ES2954465T3

ES2954465T3 - Sistemas y procedimientos para controlar sistemas de potencia eléctrica conectados a una red eléctrica

Info

Publication number: ES2954465T3
Application number: ES19188661T
Authority: ES
Inventors: Yashomani Y Kolhatkar; Jayanti Ganesh; Zhuohui Tan; Arvind Kumar Tiwari
Original assignee: General Electric Renovables Espana SL
Current assignee: General Electric Renovables Espana SL
Priority date: 2018-07-26
Filing date: 2019-07-26
Publication date: 2023-11-22
Anticipated expiration: 2039-07-26
Also published as: CN110768308A; US11637515B2; EP3614520B1; EP3614520A1; CN110768308B; PL3614520T3; US20200052493A1

Abstract

La presente solicitud se refiere a un método para controlar un sistema de energía conectado a una red eléctrica, que incluye: recibir una instrucción de potencia reactiva y una potencia reactiva medida desde un generador; generar una señal de error de potencia reactiva basada en la diferencia entre la instrucción de potencia reactiva y la potencia reactiva medida; recibir la señal de error de potencia reactiva; generar una instrucción de voltaje basada en una señal de error de potencia reactiva; generar una señal de caída de voltaje basada en una reactancia de referencia y un voltaje en un punto de acoplamiento común; generar una señal de error de voltaje según al menos una de las instrucciones de voltaje o el voltaje terminal medido del generador y la señal de caída de voltaje; y producir una instrucción de corriente reactiva para la ruta de potencia del convertidor basada en la señal de error de voltaje. La presente solicitud también divulga un sistema de control para un sistema eléctrico conectado a una red eléctrica y un parque eólico. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Sistemas y procedimientos para controlar sistemas de potencia eléctrica conectados a una red eléctrica

Campo técnico

[0001] La presente solicitud se refiere a turbinas eólicas y, más en particular, a sistemas y procedimientos para proporcionar, en particular, voltajes de estabilidad a una pluralidad de turbinas eólicas conectadas a una red eléctrica.

Antecedentes

[0002] La energía eólica se considera una de las fuentes de energía más limpias y respetuosas con el medio ambiente disponibles en la actualidad, y las turbinas eólicas han recibido una mayor atención por este motivo. Una turbina eólica moderna incluye típicamente una torre, un generador, una multiplicadora, una sala de máquinas y una o más palas de rotor. Las palas de rotor capturan la energía cinética del viento usando principios de perfil alar conocidos. Por ejemplo, las palas de rotor tienen típicamente el perfil de sección transversal de un perfil alar de modo que el aire fluye sobre la pala produciendo una diferencia de presión entre los lados durante la operación. En consecuencia, una fuerza de sustentación, que se dirige desde un lado de presión hacia un lado de succión, actúa sobre la pala. La fuerza de sustentación genera el par de torsión en el eje de rotor principal, que se transmite a un generador para producir electricidad.

[0003] Por ejemplo, las figuras 1 y 2 ilustran una turbina eólica 10 de construcción convencional y un sistema de potencia asociado adecuado para su uso con la turbina eólica 10. Como se muestra, la turbina eólica 10 incluye una sala de máquinas 14 que aloja típicamente un generador 28 (Fig. 2). La sala de máquinas 14 está montada sobre una torre 12 que se extiende desde una superficie de apoyo (no mostrada). La turbina eólica 10 también incluye un rotor 16 que incluye una pluralidad de palas de rotor 20 acopladas a un buje rotatorio 18. Cuando el viento impacta en la pala de rotor 20, la pala 20 convierte la energía cinética del viento en un par de torsión rotacional mecánico que acciona de forma rotatoria un eje lento 22. El eje lento 22 está estructurado para accionar una multiplicadora 24 (si está presente), que, a continuación, aumenta la baja velocidad de rotación del eje lento 22 para accionar un eje rápido 26 a una velocidad de rotación incrementada. Típicamente, el eje rápido 26 está conectado de forma rotatoria a un generador 28 (por ejemplo, un generador de inducción doblemente alimentado o DFIG) para accionar de forma rotatoria un rotor de generador 30. Por tanto, el rotor de generador 30 puede inducir un campo magnético rotatorio. Se puede inducir una tensión dentro de un estátor de generador 32, que está acoplado magnéticamente al rotor de generador 30. La potencia asociada se puede transmitir desde el estátor de generador 32 a un transformador de tres devanados 34, que típicamente está conectado a una red eléctrica a través de un disyuntor de red 36. Por lo tanto, el transformador principal 34 aumenta la amplitud de tensión de la potencia de modo que se pueda transmitir más potencia convertida a la red eléctrica.

[0004] Además, como se muestra, el generador 28 está acoplado típicamente de manera eléctrica a un convertidor de potencia bidireccional 38 que incluye un convertidor de lado de rotor 40 que está conectado a un convertidor de lado de línea 42 a través de un enlace de CC 44 regulado. El convertidor de lado de rotor 40 convierte la potencia de CA suministrada desde el rotor 30 en potencia de CC y suministra la potencia de CC al enlace de CC 44. El convertidor de lado de línea 42 convierte la potencia de CC del enlace de CC 44 en potencia de salida de CA adecuada para la red eléctrica. Por tanto, la potencia de CA del convertidor de potencia 38 se puede combinar con la potencia del estátor 32 para proporcionar potencia multifásica (por ejemplo, potencia trifásica) que tiene una frecuencia que se mantiene sustancialmente en la frecuencia de red (por ejemplo, 50 Hz/60 Hz).

[0005] El transformador de tres devanados 34 mostrado tiene típicamente (1) un devanado principal 33 de media tensión (MV) de 33 kV conectado a la red eléctrica, (2) un devanado secundario 35 de MV de 6 a 13,8 kV conectado al estátor de generador 32, y (3) un tercer devanado 37 de baja tensión (LV) de 690 a 900 voltios (V) conectado al convertidor de lado de línea 42.

[0006] Con el creciente éxito de la producción de potencia eólica en los últimos años, este tipo de potencia ha ganado una importante cuota de mercado. Como se muestra en la FIG. 3, sistemas de potencia separados que tienen una pluralidad de turbinas eólicas 10 se pueden disponer en ubicaciones geológicas predeterminadas y conectar eléctricamente entre sí para formar un parque eólico 46. Más específicamente, como se muestra, las turbinas eólicas 10 se pueden disponer en una pluralidad de grupos 48, estando conectado cada grupo a una línea principal 50 a través de conmutadores 51, 52, 53, respectivamente. Además, como se muestra, la línea principal 50 se puede acoplar eléctricamente a otro transformador de grupo 54 para aumentar aún más la amplitud de tensión de la potencia del grupo de turbinas eólicas 48 antes de transmitir potencia a la red. Dado que la energía eólica no es una fuente de energía con una potencia de salida constante, sino con algunas variaciones, por ejemplo variaciones debidas a la velocidad del viento, los operarios de las redes de distribución deben tener esto en cuenta. El transformador de tres devanados 34 de la turbina eólica 10 contribuye a la operación estable de la turbina.

[0007] Sin embargo, el transformador de tres devanados 34 asociado a cada turbina eólica 10 es caro. En particular, en turbinas eólicas de megavatios (MW), un transformador a plena carga incrementa el coste total y las pérdidas del parque eólico.

[0008] En consecuencia, es deseable proporcionar un sistema de control o un procedimiento de control para un sistema de potencia que aborde una o más de las condiciones anteriores.

Breve explicación

[0009] Los aspectos y ventajas de la presente divulgación se expondrán, en parte, en la siguiente descripción, o pueden ser obvios a partir de la descripción, o pueden aprenderse al poner en práctica la presente divulgación. La presente invención proporciona un procedimiento para controlar una turbina eólica de acuerdo con la reivindicación 1 y un sistema de control como se define en la reivindicación 10. Modos de realización preferentes se definen en las reivindicaciones dependientes. La invención se expone en el conjunto de reivindicaciones adjuntas. Los modos de realización y/o ejemplos de la siguiente descripción que no estén cubiertos por las reivindicaciones adjuntas no se consideran parte de la presente invención.

[0010] Estos y otros rasgos característicos, aspectos y ventajas de la presente divulgación se entenderán mejor con referencia a la siguiente descripción y reivindicaciones adjuntas. Los dibujos adjuntos, que se incorporan en y forman parte de esta descripción, ilustran la presente divulgación y, junto con la descripción, sirven además para explicar los principios de la presente divulgación.

Breve descripción de los dibujos

[0011] Una divulgación completa y factible de la presente divulgación, incluido el mejor modo de la misma, se expone en la descripción para los expertos en la técnica con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:

La FIG. 1 ilustra una vista en perspectiva de una turbina eólica de acuerdo con la estructura convencional.

La FIG. 2 ilustra un diagrama esquemático de un sistema de potencia convencional adecuado para la turbina eólica mostrada en la figura 1.

La FIG. 3 ilustra un diagrama esquemático de un parque eólico convencional de acuerdo con una estructura convencional, e ilustra en particular una pluralidad de sistemas de potencia de turbina eólica, como el mostrado en la FIG. 1, que están conectados a un solo transformador de subestación.

La FIG. 4 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de potencia para una turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.

La FIG. 5 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un parque eólico de acuerdo con la presente divulgación, e ilustra en particular una pluralidad de grupos de turbinas eólicas, cada uno de los cuales está conectado a una red eléctrica mediante un transformador de grupo.

La FIG. 6 ilustra un diagrama de bloques de un modo de realización de un controlador de turbina eólica de acuerdo con la presente divulgación.

La FIG. 7 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de control de acuerdo con la presente divulgación.

La FIG. 8 ilustra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento para controlar un sistema de potencia conectado a una red eléctrica de acuerdo con la presente divulgación.

La FIG. 9 ilustra un diagrama de relación de la tensión frente a la potencia reactiva en dos turbinas eólicas que tienen las mismas consignas de potencia reactiva de acuerdo con la presente divulgación. Y

La figura 10 ilustra un diagrama de relación de la tensión frente a la potencia en dos turbinas eólicas que tienen diferentes consignas de potencia reactiva de acuerdo con la presente divulgación.

Descripción detallada

[0012] Ahora se hará referencia en detalle a los modos de realización de la invención. Uno o más ejemplos de la presente divulgación se ilustran en los dibujos. Cada ejemplo se proporciona a modo de explicación de la invención y no limitan la invención. De hecho, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden realizar diversas modificaciones y variaciones en la presente divulgación sin apartarse del alcance de la presente divulgación. Por ejemplo, las características ilustradas o descritas como parte de un modo de realización se pueden usar con otro modo de realización para proporcionar otro modo de realización más. Por lo tanto, se pretende que la presente divulgación cubra dichas modificaciones y variaciones y sus equivalentes dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0013] En general, la presente divulgación se refiere a un procedimiento para controlar un sistema de potencia conectado a una red eléctrica. El procedimiento incluye recibir una instrucción de potencia reactiva y una potencia reactiva medida desde un generador, y generar una señal de error de potencia reactiva en base a una diferencia entre la instrucción de potencia reactiva y la potencia reactiva medida. Además, el procedimiento incluye recibir una señal de error de potencia reactiva y generar una instrucción de tensión en base a la señal de error de potencia reactiva. El procedimiento también incluye generar una señal de estatismo (“droop") de tensión en base a una reactancia de referencia y una tensión en un punto de acoplamiento común. Como tal, el procedimiento incluye además generar una señal de error de tensión de acuerdo con al menos una de la instrucción de tensión o la tensión en bornes medida del generador y la señal de estatismo de tensión, y generar una instrucción de corriente reactiva de la ruta de potencia de convertidor en base a la señal de error de tensión.

[0014] La presente divulgación proporciona muchas ventajas que no están presentes en la técnica anterior. Por ejemplo, la presente divulgación reduce las oscilaciones de potencia reactiva o la inestabilidad transitoria de tensión entre turbinas eólicas debido a la baja impedancia entre cada generador de turbina. En algunos modos de realización, el sistema de potencia no incluye un transformador de tres devanados o un transformador montado en pedestal (PMT).

[0015] En referencia ahora a la figura 4, se muestra un diagrama esquemático de un modo de realización de un subsistema de potencia 102 de acuerdo con la presente divulgación. Debe entenderse que el término "subsistema" se usa en el presente documento para distinguir varios sistemas de potencia (por ejemplo, como se muestra en la figura 4) y todo el sistema de potencia 105 de la figura 5. Sin embargo, un experto en la técnica reconocerá que el subsistema de potencia 102 de la FIG. 4 también se puede denominar, en términos más generales, por ejemplo, simplemente sistema (en lugar de subsistema). Por lo tanto, estos términos se pueden usar de manera intercambiable y no pretenden ser limitativos.

[0016] Además, como se muestra, el subsistema de potencia 102 puede corresponder a un sistema de potencia de turbina eólica 100. Más específicamente, como se muestra, el sistema de potencia de turbina eólica 100 incluye un rotor 104 que incluye una pluralidad de palas de rotor 106 acopladas a un buje rotatorio. Cuando el viento impacta en la pala de rotor 106, la pala 106 convierte la energía del viento en un par de torsión rotacional mecánico que acciona de forma rotatoria un eje lento 110. El eje lento 110 está configurado para accionar una multiplicadora 112 y, a continuación, aumenta la baja velocidad de un eje lento 110 para accionar un eje rápido 114 para que rote a una velocidad incrementada. El eje rápido 114 está acoplado típicamente de forma rotatoria a un generador de inducción doblemente alimentado 116 (denominado en lo sucesivo DFIG 116) para accionar de forma rotatoria un rotor de generador 118. Como tal, el rotor de generador puede inducir un campo magnético rotatorio. En un modo de realización, por ejemplo, el generador 116 está configurado para convertir la energía mecánica rotacional en una señal de potencia de corriente alterna (CA) trifásica sinusoidal en el estátor de generador 120. Por tanto, como se muestra, la potencia asociada se puede transmitir directamente desde el estátor de generador 120 a la red eléctrica.

[0017] Además, como se muestra, el generador 116 está acoplado eléctricamente a un convertidor de potencia bidireccional 122 que incluye un convertidor de lado de rotor 124 conectado a un convertidor de lado de línea 126 a través de un enlace de CC 128 regulado. Por lo tanto, el convertidor de lado de rotor 124 convierte la potencia de CA suministrada por el rotor de generador 118 en potencia de CC y suministra la potencia de CC al enlace de CC 128. El convertidor de lado de línea 126 convierte la potencia de CC del enlace 128 en la potencia de salida de CA adecuada para la red eléctrica. Más específicamente, como se muestra, la potencia de CA del convertidor de potencia 122 se puede combinar con la potencia del estátor de generador 120 por medio de una ruta de potencia de convertidor 127 y una ruta de potencia de estátor 125, respectivamente. Por ejemplo, como se muestra, y a diferencia de los sistemas convencionales que se muestran en las FIGS. 1-3, la ruta de potencia de convertidor 127 puede incluir un transformador de potencia parcial 130 para aumentar la amplitud de tensión de la potencia del convertidor de potencia 122, de modo que pueda transmitirse más potencia convertida a la red eléctrica. Por tanto, como se muestra, el sistema 102 mostrado en la figura 4 no incluye el transformador convencional de tres devanados descrito anteriormente. Hasta cierto punto, en el modo de realización ilustrado, un transformador de potencia parcial 130 puede corresponder a un transformador de dos devanados que tiene un devanado principal 132 conectado a la red eléctrica y un devanado secundario 134 conectado al convertidor de lado de rotor 124. En algunos modos de realización, el transformador de doble devanado es un transformador trifásico. Dado que no hay impedancia de fuga del transformador en la ruta de potencia de estátor, el convertidor de lado de rotor 124 se modifica para lograr una respuesta uniforme en diferentes sistemas de potencia de turbina eólica 100.

[0018] Además, el sistema de potencia 100 puede incluir uno o más controladores. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 6, el sistema 100 puede incluir un controlador a nivel de sistema (por ejemplo, el controlador a nivel de parque 107), uno o más controladores a nivel de grupo 156 y/o uno o más controladores a nivel de subsistema (por ejemplo, el controlador a nivel de turbina 136). De este modo, los diversos controladores descritos en el presente documento están configurados para controlar cualquiera de los componentes del parque eólico 105, el grupo de turbinas eólicas 137 y/o el sistema de potencia de turbina eólica individual 100, y/o para implementar etapas de procedimiento como se describe en el presente documento.

[0019] Por ejemplo, la figura 6 muestra específicamente un diagrama de bloques de un modo de realización de un controlador como se describe en el presente documento. Como se muestra, el controlador puede incluir uno o más procesadores 138 y dispositivos de memoria asociados 140 que están configurados para ejecutar diversas funciones implementadas por ordenador (por ejemplo, como se divulga en el presente documento, ejecutar operaciones relacionadas, tales como procedimientos, etapas, cálculos, etc., y almacenar datos relacionados). Además, el controlador también puede incluir un módulo de comunicación 142 para facilitar la comunicación entre el controlador y diversos componentes del parque eólico 105, por ejemplo, cualquier componente de las figuras 4 y 5. Además, el módulo de comunicación 142 puede incluir una interfaz de sensor 144 (por ejemplo, uno o más convertidores de analógico a digital) para permitir que las señales transmitidas desde uno o más sensores 139, 141, 143 se conviertan en señales que los procesadores 138 puedan entender y procesar. Debe entenderse que los sensores 139, 141, 143 se pueden acoplar de forma comunicativa al módulo de comunicación 142 usando cualquier dispositivo adecuado. Por ejemplo, como se muestra en la FIG. 6, los sensores 139, 141, 143 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 144 mediante una conexión por cable. Sin embargo, en otros modos de realización, los sensores 139, 141, 143 se pueden acoplar a la interfaz de sensor 144 por medio de una conexión inalámbrica, por ejemplo usando cualquier protocolo de comunicación inalámbrica adecuado conocido en la técnica. Como tal, el procesador 138 se puede configurar para recibir una o más señales de los sensores 139, 141, 143.

[0020] Como se usa en el presente documento, el término "procesador" no solo se refiere a un circuito integrado que en la técnica se indica que está incluido en un ordenador, sino también a un controlador, un microcontrolador, un microordenador, un controlador de lógica programable (PLC), un circuito integrado específico de la aplicación y otros circuitos programables. El procesador 138 también está configurado para calcular algoritmos de control avanzados y para comunicar diversos protocolos basados en Ethernet o en serie (Modbus, OPC, CAN, etc.). Además, uno o más dispositivos de memoria 140 pueden comprender, en general, uno o más elementos de memoria que incluyen, pero sin limitarse a, medios legibles por ordenador (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (RAM)), medios no volátiles legibles por ordenador (por ejemplo, memoria flash), un disquete, memoria de solo lectura en disco compacto (CD-ROM), un disco magnetoóptico (MOD), un disco versátil digital (DVD) y/u otros elementos de memoria adecuados. Este o estos dispositivos de memoria 140 se puede(n) configurar, en general, para almacenar instrucciones adecuadas legibles por ordenador que, cuando son implementadas por uno o más procesadores 138, configuran el controlador para realizar diversas funciones como se describe en el presente documento.

[0021] En operación, la potencia de corriente alterna (CA) generada en el estátor de generador 120 por la rotación del rotor 104 se suministra a la red eléctrica por medio de una doble ruta, es decir, por medio de la ruta de potencia de estátor 125 y la ruta de potencia de convertidor 127. Más específicamente, el convertidor de lado de rotor 124 convierte la potencia de CA suministrada desde el rotor de generador 118 en potencia de CC y suministra la potencia de CC al enlace de CC 128. Los elementos de conmutación (por ejemplo, IGBT) usados en el circuito puente del convertidor de lado de rotor 124 se pueden modular para convertir la potencia de CA proporcionada desde el rotor de generador 118 en la potencia de CC adecuada para el enlace de CC 124. El convertidor de lado de línea 126 convierte la potencia de CC del enlace de CC 128 en potencia de salida de CA adecuada para la red eléctrica. En particular, los elementos de conmutación (por ejemplo, IGBT) usados en el circuito puente del convertidor de lado de línea 126 se pueden modular para convertir la potencia de CC del enlace de CC 128 en potencia de CA. Por tanto, la potencia de CA del convertidor de potencia 122 se puede combinar con potencia del estátor de generador 120 para proporcionar potencia multifásica que tiene una frecuencia que se mantiene sustancialmente en la frecuencia de bus. Debe entenderse que el convertidor de lado de rotor 124 y el convertidor de lado de línea 126 pueden tener cualquier configuración para facilitar la operación de cualquier dispositivo de conmutación del sistema de potencia 200 como se describe en el presente documento.

[0022] Además, el convertidor de potencia 122 puede estar en comunicación electrónica de datos con un controlador de turbina 136 y/o un controlador de conversión 154 separado o solidario para controlar la operación del convertidor de lado de rotor 124 y del convertidor de lado de línea 126. Por ejemplo, durante la operación, el controlador 136 se puede configurar para recibir una o más señales de medición de tensión y/o corriente desde un primer conjunto de sensores de tensión y corriente 139, 141, 143. En consecuencia, el controlador 136 se puede configurar para supervisar y controlar al menos algunas de las variables operativas asociadas al sistema de potencia de turbina eólica 100 mediante los sensores 139, 141, 143. En el modo de realización mostrado, los sensores 139, 141, 143 se pueden acoplar eléctricamente a cualquier parte del subsistema de potencia 102 para facilitar la operación del subsistema de potencia 102 como se describe en el presente documento.

[0023] También debe entenderse que se puede emplear cualquier número o tipo de sensores de tensión y/o corriente en el sistema de potencia de turbina eólica 100 y en cualquier localización. Por ejemplo, el sensor puede ser un transformador de corriente, un sensor de derivación, una bobina de Rogowski, un sensor de corriente de efecto Hall, una unidad de medición microinercial (MIMU) o similar, y/o cualquier otro sensor de tensión o corriente adecuado conocido en la actualidad o desarrollado posteriormente. En consecuencia, el controlador de conversión 154 está configurado para recibir una o más señales de realimentación de tensión y/o corriente desde los sensores 139, 141, 143. Más específicamente, en determinados modos de realización, la señal de realimentación de corriente o tensión puede incluir, al menos, una señal de realimentación de línea, una señal de realimentación de convertidor de lado de línea, una señal de realimentación de convertidor de lado de rotor o una señal de realimentación de estátor.

[0024] Como se muestra en la FIG. 5, diversos sistemas de potencia (por ejemplo, el subsistema de potencia 102 mostrado en la FIG. 4) se pueden disponer en al menos dos grupos 137 para formar un sistema de potencia 105. Más específicamente, como se muestra, se puede disponer el sistema de potencia de turbina eólica 100. Se accede a múltiples grupos 137 para formar un parque eólico. Por lo tanto, como se muestra, cada grupo 137 se puede conectar a transformadores separados 145, 146, 147 por medio de conmutadores 150, 151, 152 respectivamente, para aumentar la amplitud de tensión de la potencia de cada grupo 137 de modo que se pueda transmitir más potencia transformada a la red eléctrica. Además, como se muestra, los transformadores 145, 146, 147 están conectados a una línea principal 148, que combina la tensión de cada grupo 137 antes de enviar potencia a la red eléctrica. Además, como se describe anteriormente, cada grupo 137 se puede acoplar de forma comunicativa al controlador a nivel de grupo 156.

[0025] Sin embargo, debido a la falta de impedancia proporcionada por los devanados secundarios 35 en los transformadores principales de tres devanados 34 de los sistemas convencionales, resulta difícil para cada turbina eólica regular su tensión en bornes. Más específicamente, se sabe que dichos sistemas (los sistemas mostrados en la figura 4) experimentan oscilaciones de potencia reactiva. Por tanto, la FIG. 7 ilustra un diagrama esquemático de un modo de realización de un sistema de control 160 de acuerdo con la presente divulgación que aborda los problemas asociados con los que resultan de la eliminación del transformador principal 34 mostrado en la FIG. 2.

[0026] Como se muestra, un sistema de control 160 incluye dos bucles: un bucle regulador de tensión 192 y un bucle regulador de potencia reactiva (Q) 190. El bucle regulador de tensión 192 opera relativamente más rápido (por ejemplo, 20 rad/s) en comparación con el bucle regulador Q 190 (por ejemplo, una constante de tiempo de bucle cerrado superior a 1 segundo). Además, un regulador de potencia reactiva (VAR) 168 regula la consigna del bucle regulador de tensión 192. Conceptualmente, el sistema de control de la Fig. 7 proporciona control de tensión en bornes del generador de turbina eólica regulando la tensión con respecto a una consigna de referencia mediante el controlador. La potencia reactiva se regula durante un período de tiempo más largo (por ejemplo, unos pocos segundos) mientras que la tensión en bornes del generador de turbina eólica se regula durante un período de tiempo más corto (por ejemplo, menos de algunos segundos) para mitigar los efectos de rápidos transitorios de red.

[0027] Más específicamente, como se muestra, una instrucción de potencia reactiva 162 (Q^g_cmd) del generador 116, que corresponde a una instrucción que indica la potencia reactiva objetivo generada por el generador 116, se compara con una señal que indica la potencia reactiva medida (Q^g_fbk). La señal de error de potencia reactiva resultante 166 representa la diferencia entre la potencia reactiva medida 164 y la potencia reactiva indicada 162. La señal de error de potencia reactiva 166 es una señal de entrada del regulador de potencia reactiva 168, que produce una instrucción de tensión 170 (V^g_cmd) para indicar la potencia reactiva proporcionada por el generador 116.

[0028] En algunos modos de realización, la instrucción de tensión 170 se limita a un intervalo predeterminado, por ejemplo, mediante un limitador 172 y, a continuación, se compara con la señal de una tensión en bornes 174 (V^g_fbk) medida por el generador 116. Además, como se muestra, el sistema de control 160 también incluye un controlador de estatismo 186 para generar una señal de estatismo de tensión 188 (K^estatismo) en base a una reactancia de referencia y una tensión en un punto de acoplamiento común. Como tal, el controlador de estatismo 186 permite que las turbinas eólicas operen en paralelo sin crear un efecto de control mutuo y oscilaciones de potencia entre ellas proporcionando control de estatismo para cada turbina del parque eólico.

[0029] En algunos modos de realización, esta limitación está determinada por algún análisis de parámetros fijos; sin embargo, esta limitación también se puede proporcionar, por ejemplo, mediante una tabla de consulta o parámetros dinámicamente variables proporcionados por un procesador/máquina de estados que ejecuta un algoritmo de control. Este límite variable dinámico se puede obtener en base a la clasificación actual del generador y la potencia de salida real sincronizada.

[0030] En referencia de nuevo a la FIG. 7, una señal de error de tensión 176, que es la señal de entrada a un regulador de tensión 178, se genera de acuerdo con al menos una de la instrucción de tensión 170 o la tensión en bornes medida 174 del generador y la señal de estatismo de tensión 188.

[0031] Posteriormente, el regulador de tensión 178 genera una instrucción de corriente reactiva 180 (I^y_cmd) para la ruta de potencia de convertidor. En algunos modos de realización, el regulador de tensión 178 es un controlador integral proporcional (PI) con una constante de tiempo en bucle cerrado de aproximadamente 50 milisegundos. También se pueden usar otros tipos de controladores, por ejemplo controladores diferenciales proporcionales (PD), controladores diferenciales integrales proporcionales (PID), o controladores de espacio de estados, etc. En el regulador de tensión 178 se pueden usar otras constantes de tiempo (por ejemplo, 1 segundo, 20 milisegundos, 75 milisegundos, 45 milisegundos) siempre que la constante de tiempo del regulador de tensión de tiempo 178 sea menor que la constante de tiempo del regulador de potencia reactiva 168. Típicamente, la instrucción de corriente reactiva 180 tiene dos componentes, es decir, una componente de potencia activa y una componente de potencia reactiva. Por ejemplo, la instrucción de corriente reactiva 180 generada como se describe en la figura 7 es una instrucción de componente de potencia reactiva. La componente de potencia activa se puede generar de cualquier manera conocida en la técnica. En algunos modos de realización, el sistema de control 160 también recibe la instrucción de corriente reactiva 180 y genera una instrucción de tensión reactiva 182 para el convertidor de lado de línea 126 y el convertidor de lado de rotor 124.

[0032] En referencia a la figura 8, de acuerdo con la presente divulgación, se muestra un diagrama de flujo de un modo de realización de un procedimiento 200 para un sistema de potencia (como se muestra en la figura 5) conectado a una red eléctrica. Como se muestra en 202, el procedimiento 200 incluye recibir, mediante un controlador, una instrucción de potencia reactiva 162 y una potencia reactiva medida 164 (Q^g_fbk). Como se muestra en 204, el procedimiento 200 incluye generar una señal de error de potencia reactiva 166 mediante el controlador en base a la diferencia entre la instrucción de potencia reactiva 162 y la potencia reactiva medida 164 (Q^g_fbk). Como se muestra en 206, el procedimiento 200 incluye recibir una señal de error de potencia reactiva 166 mediante un regulador de potencia reactiva 168. Como se muestra en 208, el procedimiento 200 incluye generar una instrucción de tensión (es decir, la instrucción de tensión 170) mediante el regulador de potencia reactiva 168 en base a la señal de error de potencia reactiva 166.

[0033] Como se muestra en 210, el procedimiento 200 incluye generar una señal de estatismo de tensión 188 mediante un controlador de estatismo 186 en base a una reactancia de referencia y una tensión en un punto de acoplamiento común. Como se muestra en 212, el controlador genera una señal de error de tensión 176 en base a, al menos, una instrucción de tensión 170 o una tensión en bornes medida 174 (V^g_fbk) del generador y la señal de estatismo de tensión 188. Más específicamente, en un modo de realización, el controlador puede generar la señal de error de tensión 176 usando la siguiente ecuación (1). Por ejemplo, como se muestra, el controlador puede generar una señal de error de tensión 176 restando la tensión en bornes medida 174 (V^g_fbk) a la instrucción de tensión 170 (V^g_cmd) para obtener un primer valor; a continuación, el controlador puede multiplicar la potencia reactiva medida (Q^g_fbk) por la señal de estatismo de tensión 188 (K^estatismo) para obtener un segundo valor; a continuación, el controlador puede restar el segundo valor al primer valor para obtener la señal de error de tensión 176 como se muestra a continuación.

[0034] Como se muestra en 214, el procedimiento 200 incluye generar la instrucción de corriente reactiva 180 (I^y_cmd) mediante un regulador de tensión en base a la señal de error de tensión 176. Más específicamente, la instrucción de corriente reactiva se puede calcular usando la siguiente ecuación (2).

en donde Gv(s) es un valor de ajuste de tensión.

[0035] En algunos modos de realización, se divulga un procedimiento para simular una caída de impedancia virtual obteniendo una señal de estatismo de tensión apropiada 188 para mantener la estabilidad de tensión del sistema y la minimización de las oscilaciones de potencia reactiva. El procedimiento para obtener la señal de estatismo de tensión 188 es el siguiente.

[0036] En una topología tradicional PMT (o de transformador de tres devanados), la instrucción de corriente reactiva de un convertidor DFIG se puede expresar como:

ecuación (3)

[0037] La tensión en un punto de acoplamiento común (POCC) se puede expresar como:

[0038] Combinando la ecuación (4) con la ecuación (3), la instrucción de corriente reactiva del convertidor DFIG es como sigue.

en donde Xxf es la reactancia del PMT.

[0039] En la topología sin PMT, véase las figuras 7 y 8, debido a que no hay impedancia de fuga del PMT en el sistema, la instrucción de corriente reactiva se puede calcular usando la ecuación (2). Combinando la ecuación (5) con la ecuación (2), la señal de estatismo de tensión 188 se puede derivar de la ecuación (6):

[0040] En algunos modos de realización, en una topología sin PMT, la tensión en el punto de acoplamiento común (Vg_pocc) es sustancialmente igual a la tensión en bornes medida (Vg_fbk) del generador. La señal de estatismo de tensión 188 se puede calcular usando la siguiente ecuación (7). La señal de estatismo de tensión 188 (Kestatismo) se obtiene mediante la reactancia de referencia (Xxf) y la tensión en el punto de acoplamiento común (Vg_pocc), donde la reactancia de referencia puede ser la reactancia de un transformador virtual montado en pedestal (PMT) usado en los sistemas de potencia convencionales. En este modo de realización, la señal de estatismo de tensión 188 (Kestatismo) se obtiene dividiendo la reactancia del transformador virtual montado en plataforma (X^xf) por la tensión en el punto de acoplamiento común (Vg_pocc).

[0041] En algunos modos de realización, el intervalo predeterminado del limitador 172 (mostrado en la figura 7) se genera de acuerdo con la señal de estatismo de tensión 188 (Kestatismo). Más específicamente, generar el intervalo predeterminado de acuerdo con la señal de estatismo de tensión 188 (Kestatismo) comprende: sumar la señal de estatismo de tensión 188 al valor máximo del intervalo de tensión original para obtener el valor máximo del intervalo predeterminado; y restar la señal de estatismo de tensión 188 al valor mínimo del intervalo de tensión original para obtener el valor mínimo del intervalo predeterminado.

[0042] La FIG. 9 ilustra un diagrama de relación de la tensión frente a la potencia reactiva en dos turbinas eólicas que tienen las mismas consignas de potencia reactiva de acuerdo con la presente divulgación. Las consignas de los reguladores de tensión en las dos turbinas eólicas son las mismas en el punto de operación de muestreo, y las instrucciones de potencia reactiva Q₁, Q₂y las instrucciones de tensión Vg1, Vg2 de los dos generadores también son sustancialmente las mismas, por lo que es posible que no se active el control de estatismo. Sin embargo, la figura 10 ilustra un diagrama de relación de la tensión frente a la potencia en dos turbinas eólicas que tienen diferentes consignas de potencia reactiva de acuerdo con la presente divulgación. Cuando las instrucciones de potencia reactiva Qr, Q2' son diferentes, se agrega un factor de corrección 188 (Vvirt), en base a la potencia reactiva medida 164 (Qg_fbk) y la señal de estatismo de tensión (Kestatismo), para modificar las instrucciones de tensión 170 de las dos turbinas eólicas, manteniéndose las dos turbinas eólicas en la misma tensión en bornes medida Vg .

[0043] Esta descripción escrita usa ejemplos que incluyen el mejor modo de divulgar la invención y también para permitir que cualquier experto en la técnica lleve la invención a la práctica, incluida la fabricación y el uso de cualquier dispositivo o sistema y la realización de cualquier procedimiento incorporado. El alcance patentable de la presente divulgación está definido por las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos concebidos por los expertos en la técnica. Dichos otros ejemplos pretenden estar dentro del alcance de las reivindicaciones si incluyen elementos estructurales que no difieren del lenguaje literal de las reivindicaciones, o si incluyen elementos estructurales equivalentes con diferencias insustanciales respecto del lenguaje literal de las reivindicaciones.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento para controlar un sistema de potencia de turbina eólica (100) conectado a una red eléctrica, teniendo el sistema de potencia una pluralidad de grupos (137) de subsistemas de potencia (102), incluyendo cada uno de los subsistemas de potencia (102) un generador (116) que comprende:

un estátor de generador (120) conectado a una ruta de potencia de estátor (125) conectada a la red eléctrica para suministrar potencia a la red eléctrica, y

un rotor de generador (118) conectado a una ruta de potencia de convertidor (127) para suministrar potencia a la red eléctrica,

en el que la ruta de potencia de convertidor (127) comprende:

un convertidor de potencia (122) acoplado al rotor (118);

un transformador de dos devanados (130) que comprende un devanado principal (132) conectado a la red eléctrica y un devanado secundario (134) conectado al convertidor de potencia (122), comprendiendo el procedimiento:

recibir, mediante un controlador (154), una instrucción de potencia reactiva (162) y una potencia reactiva medida (164) desde el generador (116);

generar una señal de error de potencia reactiva (166) mediante el controlador (154) en base a una diferencia entre la instrucción de potencia reactiva (162) y la potencia reactiva medida (164); recibir la señal de error de potencia reactiva (166) mediante un regulador de potencia reactiva (168); generar una instrucción de tensión (170) mediante el regulador de potencia reactiva (168) en base a la señal de error de potencia reactiva (166);

generar una señal de estatismo de tensión (188) mediante un controlador de estatismo (186) en base a una reactancia de referencia y una tensión en un punto de acoplamiento común; generar un intervalo predeterminado de acuerdo con la señal de estatismo de tensión (188); usar el intervalo predeterminado para limitar la instrucción de tensión;

generar, mediante el controlador (154), la señal de error de tensión (176) de acuerdo con al menos una de la instrucción de tensión limitada (170) o una tensión en bornes medida (174) del generador (116) y la señal de estatismo de tensión (188); y

generar una instrucción de corriente reactiva (180) para la ruta de potencia de convertidor (127) mediante un regulador de tensión en base a la señal de error de tensión (176).

2. El procedimiento de la reivindicación 1, en el que la reactancia de referencia es una reactancia de un transformador virtual montado en pedestal.

3. El procedimiento de la reivindicación 1 o 2, en el que la tensión en el punto de acoplamiento común es sustancialmente igual al tensión en bornes medida del generador.

4. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que generar el intervalo predeterminado de acuerdo con la señal de estatismo de tensión comprende:

sumar la señal de estatismo de tensión a un valor máximo de un intervalo de tensión original para obtener un valor máximo del intervalo predeterminado; y

restar la señal de estatismo de tensión a un valor mínimo de un intervalo de tensión original para obtener un valor mínimo del intervalo predeterminado.

5. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, que comprende además: generar una instrucción de tensión reactiva de la ruta de potencia de convertidor (127) mediante el controlador (154) en base a la instrucción de corriente reactiva (180).

6. El procedimiento de la reivindicación 5, que comprende, además: convertir la potencia de CA del generador en potencia de CC reactiva mediante un elemento de conmutación de un convertidor de lado de rotor (124) conectado al rotor (118) en base a la instrucción de tensión reactiva.

7. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que la señal de error de tensión generada por el controlador de acuerdo con al menos una de la instrucción de tensión o la tensión en bornes medida del generador y la señal de estatismo de tensión (188), comprende:

restar la tensión en bornes medida a la instrucción de tensión para obtener un primer valor; multiplicar la potencia reactiva medida por la señal de estatismo de tensión para obtener un segundo valor; y

restar el segundo valor al primer valor para obtener la señal de error de tensión.

8. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que uno del regulador de potencia reactiva y el regulador de tensión comprende al menos uno de un controlador integral proporcional, PI, un controlador diferencial proporcional, PD, un controlador diferencial integral proporcional, PID, y un controlador de espacio de estados.

9. El procedimiento de cualquier reivindicación precedente, en el que el generador de cada uno de los subsistemas de potencia comprende un generador de inducción doblemente alimentado, DFIG.

10. Un sistema de control (160) para un sistema de potencia de turbina eólica (100) conectado a una red eléctrica, teniendo el sistema de potencia una pluralidad de grupos (137) de subsistemas de potencia (102), incluyendo cada uno de los subsistemas de potencia un generador (116) que comprende un estátor de generador (120) conectado a una ruta de potencia de estátor (125) conectada a la red eléctrica para suministrar potencia a la red eléctrica, y un rotor de generador (118) conectado a una ruta de potencia de convertidor (127) para suministrar potencia a la red eléctrica, teniendo la ruta de potencia de convertidor (127) un transformador de dos devanados (130) que tiene un devanado principal (132) conectado a la red eléctrica y un devanado secundario (134) conectado al rotor (118), comprendiendo el sistema de control:

uno o más sensores para generar al menos una de potencia reactiva medida (164) o tensión en bornes medida (174) del generador (116);

un controlador (154) configurado para recibir una instrucción de potencia reactiva (162) y la potencia reactiva medida (164) desde el generador (116), y para generar una señal de error de potencia reactiva (166) en base a una diferencia entre la instrucción de potencia reactiva (162) y la potencia reactiva medida (164);

un regulador de potencia reactiva (168) configurado para recibir la señal de error de potencia reactiva (166) y para generar una instrucción de tensión (170) en base a la señal de error de potencia reactiva (166); un controlador de estatismo (186) configurado para generar una señal de estatismo de tensión (188) en base a una reactancia de referencia y una tensión en un punto de acoplamiento común;

un limitador (172) configurado para generar un intervalo predeterminado de acuerdo con la señal de estatismo de tensión (188);

en el que el sistema de control (160) está configurado para usar el intervalo predeterminado para limitar la instrucción de tensión (170); y

en el que el controlador (154) está configurado además para generar una señal de error de tensión (176) de acuerdo con al menos una de la instrucción de tensión limitada (170) o la tensión en bornes medida (174) del generador y la señal de estatismo de tensión (188); y

un regulador de tensión (192) configurado para generar una instrucción de corriente reactiva (180) en base a la señal de error de tensión (176).

11. El sistema de control (160) de la reivindicación 10, en el que la tensión en el punto de acoplamiento común es sustancialmente igual al tensión en bornes medida del generador.

12. El sistema de control (160) de la reivindicación 10 u 11, en el que el limitador está configurado para generar el intervalo predeterminado de acuerdo con la señal de estatismo de tensión mediante las siguientes etapas: sumar la señal de estatismo de tensión a un valor máximo de un intervalo de tensión original para obtener un valor máximo del intervalo predeterminado; y

13. El sistema de control de cualquiera de las reivindicaciones 10 a 12, en el que la señal de error de tensión está configurada para generarse por el controlador de acuerdo con al menos una instrucción de tensión o tensión en bornes medida del generador y la señal de estatismo de tensión mediante las siguientes etapas:

14. El sistema de control de cualquiera de las reivindicaciones 10 a 13, en el que el regulador de potencia reactiva (168) comprende al menos uno de un controlador integral proporcional, PI, un controlador diferencial proporcional, PD, un controlador diferencial integral proporcional, PID, y un controlador de espacio de estados.