eólica es especialmente susceptible a las oscilaciones, y éstas reducen la vida útil de la turbina eólica y aumentan los costes de mantenimiento. El documento EP 2375529 A1 se refiere a un sistema de transmisión de potencia que comprende una pluralidad de turbinas de energía renovable. El documento EP 2270331 A2 se refiere a una turbina eólica con medios de control para gestionar la potencia durante los fallos de la red. El documento EP 2293431 A2 se refiere a un sistema de control de una planta de potencia eólica en caso de fallos en la red eléctrica.

[0004] Los componentes de las turbinas eólicas, como las torres, los trenes de potencia y las multiplicadoras, suelen estar diseñados para soportar las mencionadas cargas mecánicas que se inducen debido a posibles condiciones de fallo en la red. Por ejemplo, las multiplicadoras están diseñadas para soportar un par electromagnético máximo de hasta tres veces el par nominal de funcionamiento. Estos diseños dan lugar a multiplicadoras más grandes y a un aumento de los costes.

[0005] Por lo tanto, es necesario un sistema mejorado para abordar los problemas mencionados.

BREVE DESCRIPCIÓN

[0006] Brevemente, de acuerdo con una realización, se proporciona un sistema eléctrico para controlar una turbina eólica según la reivindicación independiente 1. El sistema eléctrico incluye un primer elemento resistivo, un elemento de almacenamiento y un controlador. El primer elemento resistivo y el elemento de almacenamiento están acoplados a un enlace de CC de la turbina eólica. El controlador se utiliza para conmutar entre el primer elemento resistivo y el elemento de almacenamiento en respuesta a una condición de fallo del lado de red para minimizar las cargas mecánicas inducidas por la condición de fallo del lado de red.

[0007] En algunas realizaciones, se proporciona una turbina eólica. La turbina eólica incluye una torre, una góndola dispuesta en la torre, un rotor, palas de turbina eólica acopladas al rotor y un sistema eléctrico según las realizaciones aquí descritas. El sistema eléctrico incluye un primer elemento resistivo, un elemento de almacenamiento y un controlador. El primer elemento resistivo y el elemento de almacenamiento están acoplados a un enlace de CC de la turbina eólica. El controlador se utiliza para conmutar entre el primer elemento resistivo y el elemento de almacenamiento en respuesta a una condición de fallo del lado de red para minimizar las cargas mecánicas inducidas por la condición de fallo del lado de red.

[0008] En otra realización, se proporciona un método para controlar una turbina eólica según la reivindicación del método independiente. El método incluye las etapas de detectar una condición de fallo en el lado de red, estimar un par electromagnético máximo, calcular una tasa de cambio de la velocidad de rotor, controlar el par electromagnético máximo estimado en la turbina eólica utilizando un primer elemento resistivo, un segundo elemento resistivo, un elemento de almacenamiento o una combinación de los mismos y minimizar las cargas mecánicas en la turbina eólica controlando los componentes de la turbina eólica basándose en la tasa de cambio calculada de la velocidad de rotor.

DIBUJOS

[0009] Estas y otras características, aspectos y ventajas de la presente invención se entenderán mejor cuando la siguiente descripción detallada se lea con referencia a los dibujos que se acompañan, en los que los caracteres semejantes representan partes semejantes en todos los dibujos, en los que:

La FIG. 1 es una representación esquemática de una turbina eólica que incluye un sistema eléctrico de acuerdo con una realización de la invención.

La FIG. 2 es una representación esquemática de un sistema eléctrico de acuerdo con una realización de la invención.

La FIG. 3 es una representación esquemática de una realización alternativa de un sistema eléctrico de acuerdo con una realización de la invención.

La FIG. 4 es una representación esquemática de otra realización alternativa del sistema eléctrico de acuerdo con una realización de la invención.

La FIG. 5 es un diagrama de flujo que representa las etapas de un método para controlar una turbina eólica de acuerdo con una realización de la invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA

[0010] A menos que se definan de otro modo, los términos técnicos y científicos utilizados en el presente documento tienen el mismo significado que comúnmente entiende una persona con conocimientos ordinarios en la materia a la que pertenece esta divulgación. Los términos "primero", "segundo" y similares, tal y como se utilizan aquí, no denotan ninguna importancia, sino que se emplean para distinguir un elemento de otro. Asimismo, los términos "un" y "una" no denotan una limitación de cantidad, sino que denotan la presencia de al menos uno de los elementos referidos. El término "o" pretende ser inclusivo y significar uno, algunos o todos los elementos enumerados. El uso de "incluyendo", "comprendiendo" o "teniendo" y sus variaciones en el presente documento se entiende que abarca los elementos enumerados a continuación y sus equivalentes, así como otros elementos adicionales. Los términos "conectado" y "acoplado" no se limitan a conexiones o acoplamientos físicos o mecánicos, y pueden incluir conexiones o acoplamientos eléctricos, ya sean directos o indirectos. Además, los términos "circuito", "circuitería", "controlador" y "procesador" pueden incluir un único componente o una pluralidad de componentes, que son activos y/o pasivos y están conectados o acoplados de otro modo para proporcionar la función descrita.

[0011] Las realizaciones de la presente invención incluyen un sistema y un método para controlar una turbina eólica. La turbina eólica incluye una torre, una góndola dispuesta en la torre, un rotor, palas de turbina eólica acopladas al rotor y un sistema eléctrico. El sistema eléctrico incluye un primer elemento resistivo, un elemento de almacenamiento y un controlador. El primer elemento resistivo y el elemento de almacenamiento están acoplados a un enlace de CC de la turbina eólica. El controlador se utiliza para conmutar entre el primer elemento resistivo y el elemento de almacenamiento en respuesta a una condición de fallo del lado de red para minimizar las cargas mecánicas inducidas por la condición de fallo del lado de red.

[0012] La FIG. 1 es una representación esquemática de una turbina eólica 100 que incluye un sistema eléctrico 102 de acuerdo con una realización de la invención. La turbina eólica 100 incluye una torre 104, una góndola 106 dispuesta en la torre 104, un rotor 108 y palas de turbina eólica 110 acopladas al rotor 108. Las palas de la turbina eólica 110 giran gracias al viento que se mueve en una dirección representada por el número de referencia 112. La turbina eólica 100 también incluye componentes de la turbina eólica que se utilizan para hacerla funcionar, por ejemplo, un tren de potencia 107 y una unidad de control de pitch de las palas 109. Durante un proceso de fabricación de las turbinas eólicas 100, cada uno de los componentes de la turbina eólica se diseña para soportar cargas predeterminadas. Por ejemplo, la multiplicadora de la turbina eólica está diseñada para soportar un par electromagnético máximo de hasta tres veces el par nominal de funcionamiento. Estos requisitos de diseño de los componentes de la turbina eólica conllevan un mayor coste de fabricación con potencias más bajas. Por lo tanto, la turbina eólica 100 incluye el sistema eléctrico 102 para reducir los costes y aumentar las potencias aumentando la capacidad de soportar el par electromagnético máximo de la turbina eólica.

[0013] La FIG. 2 es una representación esquemática de un sistema eléctrico 102 de acuerdo con una realización de la invención. El sistema eléctrico 102 incluye un convertidor del lado de rotor 114 y un convertidor del lado de línea 116 que están acoplados entre sí a través de un enlace de CC 118. El sistema eléctrico 102 también incluye un controlador 120 que recibe los parámetros de funcionamiento de la turbina eólica (FIG. 1) desde una pluralidad de sensores (no mostrados). En una realización, la pluralidad de sensores puede incluir un sensor de velocidad del viento, un sensor de velocidad del rotor, un sensor de tensión de red y un sensor de frecuencia de red. En caso de fallo en el lado de red, el controlador 120 identifica el fallo en el lado de red en tiempo real en el momento (t) = 1 y supervisa la información sobre la velocidad del rotor recibida del sensor de velocidad del rotor. Una vez que se produce el fallo en el lado de red, la tensión de red en un lado de la red cae rápidamente hasta un valor cercano a cero. El valor casi nulo de la tensión de red (Vgrid = 0) induce una disminución repentina de la potencia de salida de la turbina eólica. La repentina disminución de la potencia de la turbina eólica provoca un aumento de la velocidad del rotor. El controlador 120 calcula una tasa de cambio de la velocidad del rotor debido a la disminución repentina de la potencia. El controlador 120 calcula además un par electromagnético máximo en la turbina eólica. En una realización, el controlador estima el par electromagnético máximo basándose en una corriente magnetizante, una corriente del rotor, una tensión del convertidor de línea y/o la tensión de los terminales de la turbina.

[0014] El controlador 120 en la realización de la FIG. 2 está acoplado comunicativamente a un primer elemento resistivo 124, un segundo elemento resistivo 128 y un elemento de almacenamiento 126 que forman parte del sistema eléctrico 102. En una realización, el primer elemento resistivo 124 y el segundo elemento resistivo 128 pueden incluir una resistencia. En otra realización, el primer elemento resistivo 124 y el segundo elemento resistivo 128 pueden incluir cualquier dispositivo de descarga de potencia. El primer elemento resistivo 124 puede elegirse de manera que el primer elemento resistivo 124 pueda absorber la corriente del par electromagnético máximo durante de uno a tres segundos. En una realización más específica, el elemento de almacenamiento 126 incluye una batería.

[0015] El controlador 120 compara un valor umbral predefinido de un par electromagnético máximo con el par electromagnético máximo estimado. Si el par electromagnético máximo estimado es mayor que el valor umbral predefinido del par electromagnético máximo, el controlador 120 genera órdenes de control para controlar el par electromagnético máximo estimado. El primer elemento resistivo 124 y el elemento de almacenamiento 126 se utilizan para controlar el par electromagnético máximo estimado en el rotor 108 (FIG. 1) de la turbina eólica, y el segundo elemento resistivo 128 se utiliza para controlar el par electromagnético máximo estimado en un estator 129 de la turbina eólica. El controlador 120 activa un primer conmutador 122 para acoplar al menos uno de los primeros elementos resistivos 124 y el elemento de almacenamiento 126 al enlace de CC 118 para controlar el par electromagnético máximo estimado. El controlador 120 activa el primer conmutador 122 para acoplar uno o ambos del primer elemento resistivo 124 y el elemento de almacenamiento 126 en función de un valor del par electromagnético máximo estimado. El primer elemento resistivo 124 absorbe la corriente en la turbina eólica y permite al controlador 120 controlar un par electromagnético en tiempo real que prevalece en la turbina eólica. En situaciones en las que el elemento de almacenamiento 126 también está acoplado al enlace de CC 118, el elemento de almacenamiento 126 proporciona un par opuesto al proporcionar potencia activa en la turbina eólica y ayuda a reducir el par electromagnético máximo estimado.

[0016] El controlador 120 puede activar además el segundo conmutador 132 para acoplar el segundo elemento resistivo 128 entre el estator 129 y un punto de acoplamiento común 130 de la turbina eólica (FIG. 1). El segundo elemento resistivo 128 se acopla en serie a los devanados del estator 129 a través del segundo conmutador 132. El segundo elemento resistivo 128 también absorbe la corriente en el estator 129 para reducir el par electromagnético máximo estimado.

[0017] Además de controlar el par electromagnético máximo estimado, el primer conmutador 122 y el elemento de almacenamiento 126 controlan las oscilaciones de estado estacionario inducidas durante el funcionamiento normal de la turbina eólica. Durante el funcionamiento normal, el segundo conmutador 132 permanece cerrado y el segundo elemento resistivo 128 está puenteado. El controlador 120 detecta las oscilaciones de estado estacionario en la turbina eólica y las minimiza utilizando el primer elemento resistivo 124 y/o el elemento de almacenamiento 126. En una realización, las oscilaciones de estado estacionario incluyen modos subsíncronos, perturbaciones de tensión y perturbaciones de frecuencia. El controlador 120 incluye al menos algunos modos de resonancia predefinidos y determina las oscilaciones de estado estacionario basándose en los modos de resonancia predefinidos. El controlador 120, al determinar las oscilaciones de estado estacionario, activa el primer conmutador 122 para acoplar uno o ambos del primer elemento resistivo 124 y el elemento de almacenamiento 126 para controlar las oscilaciones de estado estacionario y, por tanto, permite el funcionamiento continuo de la turbina eólica sin detenerla.

[0018] El controlador 120 minimiza además las cargas mecánicas en la turbina eólica. La tasa de cambio de un ángulo de pitch por parte de la unidad de control de pitch de las palas 109 depende al menos del par electromagnético máximo estimado en la turbina eólica. El controlador 120 genera órdenes para que la unidad de control de pitch de las palas 109 cambie el ángulo de pitch en respuesta al par electromagnético máximo estimado. Por lo tanto, si el par electromagnético máximo estimado está por encima del valor umbral predefinido del par electromagnético, la tasa de cambio del ángulo de pitch también aumenta por encima de un valor umbral. Este aumento de la tasa de cambio del ángulo de pitch puede inducir cargas mecánicas en los componentes de la turbina eólica que están por encima de la capacidad de resistencia de la misma. Por lo tanto, el controlador 120 controla el par electromagnético máximo estimado que, en consecuencia, controla la tasa de cambio del ángulo de pitch y las cargas mecánicas. En una realización, las cargas mecánicas incluyen las oscilaciones en la torre de la turbina eólica.

[0019] En una realización, para que el controlador 120 discrimine entre un fallo del lado de red y una ráfaga de viento, el controlador 120 supervisa la tasa de cambio de las velocidades del rotor y compara la tasa de cambio de la velocidad del rotor con una tasa de cambio predefinida de la velocidad del rotor. El cálculo de la tasa de cambio de la velocidad del rotor basado en la velocidad del rotor permite la detección temprana de la ráfaga de viento, al menos medio o un segundo antes, por ejemplo, y proporciona a la unidad de control del pitch de las palas 109 más tiempo para responder, reduciendo así las cargas mecánicas. En una realización, la tasa de cambio predefinida de la velocidad del rotor puede definirse durante el diseño del controlador 120 y puede variar en función del tamaño, la masa y la inercia de la turbina eólica. El controlador 120 puede además clasificar entre un evento de pérdida de red y una ráfaga de viento basándose en los datos del sensor de monitorización de la red. En el caso de una ráfaga de viento que no vaya acompañada de un fallo en el lado de red, el controlador 120 se abstiene de conmutar el primer conmutador 122. En esta realización, la unidad de control del pitch de las palas 109 recibe la información de las ráfagas de viento de los sensores de velocidad del viento (no mostrados) y actúa en base a la información de ráfagas de viento recibida.

[0020] La FIG. 3 es una representación esquemática de una realización alternativa de un sistema eléctrico 202 que incluye el segundo conmutador 132 y el segundo elemento resistivo 128 acoplados en paralelo a los devanados del estator 129 de acuerdo con una realización de la invención.

[0021] La FIG. 4 es una representación esquemática de una realización alternativa de un sistema eléctrico 302 que incluye un troceador ("chopper”) de CC 134 de acuerdo con una realización de la invención. El troceador de Cc 134 está acoplado al enlace de CC 118. El primer elemento resistivo 124 y el elemento de almacenamiento 126 están acoplados al troceador de CC 134. El troceador de CC 134 está además acoplado al controlador 120. El controlador 120 controla el troceador de CC 134 para conmutar entre el primer elemento resistivo 124 y el elemento de almacenamiento 126.

[0022] La FIG. 5 es un diagrama de flujo que representa las etapas de un método 400 para controlar una turbina eólica de acuerdo con una realización de la invención. El método incluye la detección de una condición de fallo en el lado de red en la etapa 402. En una realización, la condición de fallo en el lado de red se determina obteniendo una velocidad del rotor y determinando una tasa de cambio de la velocidad del rotor. La tasa de cambio de la velocidad del rotor se compara con un valor umbral predeterminado de la tasa de cambio de la velocidad del rotor. Además, basándose en la comparación, se realiza una clasificación entre la condición de fallo en el lado de red y un evento de ráfaga de viento. En la etapa 404, se estima un par electromagnético máximo de la turbina eólica y el par electromagnético máximo estimado se controla mediante un primer elemento resistivo, un segundo elemento resistivo, un elemento de almacenamiento o una combinación de ellos en la etapa 406. Además, las cargas mecánicas en la turbina eólica se minimizan controlando el par electromagnético máximo estimado en la etapa 408. En una realización, los componentes de la turbina eólica se controlan para controlar el par electromagnético máximo estimado. En otra realización, la minimización de las cargas mecánicas comprende la minimización de las oscilaciones de la torre mediante el control de un tren de potencia, un rotor y una unidad de control del pitch de las palas. En otra realización, el método también incluye la selección de un segundo elemento resistivo para minimizar el par electromagnético máximo en un estator.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema eléctrico (102) para controlar una turbina eólica (100) que comprende:

un primer elemento resistivo (124) y un elemento de almacenamiento (126) acoplados a un enlace de CC (118) de la turbina eólica (100);

un controlador (120) para conmutar entre el primer elemento resistivo (124) y el elemento de almacenamiento (126) en respuesta a una condición de fallo del lado de red para minimizar las cargas mecánicas inducidas por la condición de fallo del lado de red; y

segundos elementos resistivos (128), en los que los segundos elementos resistivos (128) están acoplados en serie a los devanados de un estator (129) de la turbina eólica (100) mediante un segundo conmutador (132);

caracterizado porque:

el segundo conmutador (132) acopla los segundos elementos resistivos (128) a los devanados del estator (129) para minimizar el par electromagnético inducido en el estator (129); y

en el que el primer elemento resistivo (124), el elemento de almacenamiento (126) y el controlador (120) están acoplados al enlace de CC (118) entre un convertidor del lado de rotor (114) y un convertidor del lado de línea (116).

2. El sistema eléctrico (102) de la reivindicación 1, comprende además un troceador de CC (134) acoplado al primer elemento resistivo (124), al elemento de almacenamiento (126) y al enlace de CC (118).

3. El sistema eléctrico (102) de la reivindicación 1, en el que el primer elemento resistivo (124) comprende una resistencia y el elemento de almacenamiento (126) comprende una batería.

4. Una turbina eólica (100) que comprende:

una torre (104);

una góndola (106) dispuesta sobre la torre (104);

un rotor (108);

palas de la turbina eólica (110) acopladas al rotor (108); y

un sistema eléctrico (102) de cualquiera de las reivindicaciones anteriores.

5. Un método (400) para controlar una turbina eólica (100) que comprende:

detectar (402) una condición de fallo en el lado de red;

estimar (404) un par electromagnético máximo;

controlar (406) el par electromagnético máximo estimado en la turbina eólica (100) mediante un primer elemento resistivo (124), un segundo elemento resistivo (128) y un elemento de almacenamiento (126), estando el primer elemento resistivo (124) y el elemento de almacenamiento (126) acoplados a un enlace de CC (118) entre un convertidor del lado de rotor (114) y un convertidor del lado de línea (116); y

el método se caracteriza por:

minimizar (408) las cargas mecánicas en la turbina eólica (100) mediante el control del par electromagnético máximo estimado;

en el que el segundo elemento resistivo (128) está acoplado en serie con los devanados de estator de la turbina eólica (100) para minimizar el par electromagnético en un estator (129).

6. El método (400) de la reivindicación 5, en el que la detección (402) de un fallo en el lado de red comprende la obtención de una velocidad de rotor y el cálculo de una tasa de cambio de la velocidad de rotor.

7. El método (400) de la reivindicación 6, que comprende además la comparación de la tasa de cambio de la velocidad de rotor con un umbral predeterminado y la clasificación entre el fallo del lado de red y un evento de ráfaga de viento basado en la comparación.

8. El método (400) de la reivindicación 5, en el que la minimización (408) de las cargas mecánicas en la turbina eólica (100) comprende el control de los componentes de la turbina eólica (100).

9. El método (400) de la reivindicación 5, en el que la minimización (408) de las cargas mecánicas en la turbina eólica (100) comprende la minimización de las oscilaciones de la torre mediante el control de un tren de potencia (107), un rotor (108) y una unidad de control de pitch de palas (109).