ES2944782B2

ES2944782B2 - Sistema y procedimiento para controlar un generador asincrono doblemente alimentado

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Publication number: ES2944782B2
Application number: ES202131204A
Authority: ES
Inventors: Amenedo José Luis Rodríguez; Gómez Santiago Arnaltes
Original assignee: Universidad Carlos III de Madrid
Current assignee: Universidad Carlos III de Madrid
Priority date: 2021-12-23
Filing date: 2021-12-23
Publication date: 2024-04-09
Anticipated expiration: 2041-12-23
Also published as: ES2944782A1

Description

DESCRIPCIÓN

SISTEMA Y PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR UN GENERADOR ASÍNCRONO

DOBLEMENTE ALIMENTADO

OBJETO DE LA INVENCIÓN

La presente invención pertenece al campo de las redes eléctricas, y en particular al control de los generadores asincronos doblemente alimentados empleados habitualmente en los aerogeneradores actuales.

Un primer objeto de la presente invención es un sistema para controlar un generador asincrono doblemente alimentado de acuerdo con un esquema denominado grid-forming.

Un segundo objeto de la presente invención es un procedimiento para controlar un generador asincrono doblemente alimentado de acuerdo con dicho esquema grid-forming.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

Actualmente, las grandes plantas de generación de energía eléctrica emplean generadores síncronos que fijan unos valores predeterminados de tensión y frecuencia de salida, garantizando así que ambos parámetros se mantienen en todo momento dentro de valores admisibles. Es decir, estos generadores síncronos funcionan como fuentes de tensión que proporcionan estabilidad a la red eléctrica. Por el contrario, los aerogeneradores conectados a la red eléctrica funcionan habitualmente como fuentes de potencia cuya tensión no está fijada, sino que viene dada por la tensión de red.

Los aerogeneradores actuales emplean frecuentemente generadores asincronos doblemente alimentados. Como se muestra en la Fig. 1, un generador asincrono doblemente alimentado (DFIG, Doubly-Fed Induction Generator) está formado por un generador asincrono cuyo estator se conecta directamente a la red eléctrica, mientras que el rotor se conecta a la red a través de un doble convertidor de potencia en configuración back-to-back que, como es bien conocido, comprende un convertidor del lado del rotor (RSC, Rotor Side Converter), un convertidor del lado de red (GSC, Grid Side Converter) y un enlace DC entre ambos. Unos bloques de control respectivos generan las señales de disparo (Si,...6) de los interruptores de cada uno de los convertidores (RSC, GSC). Esta configuración permite alimentar el rotor a frecuencia variable, de tal modo que el generador puede funcionar a velocidad variable para aprovechar mejor la fuerza del viento. Una importante ventaja de este generador frente a otros generadores de velocidad variable es que la potencia del convertidor de potencia es una fracción (típicamente sobre un 1/4) de la potencia total del generador, reduciendo el coste del sistema de generación.

El control vectorial clásico del DFIG se basa en la regulación de las componentes del vector de corriente del rotor orientadas al flujo del estátor [1], El sistema de referencia giratorio orientado al flujo del estator considera la posición del vector de tensión en los terminales del estator. En particular, se realiza un seguimiento del ángulo de la tensión de la red utilizando un seguidor de fase denominado PLL (PLL, Phase Locked-Loop)., el generador funciona como una fuente de corriente, inyectando en la red unas potencias activa y reactiva que vienen dadas por unas consignas de potencia e independientemente de los cambios de carga en la red. Es decir, como se ha mencionado anteriormente, los aerogeneradores controlados de este modo funcionan como fuentes de potencia constante cuya tensión está fijada por la red. Puesto que para realizar este control es necesario obtener el ángulo de la tensión de red, estos sistemas se denominan“grid-following”(GFL).

Actualmente, las redes eléctricas están evolucionando hacia sistemas descarbonizados, con una integración masiva de generación renovable dominada por convertidores electrónicos de potencia. Esta nueva situación está desplazando la generación síncrona tradicional, que era la encargada de mantener las condiciones estables de tensión y frecuencia en las redes eléctricas. La incorporación masiva de generación no síncrona puede tener un impacto significativo en la estabilidad y robustez del sistema si no se establecen, para este tipo de generación, requisitos de operación similares a los que prestan en la actualidad la generación síncrona.

Para solucionar este problema, recientemente han surgido esquemas de control cuyo objetivo es que los sistemas de generación no síncronos comúnmente empleados en la generación renovable se comporten también como fuentes de tensión que aseguren la estabilidad y la operación robusta del sistema eléctrico. De acuerdo con esta tecnología, los generadores asincronos doblemente alimentados utilizados en los aerogeneradores pueden funcionar como máquinas síncronas virtuales (VSM, Virtual Synchronous Machines) que se comportan como fuentes de tensión conectadas a la red sin necesidad de PLL, contribuyendo así al soporte de la tensión y frecuencia de la red eléctrica. En particular, en este tipo de técnicas de control, el generador se sincroniza con la red, de forma análoga a un generador síncrono, mediante un par de sincronismo que mantiene el sincronismo con la red. El generador funciona así como una verdadera fuente de tensión capaz de seguir los cambios de carga en la red. Este tipo de sistemas de control se conocen como“grid-forming”(GFM).

En los últimos años se han desarrollado diversas técnicas de control destinadas a conseguir este objetivo. En particular, es conocido un sistema de control VSM en turbinas eólicas basado en emular la ecuación de oscilación de un generador síncrono mediante un lazo de sincronización de potencia activa [2], Este esquema de sincronización se emplea en [3] para obtener directamente el ángulo de la tensión aplicada al rotor. En [4] se analiza la respuesta inercial de la turbina eólica conectada al DFIG con un control VSM y se compara la respuesta con un método de sincronización con PLL. Un estudio similar donde se analiza la provisión de inercia mediante el ajuste de la dinámica del PLL se realiza en [5], También se ha propuesto un método de provisión de inercia con un control GFM en [6], donde se realiza un estudio de estabilidad y se proponen mejoras con un lazo adicional de amortiguamiento en el lazo de sincronización.

Los DFIG-VSM también se emplean para mejorar la estabilidad de los enlaces LCC-HVDC [7], En este artículo, se realiza un estudio de estabilidad (basado en modelos de impedancia) del DFIG-VSM y la generación síncrona conectada al enlace LCC-HVDC.

Asimismo, se han realizado análisis sobre el control, operación y estabilidad de turbinas eólicas basadas en generadores asincronos doblemente alimentados [8], La conclusión del trabajo es que en este tipo de turbinas funcionando en modo GFM sólo es necesario ajustar los lazos de control más lentos para el control de potencia sin tener que modificar los lazos internos de corriente. En este trabajo se realiza un estudio comparativo de la estabilidad y la respuesta dinámica del DFIG en modo GFL y GFM. Se concluye que los DFIG-GFM reducen sustancialmente los riesgos de oscilaciones subsíncronas entre turbinas eólicas DFIG y líneas de transmisión con compensación serie. Además, se demuestra que las turbinas de tipo III en modogrid-formingpueden operar establemente en redes débiles. También se demuestra que el control de una turbina eólica en modogrid-formingprovoca un estrés mecánico mayor que el control de funcionamientogrid-following,debido a que el control de la potencia activa es más lento

No obstante, los esquemas de control GFM propuestos en estos trabajos no pueden considerarse esquemas VSM, porque no se demuestra que realmente se controle una fuente de tensión detrás de una impedancia, de forma análoga a la operación de un generador síncrono. Además, no se establece una relación dinámica entre las variables de control y las señales de actuación, por lo que la estabilidad de los sistemas de control propuestos es cuestionable.

DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN

La presente invención resuelve los problemas anteriores mediante unos nuevos sistema y procedimiento para el control de un generador doblemente alimentado en modogríd-formingde tal modo que éste funciona como una auténtica fuente de tensión. Para ello, se emplea un controlador del flujo del generador que orienta el vector de flujo del rotor del generador a un eje de referencia y que controla su magnitud mediante las tensiones aplicadas al rotor del DFIG mediante un convertidor electrónico. La posición del eje de referencia se determina por integración de una frecuencia interna que se obtiene a partir de un filtrado mediante una función de transferencia cuya entrada es el error entre la referencia de par del generador y su valor medido.

La orientación del flujo del rotor al eje de referencia mediante este esquema de control consigue dos objetivos: en primer lugar, mantiene el sincronismo del generador con la red y, al mismo tiempo, permite el seguimiento de las consignas de par al generador; en segundo lugar, el control de la magnitud del flujo permite la regulación tensión-reactiva del generador.

Primer aspecto de la invención: sistema de control

Un primer aspecto de la presente invención está dirigido a un sistema para controlar un generador asincrono doblemente alimentado. Como es conocido, en un generador asincrono doblemente alimentado (DFIG) el estátor está conectado directamente a la red eléctrica y el rotor está conectado a la red eléctrica a través de un doble convertidor back-to-back. A su vez, el doble convertidor back-to-back comprende un convertidor del lado de red (GSC) conectado a la red eléctrica, un convertidor del lado del rotor (RSC) conectado al rotor, y un bus DC común dispuesto entre el convertidor del lado de red (GSC) y el convertidor del lado del rotor (RSC).

El sistema de control de la presente invención comprende además los siguientes bloques destinados a obtener las señales de control:

a) Primer bloque estimador de par y flujo (Bloque A)

Se trata de un bloque configurado para estimar un par electromagnético (Te) y unas componentes directa y en cuadratura del flujo del rotor (Adr, Aqr) a partir de una tensión ([v]s,abc) y una intensidad ([i]s,abc) del estator y de un ángulo de control (0).

El método para estimar el par y las componentes dq del flujo a partir de las intensidades y tensiones instantáneas del estátor es bien conocido en este campo. En cualquier caso, se explican aquí muy brevemente los pasos principales que lleva a cabo el primer bloque.

Mediante la transformación de Clarke se obtienen las componentesafídel vector espacial de tensión y corriente del estátor. Las componentesAasyApsdel vector de flujo del estátor se obtiene por integración de la siguiente forma

La expresión del par a partir de las componentesafidel flujo del estátor y de la corriente del estátor es igual a:

Las componentesafidel flujo del rotor se obtienen también a partir de las componentes del flujo del estátor y de la corriente del estátor como:

A partir de estas componentes y aplicando un cambio de referencia a un sistema de referencia giratorio de ángulo0respecto a los ejes estacionariosaft,se obtienen las componentes dq del flujo del rotor como:

b) Segundo bloque de sincronización de par (Bloque B)

Se trata de un bloque configurado para determinar el ángulo de control (0) a partir del par electromagnético (Te) estimado por el primer bloque (A) y de un par electromagnético de referencia (Te*). El par de referencia (Te*) está fijado por el controlador de la turbina eólica. Además de la sincronización, este bloque realiza el seguimiento de la consigna de par.

De acuerdo con una realización particularmente preferida de la invención, el segundo bloque de sincronización de par a su vez comprende los siguientes elementos:

b1) Un comparador configurado para llevar a cabo la diferencia entre el par electromagnético de referencia (Te*), el par electromagnético (Te) y una señal de realimentación negativa proporcional a la diferencia entre la frecuencia interna (&>) y la frecuencia fundamental (&>0) con constante de proporcionalidad (D).

En principio, el par electromagnético de referencia (Te*) puede obtenerse de cualquier modo, aunque preferentemente el sistema de la invención comprende además un cuarto bloque (F) configurado para determinar el par electromagnético de referencia (Te*) a partir de la velocidad del rotor (wr). El cuarto bloque (F) es un sistema de seguimiento del punto de máxima potencia donde, en función de la velocidad de giro, se determina el par que tiene que desarrollar el generador para que la energía extraída del viento sea la máxima posible. Se trata de un proceso bien conocido en este campo. Por ejemplo, en la referencia [9] se describen con detalle este tipo de bloques.

b2) Un integrador con una constante de inercia (J), cuya entrada es la salida del comparador y cuya salida es la frecuencia interna (w).

b3) Un integrador cuya entrada es la frecuencia (w) y cuya salida es el ángulo de control (0).

c) Tercer bloque de control del convertidor del lado del rotor (Bloque C)

Se trata de un bloque configurado para generar unas señales de control (S<1>...<6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC) a partir de las componentes directa y en cuadratura de flujo del rotor (Adr, Aqr) estimadas por el primer bloque (A), del ángulo de control (0) determinado por el segundo bloque (B), de un ángulo del rotor (0r), y de una potencia reactiva de referencia del estator (Qs*) o de una tensión de referencia del estátor (Vs*).

De acuerdo con una realización particularmente preferida de la invención, el tercer bloque de control del convertidor del lado del rotor a su vez comprende los siguientes elementos:

c1) Un sub-bloque (C’) configurado para determinar un flujo de referencia del rotor (Ar*) a partir de la potencia reactiva de referencia del estator (Qs*) y la potencia reactiva del estátor (Qs), o de la tensión de referencia del estátor (Vs*) y la tensión del estátor (Vs).

Preferentemente, este sub-bloque (C’) puede comprender:

c11) Una tercera función proporcional integral que recibe la diferencia entre la tensión de referencia del estátor (Vs*) y la tensión del estátor (Vs).

c12) Una cuarta función proporcional integral que recibe la diferencia entre la potencia reactiva de referencia del estátor (Qs*) y la potencia reactiva del estátor (Qs).

c13) Un selector configurado para seleccionar como flujo de referencia del rotor (Ar*) la salida de la tercera función proporcional integral o la cuarta función proporcional integral. Este selector funciona dependiendo del modo de control que se quiera imponer al generador. Tradicionalmente, se eligen dos modos de operación para los generadores, PV y PQ. Cuando funciona como un nudo PV se escoge el control de tensión, y cuando se escoge el modo PQ se elige el control de potencia reactiva. La salida del control siempre proporciona el flujo de referencia del rotor (Ar*).

c2) Una primera función proporcional integral que recibe la diferencia entre el flujo de referencia del rotor (Ar*) determinado por el sub-bloque (C’) y la componente directa del flujo del rotor (Adr).

c3) Una segunda función proporcional integral que recibe la diferencia entre cero y la componente en cuadratura del flujo del rotor (Aqr).

c4) Una función de transformación inversa de Park configurado para realizar la transformada inversa de Park, cuyas entradas son: la diferencia entre la salida de la primera función proporcional integral y una señal de valor swAqr; la diferencia entre la salida de la segunda función proporcional integral y una señal de valor swAdr; y un ángulo de deslizamiento (0Si¡P) consistente en la diferencia entre el ángulo de control (0) y el ángulo del rotor (0r), y cuyas salidas son unas tensiones de fase del rotor (var, Vbr, vcr). Preferentemente, el sistema de la invención comprende un encoder (ER) instalado en un eje del rotor para determinar el ángulo del rotor (0r).

c5) Un sub-bloque (E) generador de señales de control por modulación de ancho de pulsos, que recibe las tensiones de fase del rotor (var, Vbr, vcr) y emite las señales de control (S<1>...<6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC). Este sub-bloque es un modulador de ancho de pulso (PWM) cuya función es generar el patrón de disparo del convertidor a partir de las señales de referencia o moduladoras. La referencia [9] describe detalladamente el funcionamiento de este tipo de bloques.

Además, las señales de control (S<1>...<6>) generadas por el bloque (C) están configuradas de manera que el convertidor del lado del rotor (RSC) orienta el vector de flujo del rotor (Adr, Aqr) en dirección a un eje d que forma el ángulo de control (0) con relación a un sistema de referencia estacionario (ap).

En definitiva, este sistema permite ajustar la tensión del estátor al valor deseado en cada momento en función de las necesidades de la red, permitiendo así que el aerogenerador funcione como una fuente de tensión real.

Segundo aspecto de la invención: procedimiento de control

Un segundo aspecto de la presente invención está dirigido a un procedimiento para controlar un generador asincrono doblemente alimentado. Como se mencionó anteriormente, en un generador asincrono doblemente alimentado (DFIG) el estátor está conectado directamente a la red eléctrica y el rotor está conectado a la red eléctrica a través de un doble convertidor back-to-back. A su vez, el doble convertidor back-to-back comprende un convertidor del lado de red (GSC) conectado a la red eléctrica, un convertidor del lado del rotor (RSC) conectado al rotor, y un bus DC común dispuesto entre el convertidor del lado de red (GSC) y el convertidor del lado del rotor (RSC).

El procedimiento de la presente invención comprende la generación de unas señales de control (S<1>...<6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC) que están específicamente diseñadas para orientar el flujo del rotor (Adr, Aqr) en dirección a un eje d que forma un ángulo de control (0) con relación a un sistema de referencia estacionario (a(3). En particular, el procedimiento de la invención comprende los siguientes pasos:

1. Estimar un par electromagnético (Te) y unas componentes directa y en cuadratura del flujo del rotor (Adr, Aqr) a partir de una tensión ([v]s,abc) y una intensidad ([i]s,abc) del estator y de un ángulo de control (0). Este paso preferentemente se lleva a cabo el modo descrito más arriba en el presente documento.

2. Determinar el ángulo de control (0) a partir del par electromagnético (Te) estimado y de un par electromagnético de referencia (Te*).

Preferentemente, la determinación del ángulo de control (0) comprende a su vez los siguientes pasos:

2.1. Restar el par electromagnético de referencia (Te*) del par electromagnético (Te) estimado. Preferentemente, el par electromagnético de referencia (Te*) se obtiene a partir de la velocidad del rotor (wr), por ejemplo del modo descrito más arriba en este documento.

2.2. Sumar al resultado de dicha resta una señal de realimentación negativa obtenida como el producto de una constante de amortiguamiento (D) por la diferencia entre la frecuencia interna (w) y una frecuencia fundamental (&>0).

2.3. Integrar el resultado del paso anterior con una constante de inercia (J) para obtener como salida una frecuencia (w).

2.4. Integrar dicha frecuencia (w) para obtener como salida el ángulo de control (0).

3. Generar las señales de control (S<1>...<6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC) a partir de las componentes directa y en cuadratura de flujo del rotor (Adr, Aqr) estimadas, del ángulo de control (0) determinado, de un ángulo del rotor (0r), y de una potencia reactiva de referencia del estator (Qs*) o de una tensión de referencia del estátor (Vs*).

Preferentemente, el paso de generar las señales de control (S<1>...<6>) a su vez comprende los siguientes pasos:

3.1. Obtener un flujo de referencia del rotor (Ar*) a partir de la potencia reactiva de referencia del estator (Qs*) y una potencia reactiva del estátor (Qs) o de la tensión de referencia del estátor (Vs*) y una tensión del estátor (Vs). Preferentemente, este paso comprende:

3.1.1. Aplicar una tercera función proporcional integral a la diferencia entre una tensión de referencia del estátor (Vs*) y la tensión del estátor (Vs).

3.1.2. Aplicar una cuarta función proporcional integral a la diferencia entre una potencia reactiva de referencia del estátor (Qs*) y la potencia reactiva del estátor (Qs).

3.1.3. Seleccionar como referencia de flujo del rotor (Ar*) la salida de la tercera función proporcional integral o la cuarta función proporcional integral. El modo en que se realiza esta selección se ha descrito con anterioridad en este documento.

3.2. Aplicar una primera función proporcional integral a la diferencia entre el flujo de referencia del rotor (Ar*) y la componente directa del flujo del rotor (Adr) estimada.

3.3. Aplicar una segunda función proporcional integral a la diferencia entre cero y la componente en cuadratura del flujo del rotor (Aqr) estimada.

3.4. Aplicar una función de transformación inversa de Park cuyas entradas son: la diferencia entre la salida de la primera función proporcional integral y una señal de valor swAqr; la diferencia entre la salida de la segunda función proporcional integral y una señal de valor swAdr; y un ángulo de deslizamiento(0si¡p)consistente en la diferencia entre el ángulo de control(0)y el ángulo del rotor (0r), y cuyas salidas son unas tensiones de fase del rotor (var, Vbr, vcr). Preferentemente, el ángulo del rotor (0r) se determina por medio de un encoder (E).

3.5. Generar, a partir de dichas tensiones de fase del rotor (var, Vbr, vcr), las señales de control (S<1>...<6>) por modulación de ancho de pulsos para el convertidor del lado del rotor (RSC).

Gracias a este procedimiento de control, es posible generar la tensión de salida del estátory, de ese modo, permitir que el aerogenerador en su conjunto funcione como una verdadera fuente de tensión.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

La Fig. 1 muestra un diagrama esquemático de un sistema de control convencional de un generador asincrono doblemente alimentado.

La Fig. 2 muestra un diagrama esquemático del sistema de control de la presente invención.

La Fig. 3 muestra un diagrama de bloques esquemático del bloque B del sistema de control de la invención.

La Fig. 4 muestra un diagrama de bloques esquemático del bloque C del sistema de control de la invención.

La Fig. 5 muestra un diagrama de bloques esquemático del sub-bloque D del sistema de control de la invención.

La Fig. 6 muestra la posición de los vectores de flujo del estator y del rotor con relación a unos ejes de referencia estacionario ap y giratorio dq.

La Fig. 7 muestra un esquema equivalente que ilustra el comportamiento del generador asincrono doblemente alimentado controlado por medio del sistema de control de la invención.

REALIZACIÓN PREFERENTE DE LA INVENCIÓN

La Fig. 1 muestra un sistema de control genérico conocido para un generador síncrono doblemente alimentado (DFIG). Como se puede apreciar, el estátor está conectado directamente a la red eléctrica y el rotor está conectado a la red eléctrica a través de un doble convertidor back-to-back. El doble convertidor back-to-back comprende un convertidor del lado de red (GSC) conectado a la red eléctrica, un convertidor del lado del rotor (RSC) conectado al rotor, y un bus DC común dispuesto entre el convertidor del lado de red (GSC) y el convertidor del lado del rotor (RSC). El generador (DFIG) está conectado a la red a través de transformador conectado a un punto de acoplamiento común (PCC, Point of Common Coupling).

La Fig. 2 muestra un diagrama de bloques del sistema de control propuesto en el presente documento. En el bloque (A) se calcula el par electromagnético del generador(Te) y las componentes de flujo del rotor(Adr,Aqr) a partir de la medida de las tensiones y las corrientes instantáneas del estátor ([v]s,abc, [i]s,abc), el bloque (B) es un Lazo de Sincronización de Par (LSP), y en el bloque (C) se implementa la estrategia de control de flujo. Se describe a continuación con mayor detalle los elementos que componen cada uno de estos bloques y las operaciones que se llevan a cabo en los mismos.

La Fig. 3 muestra el LSP que constituye el bloque (B). Como se puede observar, se compara una referencia de par electromagnético (re*) con el par electromagnético (Te) calculado en el bloque (A). La referencia de par electromagnético{T*)se determina a partir de la velocidad del rotor (wr) por medio de un cuarto bloque (F) mostrado en la Fig. 2. De la señal de error obtenida al restar el par electromagnético(Te) de dicha referencia de par electromagnético ( r ; ) se resta a su vez a una señal de realimentación formada por el producto de la constante de amortiguación (D) por la diferencia entre la frecuencia interna (&>) y la frecuencia fundamental (&>0). El resultado de esta operación constituye la señal de entrada a un bloque de integración con constante (J) cuya salida es la frecuencia interna (&>). Finalmente, por integración de la frecuencia fundamental (&>) se obtiene el ángulo de control (0) que posiciona el eje giratoriodrespecto a un sistema de referencia estacionario. La novedad principal radica en que se usa el par como señal de sincronización, y también en que la posición del ángulo de control(9)que se obtiene es la del flujo del rotor.

En este esquema, la inversa de la constante de amortiguamiento (D) representa, en p.u. el cociente entre el incremento de frecuencia respecto de la nominalA f/ fny el incremento de potenciaAP/Pn, que en la bibliografía se denomina constante de regulación de droop o estatismo.

El fundamento del control que se propone consiste en orientar el vector de flujo del rotor, cuyas componentes(Adr,Aqr) se obtienen del bloque (A), hacia el ejed,que forma un ángulo9con respecto a un sistema de referencia estacionarioafí.La Fig. 6 muestra un diagrama vectorial de los vectores de flujo del estator (As) y del rotor(Ar ),de componentes(Adr,Aqr) en unos ejes de referencia estacionarioafíy giratoriodq,que rota a la velocidad (w). La Fig. 6 también muestra el ángulo de par (5) y el ángulo de control(9).

Por medio del sistema de control propuesto en la presente invención, se consigue que el generador (DFIG) se comporte como una fuente de tensión como la mostrada en la Fig. 7, donde la fuerza electromotriz o tensión interna del generador(es)es proporcional al vector de flujo del rotor(Ar ), según la expresión:

Usando esta definición de fuerza electromotriz se obtiene la siguiente ecuación eléctrica del estator del generador en régimen estacionario:

que se representa en el circuito equivalente de la Fig. 7, cuya analogía con el circuito equivalente de un generador síncrono es obvia.

De ese modo, las expresiones de la potencia activa y reactiva inyectadas en la red quedan:

Donde (□) es el ángulo entre los vectores de fuerza electromotriz y tensión del estator, denominado ángulo de carga o de par y donde la potencia del estator es igual al cociente entre el par y la velocidad de sincronismo, depreciando las pérdidas resistivas en el devanado del estator.

Sólo cuando el vector espacial de flujo del rotor(Ar ) está alineado con el eje d se puede afirmar que el DFIG está funcionando en sincronismo. Para lograr este alineamiento es preciso realizar un control del flujo del rotor(Ar )mediante la tensión aplicada al rotor(vr ),dada la siguiente relación entre ambos vectores:

La Fig.4 muestra la mayor parte de los elementos que componen el bloque (C), el cual genera las señales de disparo ( S^.^) que se alimentan al convertidor del lado del rotor (RSC) para conseguir orientar el vector de flujo del rotor(Ar ) en la dirección mencionada. Como se puede observar, dos reguladores proporcional integral (Pl) mantienen las componentes(Adr,Aqr) en sus valores de referencia. La componente(Aqr) se mantiene a cero a fin de mantener alineado el vector de flujo del rotor con el eje d del sistema de ejes giratorio mostrado en la Fig. 6. Cuando se consigue esto, se garantiza la sincronización del generador asincrono doblemente alimentado (DFIG) con la red. Además, la componente(Adr) se controla respecto a un valor de referencia(A*), que es la magnitud del flujo del rotor, de tal forma que este control permite la regulación tensión-reactiva del generador (DFIG). El valor de referencia (2*) se obtiene a partir de un esquema como el de la Fig. 5.

La salida de los reguladores Pl mostrados en la Fig. 4 constituyen las componentes dq de la tensión del rotor, incluyendo unos términos de desacoplo{suAqr,suAdr) dependientes del deslizamiento s del generador. A partir de las componentes(vdr,vqr) de la tensión se obtienen las tensiones de fase del rotor(var,vbr,vcr) mediante una transformación inversa de Parkdq/abccon un ángulo de deslizamiento9síip = 9 — dr , siendo(9r ) la posición angular del rotor del generador que se obtiene típicamente mediante un encoder ubicado en el eje mecánico del generador. A partir de las tensiones del rotor(var,vbr,vcr), mediante la modulación PWM se obtienen las señales de disparo (S^.g) de los IGBTs del convertidor del lado del rotor (RSC).

LISTA DE VARIABLES UTILIZADAS

Te par electromagnético

(Te*)par electromagnético de referencia

(9)ángulo de control

(0r)ángulo de giro del rotor

(0slip)ángulo de deslizamiento

(w) frecuencia interna en rad/s

(Wo) frecuencia fundamental en rad/s

(Wr) velocidad de giro del rotor

(Adr, Aqr)componentes directa y en cuadratura del flujo del rotor

(Ar*)flujo de referencia del rotor

([v]s,abc)tensiones instantáneas de fases del estátor

([¡]s,abc)intensidades instantáneas de fase del estátor

(Var, Vbr, VCr) tensiones de fase del rotor

(Vs)tensión del estátor

(Vs*)tensión de referencia del estátor

(Qs)potencia reactiva del estátor

(Qs*)potencia reactiva de referencia del estátor

(Si.e)señales de disparo del convertidor electrónico del rotor

REFERENCIAS

[1] Pena, Rubén, J. C. Clare, and G. M. Asher."Doubly fedinductiongeneratorusing backto-back PWM converters and its application to variable-speed wind-energy generation"IEE Proceedings-Electric power applications 143.3 (1996): 231-241.

[2] Lu, Liang, and Nicolaos A. Cutululis."Virtual synchronous machine control for wind turbines: a review"Journal of Physics: Conference Series. Vol. 1356. No. 1. IOP Publishing, 2019.

[3] Wang, Shuo, Jiabing Hu, and Xiaoming Yuan."Virtual synchronous control for gridconnected DFIG-based wind turbines"IEEE Journal of Emerging and selected topics in power electronics 3.4 (2015): 932-944.

[4] Wang, Shuo, et al."On inertial dynamics of virtual-synchronous-controlled DFIG-based wind turbines" IEEE Transactions on Energy Conversión 30.4 (2015): 1691-1702.

[5] He, Wei, Xiaoming Yuan, and Jiabing Hu."Inertia provision and estimation of PLL-based DFIG wind turbines" IEEE transactions on power systems 32.1 (2016): 510-521.

[6] Huang, Linbin, et al. "Synchronization and frequency regulation of DFIG-based wind turbine generators with synchronized control"IEEE Transactions on Energy Conversión 32.3 (2017): 1251-1262.

[7] Jiao, Yingzong, and Heng Nian."Grid-Forming Control for DFIG Based Wind Farms to Enhance the Stability of LCC-HVDC"IEEE Access 8 (2020): 156752-156762.

[8] Shah, Shahil, and Vahan Gevorgian.“Control, Operation, and Stability Characteristics of Grid-Forming Type III Wind Turbines’’No. NREL/CP-5D00-78158. National Renewable Energy Lab.(NREL), Golden, CO (United States), 2020.

[9] Wu, Bin, et al.Power conversion and control of wind energy systems.Vol. 76. John Wiley & Sons, 2011.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Sistema (1) para controlar un generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG), donde un estátor del generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG) está conectado directamente a la red eléctrica y un rotor del generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG) está conectado a la red eléctrica a través de un doble convertidor back-to-back, y donde el doble convertidor back-to-back comprende un convertidor del lado de red (GSC) conectado a la red eléctrica, un convertidor del lado del rotor (RSC) conectado al rotor, y un bus DC común dispuesto entre el convertidor del lado de red (GSC) y el convertidor del lado del rotor (RSC),

que además comprende:

- un primer bloque (A) estimador de par y flujo, configurado para estimar un par electromagnético (T<e>) y unas componentes directa y en cuadratura del flujo del rotor (A<dr>, A<qr>) a partir de una tensión ([v]<s,abc>) y una intensidad ([i]<s,abc>) del estator y de un ángulo de control (0);

- un segundo bloque (B) de sincronización de par, configurado para determinar el ángulo de control (0) a partir del par electromagnético (T<e>) estimado por el primer bloque (A) y de un par electromagnético de referencia (T<e*>); y

- un tercer bloque (C) de control del convertidor del lado del rotor (RSC), configurado para generar unas señales de control (S<1...6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC) a partir de las componentes directa y en cuadratura de flujo del rotor (A<dr>, A<qr>) estimadas por el primer bloque (A), del ángulo de control (0) determinado por el segundo bloque (B), de un ángulo del rotor (0<r>), y de una potencia reactiva de referencia del estator (Q<s>*) o de una tensión de referencia del estátor (V<s*>);

donde las señales de control (S<1...6>) están configuradas de manera que el convertidor del lado del rotor (RSC) orienta el vector de flujo del rotor (A<dr>, A<qr>) en dirección a un eje d que forma el ángulo de control (0) con relación a un sistema de referencia estacionario (ap);

donde el tercer bloque (C) comprende:

un sub-bloque (C’) configurado para determinar un flujo de referencia del rotor (A<r*>) a partir de la potencia reactiva de referencia del estator (Q<s*>) y una potencia reactiva del estátor (Q<s>), o de la tensión de referencia del estátor (V<s*>) y una tensión del estátor (V<s>);

una primera función proporcional integral que recibe la diferencia entre el flujo de referencia del rotor (A<r*>) determinado por el sub-bloque (C’) y la componente directa del flujo del rotor (A<dr>);

una segunda función proporcional integral que recibe la diferencia entre cero y la componente en cuadratura del flujo del rotor (A<qr>);

una función de transformación inversa de Park configurado para realizar la transformada inversa de Park, cuyas entradas son: la diferencia entre la salida de la primera función proporcional integral y una señal de valor swA<qr>; la diferencia entre la salida de la segunda función proporcional integral y una señal de valor swA<dr>; y un ángulo de deslizamiento (0<slip>) consistente en la diferencia entre el ángulo de control (0) y el ángulo del rotor (0<r>), y cuyas salidas son unas tensiones de fase del rotor (v<ar>, v<br>, v<cr>); y

un sub-bloque (E) generador de señales de control por modulación de ancho de pulsos, que recibe las tensiones de fase del rotor (v<ar>, v<br>, v<cr>) y emite las señales de control (S<1>...<6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC);

caracterizado por queel sub-bloque (C’) configurado para obtener el flujo de referencia del rotor (A<r*>) comprende:

una tercera función proporcional integral que recibe la diferencia entre la tensión de referencia del estátor (V<s*>) y la tensión del estátor (V<s>);

una cuarta función proporcional integral que recibe la diferencia entre la potencia reactiva de referencia del estátor (Q<s*>) y la potencia reactiva del estátor (Q<s>); y

un selector configurado para seleccionar como flujo de referencia del rotor (A<r*>) la salida de la tercera función proporcional integral o la cuarta función proporcional integral.

2. Sistema (1) de acuerdo con la reivindicación 1, donde el segundo bloque (B) comprende:

un comparador configurado para llevar a cabo la diferencia entre el par electromagnético de referencia (T<e*>), el par electromagnético (T<e>) y una señal de realimentación negativa proporcional a la diferencia entre la frecuencia interna (&>) y la frecuencia fundamental (&>0) con constante de proporcionalidad (D);

un integrador con una constante de inercia (J), cuya entrada es la salida del comparador y cuya salida es la frecuencia interna (w); y

un integrador cuya entrada es la frecuencia (w) y cuya salida es el ángulo de control (0).

3. Sistema (1) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que además comprende un encoder (ER) instalado en un eje del rotor para determinar el ángulo del rotor (0<r>).

4. Procedimiento para controlar un generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG), donde un estátor del generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG) está conectado directamente a la red eléctrica y un rotor del generador asíncrono doblemente alimentado (DFIG) está conectado a la red eléctrica a través de un doble convertidor back-to-back, y donde el doble convertidor back-to-back comprende un convertidor del lado de red (GSC) conectado a la red eléctrica, un convertidor del lado del rotor (RSC) conectado al rotor, y un bus DC común dispuesto entre el convertidor del lado de red (GSC) y el convertidor del lado del rotor (RSC),

que comprende generar unas señales de control (S<1...6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC) que provocan la orientación del flujo del rotor (A<dr>, A<qr>) en dirección a un eje d que forma un ángulo de control (0) con relación a un sistema de referencia estacionario (ap), donde el procedimiento comprende los siguientes pasos:

- estimar un par electromagnético (T<e>) y unas componentes directa y en cuadratura del flujo del rotor (A<dr>, A<qr>) a partir de una tensión ([v]<s,abc>) y una intensidad ([i]<s,abc>) del estator y de un ángulo de control (0);

- determinar el ángulo de control (0) a partir del par electromagnético (T<e>) estimado y de un par electromagnético de referencia (T<e*>); y

- generar las señales de control (S<1...6>) para el convertidor del lado del rotor (RSC) a partir de las componentes directa y en cuadratura de flujo del rotor (A<dr>, A<qr>) estimadas, del ángulo de control (0) determinado, de un ángulo del rotor (0<r>), y de una potencia reactiva de referencia del estator (Q<s>*) o de una tensión de referencia del estátor (V<s*>);

donde el paso de generar las señales de control (S<1...6>) a su vez comprende los siguientes pasos:

obtener un flujo de referencia del rotor (A<r*>) a partir de la potencia reactiva de referencia del estator (Q<s*>) y una potencia reactiva del estátor (Q<s>), o de la tensión de referencia del estátor (V<s*>) y una tensión del estátor (V<s>);

aplicar una primera función proporcional integral a la diferencia entre el flujo de referencia del rotor (A<r*>) y la componente directa del flujo del rotor (A<dr>) estimada;

aplicar una segunda función proporcional integral a la diferencia entre cero y la componente en cuadratura del flujo del rotor (A<qr>) estimada;

aplicar una función de transformación inversa de Park cuyas entradas son: la diferencia entre la salida de la primera función proporcional integral y una señal de valor swA<qr>; la diferencia entre la salida de la segunda función proporcional integral y una señal de valor swA<dr>; y un ángulo de deslizamiento (0<Sl¡p>) consistente en la diferencia entre el ángulo de control (0) y el ángulo del rotor (0<r>), y cuyas salidas son unas tensiones de fase del rotor (v<ar>, v<br>, v<cr>); y

generar, a partir de dichas tensiones de fase del rotor (v<ar>, v<br>, v<cr>), las señales de control (S<1...6>) por modulación de ancho de pulsos para el convertidor del lado del rotor (RSC);caracterizado por queel paso de obtener el flujo de referencia del rotor (A<r*>) comprende: aplicar una tercera función proporcional integral a la diferencia entre una tensión de referencia del estátor (V<s*>) y la tensión del estátor (V<s>),

aplicar una cuarta función proporcional integral a la diferencia entre una potencia reactiva de referencia del estátor (Q<s*>) y la potencia reactiva del estátor (Q<s>), y seleccionar como referencia de flujo del rotor (A<r*>) la salida de la tercera función proporcional integral o la cuarta función proporcional integral.

5. Procedimiento (1) de acuerdo con la reivindicación 4, donde el paso de determinar el ángulo de control (0) a su vez comprende los siguientes pasos:

restar el par electromagnético de referencia (T<e*>) del par electromagnético (T<e>) estimado;

sumar al resultado de dicha resta una señal de realimentación negativa obtenida como el producto de una constante de amortiguamiento (D) y la diferencia entre la frecuencia interna (w) y una frecuencia fundamental (&>0);

integrar el resultado del paso anterior con una constante de inercia (J) para obtener como salida una frecuencia (w); y

integrar dicha frecuencia (w) para obtener como salida el ángulo de control (0).

6. El procedimiento (1) de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 4-5, que además comprende un paso de determinar el ángulo del rotor (0<r>) por medio de un encoder (E).