WO2009147274A1 - Método de control de un aerogenerador - Google Patents

Método de control de un aerogenerador Download PDF

Info

Publication number
WO2009147274A1
WO2009147274A1 PCT/ES2009/070200 ES2009070200W WO2009147274A1 WO 2009147274 A1 WO2009147274 A1 WO 2009147274A1 ES 2009070200 W ES2009070200 W ES 2009070200W WO 2009147274 A1 WO2009147274 A1 WO 2009147274A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
voltage
setpoint
reactive power
power
ref
Prior art date
Application number
PCT/ES2009/070200
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Teresa Arlaban Gabeiras
Oscar Alonso Sadaba
Ana Huarte Amezqueta
Alberto GARCÍA BARACE
José Miguel GARCÍA SAYES
Ricardo ROYO GARCÍA
Stephen Tonks
Miguel NÚÑEZ POLO
Original Assignee
Acciona Windpower, S.A.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Acciona Windpower, S.A. filed Critical Acciona Windpower, S.A.
Priority to EP09757653.2A priority Critical patent/EP2317135B1/en
Priority to ES09757653T priority patent/ES2841729T3/es
Priority to DK09757653.2T priority patent/DK2317135T3/da
Priority to US12/996,046 priority patent/US8896142B2/en
Publication of WO2009147274A1 publication Critical patent/WO2009147274A1/es

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/18—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks
    • H02J3/1885—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks using rotating means, e.g. synchronous generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03D—WIND MOTORS
    • F03D9/00—Adaptations of wind motors for special use; Combinations of wind motors with apparatus driven thereby; Wind motors specially adapted for installation in particular locations
    • F03D9/20—Wind motors characterised by the driven apparatus
    • F03D9/25—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator
    • F03D9/255—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor
    • F03D9/257—Wind motors characterised by the driven apparatus the apparatus being an electrical generator connected to electrical distribution networks; Arrangements therefor the wind motor being part of a wind farm
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/50—Controlling the sharing of the out-of-phase component
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/42—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output to obtain desired frequency without varying speed of the generator
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
    • H02P9/48—Arrangements for obtaining a constant output value at varying speed of the generator, e.g. on vehicle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05B—INDEXING SCHEME RELATING TO WIND, SPRING, WEIGHT, INERTIA OR LIKE MOTORS, TO MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS COVERED BY SUBCLASSES F03B, F03D AND F03G
    • F05B2270/00—Control
    • F05B2270/10—Purpose of the control system
    • F05B2270/103—Purpose of the control system to affect the output of the engine
    • F05B2270/1033—Power (if explicitly mentioned)
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P2101/00—Special adaptation of control arrangements for generators
    • H02P2101/15—Special adaptation of control arrangements for generators for wind-driven turbines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/72—Wind turbines with rotation axis in wind direction
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Definitions

  • the following invention refers to a method of controlling a wind turbine, whereby, in a first object of the invention, it is about generating reactive power in the entire range of tension without the need for special action in the event of a substantial network gap.
  • the first strategy has been to incorporate park controllers, which, based on the voltage measured at the connection point of the park, send instructions to the reactive power or power factor wind turbines.
  • Examples of this type of control are patent application EP1433238 and part of what is described in patent document US7166928B2.
  • the disadvantage of this solution is that to get a quick response requires a sophisticated computer network that connects the park controller with the wind turbines.
  • the second strategy has been to incorporate in the wind turbines controlling the tension in the wind turbine's bumpers.
  • An example of this type of control is the patent document
  • the local voltage whose value is not relevant as long as it remains within the specified operating ranges.
  • the voltage at the connection point of the park is not controlled and therefore may be subject to variations.
  • wind turbines must remain connected to the network in voltage dips for more or less time and for different depths of recess depending on the regulations of the network operators.
  • the electrical power that can be evacuated to the network decreases proportionally to the depth of the hole. If the power captured from the wind remains unchanged and the electrical power that is possible to evacuate is less than the previous one, an acceleration of the rotor takes place that can lead to the emergency stop of the machine due to overspeed, with which the aforementioned regulations would be breached Network
  • a blade pitch control is described in response to the transition between a first mode of operation and a second mode of operation, said transition determined by the event of a network gap.
  • some depth gaps are determined from which the mode of operation is modified.
  • the aforementioned antecedents limit the capture exclusively based on the detection or not of a hole, which may lead on the one hand to limit in situations where it is not necessary, or not in others that are necessary, depending on both the range voltage in which they detect "hollow mode of operation" and the available wind power.
  • Patent application US6906431 B2 describes a method of controlling a wind power plant by which a constant apparent power is generated.
  • Patent application WO2005031 160A2 exposes the concept of apparent power available from an electrical equipment, which depends on the grid voltage and the maximum current that the equipment supports.
  • a method for voltage gaps is described in which the setpoint of reactive current (in quadrature with the voltage) is limited depending on the maximum current available and the active current (in phase with the voltage).
  • a control method of a wind turbine comprising a rotor, a generator, a frequency converter, a control unit and means of connection to the park network, said method comprising the steps of a from a local reference voltage setpoint (VREF) and calculate, at least, an initial setpoint of reactive power (QT, QC, QS) to be generated based on the voltage error ( ⁇ V), so that it is fully operational the voltage range and also includes the following steps:
  • Said method also comprises the step of calculating the local voltage setpoint (VREF) from the error between a certain primary setpoint reactive power (Qi) and the reactive power generated by the wind turbine (Q ⁇ MED).
  • VREF local voltage setpoint
  • the initial reactive power reference to be generated by the turbine (QT) is divided into two setpoints, an initial power setpoint referred to the reactive power to be generated by the generator stator ( Qs) and an initial setpoint referred to the reactive power to be generated by the converter (Qc), depending on a distribution parameter (ocrepane) that optimizes the temperature of the components of the electrical system.
  • the initial setpoint of reactive power to be generated by the stator (Qs) and the initial setpoint of reactive power to be generated by the converter (Qc) are limited. , thus obtaining a final setpoint of reactive power to be generated by the stator (Qs REF) and a final setpoint of reactive power to be generated by the converter (Qc REF).
  • the primary setpoint of reactive power (Qi) is calculated from the error between the voltage at the wind farm connection point (VPCC) and a voltage setpoint at the connection point (VPCC REF ) and because the voltage at the connection point (Vpcc) is received through the park network.
  • the ICM setpoint reactive power is corrected according to the error between the total reactive power demanded from the wind farm and the measured reactive power generated by the set of operating wind turbines of wind farm (QGLOBAL MED) in a reference tracking loop, adding a term ( ⁇ Qref) that compensates for this error.
  • the primary setpoint of reactive power (Qi) of the reactive power control loop is generated from a control of the tension at the connection point of the wind farm (VPCC) carried out at the machine level.
  • a voltage reference is received through the park communication network of the connection point of the wind farm to the network (VPCC REF).
  • the reactive power setpoint is calculated from the bus voltage of the Park (VBUS) through a built-in machine level controller.
  • the local voltage setpoint corresponds to a park bus voltage reference, calculated the voltage error ( ⁇ V) as
  • the initial setpoint of reactive power (QT) is limited by applying limits calculated from the transformer model and of the measures of voltage, current and power factor, and said limits being such that the voltage limits at terminals of the machine or wind turbine are not exceeded.
  • the power extracted from the wind is limited depending on the maximum limit of active power (P MAX) that can be evacuated to the network.
  • P MAX maximum limit of active power
  • ⁇ correction term for the blade pitch angle ( ⁇ ) is calculated based on the difference between the maximum active power limit (P MAX) that can be evacuated to the network and an indicative value of the available mechanical power ( P MEC).
  • P MEC As an indicative value of the available mechanical power (P MEC), it is calculated based on the power generated in the instant before an abrupt decrease in the maximum limit of active power
  • the torque or power setpoint is calculated based on the blade pitch angle correction ( ⁇ ).
  • the object of the invention is a wind turbine comprising a rotor, a generator, a frequency converter, a control unit and means of connection to the park network, so that said control unit is adjusted to perform a method according to As described in any of the preceding claims.
  • the object of the invention is a method of controlling a wind farm composed of at least two wind turbines as described and a park communications network, characterized by comprising the following steps: measuring the voltage at the park connection point ( Vpcc) - calculate the primary setpoint of reactive power (Qi) based on the difference between the voltage at the connection point and a voltage setpoint (Vpcc ref) send the reactive power setpoint (Qi) to the wind turbines through
  • Vpcc ref voltage setpoint
  • Figure 1 It shows a scheme of the core control method of the invention.
  • Figure 2 Shows a graph of the characteristics of the voltage control according to a preferred embodiment of the invention.
  • Figure 3 It shows a scheme of the control method of a preferred embodiment in which the wind turbine is doubly fed.
  • Figure 4. Shows a configuration scheme of a wind farm according to a preferred embodiment of the invention.
  • Figure 5. Shows a configuration scheme of a wind farm according to a preferred embodiment of the invention.
  • Figure 6 Shows a scheme of a reference loop of global reactive reference according to a preferred embodiment of the invention.
  • Figure 7 Shows a scheme of the control method of a preferred embodiment in which the wind turbine is connected to the park network through a transformer.
  • Figure 8 Shows a preferred embodiment of the calculation of the term of correction of the blade pitch angle in function of the active power deficit and the current position of the blade.
  • the voltage error ( ⁇ V) is calculated, which is the input signal to the power regulator 1 reactive
  • the output of said block is the initial setpoint of reactive power to be generated by the turbine (QT).
  • Said initial setpoint is limited in a saturation element 2, in which the maximum and minimum reactive power limits (Q MAX V), and (Q MIN v) are dynamically calculated based on the measured local voltage (VMED).
  • the output of said saturation element 2 is the final reference reactive power setpoint (QREF).
  • the maximum active power limit (P MAX) is calculated from the final reference reactive power setpoint (QREF) and the apparent power available at that time.
  • P MAX Said maximum active power limit
  • the wind turbine has means to determine the reactive power it is generating (Q ⁇ MED), and the local reference voltage setpoint (VREF) is calculated in a second regulator 4 from the error between a given setpoint.
  • Qi reactive power
  • Qi MED reactive power generated by the wind turbine.
  • Figure 2 shows the relationship between the maximum reactive power limit (Q MAX V) and the voltage error ( ⁇ V) in a preferred embodiment. According to said embodiment, for voltage differences below 50% of the maximum reactive power limit (Q MAX V) it is increasing and follows a relationship of the following type:
  • the minimum reactive power limit as a function of the voltage deviation ( ⁇ V).
  • the lower limit of reactive power Q MIN v
  • Q MIN v the minimum reactive power that can be generated in such a way that it does not contribute to an increase in the voltage deviation
  • the block corresponding to the control system of the present invention incorporates a distribution block 5 that divides the initial setpoint of reactive power for the turbine (QT) into two setpoints, an initial setpoint of reactive power to be generated by the stator of the generator (Qs) and an initial setpoint of reactive power to be generated by the converter on the side of the machine (Qc), depending on a distribution parameter (ocrepane).
  • Said distribution parameter is based on the temperature of the electrical components of the wind turbine (stator, rotor, machine side converter and network side, transformer, etc.) and aims to optimize the thermal state of the system components.
  • the distribution is carried out in such a way that at the output, the initial setpoint amounts of reactive power to be generated by the generator stator (Qs) and the initial setpoint of reactive power to be generated by the grid side converter (Qc) are adequate. for a correct tension control and optimize the evolution of the temperature of all the components of the electrical system.
  • Said quantities are limited in two saturation elements 6 and 7 whose reactive power limits of the converter and the generator stator (Qc MAX, QC MIN, QS MAX and Qs MIN) respectively, are calculated according to the voltage and power active and the temperature giving the output the reactive power references for the stator and the converter (Qs REF, QC REF) respectively.
  • the maximum limit of active power (P MAX) is calculated based on the final setpoint of the reactive power (Qs REF) and the apparent power available at that time.
  • Said maximum active power limit (P MAX) specifies the maximum value of active power allowed so that the machine maintains at all times the current capacity necessary to generate the reactive power appropriate to the voltage level.
  • the scheme of a wind farm connected to the electricity network can be seen through a transformer 50, in which the park control system 20 receives measurements made at the park connection point wind of voltage and reactive power (QGLOBAL MED, VPCC) and sends to each wind turbine 30 primary setpoints of reactive power (Qi) through the SCADA network of wind farm 40 derived from a voltage control implemented in said control system of park 20.
  • the park control system 20 receives measurements made at the park connection point wind of voltage and reactive power (QGLOBAL MED, VPCC) and sends to each wind turbine 30 primary setpoints of reactive power (Qi) through the SCADA network of wind farm 40 derived from a voltage control implemented in said control system of park 20.
  • Figure 5 shows the voltage control implemented in the park control system 20 of a preferred embodiment.
  • This receives measurements of the reactive power generated by the wind farm (Q GLOBAL MED) and the number of wind turbines or operating machines of the wind farm (N MAQ ON).
  • Said park control system incorporates a first voltage regulator 200 which, based on the error between the measured voltage (VPCC) at the connection point and the reference voltage setpoint (VREF), calculates a first power setpoint reactive for each machine (QREF).
  • VPCC measured voltage
  • VREF reference voltage setpoint
  • the calculation element 202 calculates the reactive power that each machine is already generating from the error between this and the reference reactive power (QREF) a second regulator
  • 201 calculates the extra contribution of reactive power ( ⁇ Qref) that each machine must perform to guarantee the monitoring of the reference of the reactive power of the wind farm.
  • the machines receive through the SCADA network of park communication 40 information of measurements made at the point of connection of the wind farm to the network (QQGLOBAL MED and VPCC) and data received from a remote point as remote control 60 of the number of operating machines (N MAQ ON) of the wind farm, so that each one of them is capable of integrating in their local control units the control of the wind farm voltage at the connection point (VPCC).
  • FIG 7 shows a scheme of the control method of the present invention of a preferred embodiment in the particular case in which the wind turbine is connected to the network through a transformer 3, characterized in that it comprises a calculation block 8 of the voltage Park bus (VBUS).
  • VBUS voltage Park bus
  • Said calculation block 8 is based on a transformer model and calculates, from measurements of voltage, current and power factor (V, I, cos ⁇ in terminals of the machine), the estimated voltage (VBUS EST) on the bus of park to which the wind turbine is connected. From this estimated voltage (VBUS EST) and from the park bus voltage reference (VBUS REF), the voltage error that constitutes the input signal to the reactive regulation block 1 1 is calculated, at the output of which the reactive power setpoint for the turbine is obtained Thus, the voltage control is carried out on a variable more representative of the voltage at the point of connection of the park to the network (VPCC) than the voltage at terminals of the machine (V), and much less variable than this.
  • each machine regulates the reactive power that it generates based on a voltage more similar for all of them, obtaining a voltage control of better performance for the network.
  • control system of the present invention incorporates a saturating element 9 which arrives as inputs Ia setpoint of maximum reactive power (QMAX) and minimum (QMIN) so that the permissible voltage limits are not exceeded.
  • QMAX maximum reactive power
  • QMIN minimum
  • Said values are calculated in the calculation block 8 based on the transformer model and measurements of voltage, current and power factor (V, I, cos ⁇ ) at terminals of the machine.
  • This preferred embodiment allows a voltage control of characteristics similar to those of a two-level control (substation and machine), with the advantage that it is carried out locally in each wind turbine.
  • a substation control is available from which instructions are sent to each machine. In this situation, if there is a failure in communications with any of the wind turbines, they can continue contributing to a correct control of the voltage.
  • a correction term of the blade pitch angle ( ⁇ ) in an element 1 5 is calculated based on the maximum active power that The network (P MAX) and the available mechanical power (P MEC) can be evacuated, which depends on the wind speed, the speed of rotation and the blade pitch angle.
  • P MAX maximum active power that The network
  • P MEC available mechanical power
  • PMAX electrical power that was being generated in the instant prior to an abrupt reduction in the maximum active power that can be evacuated to the network
  • the mentioned correction of the generator is taken into account blade pitch angle.
  • FIG. 8 shows a preferred embodiment of the correction angle ( ⁇ ), for different positions of the blade pitch angle, calculated from the error between the available mechanical power (P MEC) and the maximum power (PMAX) which is possible to evacuate to the network.
  • the object of the invention is a wind turbine comprising a rotor, a generator, a frequency converter, a control unit and connection means to the park network, so that said control unit is adjusted to perform a method as described in any of the preceding claims.
  • the object of the invention is a method of controlling a wind farm composed of at least two wind turbines as described and a park communications network, characterized by comprising the following steps: measuring the voltage at the park connection point ( Vpcc) calculate the primary setpoint of reactive power (Qi) based on the difference between the voltage at the connection point and a voltage setpoint (Vpcc ref) send the reactive power setpoint (Qi) to the wind turbines through the park network

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

Método de control de un aerogenerador, de los que comprenden un rotor, un generador, un convertidor de frecuencia, una unidad de control y medios de conexión a la red de parque, que dispone de medios para recibir una consigna de tensión local (VREF) y un regulador (1) que calcula la potencia reactiva a generar (QT) en función del error de tensión (ΔV), estando operativo en todo el rango de tensión. El sistema comprende además : al menos un elemento saturador (2,6,7) en el que se limita la potencia reactiva a generar, donde los limites (Q_MAX,Q_MIN, QC_MAX, QC_MIN, QS_MAX,QS_MIN) son calculados dinámicamente en función de la tensión, obteniéndose a la salida de dicho bloque una potencia reactiva de referencia del aerogenerador (Q_REF, QC_REF,Qs_REF); y un elemento (3) donde se calcula el limite actual de la potencia activa (PMAX) en función de la reactiva previamente limitada (Q_REF, Qs_REF) y la potencia aparente disponible en ese momento.

Description

MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR.
OBJETO DE LA INVENCIÓN.
La siguiente invención, según se expresa en el enunciado de Ia presente memoria descriptiva, se refiere a un método de control de un aerogenerador, mediante el cual, en un primer objeto de Ia invención, se trata de generar potencia reactiva en todo el rango de tensión sin necesidad de una acción especial en el evento de un hueco sustancial de red.
En un segundo objeto de Ia invención, se trata de limitar Ia potencia extraída del viento en función de Ia potencia que en cada momento es posible evacuar a Ia red.
CAMPO DE APLICACIÓN.
En Ia presente memoria se describe un método de control, de especial aplicación para su incorporación en aerogeneradores cuya función es mantener estable Ia tensión de Ia red de los parques eólicos mediante
Ia generación de potencia reactiva.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN.
Con el aumento en el grado de penetración de Ia generación eólica en Ia red eléctrica se les están demandando a este tipo de generadores diversos servicios auxiliares, tales como el control de tensión y frecuencia, para garantizar su correcta integración en Ia red.
De esta forma, se han desarrollado controles de potencia activa y reactiva para Ia contribuir a Ia estabilización de Ia frecuencia y de
Ia tensión, respectivamente, en operación normal, entendiendo por este rango de trabajo el especificado en el código de red correspondiente.
Valores típicos de operación normal vienen dados en Ia figura 1 .
Convencionalmente, se han utilizado dos estrategias distintas para el control de tensión en los aerogeneradores en operación normal.
La primera estrategia ha sido incorporar controladores de parque, que a partir de Ia tensión medida en el punto de conexión del parque envían consignas a los aerogeneradores de potencia reactiva o factor de potencia. Ejemplos de este tipo de control son Ia solicitud de patente EP1433238 y parte de Io descrito en el documento de patente US7166928B2. La desventaja de esta solución es que para conseguir una respuesta rápida exige una sofisticada red informática que conecte el controlador de parque con los aerogeneradores.
Otra desventaja de este sistema es que, al no controlarse Ia tensión en bomas del aerogenerador, Ia consigna de reactiva demandada al aerogenerador puede modificarla, pudiendo llegar a exceder el rango de tensiones admisible y provocando Ia desconexión de Ia máquina.
La segunda estrategia ha sido incorporar en los aerogeneradores controladores de Ia tensión en bomas del aerogenerador. Un ejemplo de este tipo de control Io constituye el documento de patente
US 6965174 B2.
Este tipo de control es de rápida respuesta y no necesita equipos adicionales de control en subestación, ya que, los aerogeneradores siempre incorporan controladores y medidas de tensión en bomas de conexión.
Sin embargo tiene Ia desventaja de que únicamente se controla
Ia tensión local, cuyo valor no es relevante siempre que se mantenga dentro de los rangos de operación especificados. Por el contrario Ia tensión en el punto de conexión del parque no es controlada y por Io tanto puede estar sujeta a variaciones.
Soluciones en las que se implementan controles locales integrados con controles centrales a nivel de parque, mejorando por Io tanto Ia respuesta de los anteriores controles son las siguientes solicitudes de patente EP1512869A1 , WO2006037576A1 y W02006120033A2.
Por otro lado, otro tipo de servicios auxiliares están siendo demandados ante eventos de red en los últimos años, tales como Ia generación de potencia reactiva en huecos de tensión, cuando anteriormente el único requisito era permanecer conectado a Ia red durante Ia falta.
De Ia misma forma que en operación normal, diversos controles han sido desarrollados para Ia generación de reactiva en el evento de un hueco de tensión con el fin de contribuir al reestablecimiento de Ia tensión, tal y como aparece en Ia solicitud de patente US2007/0273155 A1 . El inconveniente de los citados antecedentes es que para cumplir con todos los requisitos de Ia red, disponen de controles específicos para operación normal y otros controles distintos específicos para eventos de red como los citados huecos de tensión, de forma que en el momento de producirse una falta los controles asociados a Ia operación en régimen normal se desactivan para dar paso al control en falta, produciéndose así discontinuidades en el control.
De Ia misma manera, al reestablecerse Ia tensión, el tipo de control ha de cambiar de nuevo y las variables de los distintos controladores han de ser recalculadas y adaptadas a las nuevas condiciones de Ia red, a través de una serie de cálculos complejos. Esta serie de discontinuidades en el control producen una respuesta del aerogenerador de cara a Ia red susceptible de mejora y son requeridos complejos algoritmos de inicialización de los controladores para un correcto funcionamiento.
Por otro lado, los aerogeneradores han de permanecer conectados a Ia red en huecos de tensión durante más o menos tiempo y para distintas profundidades de hueco dependiendo de las normativas de los operadores de red. La potencia eléctrica que es posible evacuar a Ia red disminuye proporcionalmente a Ia profundidad de hueco. Si Ia potencia captada del viento permanece inalterada y Ia potencia eléctrica que es posible evacuar es menor que Ia anterior, se produce una aceleración del rotor que puede llevar a Ia parada de emergencia de Ia máquina por sobrevelocidad, con Io que se incumplirían las citadas normativas de red.
En el documento de patente US 6,921 ,985 se describe un control de paso de pala en respuesta a Ia transición entre un primer modo de operación y un segundo modo de operación, determinada dicha transición por el evento de un hueco de red. En el citado documento se determinan unos umbrales de profundidad de hueco a partir de los cuales se modifica el modo de operación.
En Ia solicitud de patente WO2008/031433 se describe un método de control de paso de pala en Ia transición entre el hueco y Ia operación normal, en el que se mide una variable de Ia red eléctrica (por - A - ejemplo tensión) y se traduce a una variable que toma un valor en situación normal y otro valor distinto en hueco de tensión.
Los citados antecedentes limitan Ia captura exclusivamente en función de Ia detección o no de un hueco, Io que puede llevar por un lado a limitar en situaciones en las que no es necesario, o no hacerlo en otras que sí es necesario, dependiendo tanto del rango de tensión en el que detectan "modo de funcionamiento hueco" y de Ia potencia disponible del viento.
La solicitud de patente US6906431 B2 describe un método de control de una central eólica por el cual se genera una potencia aparente constante.
Es conocida Ia relación entre potencia aparente (S), tensión (V), corriente (i), potencia activa (P) y potencia reactiva (Q) según Ia conocida expresión: s = v * i = 4 P2 + Q2
La solicitud de patente WO2005031 160A2 expone el concepto de potencia aparente disponible de un equipo eléctrico, que depende de Ia tensión de red y Ia máxima corriente que soporta el equipo. En dicha solicitud se describe un método para huecos de tensión en el que Ia consigna de corriente reactiva (en cuadratura con Ia tensión) es limitada en función de Ia máxima corriente disponible y Ia corriente activa (en fase con Ia tensión).
DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN. En Ia presente memoria se describe un método de control de un aerogenerador, del tipo que comprende un rotor, un generador, un convertidor de frecuencia, una unidad de control y medios de conexión a Ia red de parque, comprendiendo dicho método los pasos de a partir de una consigna de tensión de referencia local (VREF) y calcular, al menos, una consigna inicial de potencia reactiva (QT, QC, QS) a generar en función del error de tensión (ΔV), de forma que esta operativo en todo el rango de tensión y comprende además los siguientes pasos:
- limitar Ia consigna inicial de potencia reactiva (QT. QC. QS ), aplicándose unos límites (Q MAX, Q MIN, QC MAX, QC MIN, QS MAX, QS MIN) calculados en función de Ia tensión local medida (VMED), obteniendo así al menos una consigna final de potencia reactiva (Q REF, QC REF ,QS REF); - calcular un límite máximo de potencia activa (P MAX) en función de Ia consigna final de potencia reactiva (Q REF, QS REF) y Ia potencia aparente disponible en ese momento.
Dicho método comprende además el paso de calcular Ia consigna de tensión local (VREF) a partir del error existente entre una determinada potencia reactiva de consigna primaria (Qi) y Ia potencia reactiva generada por el aerogenerador (Q¡ MED).
En el caso en que el aerogenerador es asincrono doblemente alimentado, Ia referencia de potencia reactiva inicial a generar por Ia turbina (QT) se divide en dos consignas, una consigna inicial de potencia referida a Ia potencia reactiva a generar por el estator del generador (Qs) y una consigna inicial referida a Ia potencia reactiva a generar por el convertidor (Qc), en función de un parámetro de reparto (ocrepano) que optimiza Ia temperatura de los componentes del sistema eléctrico. En el citado caso en que el aerogenerador es doblemente alimentado y según otro aspecto de Ia invención, se limita Ia consigna inicial de potencia reactiva a generar por el estator (Qs) y Ia consigna inicial de potencia reactiva a generar por el convertidor (Qc), obteniéndose de este modo una consigna final de potencia reactiva a generar por el estator (Qs REF) y una consigna final de potencia reactiva a generar por el convertidor (Qc REF).
En una primera ejecución de Ia invención, Ia consigna primaria de potencia reactiva (Qi) se calcula a partir del error entre Ia tensión en el punto de conexión de parque eólico (VPCC) y una consigna de tensión en el punto de conexión (VPCC REF) y porque se recibe Ia tensión en el punto de conexión (Vpcc)a través de Ia red de parque.
Según Ia citada primera ejecución de Ia invención y en otro aspecto de Ia invención, Ia potencia reactiva de consigna ICM se corrige en función del error entre Ia potencia reactiva total demandada al parque eólico y Ia potencia reactiva medida generada por el conjunto de aerogeneradores operativos de parque eólico (QGLOBAL MED) en un lazo de seguimiento de referencia, añadiéndosele un término (ΔQref) que compense dicho error.
En una segunda ejecución de Ia invención, Ia consigna primaria de potencia reactiva (Qi) del lazo de control de potencia reactiva es generada a partir de un control de Ia tensión en el punto de conexión del parque eólico (VPCC) realizado a nivel de máquina.
Según Ia mencionada segunda ejecución de Ia invención y en otro aspecto de Ia invención, se recibe a través de Ia red de comunicación de parque una referencia de tensión del punto de conexión del parque eólico a Ia red (VPCC REF).
Por otra parte, en el caso de que Ia turbina esté conectada a Ia red de parque a través de un transformador y en un primer aspecto de Ia invención, se calcula Ia consigna de potencia reactiva (QREF) a partir de Ia tensión de bus del parque (VBUS) mediante un regulador incorporado a nivel de máquina.
Asimismo, en el caso de que Ia turbina esté conectada a través de un transformador a Ia red de parque y en un segundo aspecto de Ia invención, Ia consigna de tensión local (VREF) corresponde a una referencia de tensión de bus de parque, calculándose el error de tensión (ΔV) como
Ia diferencia entre Ia consigna de tensión local (VREF) y Ia tensión estimada
Figure imgf000008_0001
En el citado caso de que Ia turbina esté conectada a través de un transformador a Ia red de parque y en un tercer aspecto de Ia invención, Ia consigna inicial depotencia reactiva (QT) se limita aplicándose unos límites calculados a partir del modelo del transformador y de las medidas de tensión, corriente y factor de potencia, y siendo dichos límites tales que no se superen los límites de tensión en bornes de Ia máquina o aerogenerador. En otro aspecto de Ia invención, se limita Ia potencia extraída del viento en función del límite máximo de potencia activa (P MAX) que es posible evacuar a Ia red. Para ello se calcula un término de corrección del ángulo de paso de pala (Δβ) en función de Ia diferencia entre el límite máximo de potencia activa (P MAX) que es posible evacuar a Ia red y un valor indicativo de Ia potencia mecánica disponible (P MEC).
Como valor indicativo de Ia potencia mecánica disponible (P MEC) se calcula en función de Ia potencia generada en el instante anterior a una disminución abrupta del límite máximo de potencia activa
Figure imgf000008_0002
La consigna de par o potencia es calculada en función de Ia corrección del ángulo de paso de pala (Δβ).
El citado cálculo del término de corrección del ángulo de paso de pala (Δβ) se realiza, además, en función de Ia posición actual de Ia pala (β). Asimismo, es objeto de Ia invención un aerogenerador que comprende un rotor, un generador, un convertidor de frecuencia, una unidad de control y medios de conexión a Ia red de parque, de forma que dicha unidad de control está ajustada para realizar un método según Io descrito en cualquiera de las reivindicaciones anteriores. Igualmente, es objeto de Ia invención un método de control de un parque eólico compuesto por al menos dos aerogeneradores como los descritos y una red de comunicaciones de parque, caracterizado por comprender los siguientes pasos: medir Ia tensión en el punto de conexión de parque (Vpcc) - calcular Ia consigna primaria de potenciar reactiva (Qi) en función de Ia diferencia entre Ia tensión en el punto de conexión y una consigna de tensión (Vpcc ref) enviar a los aerogeneradores Ia consigna de potencia reactiva (Qi) a través de Ia red de parque Para complementar Ia descripción que seguidamente se va a realizar, y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características de Ia invención, se acompaña a Ia presente memoria descriptiva, de un juego de planos, en cuyas figuras de forma ilustrativa y no limitativa, se representan los detalles más característicos de Ia invención.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DISEÑOS.
Figura 1 . Muestra un esquema del método de control núcleo de Ia invención.
Figura 2. Muestra una gráfica de las características del control de tensión de acuerdo a una realización preferente de Ia invención.
Figura 3. Muestra un esquema del método de control de una realización preferente en el que el aerogenerador es doblemente alimentado.
Figura 4. Muestra un esquema de configuración de un parque eólico de acuerdo a una realización preferente de Ia invención. Figura 5. Muestra un esquema de configuración de un parque eólico de acuerdo a una realización preferente de Ia invención.
Figura 6. Muestra un esquema de un lazo de seguimiento de referencia de reactiva global de acuerdo a una realización preferente de Ia invención.
Figura 7. Muestra un esquema del método de control de una realización preferente en el que el aerogenerador está conectado a Ia red de parque a través de un transformador.
Figura 8. Muestra una realización preferente del cálculo del termino de corrección del ángulo de paso de pala en función del déficit de potencia activa y Ia posición actual de Ia pala.
DESCRIPCIÓN DE UNA REALIZACIÓN PREFERENTE.
A Ia vista de las comentadas figuras y de acuerdo con Ia numeración adoptada se puede observar en Ia figura 1 una realización preferente del método descrito en Ia presente invención.
Así, a partir de Ia diferencia entre Ia consigna de tensión de referencia local (VREF) del aerogenerador y Ia tensión local medida (VMED), se calcula el error de tensión (ΔV), que es Ia señal de entrada al regulador 1 de potencia reactiva. La salida de dicho bloque es Ia consigna inicial de potencia reactiva a generar por Ia turbina (QT). Dicha consigna inicial se limita en un elemento de saturación 2, en el cual los límites máximos y mínimo de potencia reactiva (Q MAX V), y (Q MIN v) son calculados dinámicamente en función de Ia tensión local medida (VMED). La salida de dicho elemento de saturación 2 es Ia consigna final de potencia reactiva de referencia (QREF).
En un elemento 3 se calcula el límite máximo de potencia activa (P MAX) a partir de Ia consigna final de potencia reactiva de referencia (QREF) y Ia potencia aparente disponible en ese momento.
Dicho límite máximo de potencia activa (P MAX) especifica el valor máximo de potencia activa permitido para que el aerogenerador mantenga en todo momento Ia capacidad de corriente necesaria para generar Ia potencia reactiva adecuada al nivel de tensión.
De este modo no hay discontinuidades en el control de tensión al no cambiar el modo de operación dependiendo de Ia magnitud de Ia desviación de tensión. Según una realización preferente el aerogenerador dispone de medios para determinar Ia potencia reactiva que está generando (Q¡ MED), y Ia consigna de tensión de referencia local (VREF) se calcula en un segundo regulador 4 a partir del error existente entre una determinada consigna primaria de potencia reactiva (Qi) y dicha potencia reactiva generada (Qi MED) por el aerogenerador.
En Ia figura 2 puede verse Ia relación entre el límite máximo de potencia reactiva (Q MAX V) y el error de tensión (ΔV) en una realización preferente. Según dicha realización, para diferencias de tensión inferiores al 50% del límite de potencia reactiva máxima (Q MAX V) es creciente y sigue una relación del siguiente tipo:
Figure imgf000011_0001
donde (Ki) y (K2) son constantes. Para diferencias de tensión superiores al
50% del límite máximo de potencia reactiva (Q MAX V) decrece linealmente y para diferencias inferiores al 0% es constante e igual a cero con el fin de que no contribuya a un incremento del error de tensión (ΔV).
También se puede ver en dicha figura 2 el límite mínimo de potencia reactiva en función de Ia desviación de tensión (ΔV). En este caso para desviaciones de tensión positivas, el límite inferior de potencia reactiva (Q MIN v) marca Ia potencia reactiva mínima que se puede generar de tal forma que no se contribuya a un aumento de Ia desviación de tensión (ΔV). Sin embargo, para desviaciones negativas sigue Ia siguiente relación:
Figure imgf000011_0002
En Ia figura 2 también puede verse como el límite máximo de potencia activa (P MAX) (en el caso particular en que QREF = QMAX). decrece con Ia desviación de tensión (ΔV) hasta hacerse nula con desviaciones de tensión (ΔV) superiores al 50%.
En Ia figura 3 se puede ver el esquema de una realización preferente de Ia invención en el caso particular en que el aerogenerador es asincrono doblemente alimentado. En este caso, el bloque correspondiente al sistema de control de Ia presente invención incorpora un bloque de reparto 5 que divide Ia consigna inicial de potencia reactiva para Ia turbina (QT) en dos consignas, una consigna inicial de potencia reactiva a generar por el estator del generador (Qs) y una consigna inicial de potencia reactiva a generar por el convertidor del lado de Ia máquina (Qc), en función de un parámetro de reparto (ocrepano).
Dicho parámetro de reparto (ocrepano) está basado en Ia temperatura de los componentes eléctricos del aerogenerador (estator, rotor, convertidor lado máquina y lado red, transformador, etc.) y tiene como objetivo optimizar el estado térmico de los componentes del sistema.
El reparto es realizado de tal forma que a Ia salida, las cantidades de consigna inicial de potencia reactiva a generar por el estator del generador (Qs) y Ia consigna inicial de potencia reactiva a generar por el convertidor lado red (Qc) son las adecuadas para un correcto control de tensión y optimizan Ia evolución de Ia temperatura de todos los componentes del sistema eléctrico.
Dichas cantidades son limitadas en sendos elementos de saturación 6 y 7 cuyos límites de potencia reactiva del convertidor y del estator del generador (Qc MAX, QC MIN, QS MAX y Qs MIN) respectivamente, son calculados en función de Ia tensión y de Ia potencia activa y Ia temperatura dando a Ia salida las referencias de potencia reactiva para el estator y el convertidor (Qs REF, QC REF) respectivamente. De Ia misma manera en un elemento 3 se calcula el límite máximo de potencia activa (P MAX) en función de Ia consigna final de Ia potencia reactiva (Qs REF) y Ia potencia aparente disponible en ese momento. Dicho límite máximo de potencia activa (P MAX) especifica el valor máximo de potencia activa permitido para que Ia máquina mantenga en todo momento Ia capacidad de corriente necesaria para generar Ia potencia reactiva adecuada al nivel de tensión.
Éstas consignas finales de potencia reactiva del estator del generador y del convertidor y el límite máximo de potencia activa (Qs REF, Qc REF, P MAX) son empleados por el controlador del convertidor de potencia 10 para controlar el convertidor de potencia de manera adecuada, tanto el convertidor del lado de Ia máquina 12 al cual se conecta el rotor del generador eléctrico 1 1 como del lado de Ia red 13 el cual se conecta a Ia red a través de un transformador 14 en una realización permanente.
Según una realización preferente, en Ia figura 4 se puede ver el esquema de un parque eólico conectado a Ia red eléctrica a través de un transformador 50, en el cual el sistema de control de parque 20 recibe medidas realizadas en el punto de conexión del parque eólico de tensión y potencia reactiva (QGLOBAL MED, VPCC) y envía a cada aerogenerador 30 unas consignas primarias de potencia reactiva (Qi) a través de Ia red SCADA de parque eólico 40 derivadas de un control de tensión implementado en dicho sistema de control de parque 20.
En Ia figura 5 se puede ver el control de tensión implementado en el sistema de control de parque 20 de una realización preferente. Éste recibe medidas de Ia potencia reactiva generada por el parque eólico (Q GLOBAL MED) e ¡nf ormac¡ón del número de aerogeneradores o máquinas operativas del parque eólico (N MAQ ON). Dicho sistema de control de parque incorpora un primer regulador de tensión 200 el cual, a partir del error existente entre Ia tensión medida (VPCC) en el punto de conexión y Ia consigna de tensión de referencia (VREF), calcula una primera consigna de potencia reactiva para cada máquina (QREF).
A partir de Ia información de Ia potencia reactiva generada por el parque eólico (Q GLOBAL MED) y del número de máquinas operativas (N MAQ ON) del parque eólico, en el elemento de cálculo 202 calcula Ia potencia reactiva que está generando cada máquina y a partir del error entre ésta y Ia potencia reactiva de referencia (QREF) un segundo regulador
201 calcula el aporte extra de potencia reactiva (ΔQref) que cada máquina debe realizar para garantizar el de seguimiento de Ia referencia de Ia potencia reactiva del parque eólico.
De esta forma, si hay alguna máquina que está sufriendo limitaciones y por Io tanto a Ia salida del parque Ia potencia reactiva medida global (Q GLOBAL MED) no se corresponde con Ia potencia reactiva de consigna y mientras el resto de las máquinas tengan capacidad suficiente, éstas compensarán los eventuales errores debidos a las limitaciones en alguna máquina. En una realización preferente, tal y como se muestra en Ia figura 6, las máquinas reciben a través de Ia red SCADA de comunicación de parque 40 información de medidas realizadas en el punto de conexión del parque eólico a Ia red (QQGLOBAL MED y VPCC) y datos recibidos desde un punto remoto como telemando 60 del número de máquinas operativas (N MAQ ON) del parque eólico, de manera que cada una de ellas sea capaz de integrar en sus unidades de control local el control de Ia tensión de parque eólico en el punto de conexión (VPCC).
De esta manera se consigue un control de similares características que un control central de Ia tensión aún sin disponer de una unidad de control de parque.
La figura 7 muestra un esquema del método de control de Ia presente invención de una realización preferente en el caso particular en que el aerogenerador se encuentra conectado a Ia red a través de un transformador 3, caracterizado porque comprende un bloque de cálculo 8 de Ia tensión de bus de parque (VBUS).
Dicho bloque de cálculo 8 está basado en un modelo del transformador y calcula, a partir de medidas de tensión, corriente y factor de potencia (V, I, cosφ en bornes de Ia máquina), Ia tensión estimada (VBUS EST) en el bus de parque al cual se conecta el aerogenerador. A partir de dicha tensión estimada (VBUS EST) y de Ia referencia de tensión de bus de parque (VBUS REF) se calcula el error de tensión que constituye Ia señal de entrada al bloque de regulación de reactiva 1 1 , a Ia salida del cual se obtiene Ia consigna de potencia reactiva para Ia turbina
Figure imgf000014_0001
De este modo, el control de tensión se realiza sobre una variable más representativa de Ia tensión en el punto de conexión del parque a Ia red (VPCC) que Ia tensión en bornes de Ia máquina (V), y mucho menos variable que ésta.
Así, con Ia agilidad típica de un control local cada máquina regula Ia potencia reactiva que genera en función de una tensión más parecida para todas ellas, obteniéndose un control de tensión de mejores prestaciones de cara a Ia red.
Con el fin de que no se superen los límites de tensión en bornes de máquina, el sistema de control de Ia presente invención incorpora un elemento saturador 9 al cual llegan como entradas Ia consigna de potencia reactiva máxima (QMAX) y mínima (QMIN) para que no se sobrepasen los límites de tensión admisibles.
Dichos valores son calculados en el bloque de cálculo 8 a partir del modelo del transformador y de medidas de tensión, corriente y factor de potencia (V, I, cosφ) en bornes de Ia máquina.
Esta realización preferente permite un control de tensión de características similares a las de un control en dos niveles (subestación y máquina), con Ia ventaja de que se realiza de manera local en cada aerogenerador. En una realización preferente se dispone de un control de subestación desde el que se envían consignas a cada máquina. En esta situación, si se produce un fallo en las comunicaciones con alguno de los aerogeneradores, éstos pueden seguir contribuyendo a un correcto control de Ia tensión.
En una realización preferente y en otro aspecto de Ia invención, tal y como se muestra en Ia figura 1 , se calcula un término de corrección del ángulo de paso de pala (Δβ) en un elemento 1 5 en función de Ia potencia activa máxima que se puede evacuar a Ia red (P MAX) y Ia potencia mecánica disponible (P MEC), Ia cual depende de Ia velocidad de viento, de Ia velocidad de giro y del ángulo de paso de pala. Además, se toma como valor indicativo de Ia potencia mecánica disponible Ia potencia eléctrica que se estaba generando en el instante anterior a una reducción abrupta en Ia potencia activa máxima que se puede evacuar a Ia red (PMAX).
En una realización preferente, para evitar un exceso de frenado por Ia acción combinada de Ia corrección del ángulo de paso de pala (Δβ) y el par eléctrico de Ia máquina, en el control de par del generador se tiene en cuenta Ia mencionada corrección del ángulo de paso de pala .
Para el cálculo de corrección del ángulo de paso de pala (Δβ) se tiene en cuenta Ia posición actual del ángulo de pala (β). En Ia figura 8 se muestra una realización preferente del ángulo de corrección (Δβ), para distintas posiciones del ángulo de paso de pala, calculado a partir del error entre Ia potencia mecánica disponible (P MEC) y Ia potencia máxima (PMAX) que es posible evacuar a Ia red.
Asimismo, es objeto de Ia invención un aerogenerador que comprende un rotor, un generador, un convertidor de frecuencia, una unidad de control y medios de conexión a Ia red de parque, de forma que dicha unidad de control está ajustada para realizar un método según Io descrito en cualquiera de las reivindicaciones anteriores.
Igualmente, es objeto de Ia invención un método de control de un parque eólico compuesto por al menos dos aerogeneradores como los descritos y una red de comunicaciones de parque, caracterizado por comprender los siguientes pasos: medir Ia tensión en el punto de conexión de parque (Vpcc) calcular Ia consigna primaria de potenciar reactiva (Qi) en función de Ia diferencia entre Ia tensión en el punto de conexión y una consigna de tensión (Vpcc ref) enviar a los aerogeneradores Ia consigna de potencia reactiva (Qi) a través de Ia red de parque

Claims

R E I V I N D I C A C I O N E S.
1 a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, del tipo que comprende un rotor, un generador, un convertidor de frecuencia, una unidad de control y medios de conexión a Ia red de parque, comprendiendo dicho método los pasos:
- a partir de una consigna de tensión de referencia local (VREF ) y una tensión local medida (VMED), calcular un error de tensión (ΔV)
- calcular al menos una consigna inicial de potencia reactiva (QT. Qc. Qs ) a generar en función del error de tensión (ΔV), caracterizado por estar operativo en todo el rango de tensión y comprender además los siguientes pasos:
- limitar Ia consigna inicial de potencia reactiva (QT. QC. QS ), aplicándose unos límites (Q MAX, Q MIN, QC MAX, QC MIN, QS MAX, QS MIN) calculados en función de Ia tensión local medida (VMED), obteniendo así al menos una consigna final de potencia reactiva (Q REF, QC REF ,QS REF);
- calcular un límite máximo de potencia activa (P MAX) en función de Ia consigna final de potencia reactiva (Q REF, QS REF) y Ia potencia aparente disponible en ese momento;
2a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según Ia reivindicación 1 a, caracterizado porque comprende además el paso de generar Ia consigna de tensión local (VREF) a partir del error existente entre una consigna primaria de potencia reactiva (Qi) y Ia potencia reactiva generada por el aerogenerador (Q¡ MED).
3a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según Ia reivindicación 2a, caracterizado porque el aerogenerador es asincrono doblemente alimentado y Ia consigna inicial de potencia reactiva a generar por Ia turbina (QT) se divide en dos consignas, una consigna inicial de potencia reactiva a generar por el estator del generador (Qs) y una consigna inicial de potencia reactiva a generar por el convertidor (Qc), realizándose el reparto en función de un parámetro de reparto (ocrepano) que optimiza Ia temperatura de los componentes del sistema eléctrico.
4a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según Ia reivindicación 3a, caracterizado porque se aplican los límites de potencia reactiva (Q MAX, Q MIN, QC MAX, QC MIN, QS MAX, QS MIN) calculados en función de Ia tensión local medida (VMED) a Ia consigna inicial de potencia reactiva a generar por el estator (Qs) y Ia consigna inicial de potencia reactiva a generar por el convertidor (Qc) obteniéndose de este modo una consigna final de potencia reactiva a generar por el estator (Qs REF) y una consigna final de potencia reactiva a generar por el convertidor (Qc REF). 5a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según
Ia reivindicación 2a ó 4a, caracterizado porque Ia consigna primaria de potencia reactiva (Qi) es proporcionada por un controlador de parque mediante Ia red de parque (40).
6a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según las reivindicaciones 2a ó 4a, caracterizado porque Ia consigna primaria de potencia reactiva (Qi) se calcula a partir del error entre Ia tensión en el punto de conexión del parque eólico (VPCC) y una consigna de tensión en el punto de conexión (VPCC REF), y porque se recibe Ia tensión en el punto de conexión (VPCC) a través de Ia red de parque (40). 7a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según las reivindicaciones 2a ó 4a, caracterizado porque el aerogenerador está conectado a Ia red de parque a través de un transformador, y porque Ia consigna de tensión local (VREF) corresponde a una referencia de Ia tensión de bus de parque, calculándose el error de tensión (ΔV) como Ia diferencia entre Ia consigna de tensión local (VREF) y Ia tensión estimada del bus (VBUS EST), siendo calculada Ia tensión estimada de bus (VBUS EST) a partir de un modelo del transformador y de medidas de tensión, corriente y factor de potencia en bornes de Ia máquina.
8a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según Ia reivindicación 7a, caracterizado porque Ia consigna inicial de potencia reactiva (QT) se limita aplicándose unos límites calculados a partir del modelo del transformador y de las medidas de tensión, corriente y factor de potencia, y siendo dichos limites tales que no se superen los límites de tensión en bornes de Ia máquina. 9a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según cualquiera de las reivindicaciones 1 a a 4a caracterizado porque comprende además el paso de limitar Ia potencia extraída del viento en función del límite máximo de potencia activa (P MAX) que es posible evacuar a Ia red. 10a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según Ia reivindicación 9a, caracterizado porque se calcula un término de corrección del ángulo de pala (Δβ) en función de Ia diferencia entre el límite máximo de potencia activa (P MAX) que es posible evacuar a Ia red y un valor indicativo de Ia potencia mecánica disponible (P MEC). 1 1 a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según
Ia reivindicación 12a, caracterizado porque dicho valor indicativo de Ia potencia mecánica disponible (P MEC) se calcula en función de Ia potencia generada en el instante anterior a una disminución abrupta del límite máximo de potencia activa (PMAX). 12a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según
Ia reivindicación 1 1 a, caracterizado porque Ia consigna de par o potencia es calculada en función de Ia corrección del ángulo de Ia pala (Δβ).
13a. MÉTODO DE CONTROL DE UN AEROGENERADOR, según Ia reivindicación 12a, caracterizado porque dicho cálculo del término de corrección del ángulo de pala (Δβ) se realiza, además, en función de Ia posición actual de Ia pala (β).
14a AEROGENERADOR que comprende un rotor, un generador, un convertidor de frecuencia, una unidad de control y medios de conexión a Ia red de parque caracterizado porque dicha unidad de control está ajustada para realizar un método según Io descrito en cualquiera de las reivindicaciones anteriores.
1 5a MÉTODO DE CONTROL DE UN PARQUE EÓLICO compuesto por al menos dos aerogeneradores según Ia reivindicación 14a y una red de comunicaciones de parque, caracterizado por comprender los siguientes pasos: medir Ia tensión en el punto de conexión de parque (Vpcc) calcular Ia consigna primaria de potenciar reactiva (Qi) en función de Ia diferencia entre Ia tensión en el punto de conexión y una consigna de tensión (Vpcc ref) enviar a los aerogeneradores Ia consigna de potencia reactiva (Qi) a través de Ia red de parque
PCT/ES2009/070200 2008-06-06 2009-06-03 Método de control de un aerogenerador WO2009147274A1 (es)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP09757653.2A EP2317135B1 (en) 2008-06-06 2009-06-03 Wind turbine control method
ES09757653T ES2841729T3 (es) 2008-06-06 2009-06-03 Método de control de un aerogenerador
DK09757653.2T DK2317135T3 (da) 2008-06-06 2009-06-03 Vindturbine-styrefremgangsmåde
US12/996,046 US8896142B2 (en) 2008-06-06 2009-06-03 Wind turbine control method

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
ESP200801706 2008-06-06
ES200801706A ES2333393B1 (es) 2008-06-06 2008-06-06 Sistema y metodo de control de un aerogenerador.

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2009147274A1 true WO2009147274A1 (es) 2009-12-10

Family

ID=41397760

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/ES2009/070200 WO2009147274A1 (es) 2008-06-06 2009-06-03 Método de control de un aerogenerador

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8896142B2 (es)
EP (1) EP2317135B1 (es)
DK (1) DK2317135T3 (es)
ES (2) ES2333393B1 (es)
WO (1) WO2009147274A1 (es)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2539584A2 (en) * 2010-02-25 2013-01-02 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine controller applying differential pole control algorithm
CN111628528A (zh) * 2020-06-22 2020-09-04 华北电力大学（保定） 风电参与系统恢复的潮流越限消除方法及装置

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102007021632A1 (de) * 2007-05-09 2008-11-20 Ssb-Antriebstechnik Gmbh & Co. Kg Elektrischer Antrieb
EP2539585B1 (en) * 2010-02-25 2020-07-08 Vestas Wind Systems A/S Method and control arrangement for controlling a reactive power source
US8432052B2 (en) * 2010-05-27 2013-04-30 Rockwell Automation Technologies, Inc. Wind power converter system with grid side reactive power control
ES2410431B1 (es) * 2010-06-04 2014-06-17 Acciona Windpower, S.A. Procedimiento para controlar la potencia activa generada por una central de generación distribuida; aerogenerador para llevar a cabo dicho procedimiento; y parque e�lico que comprende dicho aerogenerador
DK2551515T3 (da) * 2011-07-27 2013-11-25 Siemens Ag Fremgangsmåde og indretning til drift af en vindmøllepark inden for en spændingsgrænse
US8610306B2 (en) 2011-07-29 2013-12-17 General Electric Company Power plant control system and method for influencing high voltage characteristics
GB2493711B (en) * 2011-08-12 2018-04-25 Openhydro Ip Ltd Method and system for controlling hydroelectric turbines
DK2807743T3 (en) * 2012-01-24 2016-04-04 Senvion Gmbh Wind park oversvingningsprediktor and method thereof
US9371821B2 (en) * 2012-08-31 2016-06-21 General Electric Company Voltage control for wind turbine generators
ES2491015B1 (es) 2012-09-28 2015-09-17 Acciona Windpower, S.A. Método de control de aerogenerador
EP2757257B1 (en) * 2013-01-22 2017-11-22 GE Renewable Technologies Methods and arrangements for controlling power generators
US9450409B2 (en) * 2013-06-20 2016-09-20 Abb Research Ltd. Converter station power set point analysis system and method
US9425726B2 (en) * 2013-06-25 2016-08-23 Masdar Institute Of Science And Technology Fault-tolerant wind energy conversion system
US9318988B2 (en) * 2013-09-05 2016-04-19 General Electric Company System and method for voltage control of wind generators
EP2871743B1 (en) * 2013-11-11 2017-08-30 Siemens Aktiengesellschaft A wind turbine, a wind park and operating methods thereof
US10424928B2 (en) 2014-05-28 2019-09-24 Ge Energy Power Conversion Technology Ltd. Reactive power prediction capability
CN104242314B (zh) * 2014-08-26 2017-01-11 清华大学 一种风电场汇集区域电网电压安全域值的确定方法
WO2016034178A1 (en) * 2014-09-02 2016-03-10 Vestas Wind Systems A/S A control system for a wind turbine generator
US10069331B2 (en) * 2015-01-09 2018-09-04 Generac Power Systems, Inc. Load shed module
CN105098834B (zh) * 2015-08-12 2018-02-13 国网山东省电力公司潍坊供电公司 一种用于双馈风电场的分工况分模式电压控制方法
EP3200303B1 (en) * 2016-01-29 2024-03-20 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Operating a wind turbine of a wind farm
US10491038B2 (en) * 2017-06-15 2019-11-26 General Electric Company Electrical power subsystems and methods for controlling same
KR101904102B1 (ko) * 2017-06-28 2018-10-04 효성중공업 주식회사 정지형 동기 보상기(ｓｔａｔｃｏｍ)의 하이브리드 제어장치
US10756658B2 (en) * 2017-07-06 2020-08-25 General Electric Company Allocating reactive power production for doubly fed induction generator wind turbine system
CN110080944B (zh) * 2018-01-26 2021-09-24 通用电气公司 风力发电系统及其控制方法
ES2937864T3 (es) * 2019-04-03 2023-03-31 Nordex Energy Se & Co Kg Procedimiento para el funcionamiento de una instalación de energía eólica con al menos una pala de rotor de ángulo de paso de pala ajustable
EP3996228A1 (en) * 2020-11-04 2022-05-11 Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation & Technology S.L. Control of a dfig grid side converter
CN112653195B (zh) * 2020-11-27 2022-10-14 国网甘肃省电力公司经济技术研究院 一种并网型微电网鲁棒优化容量配置方法
US11641109B2 (en) 2022-05-17 2023-05-02 Zhejiang University Grid-forming wind turbine control method for diode rectifier unit-based offshore wind power transmission system
CN114640141B (zh) * 2022-05-17 2022-08-05 浙江大学 海上风电二极管整流单元送出系统的构网型风机控制方法
EP4391275A1 (en) 2022-12-22 2024-06-26 Siemens Gamesa Renewable Energy Innovation & Technology S.L. Operating a wind turbine to provide reactive power

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1512869A1 (en) * 2003-09-03 2005-03-09 General Electric Company Voltage control for windpark
WO2005099063A1 (en) * 2004-03-12 2005-10-20 General Electric Company Method for operating a frequency converter of a generator and wind energy turbine having a generator operated according to the method

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5083039B1 (en) * 1991-02-01 1999-11-16 Zond Energy Systems Inc Variable speed wind turbine
US5798633A (en) * 1996-07-26 1998-08-25 General Electric Company Battery energy storage power conditioning system
FR2801444B1 (fr) * 1999-11-24 2002-02-08 Dassault Aviat Generateur electrique autonome, notamment pour aeronef
DE10059018C2 (de) 2000-11-28 2002-10-24 Aloys Wobben Windenergieanlage bzw. Windpark bestehend aus einer Vielzahl von Windenergieanlagen
DE10136974A1 (de) 2001-04-24 2002-11-21 Aloys Wobben Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage
PL212098B1 (pl) 2001-09-28 2012-08-31 Aloys Wobben Sposób eksploatacji farmy wiatrowej
US6921985B2 (en) 2003-01-24 2005-07-26 General Electric Company Low voltage ride through for wind turbine generators
US7117070B2 (en) * 2003-06-30 2006-10-03 Rensselaer Polytechnic Institute Power flow controller responsive to power circulation demand for optimizing power transfer
DE10344392A1 (de) 2003-09-25 2005-06-02 Repower Systems Ag Windenergieanlage mit einem Blindleistungsmodul zur Netzstützung und Verfahren dazu
DE102004048341A1 (de) 2004-10-01 2006-04-13 Repower Systems Ag Windpark mit robuster Blindleistungsregelung und Verfahren zum Betrieb
US7687937B2 (en) * 2005-03-18 2010-03-30 Wisconsin Alumni Research Foundation Control of small distributed energy resources
EP1880459B2 (en) 2005-05-13 2022-02-09 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Wind farm power control system
US7372174B2 (en) * 2005-11-11 2008-05-13 Converteam Ltd Power converters
KR100668118B1 (ko) * 2005-12-30 2007-01-16 한국전기연구원 권선형 유도 발전기 제어용 전력변환장치 및 전력변환방법
US7505833B2 (en) * 2006-03-29 2009-03-17 General Electric Company System, method, and article of manufacture for controlling operation of an electrical power generation system
ES2755000T3 (es) 2006-09-14 2020-04-21 Vestas Wind Sys As Métodos para controlar una turbina eólica conectada a la red de suministro eléctrico, turbina eólica y parque eólico
WO2008137836A1 (en) * 2007-05-04 2008-11-13 The University Of Alabama Converter control of variable-speed wind turbines
KR100886194B1 (ko) * 2007-06-08 2009-02-27 한국전기연구원 계통 연계형 고압 권선형 유도 발전기 제어 장치

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1512869A1 (en) * 2003-09-03 2005-03-09 General Electric Company Voltage control for windpark
WO2005099063A1 (en) * 2004-03-12 2005-10-20 General Electric Company Method for operating a frequency converter of a generator and wind energy turbine having a generator operated according to the method

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"Power Electronics Specialists Conference, 1993. PESC '93 Record., 24th Annual IEEE", 20 June 1993, article TANG, Y. ET AL.: "A flexible active and reactive power control strategy for a variable speed constant frequency generating system", pages: 568 - 573, XP010148930 *
HELLE, LARS.: "Modeling and Comparison of Power Converters for Doubly Fed Induction Generators in Wind Turbines.", AALBORG UNIVERSITY INSTITUTE OF ENERGY TECHNOLOGY., - 2 October 2009 (2009-10-02), XP007909925, Retrieved from the Internet <URL:http://vbn.aau.dk/ws/fbspretrieve/14466775/final_thesis_lars_helle.pdf> [retrieved on 20091002] *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2539584A2 (en) * 2010-02-25 2013-01-02 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine controller applying differential pole control algorithm
EP2539584B1 (en) * 2010-02-25 2023-06-07 Vestas Wind Systems A/S Wind turbine controller applying differential pole control algorithm
CN111628528A (zh) * 2020-06-22 2020-09-04 华北电力大学（保定） 风电参与系统恢复的潮流越限消除方法及装置

Also Published As

Publication number Publication date
EP2317135B1 (en) 2020-08-05
ES2841729T3 (es) 2021-07-09
US20110156389A1 (en) 2011-06-30
EP2317135A1 (en) 2011-05-04
US8896142B2 (en) 2014-11-25
ES2333393A1 (es) 2010-02-19
DK2317135T3 (da) 2020-11-09
EP2317135A4 (en) 2018-02-07
ES2333393B1 (es) 2011-01-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2841729T3 (es) Método de control de un aerogenerador
ES2411355T3 (es) Restricción de potencia en turbinas eólicas
ES2410431B1 (es) Procedimiento para controlar la potencia activa generada por una central de generación distribuida; aerogenerador para llevar a cabo dicho procedimiento; y parque e�lico que comprende dicho aerogenerador
ES2722408T5 (es) Una central de energía eólica, y un método para aumentar la capacidad de potencia reactiva de una central de energía eólica
ES2404146T3 (es) Control de la energía reactiva para hacer funcionar una granja eólica
AU2007362449B2 (en) Wind turbine generator system and operation control method therefor
US8718832B2 (en) Wind farm control system, wind farm, and wind farm control method
ES2640715T3 (es) Control de frecuencia de central eólica
JP4604111B2 (ja) 風力発電装置および風力発電装置群
ES2813590T3 (es) Procedimiento para alimentar potencia eléctric a una red de suministro eléctrico
TWI543492B (zh) 用於藉由風力發電設備或風力發電場將電能饋送至電力供應電網之方法及用於將電能饋送至電力供應電網之風力發電設備及風力發電場
JP2013546290A (ja) 変換装置に基づく発電装置による電力動揺の抑制
ES2382786A1 (es) Metodo y sistema de control de tension de una central de generacion electrica y parque eolico.
CA2883814A1 (en) Method for operating a wind farm
CA3054327C (en) Wind park inertial response to grid stability
ES2876246T3 (es) Procedimiento y sistemas para hacer funcionar un sistema de generación y suministro de potencia
CN103052794B (zh) 风力发电装置的控制装置、风力发电系统及风力发电装置的控制方法
US9379551B2 (en) Methods and systems for controlling a power converter
WO2014083685A1 (ja) ウィンドファームの出力制御装置及び出力制御方法
KR101141090B1 (ko) 풍력 발전 장치의 제어 장치, 윈드팜, 및 풍력 발전 장치의 제어 방법
CN115864444A (zh) 一种风电场联合储能参与的调频方法、系统、设备及介质
Ramtharan et al. Support for Spinning Reserve from DFIG based wind turbines
KR100912061B1 (ko) 다중 플라이휠 설비를 이용한 다목적 풍력단지 출력제어시스템 및 그 방법
JP2022179176A (ja) 出力変動電源システムの制御方法および出力変動電源システム
ES2704240T3 (es) Método para coordinar características de control de frecuencia entre centrales convencionales y centrales de energía eólica

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 09757653

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2009757653

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12996046

Country of ref document: US